Impact of relative permeability hysteresis on hydrocarbon migration

We consider second migration of hydrocarbons within a synthetic reservoir model and analyze the effect of the uncertainty associated with estimates of parameters characterizing three-phase relative permeability models on local and global key output of interest. A key novelty of our work is the inclusion of two hysteretic three-phase models (describing oil and gas relative permeability) within the Matlab Reservoir Simulation toolbox, MRST, environment. Parameters of relative permeability curves are evaluated via a Maximum Likelihood (ML) calibration approach, relying on a set of coreflooding data available from the literature. Uncertainty in ML calibration of the relative permeability model parameters is propagated to the outputs of reservoir compositional simulations within a Numerical Monte Carlo (MC) framework. Results reports in this thesis include local and average pressure, saturation (of all three phases) values as well as concentrations of the hydrocarbon components. The obtained outputs document the clear influence of the ML parameter estimation uncertainties on the reservoir simulations, especially in terms of the local concentration of the hydrocarbon components. Finally, we summarize simulation results obtained for a complex reservoir model (where heterogeneity of fluid and rock properties are included) when hysteresis effects are considered in evaluation of the relative permeabilities, in comparison to the counterparts computed with widely used non-hysteretic models.

Oggetto principale del presente lavoro è la migrazione secondaria degli idrocarburi all'interno di un modello di giacimento astratto. Lo scopo di tale lavoro è l'analisi dei risultati locali e globali relativi all'effetto dell'incertezza associata alla stima dei parametri che caratterizzano i modelli di permeabilità relativa trifase. La peculiarità di questo studio è l'inclusione, all'interno del programma Matlab Reservoir Simulation toolbox (MRST), di due modelli trifase isteretici, che descrivono la permeabilità relativa dell'olio e del gas. I parametri delle curve di permeabilità relativa sono tarati attraverso la funzione di massima verosimiglianza, basandosi su dati di coreflooding reperiti in letteratura. L'incertezza, dovuta alla taratura con la massima verosimiglianza dei parametri dei modelli di permeabilità relativa, è ricercata negli outputs delle simulazioni composizionali del giacimento, effettuate nel contesto del metodo Monte Carlo. I risultati riportati in questa tesi includono i valori di pressione, di saturazione delle tre fasi e delle concentrazioni di ciascun idrocarburo considerato, valutati sia localmente che come media. Tali valori documentano la chiara influenza dell'incertezza nella stima dei parametri sulle simulazioni, con particolare evidenza nella concentrazione locale degli idrocarburi. Infine, è stata eseguita una comparazione dei risultati ottenuti dalla simulazione di un giacimento complesso (dotato di eterogeneità nelle caratteristiche del fluido e della roccia), tenendo in considerazione gli effetti di isteresi nella permeabilità relativa, e da simulazioni basate su modelli non isteretici.