Initiation gisement.doc

PRO00842

INITIATION GISEMENT

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Sommaire

SOMMAIRE CHAPITRE INTRODUCTION........................................................................................................... 6

1

1.1 QU'EST-CE QU'UN GISEMENT ?.................................................................................................... 6 1.2 EN QUOI CONSISTENT LES ÉTUDES DE GISEMENT.............................................................. 7 1.3 DIFFÉRENTS TYPES DE GISEMENTS.......................................................................................... 8

CHAPITRE 2 ÉTUDE DES ROCHES RÉSERVOIRS ET DE LEUR CONTENU............................................................................................ 11 2.1 POROSITÉ (Ø)....................................................................................................................................11 2.2 PERMÉABILITÉ (K)......................................................................................................................... 13 2.3 SATURATIONS (S)............................................................................................................................ 13 2.4 DIAGRAPHIES DIFFÉRÉES........................................................................................................... 15 2.4.1 Généralités.......................................................................................................................................... 15 2.4.2 Buts des diagraphies différées............................................................................................................ 15 2.4.3 Moyens utilisés................................................................................................................................... 15 2.4.4 Principales caractéristiques enregistrées............................................................................................ 16 2.4.5 Interprétation.......................................................................................................................................17 2.4.6 Testeurs de formation au câble électrique.......................................................................................... 18

CHAPITRE ÉTUDE DES FLUIDES................................................................................................ 19 3.1 GÉNÉRALITÉS – DIAGRAMMES PV ET PT...............................................................................19 3.2 LES GAZ.............................................................................................................................................. 22 3.2.1 Généralités.......................................................................................................................................... 22 3.2.2 Gaz secs, gaz humides et gaz à condensat rétrograde........................................................................ 22 3.2.3 Étude au laboratoire d'un gaz naturel................................................................................................. 23 3.3 LES HUILES........................................................................................................................................24 3.3.1 Généralités.......................................................................................................................................... 24 3.3.2 Densité................................................................................................................................................ 25 3.3.3 Viscosité..............................................................................................................................................25

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3

Sommaire

CHAPITRE ESSAIS DES PUITS MOUVEMENT DES FLUIDES DANS LES MILIEUX POREUX.........................26

4 &

4.1 LES ESSAIS DE PUITS......................................................................................................................26 4.2 ÉCOULEMENTS MONOPHASIQUES...........................................................................................29 4.2.1 Cas d'un gisement d'huile................................................................................................................... 30 4.2.2 Cas d'un gisement de gaz....................................................................................................................33 4.3 ÉCOULEMENTS POLYPHASIQUES.............................................................................................33

CHAPITRE 5 ESTIMATION DES RÉSERVES RÉCUPÉRABLES PAR DRAINAGE NATUREL......................................................................................35 5.1 QUANTITÉS D'HYDROCARBURES EN PLACE ET LEUR RÉPARTITION........................ 35 5.2 MÉCANISMES DE DRAINAGE NATUREL................................................................................. 38 5.3 CADENCE DE PRODUCTION ET FACTEURS ÉCONOMIQUES........................................... 39 5.4 RÉSERVES (RÉCUPÉRABLES) – RÉSERVES MONDIALES...................................................39 5.4.1 Détermination des réserves.................................................................................................................39 5.4.2 Coefficients de compressibilité – Expansion des fluides................................................................... 40 5.4.3 Taux de récupération.......................................................................................................................... 41 5.4.4 Réserves mondiales............................................................................................................................ 41 5.5 UNE TECHNIQUE DE DRAINAGE PARTICULIÈRE : LE DRAIN HORIZONTAL............45

CHAPITRE MÉTHODES DE RÉCUPÉRATION ASSISTÉE...................................................... 47

6

6.1 GÉNÉRALITÉS.................................................................................................................................. 47 6.2 RÉCUPÉRATION ASSISTÉE (CLASSIQUE)................................................................................47 6.2.1 Injection d'eau (water flooding)..........................................................................................................47 6.2.2 Injection de gaz...................................................................................................................................49 6.2.3 Cyclage du gaz (dans un gisement de gaz à condensat).....................................................................49 6.3 RÉCUPÉRATION AMÉLIORÉE.....................................................................................................50

CHAPITRE MODÈLES DE SIMULATION DES GISEMENTS.................................................. 52

7

CHAPITRE EXPLOITATION D'UN GISEMENT.........................................................................55

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Sommaire

ANNEXE GAZ À CONDENSATION RÉTROGRADE............................................................. 57

1

ANNEXE GLOSSAIRE "PVT".................................................................................................... 59

2

A2.1 TERMINOLOGIE "PVT".............................................................................................................. 59 A2.2 TERMINOLOGIE COMPLÉMENTAIRE "PRODUCTION"..................................................61

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CHAPITRE 1

INTRODUCTION

1.1 Qu'est-ce qu'un gisement ? C'est une opinion encore assez répandue dans le public peu au fait des réalités pétrolières que les hydrocarbures se trouvent stockés sous terre dans de vastes cavités naturelles. Ainsi parle-t-on couramment de "poches de gaz" et imagine-t-on les "nappes de pétrole" à la manière des lacs ou des mers souterraines que décrit Jules Verne dans le "Voyage au centre de la terre". La réalité est toute autre et un "réservoir" imprégné d'hydrocarbures ressemble déjà plus à un énorme pain de sucre imbibé de café par exemple, et piégé dans le sous-sol. En fait un gisement est constitué d'une (ou plusieurs) roche(s) réservoir(s) contenant des hydrocarbures à l'état monophasique (huile ou gaz) ou diphasique (huile et gaz), de l'eau, et pouvant être en communication avec une formation aquifère parfois très étendue, le tout surmonté d'une roche couverture étanche faisant piège (figure 1).

FIG. 1 Coupe verticale d'un gisement

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Introduction

1.2 En quoi consistent les études de gisement Leur but essentiel est de développer un gisement (nombre de puits, emplacement) et de faire des prévisions de production. Ceci nécessite un minimum de connaissances, sur le (ou les) réservoir(s), obtenues essentiellement à partir de plusieurs forages dit de reconnaissance, avec des données fondamentales obtenues par les carottages, les diagraphies et les essais de puits, comme nous le verrons.

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Introduction

D'autres informations peuvent être obtenues à partir d'études géologiques et géophysiques fines. Un certain nombre de mécanismes naturels concourent à la production, tels que, par exemple, l'expansion des fluides eux-mêmes ou l'invasion du gisement par l'eau de la formation aquifère. La récupération des hydrocarbures en place est en outre souvent améliorée par une intervention dans la roche telle que, par exemple, une injection d'eau ou de gaz. On verra que, suivant le mode d'exploitation choisi (nombre et disposition des puits, rythme de production, fluide et débit d'injection ainsi que moment du début de celle-ci), la récupération obtenue lors de l'abandon économique est plus ou moins importante. Il est donc nécessaire, afin de faire un choix, de pouvoir prévoir l'évolution du gisement dans différentes hypothèses. Ceci nécessite, outre la connaissance de la forme structurale, la connaissance : • •

des volumes de fluides en place, de leur répartition et des possibilités d'écoulement dans la roche ; du comportement de ces fluides lors de la décompression du gisement ;

•

des lois qui régissent les écoulements dans la roche soit d'un fluide seul, soit de plusieurs fluides simultanément ;

•

des différents facteurs provoquant le déplacement des fluides vers le puits et leur importance dans différentes hypothèses de soutirage.

Le développement choisi sera fonction des conditions technologiques et économiques, et parfois politiques.

