Benjamin Marteau soutient sa thèse « Paramétrisation et optimisation sans dérivées pour le problème de calage d’historique » le 4 février 2015 à l’IFPEN.
Résumé : Dans cette thèse, on s’intéresse à un problème inverse classique en ingénierie pétrolière, à savoir le calage d’historique. Plus précisément, une nouvelle méthode de paramétrisation géostatistique ainsi qu’un nouvel algorithme d’optimisation sans dérivées adaptés aux particularités du problème sont présentés ici. La nouvelle méthode de paramétrisation repose sur les principes des méthodes de déformation graduelle et de déformation de domaines. Comme la déformation graduelle locale, elle consiste à combiner à l’intérieur de zones préalablement définies deux réalisations ou plus de modèle avec la possibilité supplémentaire de modifier dynamiquement la forme des zones choisies. La flexibilité apportée par cette méthode dans le choix des zones a ainsi permis de garantir l’obtention d’un bon point initial pour l’optimisation. Concernant l’optimisation, l’hypothèse que les paramètres locaux dans le modèle de réservoir n’influent que faiblement sur les données de puits distants conduit à considérer
que la fonction à optimiser est à variables partiellement séparables. La nouvelle méthode d’optimisation développée, nommée DFO-PSOF, de type région de confiance avec modèle quadratique d’interpolation, exploite alors au maximum cette propriété de séparabilité partielle. Les résultats numériques obtenus sur plusieurs cas de réservoir valident à la fois l’hypothèse effectuée ainsi que la qualité de l’algorithme pour le problème de calage d’historique. En complément de cette validation numérique, un résultat théorique de convergence vers un point critique est prouvé pour la méthode d’optimisation construite.