Conditioning an Underground Gas Storage Site to Well Pressures

Calage d'un site de stockage de gaz par des données de pression

¹ Institut français du pétrole
² Gaz de France

Corresponding author: mickaele.le-ravalec@ifp.fr

Abstract

This paper is concerned with the integrated modelling of an underground gas storage (UGS) site, considering geological data as well as production data. The production history for this UGS, located in an aquifer close to Paris, France, consists of two periods. The first one is a 7-year filling period for which the cushion gas was injected. The second one is a 10-year cycling period for which gas was injected during the summer to replenish the reserves and withdrawn during the winter according to the demand. Gas storage was performed through a dozen wells. During these two periods, pressures were recorded in 11 observation wells located all around the site. The first period data only are used to constrain the reservoir model. The second period data are used for comparison purposes. An assisted history-matching process based on the gradual deformation method was implemented to integrate production history jointly with geological data into reservoir models. By use of this innovative technique, both stochastic and deterministic parameters were accounted for. We show that the most influential parameters are related to the petrophysical properties (porosity means, coefficients defining the relations between porosity and permeability). The stochastic parameters are of second order only: they did not impact the matching process. The optimal reservoir model deduced from the matching procedure reproduced the static data and the pressures recorded for almost all the wells. The assisted history-matching methodology developed is especially powerful for managing a workflow integrating every steps from fine grid model creation to fluid flow simulation, handling rapid preliminary history-matching tests, analyzing the influence of several deterministic and stochastic parameters, determining fine grid reservoir models consistent with all the available data, and lastly reducing uncertainty in predictions.

Résumé

Cet article concerne la modélisation d'un site souterrain de stockage de gaz, situé près de Paris (France), en considérant simultanément les données géologiques et les pressions mesurées aux puits. L'historique de production disponible comprend deux périodes. Le gaz coussin est injecté pendant une première période, qui s'étale sur sept ans. Il s'agit avant tout d'une période de remplissage. La deuxième période, d'une durée de dix ans, est consacrée à l'exploitation du site. On injecte du gaz l'été pour réalimenter les réserves et on l'extrait l'hiver en fonction de la demande des consommateurs. Le fonctionnement du stockage est assuré par une douzaine de puits. Pendant ces deux périodes, les pressions sont enregistrées dans onze puits d'observation, situés autour du site de stockage. Dans cette étude, seules les données collectées pendant la première période sont utilisées pour contraindre le modèle de réservoir. Les données relatives à la seconde période sont mises de côté. Elles permettront ultérieurement d'apprécier la qualité du modèle construit à partir des données de la première période. Un processus assisté de calage d'historique est mis en place pour intégrer conjointement les données géologiques et les données de pression dans la modélisation du réservoir. Ce processus fait intervenir la méthode de déformation graduelle. Il permet d'ajuster, au cours du processus de calage, des paramètres déterministes ainsi que des paramètres stochastiques. On montre que les paramètres les plus influents dépendent des propriétés pétrophysiques : on identifie, par exemple, les moyennes des porosités et les coefficients liant les porosités et les perméabilités. Pour l'étude considérée, les paramètres stochastiques s'avèrent être du deuxième ordre : ils n'affectent que très peu le processus de calage. Le modèle optimal de réservoir obtenu après calage corrobore les données géologiques et les pressions enregistrées aux puits. La méthodologie développée se caractérise essentiellement par les possibilités qu'elle offre en ce qui concerne la gestion d'un workflow. Elle permet d'intégrer toutes les étapes de la construction d'un modèle de réservoir depuis la création du modèle géologique à l'échelle fine jusqu'à la simulation des écoulements de fluide sur le modèle grossier. Le workflow, une fois stocké, peut être répété : l'influence de nombreux paramètres, tant déterministes que stochastiques, peut être analysée. Enfin, la technique proposée permet d'effectuer rapidement des tests préliminaires de calage et d'élaborer au final un modèle fin cohérent avec l'ensemble des données disponibles. La cohérence améliorée vis-à-vis des données conduit à une réduction des incertitudes sur les prédictions relatives au comportement dynamique du réservoir.