Quantitative Modeling in the North Sea: Towards a More Confident Assessment of the Critical Risks
Modélisation quantitative en mer du Nord : vers une meilleure estimation des risques
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Institut Français du Pétrole
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Statoil
Corresponding author: stehay@statoil. com
Quantitative modeling has become a standard part of probability assessment, for both hydrocarbon systems analysis and reservoir quality prediction, undertaken in association with prospectivity evaluation in the Norwegian North Sea and Haltenbanken areas. Presently, the Norwegian North Sea and parts of Haltenbanken can be classified as mature basins. As such, quantitative assessment is focussed towards assessment of prospects lying on basin margins outside known kitchen areas; satellite prospect assessment in and around existing infrastructure; and assessment of deep, often high-pressure, high-temperature (HP/HT) prospects in basin centers. Outside the known kitchen areas, access to a long-distance petroleum migration route is critical for success. In the proximity of existing infrastructure petroleum migration and trapped fluid gas-to-oil ratio (GOR) are often key risks. In deep, HP/HT settings reservoir quality and top-seal integrity are often the most important factors. Application of quantitative models in these environments allows a consistent evaluation methodology, testing of the consequences of geological uncertainty, and an improvement in confidence. We will illustrate the use of 3D migration modeling to assess migration fairways close to existing infrastructure and outside known kitchens; our experience of matching observed fluid GOR using 2D compositional modeling; and how we model porosity evolution in HP/HT areas and the influence that thermally controlled quartz diagenesis has on overpressure build-up and top-seal leakage. These examples show how quantitative modeling tools and new understanding of fundamental processes are being used and developed today in the North Sea and Halten bank.
Résumé
La modélisation quantitative est devenue une étape classique de l'analyse des risques, à la fois pour l'analyse des systèmes pétroliers et pour la prédiction de la qualité des réservoirs. Dans cet article, elle est associée à l'évaluation prospective en mer du Nord norvégienne et dans la zone de Haltenbanken. À ce jour, la mer du Nord norvégienne et certaines parties de la zone de Haltenbanken peuvent être considérées matures. En conséquence, les analyses quantitatives portent essentiellement sur des prospects marginaux hors des zones d'alimentation connues, des prospects satellites dans et autour de gisements connus, et des prospects profonds, souvent sous hautes pressions et hautes températures (HP/HT). La compréhension des chemins de migration éloignés des zones d'alimentation connues est une clé du succès. À proximité des gisements connus, le rapport gaz/huile (GOR) constitue un facteur de risque. Dans les réservoirs HP/HT, la qualité de ces derniers et la tenue des couvertures sont les facteurs les plus importants. L'application de modèles quantitatifs dans ces environnements permet de mettre en Suvre une méthodologie cohérente d'évaluation, de tester les conséquences des incertitudes géologiques, et d'améliorer la confiance. Dans cet article, nous illustrons tout d'abord l'utilisation de la modélisation de la migration 3D afin de comprendre les chemins de migration proches des gisements connus et éloignés des zones sources connues. Puis, nous présentons notre expérience pour reproduire les GOR observés avec l'utilisation des modèles compositionnels 2D. Enfin, nous montrons comment nous modélisons l'évolution de la porosité dans des zones HP/HT et l'influence que la diagenèse du quartz, contrôlée par la température, a sur les fuites dans les couvertures et l'évolution des pressions. Ces exemples montrent comment des outils de modélisation quantitative et de nouvelles connaissances sur les processus fondamentaux sont utilisés et développés à ce jour en mer du Nord et dans la zone de Haltenbanken.
© IFP, 2002