History Matching of a Stochastic Model of Field-Scale Fractures: Methodology and Case Study

Calage d'historique d'un modèle stochastique de fractures à l'échelle réservoir : méthodologie et cas d'étude

¹ Institut Français du Pétrole, IFP, 1-4 avenue de Bois-Préau, 92852 Rueil-Malmaison Cedex - France
² Schlumberger Water Services, Le Palatin, 92936 Paris-La Défense Cedex - France
³ Statoil ASA, Forusbeen 35, 4035 Stavanger - Norway
⁴ Université Paris VI, 4 Place Jussieu, 75252 Paris Cedex 05 - France

Corresponding authors: sjenni@la-defense.oilfield.slb.com l-ying.hu@ifp.fr

Abstract

This paper focuses on the history matching of stochastic models of large-scale fractures under seismic resolution, namely sub-seismic faults and fracture swarms. First, we propose an object-based stochastic model for describing geological features of large-scale fractures. This model accounts for static constraints derived from seismic attributes, fault-related-strain-field, structural information (curvature), etc. Second, we review an upscaling procedure for performing fluid flow simulation in the presence of networks of large-scale fractures. Third, we present an algorithm for gradually moving and deforming stochastic fractures in the reservoir field while preserving their consistency with static constraints (location of seismic fractures, fracture density and orientation maps), whereby different realizations of the stochastic fracture network can be obtained. All these elements are integrated in an inverse procedure for calibrating stochastic models of large-scale fracture networks to hydrodynamic two-phase flow data. The above methodology is applied to an actual fractured reservoir. We build a field-scale fracture network constrained to the fracture density map and the orientations of the two fracture sets. Then we perform history matching of water-cut data in four zones of the field. Different calibration procedures are tested: global optimization that allows a general improvement of the model calibration to production data, and local calibration that further improves the match of each well. The results show the validity of the proposed methodology.

Résumé

Cet article vise le calage d'historique d'un modèle stochastique de fractures à grande échelle mais au dessous de la résolution sismique, à savoir les failles sub-sismiques et les couloirs de fracturation. D'abord, nous proposons un modèle stochastique de type objet pour décrire les aspects géologiques des fractures à grande échelle. Ce modèle prend en compte des contraintes statiques dérivées des attributs sismiques, des considérations géomécaniques, de l'information structurale (courbure), etc. Ensuite, nous passons en revue une procédure de mise à échelle pour construire un modèle de simulation d'écoulement de fluides en présence des réseaux de fractures à grande échelle. Enfin, nous présentons un algorithme pour graduellement déplacer et déformer des fractures stochastiques dans le champ réservoir tout en préservant leur cohérence avec les contraintes statiques (position des failles sismiques, cartes de densité et d'orientation de fractures), par lequel différentes réalisations du réseau stochastique de fractures peuvent être obtenues. Tous ces éléments sont intégrés dans une procédure inverse pour caler le modèle stochastique des réseaux de fractures à grande échelle à des données d'écoulement diphasique. La méthodologie ci-dessus est appliquée à un réservoir fracturé. Nous construisons un réseau de fracture à l'échelle du champ contraint par la carte de densité de fractures et les orientations des deux familles de fractures. Puis, nous effectuons un calage aux données de water-cut dans quatre zones du champ. Différentes procédures de calage sont examinées : optimisation globale qui permet une amélioration générale du calage du modèle aux données de production, et optimisation locale qui améliore davantage le calage de chaque puits. Les résultats démontrent la validité de la méthodologie proposée.