Modeling fracture flow with a stochastic discrete fracture network: Calibration and validation - 1

Cacas, M. C.

doi:10.1029/89wr00041

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“…Les nombreux travaux conduits sur les sites de Stripa en Suède (DERSHOWITZ et al, 1991;NERETNIEKS, 1993), de Fanay-Augères en France (CACAS et al, 1990), de Mirror Lake (HSIEH et al, 1993) et de Yucca Mountain (WITHERSPOON, 2000) aux États-unis ont contribué à améliorer la connaissance et la compréhension du fonctionnement de ces milieux.…”

Section: Introductionunclassified

Contribution d’un modèle hydrogéologique à fractures discrètes à l’étude des aquifères fracturés du socle Archéen de Touba (Nord-Ouest, Côte d’Ivoire)

Kouamé

Lasm

Dreuzy

et al. 2010

rseau

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La modélisation des écoulements d’eau souterraine dans les réseaux fracturés est réalisée au moyen d’une approche théorique basée sur les caractéristiques géométriques des fractures du socle archéen de la région de Touba (Côte d’Ivoire). L’étude est basée sur l’exploitation de données structurales (réseau de fractures) déduites d’images satellitaires et validées par des investigations de terrain. La caractérisation des paramètres géométriques (étude des lois d’échelles) et l’étude de la connectivité du réseau sont suivies d’une évaluation du flux et de la perméabilité équivalente du réseau établie au moyen de simulations réalisées avec un modèle hydrogéologique à fractures discrètes, moyennant un certain nombre d’hypothèses (seules les fractures sont perméables, toutes les fractures sont verticales et présentent la même perméabilité, le gradient hydraulique est imposé aux limites d’un domaine carré indépendant de la topographie, etc.). Le réseau de fractures de la région de Touba est un réseau mature (distribution des longueurs de fractures en loi puissance) et fractal (auto-similaire). Les flux ainsi simulés sont fortement chenalisés dans les fractures de taille régionale qui contrôlent largement la connectivité du réseau dans ces conditions (hypothèses en matière de caractéristiques du milieu et de gradient hydraulique imposé). Les axes d’écoulement des eaux souterraines, déterminés à partir du modèle hydrogéologique, semblent concorder avec les zones de forages à débits moyens et forts. Ainsi, dans le centre et à l’ouest de la zone d’étude, le modèle testé donne des résultats satisfaisants (concordance partielle entre les chemins de l’eau simulés et les forages à débits moyens et forts). Ce résultat est prometteur dans l’identification des meilleurs sites d’implantation de forages à gros débits.The modelling of groundwater flow in a fractured network was carried out using a theoretical approach based on the geometric characteristics of the fractures in the Achaean basement of the Touba region (Ivory Coast). This study is based on structural data (fracture network) interpreted from satellite imagery, and confirmed by field surveys. The characterization of the geometric parameters (study of scale laws) and the study of network connectivity were followed by calculations of flows and equivalent induced permeability using a discrete fractures model based on several hypotheses (e.g., only fractures and fault zones are conducting and permeable; all the fractures are vertical and have the same permeability; the hydraulic gradient is applied on a square domain independent of the topography). The Touba region fractures network is a mature (fracture length distribution follows a power law) and fractal (self-similar) network. The simulated flows are strongly channelled in fractures of regional size which largely control the connectivity of the network under the above assumptions regarding the physiographic characteristics of the area and the imposed hydraulic gradient. The groundwater pathways, determined by the hydrogeol...

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Section: Introductionunclassified

Contribution d’un modèle hydrogéologique à fractures discrètes à l’étude des aquifères fracturés du socle Archéen de Touba (Nord-Ouest, Côte d’Ivoire)

Kouamé

Lasm

Dreuzy

et al. 2010

rseau

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“…However, they are valid under certain conditions, essentially a high density and connectivity of the conductive fracture network, which are not always fulfilled in practice. These restrictive conditions motivated the development of numerical methods, as the ones proposed early by Long et al (1985), Cacas et al (1990), Odling (1992) among other authors. The flow problem addressed by these authors concerned non-porous fractured media such as granites, and methods differed in the technique of discretization of the Fracture Network.…”

