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

La caractŽrisation et la simulation dynamique des rŽservoirs naturellement fracturŽs ont bŽnŽficiŽ d'avancŽes importantes ces dernires annŽes. Toutefois, l'ingŽnieur rŽservoir reste confrontŽ ˆ la difficultŽ de paramŽtrer le modle Žquivalent ˆ double porositŽ utilisŽ pour reprŽsenter de tels rŽservoirs. En particulier, les permŽabilitŽs de fracture Žquivalentes et les dimensions du bloc matriciel Žquivalent ne peuvent pas tre facilement dŽduites de l'observation des images complexes de rŽseaux naturels de fractures. Cet article dŽcrit une technique nouvelle et systŽmatique pour calculer ces paramtres Žquivalents. Les rŽsultats de sa mise en Ïuvre au moyen d'un logiciel spŽcifique dŽmontrent sa validitŽ et son efficacitŽ pour l'Žtude de cas de champ. Un tenseur des permŽabilitŽs de fracture Žquivalentes est dŽduit de calculs d'Žcoulements stationnaires et monophasiques dans le rŽseau rŽel de fractures, ce dernier Žtant assimilŽ ˆ un rŽseau 3D de rŽsistances et soumis ˆ des conditions aux limites spŽcifiques. Les dimensions du bloc Žquivalent dans chaque couche sont obtenues rapidement par identif ication d'une fonction gŽomŽtrique reprŽsentative d'un dŽplacement capillaire. La mŽthodologie a ŽtŽ validŽe par comparaison avec des simulations ˆ maillage fin rŽalisŽes au moyen d'un simulateur de rŽservoir conventionnel. Puis, une image complexe d'affleurements d'une formation de grs a ŽtŽ traitŽe ˆ titre de dŽmonstration. L'outil innovant associŽ ˆ cette mŽthodologie donne la possibilitŽ ˆ l'ingŽnieur rŽservoir de construire un modle ˆ double porositŽ qui reproduit de faon plus fidle le comportement hydraulique du milieu rŽel fracturŽ.