Parameters estimation & uncertainty quantification for compaction processes in layered sedimentary basins

The study of sedimentary basins is a fundamental part of the Oil & Gas industry’s exploration phase since it helps determine the possible presence of hydrocarbons in the subsoil. Along with pressure and temperature, porosity plays a significant role among those elements which most influence the fluid flow and the formation of traps in the basin. Simplified numerical models are based upon parameters which are related to the compaction processes occurred in time, that have determined the basin characteristics. The purpose of this thesis work is to compare, in both the cases of a synthetic test basin and a real field, two distinct theoretical approaches to the coupled problem of subsurface flow and compaction processes, in the case of layered sedimentary basins. In fact, the presence of interfaces between different layers causes discretization problems in the numerical model, thus increasing the uncertainty in the parameters estimation. In this dissertation several numerical approaches have been modified and adapted in order to test their efficiency in the estimation of the parameters governing the system and in order to obtain an accurate prediction of the distribution of state variables, such as porosity and pressure, in the layered basin. The solution of the coupled problem is obtained by means of inversion modelling: calibration of the parameters is performed applying the Maximum Likelihood statistical method to a surrogate model of the system obtained by means of a Polynomial Chaos Expansion. Sparse Grids sampling is applied in order to reduce the associated computational costs. The analysis results in an overall improvement on the inversion results in terms of uncertainty reduction, especially. This happens thanks to the fact that the new methodology allows to accurately estimate the interfaces positions, too.

Lo studio dei bacini sedimentari è parte fondamentale della fase di esplorazione dell’industria Oil & Gas perché permette di valutare la potenziale presenza di idrocarburi nel sottosuolo. Tra le proprietà del bacino che influenzano significativamente il movimento dei fluidi e la formazione di trappole, la porosità gioca un ruolo fondamentale, così come pressione e temperatura. Per prevedere la distribuzione di tali proprietà nel bacino, modelli numerici semplificativi del sistema sono necessariamente basati su parametri correlati ai processi di compattazione che hanno determinato le caratteristiche del suolo. Lo scopo della presente dissertazione è quello di confrontare, nel caso di un bacino test sintetico e di un bacino reale, due diversi approcci teorici al problema accoppiato di compattazione dei sedimenti e del movimento dei fluidi in esso, nel caso in cui vi siano strati di diverso materiale. Infatti, la presenza di interfacce tra i differenti strati crea problemi di discretizzazione numerica del modello, che ne degradano la qualità della soluzione. La stima accurata della posizione delle interfacce risulta pertanto di fondamentale importanza, per associare correttamente una certa profondità ad un dato materiale, in modo da poter migliorare la procedura di inversione e conseguente la stima dei parametri del modello. In questa tesi sono stati adattati e modificati diversi codici numerici per testarne la capacità di stimare i parametri che governano il sistema e della loro incertezza e di valutare la distribuzione di porosità e pressione nel bacino stratificato. Per arrivare alla soluzione del problema è necessario risolverlo tramite inversione, applicando il metodo statistico della Massima Verosimiglianza ad uno modello surrogato del problema ottenuto tramite espansione polinomiale (Polynomial Chaos Expansion) e attraverso l’utilizzo di Griglie Sparse, in modo da ridurre il costo computazionale associato. I risultati portano a riscontrare un effettivo beneficio nell’inversione applicando la nuova procedura basata sulla stima accurata della posizione delle interfacce.