Cohérence d'un modèle de sous-sol en intégrant des données Géologiques, Géomécaniques, Géophysiques et de Simulation d'écoulement

Petroleum reservoir production modifies the stress state of the subsurface. Petroleum is drawn out, the reservoir pore pressure decreases, and the reservoir rock supports an additional loading. The reservoir is not the only affected area of the field during the production: the layers above (the overburden) and below (the underburden) move. To understand the effect of the reservoir compaction on the overburden and on the subsidence, geomechanical models are built. The rock elastic behavior and the pore pressure change are used to compute the displacement field and the stress changes. In any case, the models of petroleum fields are riddled with uncertainties because the data are sparse and fuzzy and often the results of a long and complex processing. The data uncertainties make the interpretation difficult, or the usage of the prediction made by reservoir models. To reduce these uncertainties, seismic data such as time-lapse seismic (4D) is used in the geomechanical modelling workflow. 4D seismic are imprinted by the fluid flow in the reservoir, by the strain in the reservoir and in the overburden, and by the rock damaging. In most of the produced fields, the amount of time shifts (the reflectors time-arrival difference) in the overburden is significant. While only a small part of the overburden time shifts is explained by the strain, the velocity change plays a major role. But the relationship between the velocity change and the stress state change due to the reservoir compaction is not known. Microcracks opening is known to have a strong effect on the velocity change. Crack-based models can explain the stress-dependent velocity change in rock samples. Based on synthetics models, different authors predict that the velocity change is anisotropic because the stress change in the overburden is anisotropic. However, the velocity change anisotropy is not considered in the classic time-lapse seismic inversion as only the vertical direction is considered. The object of this thesis is to extract more information from the data to create a more precise description of the subsurface model. A Mechanical History Matching of time-lapse inverted time strains using Ensemble methods is performed. For this, we first propose to invert for pressure variation in the reservoir to match the time-lapse seismic data. Using the empirical R-factor law, time-lapse time strains are predicted by the mechanical vertical strains. The reservoir pore pressure is updated to match the geomechanical model predictions with the time-lapse inversion results, suggesting that a new compartmentalization of the reservoir is needed to match the 4D information in the overburden. This first approach interrogates on the usage of reservoir simulation data in the geomechanical model. Second, we propose to recover the velocity change anisotropy from prestack time-lapse seismic data. A tomographic reconstruction of the velocity change is performed by realigning the baseline to the monitor. The method is applied to a real case study. The retrieved anisotropic velocity change in the overburden corresponds to a large decrease in epsilon and delta in terms of Thomsen parameters while the vertical velocity change is tiny. Classically, geomechanical models show an overburden stretching corresponding to an opening of horizontal cracks; this is not what we observe in the velocity change anisotropy. To explain the data, we propose a rock-physics model corresponding to vertical cracks with a small aspect ratio (between 10-2 and 10-3) in a water-saturated rock. This second approach interrogates on the assumptions made when the geomechanical model simulation results are compared to the time-lapse seismic inversion results. As shown in the two approaches, a great potential for improving the consistency and reduce uncertainty of the models exists when mixing various data. This work is preliminary and much more work is required to integrate all sources of data into the shared earth model.La production des réservoirs pétrolifères modifie l'état de contrainte du sous-sol. L'extraction du pétrole induit une diminution de la pression des pores et la roche réservoir est soumise à un chargement supplémentaire. Le réservoir n'est la seule région affectée par la production : les couches sus-jacentes et sous-jacentes se déplacent aussi. Pour comprendre l'effet de la compaction du réservoir sur les couches sus-jacentes et sur la subsidence, des modèles géomécaniques sont construits. Le comportement élastique et le changement de la pression des pores sont utilisés pour calculer le champ de déplacement et le changement d'état de contrainte. Néanmoins, les modèles des champs pétrolifères sont entachés d'incertitudes parce que les données sont éparses, mal-comprises et elles sont le résultat d'un traitement long et complexe. L'incertitude des données rends leur interprétation et leur utilisation difficile. Pour améliorer la prédictibilité des modèles, les données sismiques comme la sismique 4D sont utilisés dans le processus de construction du modèle géomécanique. La sismique 4D est empreinte par l'écoulement des fluides dans le réservoir, par sa déformation et celle des roches environnantes et par l'endommagement des roches. Dans la plupart des champs en production, la quantité de « time-shifts » (la différence en temps de trajet des réflecteurs) dans les roches sus-jacentes est importante. Ce signal s'explique en partie par la déformation, mais surtout par le changement de la vitesse des ondes sismiques. L'ouverture de petites fractures peut induire des changements de vitesse fort. Les modèles de fractures permettent d'expliquer ce changement de propriétés élastique durant un changement d'état de contraintes. Grâces à des modèles synthétiques, des auteurs ont prédits que le changement de vitesses est anisotrope parce que le changement d'état de contrainte dans les roches sus-jacentes est anisotrope. Cependant, l'anisotropie du changement de vitesse en sismique 4D n'est pas considérée. L'inversion 4D ne considère que des changements de vitesse verticale. L'objet de cette thèse est d'extraire plus d'information dans les données pour créer une description plus précise du sous-sol. En utilisant des méthodes d'ensemble, le modèle géomécanique est mis-à-jour en utilisant des données issues de l'inversion sismique 4D. Pour ce faire, nous proposons en premier lieu d'obtenir la variation de pression du réservoir qui permet d'expliquer des données sismiques 4D. Cette étude suggère que la compartimentalisation du réservoir doit être réévaluée afin de comprendre les données sismiques. Puis, nous proposons d'obtenir l'anisotropie du changement de vitesse à partir des données sismiques 4D avant sommation. Une reconstruction tomographique de ce changement de vitesse permet de réaligner la base au monitor. Cette méthode est appliquée sur un cas d'étude réel. L'anisotropie du champ de vitesse obtenue corresponds à une diminution d'epsilon et de delta en termes de paramètres de Thomsen alors que le changement de vitesse verticale est faible. Les modèles géomécaniques montrent que la déformation des roches sus-jacentes est compatible avec l'ouverture de fractures horizontales ; ce n'est pas ce que l'on observe dans notre cas d'étude. Pour expliquer nos résultats, nous proposons un modèle de roches dans lequel se développe une fracturation verticale dans une roche saturée en eau. Ces fractures ont un rapport d'aspect faible (entre 10-2 et 10-3). Cette seconde approche nous interroge sur les hypothèses faites quand les prédictions des modèles géomécaniques sont comparées aux résultats d'inversion 4D. Ces deux approches montrent un grand potentiel dans l'amélioration de la cohérence et la réduction des incertitudes dans les modèles quand différentes données sont confrontées. Davantage d'effort est nécessaire afin de construire un modèle du sous-sol qui permettrait de comprendre toutes les données à notre disposition