Modélisation stochastique du réservoir d'hydrates de gaz de Mallik.

Dubreuil-Boisclair, Camille (2013). Modélisation stochastique du réservoir d'hydrates de gaz de Mallik. Thèse. Québec, Université du Québec, Institut national de la recherche scientifique, Doctorat en sciences de la terre, 132 p.

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Résumé

Les hydrates de gaz sont des structures cristallines solides où des molécules d'eau à liaisons d'hydrogènes piègent des molécules de gaz, principalement du méthane. Ils sont présents à travers le monde, sous les marges continentales ainsi que sous le pergélisol. Les hydrates de gaz renferment d'énormes quantités de méthane et sont stables sous certaines conditions spécifiques de pression-température. Hors de ces conditions, le méthane est relâché dans les fonds océaniques et dans l'atmosphère. La recherche sur les hydrates de gaz est en pleine expansion à la fois dans pour des raisons environnementales et géologiques qu'économiques. L'abondance et la vaste des hydrates de gaz, combinée à la demande sans cesse croissante en énergie, rend cette ressource énergétique potentielle attrayante, tout en soulevant des questions scientifiques sur son éventuelle exploitation ainsi que sur son impact potentiel sur le réchauffement global. Ainsi, plusieurs pays, dont les États-Unis, le Canada, l'Allemagne, le Japon, l'Indes et la Norvège, ont établis des programmes de recherche afin de mieux comprendre cette ressource. Ce projet de recherche doctoral se concentre sur un réservoir d'hydrates de gaz, appelé Mallik, situé dans les Territoires du Nord-Ouest, au Canada. Ce réservoir d'hydrates de gaz se trouve aux abords du Delta du Mackenzie, dans la zone non-consolidée, sous 600 mètres de pergélisol. La présence d'hydrates de gaz a été détectée dans les années 70. Plus récemment, trois programmes de recherche internationaux ont permis de recueillir une foule de données géophysiques, géologiques et géochimiques afin de mieux comprendre le comportement des hydrates de gaz dans cette région. Ainsi, l'objectif principal de ce projet est de modéliser ce réservoir d'hydrates de gaz à l'aide de données sismiques 3D inversées pour les impédances acoustiques ainsi que de données provenant de deux forages qui traversent entièrement la zone de stabilité des hydrates. Ces forages ont traversé trois couches riches en hydrates entre 850 m et 1100 m de profondeur, correspondant à la limite de la zone de stabilité des hydrates pour la région. Une approche stochastique bayésienne a été adoptée afin d'incorporer toutes les données disponibles dans les modèles et de pouvoir tenir compte de leur l'incertitude. C'est une méthode de simulation séquentielle, développée dans les années 90, qui consiste à actualiser une distribution a priori sur les paramètres d'intérêts, par de l'information corrélée à ces paramètres. Un avantage majeur de cette méthode est que cette corrélation peut être de n'importe quelle nature. Ainsi, à l'aide des données en forages, une relation pétrophysique entre l'impédance acoustique et la teneur en hydrates a été établie. Cette relation s'avérant être de nature bimodale, l'algorithme de simulation a dû être modifié afin de sélectionner une famille, pour chacun des points à simuler. On obtient donc plusieurs réalisations de la teneur en hydrates de gaz sur l'ensemble du domaine couvert par les données sismiques 3D. Ces réalisations honorent toutes les données de teneur le long des forages, la structure spatiale verticale de la teneur ainsi que celle de l'impédance acoustique sur l'ensemble du cube. Les résultats indiquent que l'impédance acoustique est un bon indicateur de la présence d'hydrates de gaz et que l'algorithme de simulation adopté permet de reproduire les structures riches en hydrates observées aux forages ainsi que la grande structure anticlinale présente dans la région. De plus, la comparaison avec une tomographie acoustique, acquise à l'intérieur du cube sismique, a permis de comparer les résultats de simulation obtenus à deux échelles différentes. On observe que l'impédance acoustique 3D a des valeurs plus faibles que celles obtenues à partir de la tomographie. Toutefois, les teneurs simulées à l'échelle grossière et celles simulées à l'échelle de la tomographie sont de grandeur similaires. La position des couches riches en hydrates sont aussi bien reproduites par la simulation à l'échelle grossière. Finalement, l'ensemble des réalisations permet de calculer un volume moyen total en gaz naturel contenu sous forme d'hydrates ainsi qu'une erreur associée à cet estimé. D'un point de vue davantage axé sur l'exploitation, on s'intéresse aussi au volume connecté, à différents seuils de teneur en hydrates, afin de mieux comprendre la distribution spatiale de cette ressource. Les résultats indiquent que la couche d'hydrates de gaz située à la base de zone de stabilité des hydrates est la plus riche et la plus continue. La continuité latérale de cette zone semble même s'étendre au-delà du domaine étudié. Les deux zones plus en surface semblent présenter beaucoup moins de continuité, être moins riches et plus dispersées. Cependant, une acquisition sismique visant spécifiquement à imager des zones d'hydrates, et permettant l'inversion pour l'impédance élastique, permettrait de caractériser ce réservoir avec plus de précision.

