Reservoir models are generally constructed from seismic, well logs and other related datasets using inversion methods and geostatistics. It has already been recognized by the geoscientists that such a process is prone to non-uniqueness. Practical methods for estimation of uncertainty still remain elusive. In my dissertation, I propose two new methods to estimate uncertainty in reservoir models from seismic, well logs and well production data. The first part of my research is aimed at estimating reservoir impedance models and their uncertainties from seismic data and well logs. This constitutes an inverse problem, and we recognize that multiple models can fit the measurements. A deterministic inversion based on minimization of the error between the observation and forward modeling only provides one of the best-fit models, which is usually band-limited. A complete solution should include both models and their uncertainties, which requires drawing samples from the posterior distribution. A global optimization method called very fast simulated annealing (VFSA) is commonly used to approximate posterior distribution with fast convergence. Here I address some of the limitations of VFSA by developing a new stochastic inference method, named Greedy Annealed Importance Sampling (GAIS). GAIS combines VFSA with greedy importance sampling (GIS), which uses a greedy search in the important regions located by VFSA to attain fast convergence and provide unbiased estimation. I demonstrate the performance of GAIS on post- and pre-stack data from real fields to estimate impedance models. The results indicate that GAIS can estimate both the expectation value and the uncertainties more accurately than using VFSA alone. Furthermore, principal component analysis (PCA) as an efficient parameterization method is employed together with GAIS to improve lateral continuity by simultaneous inversion of all traces. The second part of my research involves estimation of reservoir permeability models and their uncertainties using quantitative joint inversion of dynamic measurements, including synthetic production data and time-lapse seismic related data. Impacts from different objective functions or different data sets on the model uncertainty and model predictability are investigated as well. The results demonstrate that joint inversion of production data and time-lapse seismic related data (water saturation maps here) reduces model uncertainty, improves model predictability and shows superior performance than inversion using one type of data alone. / text

La sismique pétrolière est un domaine d'innovation continue depuis plus d'un siècle. Une part non négligeable des études concerne la séparation des différentes ondes se propageant dans le milieu exploré, en particulier les ondes de surface. A petite profondeur, les ondes de surfaces servent à la tomographie. Bien les connaître et les modéliser permet d'imager la proche surface. Quand la prospection est tournée vers les grandes profondeurs – soit 95% de l'industrie géophysique - ces ondes masquent les ondes de volume qui contiennent les informations sur les couches profondes. Il est donc fondamental de pouvoir s'en affranchir et l'étape de séparation est des plus importantes. Les ondes de surface peuvent cependant être utilisées pour une meilleure connaissance de la proche surface, ce qui permet d'en déduire après coup des paramètres utilisables pour améliorer l'imagerie en profondeur. La recherche s'est renouvelée dans ce domaine du fait de l'impulsion récente donnée par l'imagerie sismique passive à partir du bruit sismique ambiant ou la mise en place de nouvelles géométries d'acquisition. En parallèle, l'étude des champs pétroliers existants pour une meilleure exploitation tend à se développer dans l'industrie. La maîtrise de l'imagerie 4D (3 dimensions d'espace + le temps, appliqués à la surveillance de réservoir) devient dès lors une activité clé pour la recherche dans laquelle les variations des paramètres du sous-sol sont estimées. Le travail de thèse réalisé est issu des constatations suivantes : - En dépit de travaux très riches, les ondes de surface représentent encore un sujet d'investigation important en exploration géophysique. - Les expérimentations à l'échelle du laboratoire restent relativement peu usitées en géophysiques, en particuliers pour des études impliquant un grand nombre de points de mesure. La première partie de la thèse a permis de valider un environnement de laboratoire adapté à l'étude des ondes de surfaces, en particulier la mise en évidence d'un mélange « ondes de surface – ondes de volume » analogue à celui rencontré lors d' acquisitions terrestres. Ceci a pu être réalisé grâce à des gels d'Agar-agar de forte densité et la mise en place d'une chaine d'acquisition automatisée impliquant des réseaux de sources et de récepteurs denses. Une deuxième partie a permis de séparer