1.3 Différents types de gisements Avant d'étudier la roche-réservoir, les fluides en place et les mécanismes de récupération, voyons quels sont les différents types de pièges (figure 2). Les pièges peuvent être structuraux (dôme, anticlinal allongé, piège sur faille, dôme de sel) ou stratigraphiques (variation de faciès, lentilles, biseaux, …) ou mixtes. Le réservoir proprement dit est surmonté d'une couche imperméable (argile, sel massif, anhydrite, …) appelée roche couverture dont la continuité empêche les hydrocarbures de migrer vers la surface. Les gisements se distinguent aussi par leur contenu : huile, huile et gaz, ou gaz, avec ou sans aquifère.

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Introduction

FIG. 2a Pièges structuraux

FIG. 2b Pièges stratigraphiques

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CHAPITRE 2

ÉTUDE DES ROCHES RÉSERVOIRS ET DE LEUR CONTENU Au cours du forage d'un puits, il est très important de connaître les caractéristiques des couches traversées susceptibles d'être productrices. Dans cette intention, on procède généralement à un carottage mécanique qui permet d'extraire des échantillons de roches qu'on analyse en laboratoire. Les mesures effectuées ont pour but de déterminer la porosité, la perméabilité et les saturations en fluides de la roche ainsi que les limites des zones intéressantes. Les diagraphies différées donnant des informations en continu représentent l'autre outil fondamental à cet égard. Les roches réservoirs sont essentiellement des grès (ou sables) et des carbonates: calcaires et dolomies.

2.1 Porosité (Ø) Une roche sédimentaire est constituée de particules solides agglomérées ou cimentées entre lesquelles existent des espaces, appelés "pores" ou parfois "vides", constituant des canaux microscopiques (diamètre de l'ordre de quelques dixièmes de micron par exemple). Soit un échantillon de roche de volume total V T comprenant un volume solide VS ; (VT - VS) représente le volume occupé par les fluides, c'est-à-dire le volume de pore V p. Sa porosité s'exprime par le rapport : Ø = VP / VT = (VT - VS) / VT On s'intéresse particulièrement à la porosité utile (figure 3), c'est-à-dire celle qui ne tient compte que des pores qui communiquent entre eux et avec l'extérieur. Les roches réservoirs ont des porosités très variables, généralement comprises entre 10 et 30 %. Les valeurs de porosité sont obtenues par des mesures sur carottes, et par les diagraphies.

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Étude des roches et de leur contenu

FIG. 3 Milieu poreux

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Étude des roches et de leur contenu

2.2 Perméabilité (k) C'est le paramètre clé pour le producteur. La perméabilité caractérise l'aptitude qu'à une roche à laisser s'écouler des fluides à travers ses pores. La perméabilité (k) est le coefficient de proportionnalité qui relie le débit (Q) d'un fluide de viscosité (µ) qui passe à travers un échantillon de roche de section (S) et de longueur (dl), à la chute de pression (dP) nécessaire à son passage : Q =k x

S . dP µ. dl

(loi de Darcy pour un liquide en écoulement linéaire et en régime

permanent) avec Q mesuré dans les conditions de l'écoulement. On utilise en pratique le milliDarcy (mD) comme unité de mesure, les gisements exploités ayant généralement une perméabilité de 20 à 300 mD. Le Darcy est la perméabilité d'un milieu qui laisse passer 1 cm 3 par seconde d'un fluide dont la viscosité est de 1 centipoise (viscosité de l'eau à 20 °C) sous l'effet d'un gradient de pression d'une atmosphère par centimètre à travers une surface de 1 cm2. 1 Darcy ≈ 10-12 m2

1 milliDarcy = 10-3 Darcy

A noter que la perméabilité a les dimensions d'une surface. La perméabilité d'une roche varie avec la direction considérée et l'on peut distinguer les perméabilités horizontale, verticale, parallèle au pendage et perpendiculaire à celui-ci. Les valeurs des perméabilités sont obtenues par mesures sur carottes, et aussi à partir des essais de puits.

2.3 Saturations (S) Il est essentiel de connaître la nature des fluides qui occupent les pores de la roche. La saturation d'un échantillon de roche en un fluide est le rapport du volume de ce fluide dans l'échantillon au volume de pore Vp de l'échantillon. On définit ainsi : V Se = e Vp

•

la saturation en eau

•

Vh la saturation en huile Sh = Vp

•

la saturation en gaz

Sg =

Vg Vp

(= Sw (water)) (= So (oil)) (= Sg (gas))

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Étude des roches et de leur contenu

avec Se + Sh + Sg = 1

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Étude des roches et de leur contenu

Lors de la migration des hydrocarbures le déplacement de l'eau susjacente n'a jamais été complète. En effet, la perméabilité à un fluide devient nulle quand la saturation en ce fluide devient trop faible : ce seuil est appelé la saturation irréductible (pour le fluide considéré). En conséquence, il y aura toujours de l'eau dans un gisement., appelée eau interstitielle. Ceci est la conséquence des phénomènes capillaires liés à l'exiguïté des pores : l'eau est un fluide "mouillant" qui s'étale sur les surfaces solides et va rester piégée dans les pores les plus petits. Les valeurs courantes de la saturation en eau interstitielle sont de : 10 % < Swi < 35 %. Les mesures des saturations proviennent essentiellement des diagraphies.

2.4 Diagraphies différées 2.4.1

Généralités

Une diagraphie est l'enregistrement continu d'une caractéristique des formations traversées par un sondage en fonction de la profondeur. Les diagraphies différées sont enregistrées pendant l'arrêt du forage et sont l'objet de ce chapitre (les diagraphies instantanées sont celles qui sont enregistrées pendant le forage proprement dit). Les diagraphies sont des instruments essentiels dans l'évaluation des gisements.

2.4.2

Buts des diagraphies différées

Les buts principaux des diagraphies différées sont les suivants : •

La reconnaissance des réservoirs : lithologie, porosité, saturation (eau-huile-gaz). On n'obtient pas de valeurs de perméabilité.

•

La connaissance du puits : diamètre, inclinaison, cimentation des cuvelages, liaison couche-trou (perforation).

2.4.3

Moyens utilisés

Pour réaliser cet enregistrement, on utilise en particulier un camion d'enregistrement (ou cabine en offshore), un treuil motorisé, un câble électrique et une sonde : •

La sonde : ensemble électronique avec émetteurs (électriques ou nucléaires), récepteurs et amplificateurs. Le rayon d'investigation est de l'ordre du mètre en général.

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Étude des roches et de leur contenu

•

L'enregistrement : le signal du récepteur est contrôlé, étalonné et enregistré. L'enregistrement s'appelle un log. Souvent les outils sont combinés (enregistrement simultané) et de toute façon les enregistrements des différents outils utilisés sont recalés les uns par rapport aux autres.

•

L'interprétation : un micro-ordinateur permet une première interprétation rapide, sur camion, ce qui peut orienter le géologue dans ses prises de décision (autres diagraphies, carottage, essais).

2.4.4

Principales caractéristiques enregistrées

Les principales caractéristiques enregistrées sont les suivantes : •

potentiel spontané,

•

résistivité,

•

radioactivité naturelle (rayons gamma) et provoquée (neutrons),

•

vitesse du son (log sonique),

•

diamètre du sondage, sa déviation, le pendage des couches.

Le sujet étant très vaste, nous indiquerons seulement les bases concernant le potentiel spontané, la résistivité et les rayons gamma. Potentiel spontané (PS) Cette diagraphie ne comporte pas d'émetteur : la mesure directe des variations du potentiel électrique est faite entre une électrode de surface et la sonde (deuxième électrode). On observe une déflection en face des roches réservoirs par rapport à une "ligne de base" des argiles (ou marnes) du fait d'une salinité différente des eaux de réservoirs, des argiles et de la boue. Résistivité Un système d'électrodes envoie un courant électrique dans la formation. On mesure ainsi la résistivité (en ohms) du réservoir. La réponse obtenue dépend de la porosité, de la saturation (eau-hydrocarbures) et de la salinité de l'eau. En effet, les matrices rocheuses sont isolantes et les hydrocarbures ont une résistivité élevée alors que l'eau a une résistivité d'autant plus faible qu'elle est plus salée.

