L’évaluation des formations géologiques consiste en l’analyse et la synthèse de données de différentes sources, de différentes échelles (microscopique à kilométrique) et acquises à des dates très variables. Le processus conventionnel de caractérisation des formations relève alors de l’interprétation physique spécialisée de chacune de ces sources de données et leur mise en cohérence par des processus de synthèse essentiellement d’ordre statistique (corrélation, apprentissage, up-scaling…). Il s’avère cependant qu’une source de données présente un caractère central : les diagraphies. Ces mesures physiques de différentes natures (nucléaires, acoustiques, électromagnétiques…) sont réalisées le long de la paroi d’un puits à l’aide de différentes sondes. Elles sont sensibles aux propriétés in situ des roches, et ce, sur une gamme d’échelle centimétrique à métrique intermédiaire aux carottes et données de test de production. De par leur profondeur d’investigation, les données diagraphiques sont particulièrement sensibles au phénomène d’invasion de boue se produisant lors du forage dans l’abord puits. Traditionnellement, l’invasion est modélisée de façon frustre au moment de l’interprétation diagraphiques par un simple effet piston. Ce modèle simple permet d’honorer le bilan de volume mais ne prend aucunement en compte la physique réelle d’invasion et prive, de fait, les diagraphies de toute portée dynamique. Des essais de modélisation de l’historique d’invasion couplés aux données diagraphiques ont déjà été élaborés par différents laboratoires et une abondante littérature sur le sujet est disponible. Les limitations majeures de ces approches résident dans le caractère sous déterminé des problèmes inverses issus de ces modèles physiques et dans le fait que la donnée diagraphique est réalisée en général sur un intervalle de temps inadaptée au regard du développement de l’invasion. Nous proposons une approche différente qui s’attèle non pas à décrire la physique de l’écoulement mais celle de l’équilibre radial des fluides dans le domaine envahi lorsque les diagraphies sont acquises. Nous montrons qu’en introduisant quelques contraintes pétrophysiques supplémentaires, il est possible d’inverser efficacement la distribution des propriétés dynamiques pour chaque faciès géologique. L’inversion prend en compte le phénomène d’invasion radial dans la zone à eau ainsi que l’équilibre capillaire vertical caractérisant le profil de saturation dans le réservoir pour chaque facies. A chaque profondeur du puits, sont ainsi obtenues perméabilités, pressions capillaires et facteurs de cimentation avec leurs incertitudes ainsi que les lois pétrophysiques propres à chaque faciès. Cette méthode a été appliquée à deux puits réels. En guise de validation, les résultats d’inversion ont été comparés aux mesures laboratoire faites sur carotte. De plus, les perméabilités inversées ont été comparées aux transitoires de pression de mini-tests. La cohérence des résultats montre que, d’une part, les hypothèses de base du modèle sont validées et que, d’autre part, l’approche fournit une estimation fiable de grandeurs dynamiques à toute échelle pour chaque faciès réservoir, et ce, dès l’acquisition des données diagraphiques. L’approche d’inversion proposée a permis de lever une limitation majeure des précédentes tentatives de prédiction des propriétés dynamiques par les diagraphies en reconsidérant la problématique non pas sous l’angle d’une modélisation phénoménologique exacte mais en l’abordant de manière globale à l’échelle d’une chaîne d’étude complète. Cette approche permet de fait une mise en cohérence très précoce des données, d’identifier les faciès d’intérêt et de qualifier les besoins véritables en données. Cet outil s’avère très puissant pour qualifier et caractériser les hétérogénéités pétrophysiques des formations et aider ainsi à résoudre le problème de mise à l’échelle des grandeurs dynamiques / The current geological formation evaluation process is built on a workflow using data from differentsources, different scales (microscopic to kilometric) and acquired at different times. Theconventional process of formation evaluation belongs to the dedicated study of each of thesesource of data and their reconciliation through a synthesis step, often based on statisticalconsideration (correlation, learning, up-scaling …). It turns out that there exists a source of datawhich is of considerable importance: logs. These physical measurements of different nature(nuclear, acoustic, electro-magnetic…) are acquired all across the well thanks to multiple probes.They are sensitive to the in situ properties of the rock on an intermediate scale between core dataand well tests (from centimeters to several meters). Because of their depth of investigation, logsare particularly sensitive to the mud filtrate invasion, a phenomenon which occurs during thedrilling in the near well-bore environment. The invasion is conventionally modeled in a rough waywith a piston effect hypothesis. This simple model allows to ensure the volume balance but doesnot take into account the physical processes of the invasion and thus prevent any estimation ofdynamic properties from log interpretation. Several attempts of simulating the complete history ofinvasion have been made by different laboratories in the past, and a rich literature is available onthis topic. The major pitfalls of these approaches come from the under-determination of theinverse problems derived from such models. Furthermore, logs are generally made in a time lapsewhich does not allow to fully characterize the process of invasion. We propose a differentapproach which does not fully describe the physics of the invasion but considers that a radialequilibrium has been reached between the fluids in the invaded zone when logs are acquired. Weshow that it is possible to efficiently invert the distribution of dynamical properties for eachgeological facies by adding some petrophysical constraints. The inversion takes into account thephenomenon of radial invasion in the water zone and the vertical capillary equilibrium describingthe water saturation profile in the reservoir for each facies. At each depth, permeabilities, capillarypressures and cementation factors are thus obtained, along with their uncertainties and thepetrophysical laws specific to each facies. This method has been applied to two wells. Weobtained good results when comparing inverted parameters to the measurements made on coresamples in laboratory. Furthermore, inverted permeabilities have also been compared topermeabilities derived from mini-tests. The consistency of the results shows that, on the one hand,the hypothesis behind our model are valid and, on the other hand, this approach can provide areliable estimation of dynamical parameters at different scales for each reservoir facies as soon asthe logs are acquired. The proposed approach allows to overcome a major limitation of theprevious attempts of the dynamical properties estimation from log interpretation. It allows areconciliation of different data and a facies recognition at an early stage of interpretation, and canindicate the real contribution of each source of data. The technique can even help in identifying theformation heterogeneities and for the petrophysical upscaling.
| Identifer | oai:union.ndltd.org:theses.fr/2018INPT0125 |
| Date | 12 November 2018 |
| Creators | Vandamme, Thibaud |
| Contributors | Toulouse, INPT, Gratton, Serge |
| Source Sets | Dépôt national des thèses électroniques françaises |
| Language | French |
| Detected Language | French |
| Type | Electronic Thesis or Dissertation, Text |
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