les ondes de surface et les ondes de volume à l'aide de traitement d'antennes. Après séparation des ondes, il devient possible de suivre leurs variations de temps d'arrivées en présence de modification du milieu en surface et/ou en profondeur comme dans le cas d'une surveillance de réservoir en sismique pétrolière (4D). Une étude 4D complète a donc été réalisée, permettant de suivre non seulement les variations de temps d'arrivées mais également d'amplitude et de directions de départ et d'arrivées des ondes. Une méthode pour compenser les variations de vitesses parasites de la proche surface à été développée. Cette étude a été complétée par une étude issue de données terrains. Les profils de vitesse rencontrés sur le terrain font état de vitesses relativement faibles en surface. La conséquence en est que les différentes ondes de volume issues de la profondeur arrivent avec des angles d'incidences faibles et voisins les uns des autres. Les méthodes classiques de séparation d'ondes étant souvent inefficaces à ces angles, un chapitre a été consacré à l'étude des algorithmes de haute résolution dans le cadre de l'exploration sismique. Enfin, en tirant partie de la haute densité spatiale de points d'acquisitions rendue possible par l'environnement mise en place, une étude comparée de deux dispositifs - l'un théoriquement idéal mais peu réaliste et l'autre économiquement viable sur le terrain mais moins efficace - a permis de s'attaquer au problème des ondes réfléchies sur des diffractants en surface qui perturbent beaucoup les acquisitions actuelles. Une nouvelle solution de filtrage a été proposée pour le deuxième cas. / Seismic exploration is a continuous innovation domain since more than one century. A significant part of the studies consists in separating the various waves propagating in the medium, especially surface waves. In the near-surface, surface waves are useful for tomography. Near-surface imaging becomes possible if they are well modelised. When exploration is dedicated to depth – meaning more than 95% of the seismic exploration business – the surface waves mainly hide body waves, which contains the informations related to the depth. Body and surface wave separation then becomes a fundamental task. In these situations, the surface waves can nevertheless be used to better know the near surface. It allows computing parameters usable to better the depth imaging. Research knew recent developments in this domain due to the recent impulsion given by the passive seismic imaging from ambient noise and the study of new acquisition designs with high spatial density. In parallel, the oil fields study for better exploitation is growing as a new industrial development axis. 4D (i.e. 3 spatial dilensions + time) imaging mastering becomes a key research activity, in which sub-surface parameters are estimated and monitored. This PhD thesis comes from the following remarks: - Despite rich works, surface waves are still an important research issue in seismic exploration. - Laboratory scale experiments know relatively few investigations, especially for high density acquisition design. The first step has been dedicated to the set up and the validation of a complete acquisition environment in the laboratory, adapted to surface wave study and high spatial density. Using Agar-agar phantoms, a mix of S body waves and Rayleigh surface waves comparable to the on-field P body waves and Rayleigh wave mix has been highlighted. Then, using array processing, wave separation has benne successfully demonstrated. After waves separation, it becomes possible to follow their arrival time variation in presence of surface and/or depth variation in the medium, as in reservoir monitoring conditions. A complete 4D study has been performed, allowing not only the arrival time monitoring but also amplitude and arrival and launch directions. A method has been proposed to compensate the near-surface spurious variations. An adaptation of the method on a field data set is then performed. Generally, velocity profiles on the field show weak velocities in the sub-surface. As a consequence, the various waves coming from the depth have weak and comparable incidences angles. Classical separation method using array processing are usually insufficient to work with such incidence angles set. For this reason, a complete part of this work has been dedicated to the study of high resolution algorithms in the frame of seismic exploration and their adaptation. At the end, taking advantage of the high spatial density allowed by the laboratory environment, a comparative study of two designs – the first one theoretically ideal but somewhat unrealistic and the second one more viable economically but less efficient – has been performed to address the scattered waves filtering issue. For the second design, a new filtering method has been proposed to enhance the scattered waves filtering.