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Étude des roches et de leur contenu

Rayons gamma (γR) Cet outil mesure l'émission naturelle de rayons gamma par les formations traversées. D'une manière générale les roches argileuses ont un taux d'émission de rayons gamma très nettement supérieure à celui de la plupart des autres roches (figure 4). Cet outil permet de mettre en évidence les formations argileuses (rappelons que les roches couvertures peuvent être justement des couches argileuses) et de connaître le pourcentage d'argile contenu dans les roches réservoirs. Cette mesure est très souvent utilisé : •

comme log de recalage pour les différents logs enregistrés sur un même puits,

•

pour faire des corrélations de puits à puits.

FIG. 4 Exemple de gamma ray

2.4.5

Interprétation

L'interprétation nécessite de prendre compte les renseignements fournis par l'ensemble des sondes utilisées. Les interprétations ont longtemps été faites et le sont toujours partiellement, à l'aide de nombreux abaques. A l'heure actuelle, l'utilisation de programmes sur ordinateur permet une plus grande souplesse et une rapidité accrue dans l'obtention des résultats. Une première interprétation est ainsi directement effectuée sur le site par la société spécialisée (microordinateur sur camion ou cabine) qui permet par exemple de distinguer le gaz de l'huile, d'obtenir le volume des pores remplis d'hydrocarbure (Ø.So ou Ø.Sg), de faire un premier calcul sur la teneur en argile et la densité de la roche matricielle. © Copyright 2006 ENSPM Formation Industrie – IFP Training

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Étude des roches et de leur contenu

2.4.6

Testeurs de formation au câble électrique

Signalons enfin qu'il existe des appareils d'essais descendus au câble électrique, tel le RFT (repeat formation tester), dont le but est de faire un micro-essai ponctuel (cf. chapitre 4) donnant la pression statique des fluides du gisement, le type de fluide et éventuellement un ordre de grandeur de la perméabilité. Le principe de ces outils est d'établir une liaison entre la couche et deux chambres d'échantillonnage par l'intermédiaire d'un patin appliqué à la paroi et grâce à une ouverture hydraulique actionnée électriquement de la surface. Ces test peuvent être effectués aux cotes désirées et donc donner des indications précieuses sur la verticale des réservoirs et en particulier aider au choix des zones à tester avec une garniture de test traditionnelle. C'est un outil de diagraphie dans le mesure où : •

le test peut être reconduit à plusieurs cotes sans avoir à remonter l'outil en surface,

•

les information sont transmises en surface par le câble électrique.

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CHAPITRE 3

ÉTUDE DES FLUIDES

3.1 Généralités – Diagrammes PV et PT Le nom de pétrole provient du latin "petræ oleum" : huile de pierre. Il est constitué, ainsi que le gaz, d'un mélange complexe d'hydrocarbures : paraffines, naphtènes, aromatiques ou mixtes. Les pétroliers (gisement-production) appelent huiles les hydrocarbures liquides. Dans un gisement, l'huile est généralement associée à une quantité plus ou moins importante de gaz constitué pour l'essentiel d'un mélange des hydrocarbures les plus légers. Ce gaz ne forme point de bulles dans l'huile, mais y est dissous, l'huile et le gaz ne constituant qu'un seul liquide du moins jusqu'à saturation (stade auquel le liquide ne dissout plus le gaz). L'huile peut dissoudre jusqu'à 200 fois et plus son volume de gaz. Lorsque la pression s'abaisse, et c'est justement le cas lorsque l'on produit, une partie du gaz dissous se regazéifie et les bulles de gaz qui se précipitent, si l'on peut dire, vers la sortie, entraînent avec elles l'huile. Le phénomène est analogue à celui du gaz carbonique qui entraîne le champagne hors de la bouteille. Quand le gaz s'est échappé à peu près complètement, ou si le pétrole n'en contient guère à l'état naturel, le puits cesse d'être ou n'est pas éruptif. Il arrive aussi, nous l'avons vu au début de cette étude, qu'un chapeau du gaz (gas cap) libre surmonte la couche imprégnée d'huile, en ce cas elle-même saturée de gaz dissous. Ainsi il est fondamental d'analyser l'évolution de l'huile et/ou du gaz entre les conditions d'origine dans le réservoir et les conditions de surface. On peut représenter sur un diagramme "Pression-Volume spécifique" le comportement d'un mélange à différentes températures (figure 5). Considérons une pression et une température telles que le mélange soit à l'état liquide. Abaissons la pression en gardant la température constante ; nous observons les faits suivants : •

En phase liquide, le volume augmente, mais peu ; les liquides sont très peu compressibles. © Copyright 2006 ENSPM Formation Industrie – IFP Training

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Étude des fluides

Pour une pression Pb, pression du point de bulle, une bulle de gaz apparaît. A partir de ce moment, la quantité de vapeur augmente et celle du liquide diminue. La dernière goutte de liquide disparaît au point de rosée ; la pression P r du point de rosée est inférieure à Pb.

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Étude des fluides

•

En phase vapeur, une faible variation de pression provoque une importante variation de volume ; les vapeurs sont très compressibles.

Le lieu des points de bulle s'appelle courbe de bulle, le lieu des points de rosée courbe de rosée. Ces deux courbes se raccordent au point critique P c - Tc ; l'ensemble s'appelle courbe de saturation. Entre la température critique T c et une température Tcc, dite température critique de condensation, on peut liquéfier partiellement le mélange. Au-dessus de la température critique de condensation, il ne peut y avoir de phase liquide.

FIG. 5 Diagramme Pression - Volume Le comportement des mélanges se représente clairement en coordonnées pressiontempérature (figure 6). Outre les courbes de bulle et de rosée, on a figuré les courbes d'égal pourcentage de liquide.

FIG. 6 Diagramme Pression - Température Analysons ce qui se passe dans l'intervalle des températures T c et Tcc. Partons d'un mélange représenté par le point M (gaz) et faisons décroître sa pression à température constante. En A apparaît une goutte de liquide ; la pression est alors la pression de rosée rétrograde correspondant à T. Si l'on continue à abaisser la pression, la quantité de liquide augmente jusqu'à R, où l'isotherme est tangent à une courbe d'égal pourcentage de liquide, puis diminue et la dernière goutte de liquide disparaît en B ; la pression est alors la pression de rosée pour T. Le mélange redevient ensuite gazeux.

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Étude des fluides

Un complexe initialement monophasique dans un gisement (liquide ou gaz) peut donc, au cours de la baisse de pression isotherme due au soutirage, devenir diphasique. Il est important, pour exploiter correctement un gisement, de savoir quand cela se produira, ainsi que l'évolution des volumes des deux phases en place.

3.2 Les gaz 3.2.1

Généralités

Ce sont des mélanges complexes d'hydrocarbures, contenant essentiellement les premiers éléments de la série paraffinique, à savoir : •

le méthane CH4 ou C1

•

l'éthane C2H6

•

le propane C3H8 ou C3

•

le butane C4H10 ou C4

ou C2

Tous quatre gazeux dans les conditons atmosphériques, ils peuvent contenir en outre d'autres hydrocarbures, de l'azote, de l'hydrogène, du gaz carbonique, de l'hydrogène sulfuré. Le comportement des gaz naturels n'obéit pas à la loi des gaz parfaits. Il peut être représenté par : PV = Z R T P étant la pression absolue, V le volume moléculaire, R la constante universelle des gaz parfaits (8,32 en unités SI), T la température absolue et Z étant un facteur dépendant de la pression, de la température et de la composition : Z tend vers 1 quand P tend vers 0.

