Inversion simultanée des données sismiques et des données de production

Coupled Matching of the Production Data and the Seismic Data

¹ Institut Français du Pétrole
² Université Aix-Marseille I

Auteur de correspondance : laurent. pianelo@ifp. fr

Résumé

On utilise, pour l'interprétation des mesures de production aux puits, ainsi que pour l'interprétation des profils sismiques, des procédures d'inversion. Elles permettent d'essayer, à partir d'un modèle géologique maillé, de caler des simulations numériques sur des mesures de terrain, ceci en faisant varier les paramètres de ce modèle. Malheureusement, un manque de données permet souvent à plusieurs modèles de résoudre le problème inverse. La gestion des incertitudes devient alors complexe. Une nouvelle méthode est donc proposée pour inverser simultanément les deux modèles (sismique et gisement) afin de réduire le nombre de scénarios possibles. On se sert ici des relations de laboratoire pour relier la perméabilité absolue du milieu à son impédance acoustique. On ajoute alors de l'information aux deux problèmes inverses et on améliore ainsi considérablement les modèles. In fine, on cherche à fournir à l'ingénierie de gisement les moyens de prévoir le comportement des gisements pétroliers hétérogènes et d'évaluer l'incertitude inhérente à ces prévisions. Sont présentés dans cet article les problèmes et procédures mathématiques employées comme modèles directs et inverses, ainsi que des tests numériques validant la méthode.

Abstract

Matching procedures are often used in reservoir production to improve geological models. In reservoir engineering, history matching leads to update petrophysical parameters in fluid flow simulators to fit the results of the calculations with observed data. In the same line, seismic parameters are inverted to allow the numerical recovery of seismic acquisitions. However, it is well known that these inverse problems are poorly constrained. The idea of this original work is to match simultaneously both the permeability and acoustic impedance of the reservoir, for an enhancement of the resulting geological model. To do so, both parameters are linked using either observed relations and/or the classic Wyllie (porosity-impedance) and Carman-Kozeny (porosity-permeability) relationships. Hence, production data are added to the seismic match, and seismic observations are used for the permeability recovery. The work consists in developing numerical prototypes of a 1D fluid flow simulator and a 1D seismic acquisition simulator. Then, in implementing the coupled inversion loop of the permeability and acoustic impedance of the two models, we can test our theory on a 1D case. Comparison of the coupled matching with the two classical ones demonstrates the efficiency of our method. We reduce significantly the number of possible solutions, and then the number of scenarios. In addition, the augmentation of information leads to a natural improvement of the obtained models, especially in the spatial localization of the permeability contrasts. The improvement is significant, at the same time in the distribution of the two inverted parameters, and in the rapidity of the operation. This work is an important step in a way of data integration. It allows to use the available hard and soft data, as the knowledge of the depositional environment (like geostatistical models), seismic information (like surface seismograms), and/or dynamic information (like well-test and production data), and leads to a better reservoir characterization. This original algorithm could also be useful in reservoir monitoring, history matching and in optimization of production.