Gas hydrates are ice-like crystalline structures of hydrogen-bounded water molecules in which gas molecules, mainly methane, are trapped. Gas hydrates are found worldwide, under continental shelves or in permafrost regions. An enormous amount of methane is contained within gas hydrates, which are stable at specific high pressure and low temperature conditions. Out of these conditions, the methane is released into the pore space of sediments and may eventually escape into the atmosphere. Research on gas hydrates is growing regarding environmental, geological and economic issues. The abundance and widespread distribution of gas hydrates almost everywhere around the globe, combined with the growing demand for energy, makes this potential energy resource attractive, but it also raises questions about its exploitation and its potential impact on global warming. Thus, several countries, including the United States, Canada, Germany, Japan, India and Norway have established research programs to better understand this resource. This doctoral research project focuses on a gas hydrate reservoir, called Mallik, located in the Northwest Territories, Canada. This gas hydrate reservoir is located near the Mackenzie Delta, in unconsolidated sediments, beneath 600 meters of permafrost. The presence of gas hydrates was detected in this region in the 70s. More recently, three international research programs have yielded a variety of geophysical, geological and geochemical data in order to better understand the behavior of gas hydrates in this area. Thus, the main objective of this project is to model gas hydrate grades in this reservoir using 3D seismic data inverted for acoustic impedances as well as borehole logging data from two wells, which cross the entire gas hydrate stability zone. These boreholes have intersected three highly saturated gas hydrate layers between 850 m and 1100 m depth, just above the limit of the gas hydrate stability field in this region. A Bayesian stochastic approach was adopted in order to incorporate all available data into the models and take their respective uncertainties into account. The approach is a sequential simulation method developed in the 90s, which consists in updating a prior distribution on the parameters of interest with the information correlated with these parameters. A major advantage of this method is that this correlation can be of any nature. A petrophysical relationship between the acoustic impedance and gas hydrate grade was established from the well-log data. However, due to the bimodal nature of the established relationship, the classical Bayesian simulation algorithm had to be modified in order to select a family, for each point to simulate. Applying this method, we obtained several realizations of gas hydrate grades over the entire area covered by 3D seismic data. These realizations honor all well-log data, the vertical spatial structure of the grades as well as that of the acoustic impedance over the entire seismic cube. Results indicate that the acoustic impedance is a good indicator of the presence of gas hydrates and that the proposed simulation algorithm can reproduce the gas hydrate layers observed on the well-logging data as well as at the crest of the large anticlinal structure mapped in this region. Furthermore, results from an acoustic tomography acquired between the two main Mallik gas hydrate wells were used to compare the simulation results obtained at two different scales. In general, the 3D acoustic impedance values are lower than values obtained from the tomography inversion. However, the simulated grade values at the coarse scale and those simulated at the fine tomography scale are of similar magnitudes. The positions of the hydrate-rich layers are also well reproduced by the simulation at the coarse scale. Finally, all realizations are used to calculate an average volume of total gas content in the Mallik gas hydrate field, and the error associated with this estimate. From an exploitation perspective, we also determined the connected volumes at different levels of gas hydrate grades in order to better understand the spatial distribution of this resource. Results indicate that the gas hydrate layer at the base of the hydrate stability zone is the richest and most continuous. The lateral continuity of this zone appears to extend beyond the study area. Both layers located at shallower depths are significantly less continuous, more dispersed and characterized by lower gas hydrate grades. Moreover, a more accurate gas hydrate reservoir characterization could be obtained with 3D seismic data acquired specifically to image gas hydrate areas, including a survey design allowing for elastic impedance inversion.

Type de document:	Thèse Thèse
Directeur de mémoire/thèse:	Gloaguen, Erwan
Co-directeurs de mémoire/thèse:	Bellefleur, Gilleset Marcotte, Denis
Mots-clés libres:	réservoir; hydrate; gaz de mallik ; pergélisol; donnée sismique; 3D; forage
Centre:	Centre Eau Terre Environnement
Date de dépôt:	27 sept. 2013 20:58
Dernière modification:	04 mai 2023 18:09
URI:	https://espace.inrs.ca/id/eprint/1500

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