3.2.2

Gaz secs, gaz humides et gaz à condensat rétrograde

Lors de leur arrivée en surface, certains gaz naturels restent à l'état gazeux. Ils sont alors principalement constitués de C1, C2, C3, N2, H2 et sont dits gaz secs. Les autres donnent lieu au dépôt d'une partie de leurs constituants, appelée gazoline. Ils sont dits humides ou à condensat rétrograde.

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Étude des fluides

Parmi ces derniers, il faut distinguer deux classes : •

La première classe comprend les mélanges d'hydrocarbures qui sont toujours à l'état gazeux dans le réservoir (Tg > Tcc) : ce sont les gaz humides.

•

La deuxième classe comprend des gaz qui, par détente à la température du gisement (détente isotherme), peuvent déposer dans le gisement un condensat. Ils sont dits gaz à condensat rétrograde. Quand on baisse la pression d'un tel gaz (à température constante), il arrive un moment où une goutte de liquide se dépose (pression de rosée rétrograde) ; puis la quantité de condensat augmente, passe un maximum et rediminue. Elle s'annulerait pour une deuxième valeur de la pression (pression de rosée). Pour ces gaz : Tc < Tg < Tcc. Nous verrons plus tard les problèmes que posent ces gaz lors de leur exploitation.

Les gaz à condensat sont caractérisés par le poids de produits condensables récupérables par mètre cube standard de gaz produit. La viscosité des gaz naturels est très faible ≈ 10-5 Pa.s (10-2 cP). L'unité SI de viscosité est le Pascal – seconde ; 1 Pa.s = 10 Poise. L'unité pratique est la centipoise cP.

3.2.3

Étude au laboratoire d'un gaz naturel

Elle a lieu dans une cellule en acier où l'on peut faire varier le volume offert au gaz par l'injection ou le retrait de mercure grâce à une pompe volumétrique à mercure qui lui est reliée. La cellule est mise dans un bain thermostatique. On peut ainsi étudier l'évolution du facteur Z. Pour les gaz à condensat rétrograde, la cellule est munie de hublots permettant de voir la première formation de brouillard (point de rosée), ainsi que les volumes déposés. L'étude peut alors être fait à masse constante ou bien à masse variable (par enlèvement d'une partie de la phase vapeur en équilibre avec le liquide), le comportement dans le gisement étant plus proche de ce dernier cas.

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Étude des fluides

3.3 Les huiles 3.3.1

Généralités

Les pétroles bruts sont des mélanges d'hydrocarbures lourds. Ils sont principalement constitués de : • Pentane C5H12 ou C5 • Hexane C6H14 ou C6 • Heptane   ou C7 + • Octane   • ...  Sous pression, c'est-à-dire dans les conditions de gisement, ils contiennent aussi des éléments plus légers (C1, C2, C3, C4, H2S, CO2, …) qui commencent à se dégazer lorsqu'en abaissant la pression on atteint la pression de saturation ou pression de bulle. C'est-à-dire qu'un brut peut abandonner une grande partie des éléments volatils, d'une part dans le réservoir lui-même au cours de sa vie, d'autre part en cours de production, entre le gisement et le stockage. La conséquence de ce phénomène est la suivante (pour une huile monophasique dans le gisement, y compris lors de la production) : •

pour récupérer 1 m3 d'huile au stockage, il faut extraire du gisement un volume supérieur d'hydrocarbures, appelé facteur volumétrique de fond (formation volume factor ou FVF) ;

•

en même temps que ce mètre cube d'huile de stockage, un certain nombre volume de gaz a été soit récupéré, soit brûlé. Ce volume mesuré dans les conditions standard (15 °C, 76 cm de mercure) s'appelle solubilité du gaz dans l'huile, R S, ou GOR (Gas Oil Ratio) de dissolution.

On peut schématiser ceci de la manière suivante : RS 3 m de gaz Pression de gisement Température gisement

FVF d'huile

m3

m3

1 d'huile

15 °C 76 cm Hg

stockage

pression atmosphérique   15 °C

En pratique, les FVF s'écrivent Bo pour l'huile (et Bg pour les gaz). Les Bo et les RS varient beaucoup suivant les types d'huiles : légère, moyenne et lourde.

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Étude des fluides

En général : 1,05 < Bo 10 < RS

< 2 < 200 m3/m3

Pour les huiles volatiles (très légères), les valeurs sont souvent plus élevées que ces chiffres.

3.3.2

Densité

La densité des huiles brutes dans les conditions atmosphériques varie entre 0,73 et 1,02 suivant leur composition. Leur prix varie avec leur densité. Dans les conditions de fond interviennent les influences de la pression, de la température et des gaz dissous. Le premier de ces facteurs augmente la densité alors que les deux autres la diminuent et ont une influence prépondérante.

3.3.3

Viscosité

Cette caractéristique est importante pour l'écoulement des huiles dans la couche, comme le montre la loi de Darcy. La viscosité d'une huile augmente avec la pression et avec une diminution de température. D'autre part, la présence de gaz dissous diminue aussi la viscosité du brut et facilite donc son écoulement dans le milieu poreux. On peut citer les ordres de grandeur suivants (dans les conditions gisement) : : µo

•

huile légère

•

huile moyenne : µ o

≈ α . cP

•

huile lourde

: µo

 Poises

< 1 cP

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CHAPITRE 4

ESSAIS DES PUITS & MOUVEMENT DES FLUIDES DANS LES MILIEUX POREUX

Il n'y a un seul fluide présent que dans les aquifères, les gisements d'hydrocarbures contenant toujours de l'eau. Cependant, les écoulements monophasiques existent, au moins autour des puits de production, lorsque les hydrocarbures sont monophasiques et que l'eau est irréductible. Lorsque la pression baisse, les complexes peuvent devenir diphasiques et il peut y avoir écoulement simultané de deux fluides, de même dans le cas du drainage d'un gisement par un autre fluide, naturel ou injecté.

4.1 Les essais de puits Les puits, qui pénètrent une couche productive, ne donnent des renseignements sur celle-ci par le carottage et les diagraphies que le long de la verticale forée. Tous les procédés qui permettent de connaître les propriétés du terrain autour du puits foré doivent donc être utilisées. Les essais de puits sont l'un de ces procédés. Selon que l'essai de puits est effectué sur un puits d'exploration, un puits de confirmation ou un puits de développement (et dans ce dernier cas que l'essai soit un essai initial ou un essai périodique), les objectifs de base ou l'importance respective de ces objectifs ne sont pas les mêmes. Cependant, les principaux objectifs d'un essai de puits sont parmi les suivants : •

Déterminer la nature et/ou les caractéristiques des fluides produits,

•

Déterminer l'état du puits et son potentiel de production,

•

Evaluer les caractéristiques du réservoir (pression initiale, perméabilité, hétérogénéité latérale et/ou verticale, failles étanches, limites, mécanismes de drainage,…),

•

Contrôler l'efficacité d'une complétion ou d'un traitement sur le réservoir (stimulation,....),

•

Suivre l'évolution des paramètres relatifs au puits ou au réservoir (productivité, endommagement, interfaces entre fluides, pression statique,…). © Copyright 2006 ENSPM Formation Industrie – IFP Training

26

Essais des puits & mouvement des fluides dans les milieux poreux

Pour ce faire, dans le cas d'un puits non encore équipé par exemple, on utilise une garniture de test provisoire (figure 7). Cet équipement adapté permet d'établir en fond de puits une pression hydrostatique inférieure à la pression du fluide dans le gisement.

