Résumé -Inversion conjointe des propriétés d'un modèle de fractures pour le monitoring d'un stockage de CO 2 ou le calage d'un historique de production -Que ce soit pour la production de pétrole ou le stockage de CO 2 , le terme réservoir est utilisé régulièrement. Un réservoir désigne une structure géologique hétérogène en types de roches ou en termes de propriétés de perméabilité et de porosité. Dans le domaine pétrolier, de nombreux réservoirs présentent des fractures ou des failles. Les réservoirs fracturés occupent une part importante de la production de pétrole dans le monde (Moyen Orient, Golfe du Mexique, etc.). Malgré la présence de fractures, ces réservoirs n'en restent pas moins de bons réservoirs. Des études de réservoirs dédiés au stockage de CO 2 ont montré de plus la présence de fractures diffuses ou de failles ainsi qu'un fort impact de celles-ci dans le transfert du CO 2 . Un facteur clé de la connaissance des réservoirs fracturés est la compréhension de la géométrie et de la conductivité hydraulique du réseau formé par les fractures. Cette compréhension nécessite la construction d'un modèle de réservoir intégrant l'ensemble des connaissances conceptuelles et des données disponibles sur le terrain. Le présent article expose une méthodologie permettant d'effectuer un calage d'historique d'un modèle réservoir par la modification des propriétés et de la géométrie d'un réseau de failles sub-sismiques. Un modèle original de réseau de failles sub-sismiques est présenté. Il est fondé sur une caractérisation fractale de la géométrie du réseau des failles à partir des données sismiques ou des affleurements. Ce modèle peut être simulé en étendant l'organisation du réseau des failles sismiques à l'échelle inférieure des failles sub-sismiques. Le réseau de failles obtenu peut alors être déformé de façon à refléter le comportement hydrodynamique du réservoir. Cette propriété permet d'effectuer le calage à l'historique de production : les positions et les propriétés hydrauliques des failles incertaines sont modifiées par un algorithme d'optimisation, permettant de réduire l'écart avec les données dynamiques observées. La cohérence géologique du modèle de failles est préservée. La mise en oeuvre des différentes étapes de l'approche proposée est illustrée par une application sur un réservoir synthétique. Abstract

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Subseismic faults, which strongly influence the hydrodynamic behavior of fractured reservoirs, are inadequately handled in most studies. First, simulation methods were developed to generate fractured models respecting geological observations and static data. Then, history matching methods were introduced to make these models consistent with dynamic data too. However, these fracture models were too simple to accurately describe geology. In this work, we go one step further and develop a methodology to calibrate a realistic stochastic fault model to both static and dynamic data. We first propose a fractal methodology to generate the faults. The model parameters (length distribution, clustering properties, and orientation) are derived from the analysis of the seismic faults. A stochastic algorithm is used to randomly draw 3D object based sub-seismic fault realizations. Then, these realizations are constrained to the faults identified from seismic. This results in geologically consistent static fault models. The fracture network is then discretized on a dual porosity simulation grid. Equivalent flow parameters are computed using an analytical method, which makes it possible to account for large-scale fractures. Last, full field simulations are performed using a commercial multiphase flow simulator. Then, we introduce a method to gradually change the locations of faults while preserving geological consistency. The changes in locations are driven from a reduced number of parameters. During the history-matching process, these parameters are gradually perturbed to compel the initial fault model to reproduce as well as possible the hydrodynamic data collected on the field. As the resulting fault displacement is continuous, common optimization algorithms can be used. The potential of the methodology is stressed from a 3D case study. A sub-seismic fault network is generated and constrained to seismic faults. Equivalent parameters are computed on a complex CPG grid. Then, the model is calibrated to water-cut levels and well pressures by varying fault locations.