Simultaneous Inversion of Production Data and Seismic Attributes: Application to a Synthetic SAGD Produced Field Case

Inversion simultanée des données de production et des attributs sismiques : application à un champ synthétique produit par injection de vapeur

E. Tillier^⋆, M. Le Ravalec and S. Da Veiga

IFP Energies nouvelles, 1-4 avenue de Bois-Préau, 92852 Rueil-Malmaison Cedex - France
e-mail : elodie.tillier@cirad.fr (present address) - mickaele.le-ravalec@ifpen.fr - sebastien.da-veiga@ifpen.fr

^⋆ Corresponding author

Abstract

The joint use of production data and time-lapse seismic attributes can help to understand fluid flows within geological formations and to build reliable numerical models for representing these formations. This concern recently motivated the development of dedicated inversion or matching techniques for identifying models consistent with all collected data. The methodology presented in this paper makes it possible to map petrophysical properties such as facies, porosity and permeability into reservoirs from production data and seismic attributes. It is successfully applied to a synthetic case describing a heavy oil field produced from steam assisted gravity drainage. This case study generated from a real case shows how to design the inversion methodology to match the entire set of available data. A few key points are highlighted since they drive the success of the proposed matching methodology. First, parameterization is essential. It must allow for locally varying petrophysical properties from a reduced number of parameters. Second, this study stresses the need for alternative formulations for quantifying the mismatch between reference seismic attributes and simulated seismic attributes. Last, two methods are compared for integrating reference seismic attributes either in time or in depth (after a time-to-depth conversion). In the case studied, it is shown that the two approaches are equivalent since time-to depth-conversion error is quite small.

Résumé

L’utilisation conjointe des données de production et des attributs de sismique répétée facilite la compréhension des mouvements de fluide dans les formations géologiques et aide à la construction de modèles numériques fiables représentant ces formations. Ceci a récemment motivé le développement de techniques d’inversion ou de calage dédiées à l’identification de modèles cohérents avec l’ensemble des données disponibles. La méthodologie décrite dans ce papier permet de déterminer les cartes de propriétés pétrophysiques comme les faciès, les porosités ou les perméabilités à partir des données de production et des attributs de sismique répétée. Elle est appliquée avec succès à un champ synthétique d’huile lourde produite par injection de vapeur. Ce cas d’étude, inspiré d’un cas réel, illustre comment définir une méthodologie d’inversion qui respecte l’ensemble des données disponibles. L’étude est centrée sur trois points particuliers de la méthodologie qui sont les clés du succès. Premièrement, le choix de la paramétrisation est essentiel. La paramétrisation doit permettre des variations locales avec peu de paramètres. Deuxièmement, cette étude met en évidence la nécessité d’une formulation alternative pour mesurer l’erreur entre les attributs sismiques de référence et les attributs sismiques simulés. Finalement, nous étudions deux approches pour l’intégration des attributs sismiques de référence. Ils peuvent être intégrés en temps ou bien en profondeur. Nous montrons que, dans le cas étudié, ce dernier point n’influence pas la qualité du résultat obtenu car l’erreur de conversion temps-profondeur est faible.