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27

Essais des puits & mouvement des fluides dans les milieux poreux

On enregistre alors l'évolution de la pression en fond de puits pendant la phase de débit puis pendant la phase ultérieure de fermeture du puits. L'interprétation de la courbe de remontée de pression permet par exemple de calculer la pression de gisement, la perméabilité au-delà des abords immédiats du puits et la qualité de la liaison couche-trou (effet pariétal ou skin effect S) qui dépend, entre autres, de l'importance du colmatage aux abords du puits qui a pu se produire pendant le forage. En outre, en prélevant un échantillon aussi représentatif que possible, on peut déterminer en laboratoire la viscosité du fluide et la composition de l'effluent produit.

Vanne de circulation inverse

Tester

By-pass Enregistreur de pression Joint de sécurité by-pass

Tube perrforé Enregistreur de pression

Descente

Débit

Remontée de pression

Égalisation

Circulation inverse

FIG. 7 Essais de puits (en cours de forage)

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Remontée

Essais des puits & mouvement des fluides dans les milieux poreux

4.2 Écoulements monophasiques Les lois qui régissent les écoulements monophasiques dans les milieux poreux sont solutions de l'équation de diffusivité, équation aux dérivées partielles reliant, pour un débit donné, la pression en un point à la position de ce point et au temps. Cette équation est obtenue à partir de conditions générales : conservation de la masse, loi élémentaire de perte de charge (dont la loi de Darcy est un cas particulier), équation d'état du fluide et loi d'évolution thermodynamique du fluide (en considérant que la température peut être considérée comme constante dans le gisement). Ces écoulements s'étudient essentiellement pour une géométrie radiale-circulaire : c'est le cas générale de l'écoulement autour des puits. On distingue des mouvements différents de fluides suivant le type de limites existant autour des puits. Dans un premier temps, les mouvements sont dits transitoires : la baisse de pression dans l'espace, liée au soutirage, n'a pas encore atteint les limites. Dans ce cas, lorsque l'on maintient un débit de production constant, la pression en fond de puits diminue au fur et à mesure que le temps passe. Lorsque les limites sont atteintes, on peut distinguer les deux cas suivants : •

Limites parfaitement alimentées par un aquifère, c'est-à-dire que la pression de gisement est maintenu, au niveau des limites du réservoir proprement dit, constante dans le temps par l'aquifère indépendamment du volume qui a été produit par le ou les puits. C'est le cas par exemple : - d'un réservoir qui communiquerait avec la surface (figure 8), sous réserve d'une très bonne perméabilité entre le réservoir et la surface ; - d'un aquifère très vaste et très perméable.

FIG. 8 Réservoir alimenté On se trouve alors en régime permanent où, lorsque l'on maintient un débit de production constant, la pression en fond de puits reste constante elle aussi.

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Essais des puits & mouvement des fluides dans les milieux poreux

•

Limites parfaitement fermées, c'est-à-dire qu'aucun fluide ne peut pénétrer dans le réservoir ou la zone drainée par le puits. C'est le cas par exemple : - d'une lentille de grès dans de l'argile (figure 9) ;

FIG. 9 Réservoir isolé - d'un gisement exploité par de nombreux puits, la zone de drainage d'un puits étant limitée par la zone de drainage des autres puits environnants (figure 10) ; dans ce cas on peut considérer que les limites sont à une distance équivalente du puits plus ou moins égale à R avec R tel que πR2 = L x l

FIG. 10 Cas d'un gisement exploité par de nombreux puits On se trouve alors en régime pseudo-permanent où lorsque l'on maintient un débit de production constant et au fur et à mesure que le temps passe : - la pression en fond de puits diminue, - mais la différence entre le pression moyenne dans le réservoir et la pression en fond de puits reste constante. Dans la pratique, une fois les limites atteintes, on peut se trouver dans un cas intermédiaire où le réservoir n'est que partiellement alimenté. Pour la suite on se limite au cas où l'on peut considérer que le régime est permanent (ou pseudo-permanent).

4.2.1

Cas d'un gisement d'huile

En écoulement permanent radial circulaire (figure 11), la loi de Darcy pour un liquide (huile ou eau) s'écrit : 2 πh k 1 2 π h k Pg - Pf IP = Q= = IP . ∆P B µ R avec : • Bµ R Ln +S Ln +S rw rw • ∆P = Pg - Pf

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Essais des puits & mouvement des fluides dans les milieux poreux

soit : Q Bµ R Pg - Pf = (Ln + S) 2 πh k rw

avec Q

= débit d'huile (conditions de stockage)

B (oil bulk volume) = FVF (formation volume factor) volume de l' huile aux conditions de gisement

= volume de l' huile aux conditions de stockage q = Q B = débit d'huile dans les conditons de gisement h

= hauteur de la couche

k

= perméabilité du réservoir

µ

= viscosité du fluide (aux conditions de gisement)

Pg

= pression pour r = R

Pf

= pression en fond de puits et en débit au débit de fond q, c'est-à-dire pour r = rw

Pg - Pf = ∆P = perte de charge dans le réservoir Ln

= logarithme népérien

R

= rayon de drainage du puits

rw

= rayon du puits (well)

S

= effet pariétal (skin effect)

IP

= indice ou index de productivité

FIG. 11 Écoulement radial circulaire dans le gisement En unités pratiques, la loi de Darcy pour un liquide devient : h (m) k (mD) Pg (bar) - Pf (bar) Q sto (sto m 3 /d) = 142 B o µ (cPo) R (m) Ln +S rw (m)

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Essais des puits & mouvement des fluides dans les milieux poreux

R

Très souvent, à défaut d'autres éléments, on prend pour Ln r une valeur forfaitaire w comprise entre 7, 4 et 7,8 soit par exemple 7,6 ce qui correspond, pour un puits de rayon rw = 0,1 m (forage en 8"1/2), à un rayon de drainage de 200 m. On définit aussi le rendement d'écoulement "R" qui est le rapport entre le débit réel Q pour S ≠ 0 et le débit théorique Qth pour S = 0, le tout pour un même ∆P sur la couche. Dans la mesure où la loi de Darcy en écoulement permanent radial circulaire est applicable : 2 πh k Bµ R=

Q = Q th

∆P R R Ln +S Ln rw rw = 2 πh k ∆P R Ln +S Bµ R rw Ln rw R

Pour la valeur forfaitaire de 7,6 pour Ln r , à la courbe donnant la correspondance entre w "S" et "R" est alors la suivante (figure 12).

FIG. 12 Relation entre le skin S et le rendement d'écoulement R

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Essais des puits & mouvement des fluides dans les milieux poreux

4.2.2

Cas d'un gisement de gaz

En général, la loi de Darcy ne s'applique pas. Le débit volumétrique ne se conserve pas d'une tranche de pression P1 à une tranche de pression P2, car les gaz sont très compressibles ; seul le débit massique se conserve. De plus, à la perte de charge due aux frottements s'ajoute une perte de charge due à la variation d'énergie cinétique, généralement non négligeable pour les gaz. L'étude théorique débouche sur une loi quadratique du type : Pg2 - Pf2 =A Q m +B Q 2 m

avec : • Qm = débit massique de gaz

On utilise aussi la loi empirique suivante :

(

Q m =C Pg2 - Pf2

)n

avec : • 0,5 < n < 1 • C = coefficient de la loi empirique

Au lieu de l'IP qui n'est pas applicable aux puits à gaz, on caractérise aussi souvent le puits à gaz par l'AOFP (absolute open flow potential). L'absolute open flow potential, appelé aussi en français "débit potentiel absolu du puits" est le débit que l'on aurait si l'on ne laissait en fond de puits que la pression atmosphérique (c'est donc un débit fictif supérieur à ce que peut réellement produire le puits puisque, en fond de puits, la pression sera toujours supérieure à la pression atmosphérique du fait en particulier du poids de la colonne de gaz et des pertes de charge dans le tubing). Cette caractérisation n'est que partielle dans la mesure où deux puits ayant les mêmes AOFP, pression de gisement et pression de fond produiront en général des débits différents.

