A Rapid and Efficient Methodology to Convert Fractured Reservoir Images Into a Dual-Porosity Model Méthodologie rapide et efficace pour convertir les images de réservoir fracturé en modèle à double porosité

• Main Authors: Bourbiaux B., Cacas M. C., Sarda S., Sabathier J. C.
• Format: Article
• Language: English
• Published: EDP Sciences 2006-12-01
• Series: Oil & Gas Science and Technology
• Online Access: http://dx.doi.org/10.2516/ogst:1998069
• ISSN: 1294-4475; 1953-8189

Both characterization and dynamic simulation of naturally-fractured reservoirs have benefited from major advances in recent years. However, the reservoir engineer is still faced with the difficulty of parameterizing the dual-porosity model used to represent such reservoirs. In particular, the equivalent fracture permeabilities and the equivalent matrix block dimensions of such a model cannot be easily derived from observation of the complex images of natural fracture networks. This paper describes a novel and systematic methodology to compute these equivalent parameters. The results of its implementation with specially-designed software demonstrate its validity and efficiency in dealing with field situations. A tensor of equivalent fracture permeability is derived from single-phase steady-state flow computations on the actual fracture network using a 3D resistor network method and specific boundary conditions. The equivalent block dimensions in each layer are derived from the rapid identification of a geometrical function based on capillary imbibition. The methodology was validated against fine-grid reference simulations with a conventional reservoir simulator. Then, a complex outcrop image of a sandstone formation was processed for demonstration purposes. This innovative tool enables the reservoir engineer to build a dual-porosity model which best fits the hydraulic behavior of the actual fractured medium. <br> La caractérisation et la simulation dynamique des réservoirs naturellement fracturés ont bénéficié d'avancées importantes ces dernières années. Toutefois, l'ingénieur réservoir reste confronté à la difficulté de paramétrer le modèle équivalent à double porosité utilisé pour représenter de tels réservoirs. En particulier, les perméabilités de fracture équivalentes et les dimensions du bloc matriciel équivalent ne peuvent pas être facilement déduites de l'observation des images complexes de réseaux naturels de fractures. Cet article décrit une technique nouvelle et systématique pour calculer ces paramètres équivalents. Les résultats de sa mise en Suvre au moyen d'un logiciel spécifique démontrent sa validité et son efficacité pour l'étude de cas de champ. Un tenseur des perméabilités de fracture équivalentes est déduit de calculs d'écoulements stationnaires et monophasiques dans le réseau réel de fractures, ce dernier étant assimilé à un réseau 3D de résistances et soumis à des conditions aux limites spécifiques. Les dimensions du bloc équivalent dans chaque couche sont obtenues rapidement par identification d'une fonction géométrique représentative d'un déplacement capillaire. La méthodologie a été validée par comparaison avec des simulations à maillage fin réalisées au moyen d'un simulateur de réservoir conventionnel. Puis, une image complexe d'affleurements d'une formation de grès a été traitée à titre de démonstration. L'outil innovant associé à cette méthodologie donne la possibilité à l'ingénieur réservoir de construire un modèle à double porosité qui reproduit de façon plus fidèle le comportement hydraulique du milieu réel fracturé.