The Influence of Natural Fractures, Faults and Earth Stresses on Reservoir Performance — Geomechanical Analysis by Numerical Modelling

Oil & Gas Science and Technology - Rev. IFP

Lemonnier

et al. 2002

Résumé -Géomécanique en simulation de réservoir : méthodologies de couplage et étude d'un cas de terrain -Cette publication traite de la modélisation des effets géomécaniques induits par l'exploitation des réservoirs et de leur influence sur les écoulements de fluide dans les réservoirs. Ces effets géomécaniques peuvent être relativement conséquents dans le cas des réservoirs faiblement consolidés et des réservoirs fracturés. Les principaux mécanismes couplés intervenant lors de la production de ces réservoirs, ainsi que les méthodes permettant de les modéliser, sont présentés. Le comportement géomécanique d'un cas réel est ensuite étudié. Un simulateur couplé -ATH2VIS -est utilisé afin de quantifier les effets géomécaniques induits par l'exploitation d'un réservoir carbonaté fortement hétérogène et compartimenté. Ce simulateur met en oeuvre un couplage explicite et gère les échanges de données entre le simulateur de réservoir ATHOS TM développé à l'IFP et le simulateur de géomécanique VISAGE TM (VIPS Ltd. 2001). Le résultat des simulations couplées indique que la modification de l'équilibre mécanique du milieu se traduit par une localisation de la déformation sur certaines failles en fonction de leur orientation et des variations de pression et de température dans leur voisinage. Il est également observé que seule une partie de la faille atteint le seuil de déformation plastique. Au cours de l'analyse couplée, le tenseur de déformation plastique sur les plans de faille est traduit en variation de la transmissibilité de la faille afin d'améliorer la représentation des écoulements dans le réservoir et de faciliter le calage des historiques de production. Abstract -Geomechanics in Reservoir Simulation

Section: Highly Compacted Faulted and Fractured Reservoirsmentioning

confidence: 64%

Geomechanics in Reservoir Simulation: Overview of Coupling Methods and Field Case Study

Oil & Gas Science and Technology - Rev. IFP

Lemonnier

et al. 2002

“…In the case of fractured reservoirs, Gutierrez and Makurat (1997) showed that fracture permeability changes due to temperature and fluid pressure variations induced by reservoir production can significantly alter the water flood behaviour of the reservoir. The evidence of preferred flooding directions during water flood in both "naturally fractured" and "unfractured reservoirs" have been illustrated by Koutsabeloulis et al (1994) and Heffer et al (1994).…”

Section: Introductionmentioning

confidence: 88%

Coupling Fluid Flow and Rock Mechanics: Formulations of the Partial Coupling Between Reservoir and Geomechanical Simulators

Oil & Gas Science and Technology - Rev. IFP

2002

Résumé -Formulation du couplage partiel entre un simulateur réservoir et un simulateur de géomécanique -La compaction des roches-réservoirs à forte porosité est un phénomène complexe qui dépend du comportement constitutif de la roche-réservoir, du chemin de contrainte suivi par le réservoir, etc. La compaction des réservoirs pétroliers faiblement consolidés ne peut donc pas être modélisée à partir des simulateurs réservoirs traditionnels. En effet, ces simulateurs réduisent les effets mécaniques à un paramètre de compressibilité de pore qui ne reproduit pas parfaitement la complexité des phénomènes mécaniques. Une analyse plus précise de la compaction d'un réservoir pétrolier nécessite donc le recours à une modélisation thermo-hydro-mécanique du comportement du réservoir et de ses épontes. Les équations résultant d'un tel modèle peuvent être soit résolues simultanément dans un même simulateur (couplage total), soit résolues séparément dans un simulateur réservoir et un simulateur géomécanique avec échange de données entre les deux (couplage partiel). L'article présente trois formulations de couplage partiel obtenues sous les hypothèses d'un comportement linéaire élastique de la roche-réservoir et d'un écoulement monophasique. Ce cadre poroélastique permet un calcul simple de la correction de porosité à apporter à la porosité lagrangienne utilisée dans un simulateur réservoir traditionnel en fonction d'une variable calculée par le simulateur géomécanique : la déformation volumique, la variation de volume poreux ou la variation de contrainte moyenne. La première formulation est testée numériquement dans un cas unidimensionnel où l'on étudie le balayage à l'eau d'une éprouvette cylindrique initialement saturée en huile et à déformation latérale nulle. Cette expérience « numérique » illustre l'importance des effets mécaniques sur l'écoulement des fluides et valide le couplage partiel proposé. L'exemple souligne aussi les effets de la compressibilité de pore dans les simulations réservoirs partiellement couplées. En fait, cette compressibilité de pore s'interprète comme un paramètre de relaxation qui contrôle la vitesse de convergence de l'algorithme itératif de couplage partiel. Abstract

“…In turn, the change in stress state affects the fluid-flow properties such as porosity and permeability, and consequently, can have a large impact on the reservoir productivity (see e.g. References [3,4]). Therefore, the optimum management of stress dependent reservoirs requires geomechanical modelling to account for stress variations and their effects on the reservoir production.…”

Section: Introductionmentioning

confidence: 99%

Upscaling of elastic properties for large scale geomechanical simulations

Chalon

Num Anal Meth Geomechanics

et al. 2004

SUMMARYLarge scale geomechanical simulations are being increasingly used to model the compaction of stress dependent reservoirs, predict the long term integrity of under-ground radioactive waste disposals, and analyse the viability of hot-dry rock geothermal sites. These large scale simulations require the definition of homogenous mechanical properties for each geomechanical cell whereas the rock properties are expected to vary at a smaller scale. Therefore, this paper proposes a new methodology that makes possible to define the equivalent mechanical properties of the geomechanical cells using the fine scale information given in the geological model. This methodology is implemented on a synthetic reservoir case and two upscaling procedures providing the effective elastic properties of the Hooke's law are tested. The first upscaling procedure is an analytical method for perfectly stratified rock mass, whereas the second procedure computes lower and upper bounds of the equivalent properties with no assumption on the small scale heterogeneity distribution. Both procedures are applied to one geomechanical cell extracted from the reservoir structure. The results show that the analytical and numerical upscaling procedures provide accurate estimations of the effective parameters. Furthermore, a large scale simulation using the homogenized properties of each geomechanical cell calculated with the analytical method demonstrates that the overall behaviour of the reservoir structure is well reproduced for two different loading cases.