4.3 Écoulements polyphasiques Nous avons vu que dans la roche magasin peuvent se trouver en présence deux ou trois fluides, dont les proportions peuvent varier lors de l'exploitation lorsque, la pression baissant, il apparaît une phase gazeuse croissante (cas des huiles à des pressions inférieures au point de bulle) ou une phase liquide hydrocarbure (cas des gaz à condensat rétrograde), ou encore une phase liquide aqueuse provenant d'un aquifère sous-jacent. Il en est de même lorsqu'on injecte un fluide (eau ou gaz) dans un gisement. Concept de perméabilité relative La présence de ces différentes phases a pour conséquence que, chaque fluide n'occupant qu'une partie des pores, son débit ne peut plus être calculé à partir de la perméabilité de la roche précédemment définie. Il faut alors introduire les concepts de perméabilité effective et relative à un fluide.

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33

Essais des puits & mouvement des fluides dans les milieux poreux

La loi d'écoulement d'un fluide peut s'écrire : Qf =

Sk f ∂P µf ∂x

Qf =

Sk ∂P k rf µf ∂x

k étant la perméabilité de la roche, kf est la perméabilité effective au fluide considéré, krf la perméabilité relative : krf = kf/f. L'expérience montre que les perméabilités relatives, pour une roche donnée, ne dépendent que des saturations (figure 13).

a : Eau déplaçant Huile b : Gaz déplaçant Huile (ou Eau déplaçant Gaz) FIG. 13 Courbes de perméabilités relatives en fonction des saturations Analysons la figure 13a. La saturation en eau initiale est S wi. Quand on introduit de l'eau (fluide mouillant), celle-ci va envahir de nombreux petits pores, k rw augmente et kro diminue, jusqu'à une valeur nulle correspondant à un blocage de nombreuses gouttes d'huile (effet dû aux forces capillaires) dans la zone envahie par l'eau. La saturation en huile "perdue" s'appelle Sor (oil residual). A noter que kro et krw sont inférieurs à 1 puisqu'un deuxième fluide bloque certains pores. Dans le cas de la figure 13b, si l'on injecte du gaz (ou si la pression tombe sous le point de bulle), krg augmente à partir d'une certaine valeur S gc (saturation en gaz critique), correspondant à un seuil pour lequel le gaz commence à s'écouler (déblocage des bulles). Finalement, un écoulement diphasique va gêner considérablement l'écoulement du fluide principal, une partie de celui-ci restera piégée dans le réservoir (S or et Sgr) et la production va diminuer.

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34

CHAPITRE 5

ESTIMATION DES RÉSERVES RÉCUPÉRABLES PAR DRAINAGE NATUREL

Les réserves récupérables économiquement dépendent des facteurs suivants : •

quantité d'hydrocarbures en place et leur répartition,

•

mécanismes de drainage,

•

cadence de production,

•

facteurs économiques.

5.1 Quantités d'hydrocarbures en place et leur répartition Elles sont déterminées à partir des données géologiques et géophysiques en liaison avec les diagraphies ainsi que des valeurs obtenues de porosité et saturation et de l'étude des fluides. Les quantités en place sont classées selon différents critères variables dans le temps, fonction de la connaissance graduelle du gisement obtenue à partir essentiellement des puits forés ainsi que des études géophysiques et/ou géologiques complémentaires. On distingue trois catégories (figure 14) : •

quantités en place prouvées, considérées comme certaines (zones traversées par des puits notamment),

•

quantités en place probables : les données structurales, les interprétations des diagraphies et des pressions permettent de considérer des zones comme imprégnées, mais sans certitude complète,

•

quantités en place possibles : le manque de connaissances sur les interfaces fluides ou l'extension du faciès dans certaines zones laisse planer une grande incertitude, mais la présence de roches saturées en hydrocarbures n'est pas exclue.

Reprenons la figure 14. Les trois catégories sont définies à partir d'un, et ensuite de deux puits. En générale, au début de la vie d'un gisement, on a : © Copyright 2006 ENSPM Formation Industrie – IFP Training

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Estimation des réserves récupérables par drainage naturel

•

quantités prouvées < quantités réelles

•

quantités prouvées + probables + possibles > quantités réelles

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Estimation des réserves récupérables par drainage naturel

Les forages supplémentaires vont affiner l'image du réservoir, préciser le (ou les) interface(s) et les valeurs des quantités en place prouvées vont se rapprocher au fur et à mesure des quantités réelles.

FIG. 14 Les différentes catégories d'accumulation

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37

Estimation des réserves récupérables par drainage naturel

Dans son principe le calcul des quantités en place peut être fait en utilisant l'une des formules suivantes, selon le type de gisement : (1 − Swi ) • gisement d'huile : N = VR . ∅ . Boi •

gisement de gaz :

avec : N, G VR

= =

Ø Swi

= =

Boi, Bgi

=

G = VR . ∅ .

(1 − Swi ) Bgi

quantités en place exprimées en conditions standard. volume de roche imprégné (déterminé par un calcul de cubature réalisé à partir des cartes isobathes établies à l'aide des renseignements fournis par la géologie, la géophysique, le forage, …). porosité (tirée de l'étude des diagraphies et des carottes). saturation initiale en eau (tirée de l'étude des diagraphies). facteurs volumétriques de l'huile et du gaz aux conditions initiales du gisement (tirés de l'étude PVT des fluides).

5.2 Mécanismes de drainage naturel On appelle ainsi les mécanismes qui, dans le gisement, provoquent lors de l'exploitation le déplacement des fluides vers les puits. On peut distinguer : •

L'expansion monophasique (dans le cas de gisements de gaz ou d'huile sous-saturée). Très importante pour les gaz, elle ne permet pour les huiles qu'une récupération de quelques pourcent (grande différence entre les compressibilités du gaz et de l'huile).

•

L'expansion des gaz sortis de solution (à pression inférieure à la pression de bulle), dite encore par "expansion des gaz dissous". Comme on l'a vu, le GOR de production croissant rapidement, chaque volume d'huile coûte de plus en plus cher en énergie de gisement.

•

L'expansion de l'eau d'un aquifère lié au gisement. Cette expansion limite la chute de pression d'un gisement d'huile et draine celui-ci. Pour un gisement de gaz, ce phénomène peut par contre être nuisible, par piégeage de gaz haute pression derrière l'avancée de l'interface gaz-eau.

•

L'expansion d'un dôme de gaz (gas cap) surmontant l'huile (gisement d'huile saturée). Malheureusement on risque de se trouver confronté à un problème de venue de gaz suite à la formation d'un cône de gaz (coning) aux abords du puits (cf. paragraphe 5.3).

•

L'imbibition. L'huile matricielle peut être déplacée par l'eau, par suite de la mouillabilité préférentielle de la roche à l'eau, mais ce procédé est très lent (réservoir hétérogène).

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38

Estimation des réserves récupérables par drainage naturel

•

Les forces de gravité. Elles provoquent notamment la ségrégation des fluides, surtout entre le gaz et l'huile

•

La compressibilité des roches. Compte tenu de la faible compressibilité de l'huile ce mécanisme est relativement important pour de l'huile monophasique.

5.3 Cadence de production et facteurs économiques Pour déterminer la cadence de production d'un gisement, il faut considérer les quantités en place, les propriétés de la roche et des fluides et les quantités récupérables économiquement pour différents débits (en tenant compte des investissements et frais nécessaires pour l'exploitation dans chaque cas). Nous pouvons dire que, suivant la cadence de production, un mécanisme de drainage peut être prédominant. Considérons cependant un gisement d'huile sans gas-cap ni gaz dissous et parfaitement isolé : la récupération est indépendante du débit. On peut ainsi l'exploiter rapidement si nécessaire. Il peut en être de même pour un gisement avec dôme de gaz ; cependant, dans ce cas, il faut tenir compte des phénomènes nuisibles de cône de gaz qui sont liés aux débits des puits (figure 15).