While geophysical reservoir characterization has been an area of research for the last three decades, geophysical reservoir monitoring, time-lapse studies, have recently become an important geophysical application. Generally speaking, the main target is to detect, estimate, and discriminate the changes in subsurface rock properties due to production. This research develops various sensitivity and feasibility analyses to investigate the effects of production-induced time-lapse changes on geophysical measurements including seismic and controlled-source electromagnetic (CSEM) data. For doing so, a realistic reservoir model is numerically simulated based on a prograding near-shore sandstone reservoir. To account for the spatial distribution of petrophysical properties, an effective porosity model is first simulated by Gaussian geostatistics. Dispersed clay and dual water models are then efficiently combined with other well-known theoretical and experimental petrophysical correlations to consistently simulate reservoir model parameters. Next, the constructed reservoir model is subjected to numerical simulation of multi-phase fluid flow to replicate a waterflooding scenario of a black oil reservoir and to predict the spatial distributions of fluid pressure and saturation. A modified Archie’s equation for shaly sandstones is utilized to simulate rock resistivity. Finally, a geologically consistent stress-sensitive rock physics model, combined with the modified Gassmann theory for shaly sandstones, is utilized to simulate seismic elastic parameters. As a result, the comprehensive petro-electro-elastic model developed in this dissertation can be efficiently utilized in sensitivity and feasibility analyses of seismic/CSEM data with respect to petrophysical properties and, ultimately, applied to reservoir characterization and monitoring research. Using the resistivity models, a base and two monitor time-lapse CSEM surveys are simulated via accurate numerical algorithms. 2.5D CSEM modeling demonstrates that a detectable time-lapse signal after 5 years and a strong time-lapse signal after 10 years of waterflooding are attainable with the careful application of currently available CSEM technology. To simulate seismic waves, I employ different seismic modeling algorithms, one-dimensional (1D) acoustic and elastic ray tracing, 1D full elastic reflectivity, 2D split-step Fourier plane-wave (SFPW), and 2D stagger grid explicit finite difference (FD). My analyses demonstrate that acoustic modeling of an elastic medium is a good approximation up to ray parameter (p) equal to 0.2 sec/km. However, at p=0.3 sec/km, differences between elastic and acoustic wave propagation is the more dominant effect compared to internal multiples. Here, converted waves are also generated with significant amplitudes compared to primaries and internal multiples. I also show that time-lapse modeling of the reservoir using SFPW approach is very fast compared to FD, 100 times faster for my case here. It is capable of handling higher frequencies than FD. It provides an accurate image of the waterflooding process comparable to FD. Consequently, it is a powerful alternative for time-lapse seismic modeling. I conclude that both seismic and CSEM data have adequate but different sensitivities to changes in reservoir properties and therefore have the potential to quantitatively map production-induced time-lapse changes. / text

La sismique pétrolière est un domaine d'innovation continue depuis plus d'un siècle. Une part non négligeable des études concerne la séparation des différentes ondes se propageant dans le milieu exploré, en particulier les ondes de surface. A petite profondeur, les ondes de surfaces servent à la tomographie. Bien les connaître et les modéliser permet d'imager la proche surface. Quand la prospection est tournée vers les grandes profondeurs - soit 95% de l'industrie géophysique - ces ondes masquent les ondes de volume qui contiennent les informations sur les couches profondes. Il est donc fondamental de pouvoir s'en affranchir et l'étape de séparation est des plus importantes. Les ondes de surface peuvent cependant être utilisées pour une meilleure connaissance de la proche surface, ce qui permet d'en déduire après coup des paramètres utilisables pour améliorer l'imagerie en profondeur. La recherche s'est renouvelée dans ce domaine du fait de l'impulsion récente donnée par l'imagerie sismique passive à partir du bruit sismique ambiant ou la mise en place de nouvelles géométries d'acquisition. En parallèle, l'étude des champs pétroliers existants pour une meilleure exploitation tend à se développer dans l'industrie. La maîtrise de l'imagerie 4D (3 dimensions d'espace + le temps, appliqués à la surveillance de réservoir) devient dès lors une activité clé pour la recherche dans laquelle les variations des paramètres du sous-sol sont estimées. Le travail de thèse réalisé est issu des constatations suivantes : - En dépit de travaux très riches, les ondes de surface représentent encore un sujet d'investigation important en exploration géophysique. - Les expérimentations à l'échelle du laboratoire restent relativement peu usitées en géophysiques, en particuliers pour des études impliquant un grand nombre de points de mesure. La première partie de la thèse a permis de valider un environnement de laboratoire adapté à l'étude des ondes de surfaces, en particulier la mise en évidence d'un mélange " ondes de surface - ondes de volume " analogue à celui rencontré lors d' acquisitions terrestres. Ceci a pu être réalisé grâce à des gels d'Agar-agar de forte densité et la mise en place d'une chaine d'acquisition automatisée impliquant des réseaux de sources et de récepteurs denses. Une deuxième partie a permis de séparer les ondes de surface et les ondes de volume à l'aide de traitement d'antennes. Après séparation des ondes, il devient possible de suivre leurs variations de temps d'arrivées en présence de modification du milieu en surface et/ou en profondeur comme dans le cas d'une surveillance de réservoir en sismique pétrolière (4D). Une étude 4D complète a donc été réalisée, permettant de suivre non seulement les variations de temps d'arrivées mais également d'amplitude et de directions de départ et d'arrivées des ondes. Une méthode pour compenser les variations de vitesses parasites de la proche surface à été développée. Cette étude a été complétée par une étude issue de données terrains. Les profils de vitesse rencontrés sur le terrain font état de vitesses relativement faibles en surface. La conséquence en est que les différentes ondes de volume issues de la profondeur arrivent avec des angles d'incidences faibles et voisins les uns des autres. Les méthodes classiques de séparation d'ondes étant souvent inefficaces à ces angles, un chapitre a été consacré à l'étude des algorithmes de haute résolution dans le cadre de l'exploration sismique. Enfin, en tirant partie de la haute densité spatiale de points d'acquisitions rendue possible par l'environnement mise en place, une étude comparée de deux dispositifs - l'un théoriquement idéal mais peu réaliste et l'autre économiquement viable sur le terrain mais moins efficace - a permis de s'attaquer au problème des ondes réfléchies sur des diffractants en surface qui perturbent beaucoup les acquisitions actuelles. Une nouvelle solution de filtrage a été proposée pour le deuxième cas.

