Évaluation du risque de puits sec dans les réservoirs hétérogènes

Evaluation of the Dry Well Risk in Heterogeneous Reservoirs

¹ Institut Français du Pétrole
² Elf E&P

Auteur de correspondance : l-ying. hu@ifp. fr

Résumé

Dans le cas d'un réservoir hétérogène avec une forte proportion de faciès non (ou peu) perméables (faciès non-réservoir), le risque pour qu'un puits soit foré complètement dans les faciès non-réservoir peut être considérable. Le risque (ou la probabilité) du puits sec est défini comme une fonction (non linéaire) des paramètres du mode stochastique de réservoir (proportionns de faciès et leurs longueurs de corrélation) et des paramètres du puits (intervalle de production et orientation). Nous disposons d'une formule analytique de la probabilité du puits sec pour une classe de modèles stochastiques de réservoir ayant la propriété semi-markovienne (e. g. le modèle booléen à objets élémentaires convexes). Dans cet article, nous proposons une généralisation de cette formule à d'autres modèles stochastiques de réservoir couramment utilisés en pratique. L'approche proposée est validée sur deux modèles de réservoir générés respectivement par les deux méthodes géostatistiques les plus utilisées, à savoir la méthode de simulation séquentielle d'indicatrices et la méthode de simulation gaussienne tronquée. La construction de ces modèles de réservoir est inspirée d'un champ réel. Dans les deux cas, l'approximation obtenue de la probabilité du puits sec est satisfaisante. Contrairement à un plan d'expériences conventionnel basé sur une approximation polynomiale, l'approche proposée confère une signification géologique aux paramètres qui influencent la probabilité du puits sec. La méthode proposée peut être utilisée pour optimiser l'orientation et la complétion (intervalle de production) d'un nouveau puits. En particulier, elle peut être utilisée pour évaluer l'efficacité d'un puits horizontal par rapport à un puits vertical ou incliné. Lors d'une évaluation de la performance d'un nouveau puits, il convient d'évaluer d'abord le risque de puits sec et ensuite d'évaluer sa performance, sachant qu'il rencontre des faciès réservoir.

Abstract

With heterogeneous reservoirs, there is a high risk of drilling wells in nonreservoir facies. An evaluation of this dry wellrisk is necessary for decision making. The dry wellrisk probability is defined as a nonlinear function of the stochastic reservoir model parameters (facies proportions and their correlation lengths) and the well parameters (production interval and orientation). There exists an analytical formula of the dry wellrisk probability for a class of stochastic reservoir models which have the semi-Markovian property (e. g. the Boolean model with convex elementary objects). This paper proposes a generalization of this formula to other stochastic reservoir models commonly used in practice. The proposed approach is validated on two numerical reservoir models generated respectively by the most commonly used geostatistical methods: the sequential indicator simulation and the truncated Gaussian simulation. The construction of these reservoir models is inspired from a real field. In both cases satisfactory approximations of the dry wellrisk probability are obtained. Unlike a conventional experimental design based on a polynomial approximation, the proposed approach gives a geological signification to the parameters which influence the dry wellrisk probability. The method can be used to optimize the orientation and the completion (production interval) of a new well. In particular, it can be used to evaluate the efficiency of a horizontal well as opposed to a vertical or inclined well. When evaluating the uncertainty on the performance of a new well, it is convenient to evaluate first the dry wellrisk and then to evaluate the well performance provided that the well hits the reservoir facies.