FIG. 15 Irruption de gaz dans le puits par coning Un deuxième exemple est celui d'un gisement d'huile lié à un aquifère important et dont la perméabilité est moyenne. Si l'on produit à faible débit, l'aquifère aura le temps d'agir et la pression ne baissera que très lentement. Si, au contraire, on produit à fort débit, l'influence de l'aquifère se fera peu sentir et l'expansion de l'huile, puis des gaz dissous, sera prédominante.

5.4 Réserves (récupérables) – Réserves mondiales 5.4.1

Détermination des réserves

Le terme de "réserves" (employé par les américains) concerne les quantités en place récupérables estimées restant à produire.

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39

Estimation des réserves récupérables par drainage naturel

L'estimation des réserves d'un gisement consiste à établir les relations Production cumuléeTemps, résultant des différentes hypothèses d'équipement et de mise en œuvre de celui-ci (y compris celles de récupérations "secondaires" qui seront traitées au chapitre suivant). La méthode permettant la meilleure récupération sera alors choisie compte tenu des facteurs économiques. La relation Production cumulée – Temps peut être obtenue par : •

Les bilans matières qui consistent à établir une relation entre les soustractions de fluides sur l'ensemble du gisement et les chutes de pression moyenne qui en résultent. L'équation, obtenue à partir de l'égalité du volume des fluides contenus dans le gisement et du volume des pores de celui-ci, fait intervenir la répartition des fluides, leurs propriétés thermodynamiques ainsi que la mécanique des fluides.

•

Les modèles mathématiques qui raisonnent sur des cellules d'espace et font intervenir les liaisons entre ces cellules. Ceux-ci sont basés sur la connaissance que l'on a du gisement ainsi que de ses liaisons avec l'extérieur et sur les lois physiques convenables.

•

Extrapolation des courbes de déclin (débit en fonction du temps ou de la production cumulée) obtenues pendant la vie passée des gisements.

5.4.2

Coefficients de compressibilité – Expansion des fluides

Les grandes différences que l'on constate entre les taux de récupérations (cf. paragraphe 5.4.3) s'expliquent d'abord par les coefficients de compressibilité des différents fluides. L'on sait qu'un gaz est beaucoup plus compressible qu'un liquide ou, si l'on préfère, son expansion sera beaucoup plus grande lorsque la pression du gisement diminue. Rappelons qu'un coefficient de compressibilité est défini par : C =-

1 dV V dp

Les ordres de grandeur pour l'huile, l'eau et le milieu poreux sont les suivants : Co = 1 à 3.10-4 bar-1 Cw = 0,4 à 0,6.10-4 bar-1 Cp = 0,3 à 1,5.10-4 bar-1 Quant à la compressibilité du gaz, elle est de la forme : Cg ≈

1 P

En effet, P V ≈ constante pour les gaz (si Z ≈ cste) ; en dérivant on obtient : et C g ≈

1 . P

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40

dP dV + ≈0 P V

Estimation des réserves récupérables par drainage naturel

D'où les ordres de grandeur de Cg : P

= 100

200

300

400

500

Cg = 100

50

33

25

20

bar 10-4 bar-1

On voit immédiatement les hautes valeurs et les grandes variations de Cg. L'expansion des gaz étant ainsi nettement supérieure à celle des liquides, on s'explique facilement que la récupération du gaz, ainsi que celle de l'huile avec gas-cap, soient nettement plus élevées que celle de l'huile monophasique.

5.4.3

Taux de récupération

Une statistique générale donne les ordre de grandeur ci-après. Type de gisement

5.4.4

Récupération

Remarques

Huile monophasique

< 10 %

Pb < Pa (abandon)

Huile avec expansion des gaz dissous

5 à 25 %

Pa < Pb

Huile avec gas-cap

10 à 40 %

Huile avec aquifère

10 à 60 %

Gaz

60 à 95 %

Aquifère ± actif

Réserves mondiales

Les notations généralement employées sont les suivantes : Huile

Gaz

Eau

Quantité en place

(1)

N

G

W

Production cumulée

(2)

Np

Gp

Wp

(1)/(2)

np

gp

-

Récupération

Ces quantités sont exprimées en conditions standard (en pratique N et N p en 106 m3 ou tonnes, et G et Gp en 109 m3).

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41

Estimation des réserves récupérables par drainage naturel

Les tableaux 1 et 2 ci-après indiquent respectivement les réserves prouvées d'huile et de gaz fin 1997 compte tenu des techniques actuelles de récupération par drainage naturel et assisté.

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Estimation des réserves récupérables par drainage naturel

TABLEAU 1 Réserves prouvées d'huile 2000

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Estimation des réserves récupérables par drainage naturel

TABLEAU 2 Réserves prouvées de gaz 2000

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Estimation des réserves récupérables par drainage naturel

5.5 Une technique de drainage particulière : le drain horizontal La technique du puits horizontal s'est développé ces dernières années. Quels sont les avantages et les cas d'application du drain horizontal ? L'on sait que la productivité d'un puits est proportionnelle au hk. Elle est donc réduite lorsqu'un gisement est de faible épaisseur. D'où l'idée déjà ancienne du drain horizontal. Avec celui-ci, la productivité croît avec la longueur de pénétration dans le réservoir, mais de façon plus lente car la relation pression-distance intervient aussi sous forme de logarithme. Remarquons que dans le cas d'un puits à gaz, la productivité peut augmenter encore plus du fait de la réduction de la vitesse d'écoulement, liée à la longueur du drain L, d'où diminution des turbulences et des pertes de charge quadratiques. Le gain de productivité par rapport à un puits vertical peut atteindre couramment un facteur de 3 à 5. Or, le coût du forage et de l'équipement, variable, sera plutôt dans une fourchette allant de 1,5 à 2. Outre le cas des réservoirs peu épais, citons quelques autres cas particulièrement favorables : •

Réservoirs fissurés. Un drain horizontal, disposé perpendiculairement à un réseau de fissures sub-vertical, va en recouper un très grand nombre et peut apporter des gains de productivité très importants.

•

Réservoirs karstiques (fissurés non poreux). Ce sont des gisements extrêmement hétérogènes. Dans ce cas, un drain horizontal a de plus grandes chances de rencontrer des zones de bonne productivité. La productivité peut être multipliée par un facteur allant de 4 à 10 fois celle d'un puits vertical.

•

Réservoirs avec aquifère. Le drain horizontal possède deux atouts complémentaires : on peut le placer en haut du gisement de façon à obtenir une garde à l'eau suffisante. En outre, la longueur importante du drain entraîne une sollicitation plus faible de l'aquifère, par unité de longueur du drain. Et, par suite, le balayage vertical est plus efficace et la récupération plus élevée. Dans certains cas, la production pourra rester anhydre beaucoup plus longtemps.

•

Réservoirs avec gas-cap. Ceci est également vrai pour se protéger des percées de gaz en provenance du gas-cap, en plaçant le drain dans la zone inférieure de la zone à huile (s'il n'y a pas d'aquifère).

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45

Estimation des réserves récupérables par drainage naturel

•

Intérêt pour la caractérisation du réservoir. Les drains horizontaux se sont révélés être, grâce aux performances de diagraphies et du carottage horizontal, de riches outils de connaissance de l'évolution latérale du faciès et de l'évolution des fluides dans les milieux poreux. Le forage de puits horizontaux "en étoile" peut s'avérer très fructueux à ce sujet.