L'objet de cette thèse est l'étude des possibles mécanismes élastiques expliquant l'amplification du bruit ambiant au droit de certains réservoirs multi-phasiques. Trois jeux de données sont traités. La signature spectrale observée d'un réservoir de vapeur géothermique est différente de celle d'un stockage de gaz. Dans une approche empirique, un algorithme de classification permet d'extraire et de cartographier les anomalies que l'on présume liées au réservoir. Un travail de modélisation est effectué pour tenter d'expliquer les anomalies mesurées. Dans les données réelles, une forte présence de modes supérieurs d'ondes de Rayleigh est détectée. On modélise numériquement en 2D la propagation de ces modes à travers un réservoir placé au sein d'une structure géologique réaliste. La réponse simulée du réservoir se révèle trop faible par rapport aux observations de terrain. Néanmoins, on parvient à inverser les faibles perturbations d'amplitude synthétiques pour la position du réservoir, dans des modèles de référence simples. Cette méthode pourrait être utilisable pour l'imagerie à partir de faibles variations d'amplitudes dans le cadre du monitoring. Pour ce qui est de fortes anomalies observées sur le terrain , il est à noter que les effets visco-élastiques, les effets 3D, et les effets liés à un éventuel champ incident diffus n'ont pas été pris en compte dans la modélisation. Ainsi ce travail n'exclut pas la possibilité de telles anomalies liées à la présence d'un réservoir. / This PhD work investigates the possible elastic mechanisms behind the ambient noise amplification above multi-phase fluid reservoirs. Three datasets are analysed above different reservoirs. The observed spectral signature is different in the gas storage and geothermal contexts. A non-supervised algorithm for amplitude spectrum classification is developed, allowing to extract and map the relevant attributes of a multi-phase fluid presence. As a first modelling step, a wavefield characterisation methodology is applied to determine the composition of the ambient noise. It reveals the presence of strong Rayleigh overtones. Numerical 2D elastic modelling is used to simulate the propagation of overtones across a reservoir within a realistic geological structure. The modelled reservoir response is too small compared to the real data. However, the small amplitude perturbations arising in the numerical simulations are successfully inverted for the position of the reservoir, in simple background models. The developed method could in theory be used for imaging small time-lapse amplitude variations (monitoring), despite the obstacles remaining to be overcome before a real-data application. Neither visco-elastic nor 3D effects are adressed. Thus this work does not exclude the possibility of strong reservoir-specific spectral anomalies.

Le Fossé rhénan bénéficie de circulations naturelles d’eau géothermale, ce qui le rend propice à l’exploitation géothermique. Comment et où les fluides géothermaux circulent-ils ? Quels liens ont-ils avec la tectonique et la sismicité induite ? La géodésie spatiale pourrait-elle apporter de nouveaux éclairages à ces questionnements ? L’objectif de cette thèse est la réalisation d’un suivi géodésique des sites géothermiques de Soultz-sous-Forêts et de Rittershoffen (Alsace, France). Les observations permettent de faire un état des lieux des déplacements de surface des environs des sites pendant leur mise en place et apportent de nouvelles connaissances à l’échelle locale sur le Fossé rhénan supérieur. Les résultats majeurs concernent l’analyse des déformations observées à Landau (Rhénanie-Palatinat, Allemagne). Cette approche illustre également les complémentarités des méthodes géodésiques utilisées (InSAR, GNSS, nivellement). / The Upper Rhine Graben benefits of natural circulation of geothermal fluid, which makes it suitable for geothermal exploitation. How and where do geothermal fluids circulate? What are their links with induced seismicity and tectonics? Could geodesy provide new insigth to these questions ? The objective of this thesis is the realization of a geodetic monitoring at Soultz and Rittershoffen (Alsace, France) geothermal sites. The results are an inventory of nearby sites surface displacements during the implementation of the geothermal sites. They bring new knowledge locally on the Upper Rhine Graben. The main results are the analysis of deformations observed in Landau (Palatinat, Germany). This approach also reflects the complementarities of geodetic methods (InSAR, GNSS, levelling).