Section: Equivalent Fracture Permeabilitiesmentioning

confidence: 99%

Fractured Reservoir Simulation: a Challenging and Rewarding Issue

Bourbiaux

2010

Oil Gas Sci. Technol. – Rev. IFP

103

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Résumé -Simulation des réservoirs fracturés : un défi et un enjeu -Au cours des années récentes, la prise de conscience du rôle des fractures sur la production et la récupération des champs est devenue de plus en plus forte au sein de la communauté pétrolière. Aussi beaucoup d'efforts ont-ils été consacrés à la détection des fractures et à l'analyse de leur impact sur la production. Toutefois, la prise en considération de ces observations dans les choix de développement des champs passe par la simulation de réservoir. Cet article traite des spécificités propres aux réservoirs fracturés et qui font de leur simulation à la fois un défi et un enjeu. En effet, l'intégration des fractures dans un modèle de simulation des écoulements n'est pas immédiate en raison du difficile passage à opérer entre l'observation géologique du réseau de fractures/failles et le rôle exercé par ce réseau sur des mécanismes de récupération souvent complexes. Sachant de plus que les fractures peuvent aussi bien freiner que promouvoir la production, la simulation des réservoirs fracturés peut être considérée comme un défi technique de grand enjeu. Cet article décrit ce contexte propre aux réservoirs fracturés en tant qu'introduction à deux articles techniques dédiés à la simulation de réservoir en double milieu. Bien qu'elle constitue un autre aspect majeur de l'étude de tout réservoir fracturé, la caractérisation géologique des fractures n'est pas discutée ici, mais seulement évoquée en raison d'une intégration croissante des aspects statique et dynamique. Abstract

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“…Long et al [3], Cacas et al [4] and Massonnat et al [5] developed 3D flow models. Lough et al [6] developed a 2D fracture flow model including the contribution of 3D matrix flows and based on the boundary element method.…”

Section: Introductionmentioning

confidence: 99%

“…Discrete fracture models are found in [3,4,6]. Long built a 3D model with discs representing fractures and nodes at disc intersections.…”

Section: Introductionmentioning

confidence: 99%

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A Rapid and Efficient Methodology to Convert Fractured Reservoir Images Into a Dual-Porosity Model

Bourbiaux

Cacas

Sarda

et al. 1998

Rev. Inst. Fr. Pét.

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MƒTHODOLOGIE RAPIDE ET EFFICACE POUR CONVERTIR LES IMAGES DE RƒSERVOIR A RAPID AND EFFICIENT METHODOLOGY TO CONVERT FRACTURED RESERVOIR IMAGES INTO A DUAL-POROSITY MODELBoth 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. copyright C 1998, Institut Français du Pétrole 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 dualporosity model which best fits the hydraulic behavior of the actual fractured medium. METODOLOGêA RçPIDA Y EFICAZ PARA CONVERTIR LAS IMçGENES DE YACIMIENTOS FRACTURADOS EN MODELO DE DOBLE POROSIDADLa caracterizaci-n y la simulaci-n din ‡mica de los yacimientos naturalmente fracturados han aprovechado las ventajas derivadas de los importantes adelantos que han surgido durante estos oeltimos a-os. No obstante, el ingeniero de yacimientos sigue estando acuciado por la dificultad consistente en parametrar el modelo equivalente de doble porosidad utilizado para representar este gŽnero de yacimientos. B ‡sicamente, las permeabilidades de fractura equivalentes y las dimensiones del bloque matricial no se pueden deducir f ‡cilmente de la observaci-n de las im ‡genes complejas de redes naturales de fracturas. Se describe en el presente art'culo una tŽcnica, nueva y sistem ‡tica, para calcular estos par ‡metros equivalentes. Los resultados de su implementaci-n por medio de un software espec'fico demuestran su validez y su eficacia para el estudio de casos de campo. Un tensor de las permeabilidades de fractura se deduce de c ‡lculos de flujos estacionarios y monof ‡sicos en la red real de fracturas asimiladas a una red 3D de resistencia y sometido a condiciones l'mites espec'ficas. Las dimensiones del bloque equivalente en cada estrato se obtienen r ‡pidamente por identificaci-n de una funci-n geomŽtrica representativa de un desplazamiento capilar. La metodolog'a se ha validado por comparaci-n con las simulaciones de mallado fino, realizadas por medio de un simulador de ...

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Modeling fracture flow with a stochastic discrete fracture network: Calibration and validation - 1

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Contribution d’un modèle hydrogéologique à fractures discrètes à l’étude des aquifères fracturés du socle Archéen de Touba (Nord-Ouest, Côte d’Ivoire)

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Fractured Reservoir Simulation: a Challenging and Rewarding Issue

A Rapid and Efficient Methodology to Convert Fractured Reservoir Images Into a Dual-Porosity Model

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