•

Intérêt pour le drainage assisté. Pour les puits injecteurs utilisés en drainage assisté (cf. chapitre suivant) les drains horizontaux peuvent être d'un grand apport, en particulier en ce qui concerne : - la capacité d'injection du puits, - la surface balayée par le fluide d'injection.

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46

CHAPITRE 6

MÉTHODES DE RÉCUPÉRATION ASSISTÉE 6.1 Généralités Dans la plupart des gisements d'huile, l'expansion des fluides en place ne permet la récupération que d'une faible partie de l'huile présente. Cela a conduit à rechercher des méthodes assurant un balayage optimal du gisement. Ces méthodes ont été appelées de récupération secondaire, car elles n'étaient initialement utilisées qu'après la récupération primaire (par drainage naturel). Actuellement, elles sont mises en œuvre bien avant que ne soit terminée la production par déplétion, et parfois même dès le début de la vie d'un gisement. Les plus anciennes consistent en l'injection d'un fluide naturel (eau ou gaz). Mais, après arrêt de l'exploitation dicté par des considérations économiques, il peut y avoir encore en place des quantités importantes d'hydrocarbures. Des techniques ont été développées en vue d'accroître l'efficacité du drainage : déplacement miscible, par voie chimique et méthodes thermiques. Nous traiterons successivement les méthodes de récupération assistée classiques des gisement d'huile et de gaz à condensat, puis les méthodes dites "améliorées" (ou tertiaires).

6.2 Récupération assistée (classique) 6.2.1

Injection d'eau (water flooding)

Deux types de déplacement peuvent être distingués : •

Déplacement suivant un front continu (figure 16) C'est le cas des réservoirs de faible volume et à fort pendage, possédant à leur base un aquifère limité qui n'est pas séparé de la zone à huile par une barrière imperméable. Cet aquifère est alimenté par des puits d'injection : la montée de © Copyright 2006 ENSPM Formation Industrie – IFP Training

47

Méthodes de récupération assistée

l'eau provoque un réservoir(figure16)

drainage

vertical

du

FIG. 16 Déplacement selon un front continu

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48

Méthodes de récupération assistée

•

Déplacement radial (figure 17) C'est le cas pour des gisements plats de grande étendue. Le dispositif d'installation des puits le plus courant est la maille à 5 puits (five spot) ; chaque puits d'injection est placé au centre d'un carré dont quatre puits de production occupent les sommets. L'eau est injectée sur toute la hauteur du réservoir. La fraction du réservoir drainée dépend des caractéristiques du réservoir, de l'huile et des distances entre puits. Signalons en outre que, dans le cas d'un réservoir fissuré, la récupération dépend de la vitesse d'avancement du front d'eau, une faible vitesse permettant à l'imbibition d'agir. Puits injecteur

Puits producteur

FIG. 17 Déplacement radial

6.2.2

Injection de gaz

Cette méthode peut parfois être envisagée concurremment à l'injection d'eau quand il y a, à proximité du gisement, une source de gaz†. Le drainage par le gaz est moins efficace que celui par l'eau ; en effet, le gaz ne mouille pas la roche et se déplace simultanément à l'huile dès que sa saturation devient de l'ordre de 5 à 10 %. Cependant, les investissements sont moins importants que dans le cas d'une injection d'eau. En effet, le nombre de puits nécessaires est moindre par suite de la grande facilité de circulation du gaz. Il y a deux types de drainage possibles : •

Injection de gaz dans un gas-cap existant.

•

Injection de gaz directement dans l'huile. Le gaz injecté a alors un mouvement radial.

En général, le gaz injecté n'est pas miscible avec l'huile. Il y a parfois miscibilité lorsque l'huile est légère et à haute pression. Dans ce dernier cas l'injection est plus efficace, car l'efficacité au niveau microscopique est nettement améliorée.

6.2.3

Cyclage du gaz (dans un gisement de gaz à condensat)

Il s'agit d'améliorer la récupération en condensat qui est un produit à haute valorisation. Du gaz sec est injecté dans le gisement, de façon à "maintenir" la pression et donc à éviter les pertes de gazoline, ou condensat, dans les pores, cette gazoline apparaissant pour des pressions inférieures à la pression de rosée rétrograde. On réinjecte une partie (parfois la totalité) du gaz produit. La récupération en condensat sera nettement améliorée (> 60 %).

†

en général, il s'agit d'abord du gaz de production du gisement.

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Méthodes de récupération assistée

6.3 Récupération améliorée a) Méthodes chimiques •

Utilisation de solutions de polymères dans l'eau Le but est d'améliorer l'efficacité de balayage en augmentant la viscosité de l'eau, ce qui a pour effet de donner un meilleur rapport de mobilité. La viscosité de l'eau peut ainsi être augmentée jusqu'à 50 fois.

•

Utilisation de tensio-actifs et de micro-émulsion Le but est d'améliorer l'efficacité de déplacement (microscopique) par réduction ou annulation de la tension interfaciale eau-hydrocarbures. On peu injecter un bouchon de tensio-actifs à forte concentration dans l'eau ou une micro-émulsion. La propriété essentielle d'une micro-émulsion est d'être miscible à la fois avec l'huile et avec l'eau (miscibilité totale). La récupération est ainsi nettement améliorée. Mais les coûts techniques sont très élevés.

b) Méthodes miscibles •

Utilisation de gaz carbonique Son action va diminuer les forces capillaires (il est plus ou moins miscible avec l'eau, le gaz ou l'huile en place). Elle va également diminuer la viscosité de l'huile et augmenter son volume de 10 à 20 %. On utilise le gaz carbonique soit en injection gazeuse, soit dissous dans l'eau injectée. Là encore les coûts sont très élevés.

Méthodes thermiques : huiles lourdes •

Injection de vapeur Cette méthode agit sur la viscosité de l'huile. L'injection de vapeur peut avoir lieu en continu ou cycliquement. Dans ce dernier cas, qui est plutôt une méthode de stimulation, on commence par injecter de la vapeur, on laisse alors le puits fermé quelque temps et on le met en production et ainsi de suite plusieurs fois. Cette technique est assez développée à l'heure actuelle.

•

Combustion in situ Cette méthode est surtout applicable aux gisements d'huile très visqueuse. Elle consiste à brûler une partie des hydrocarbures en place en injectant de l'air dans le gisement, de manière à diminuer la viscosité de l'huile résiduelle. Elle est peu utilisée actuellement.

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CHAPITRE 7

MODÈLES DE SIMULATION DES GISEMENTS Il est indispensable de prévoir la production future d'un gisement. L'évolution de la production passée et présente d'un champ (historique de production) doit permettre d'effectuer des prévisions quant aux perspectives de production du gisement en fonction essentiellement de la rentabilité économique, mais aussi parfois de critères de récupération maximale. Les calculs de rentabilité du développement d'un champ se font généralement sur une période de 10 à 15 ans : les investissements pour la mise en production (forages, réseau de collecte, centre de production, expédition) qui sont des investissements à court terme, seront rentabilisés par la production d'hydrocarbures qui, elle, va s'étaler à long terme. Il y a déjà un choix à faire quant au nombre et à l'implantation des puits à forer en déplétion naturelle, et ensuite on peut introduire un (ou plusieurs) type(s) de récupération assistée, d'où la comparaison de plusieurs cas fictifs donnant des résultats prévisionnels obtenus grâce à des modèles de gisement reproduisant plus ou moins bien l'architecture du réservoir et ses mécanismes de drainage, et après simulation de l'historique de production. Les modèles utilisés sont les modèles mathématiques monomailles (bilan-matière) et multimailles à un ou plusieurs composants (figure 18).

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Modèles de simulation des gisements

FIG. 18 Modèle mathématique de simulation des gisements

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Modèles de simulation des gisements

Les bilans-matières (ou balances de matériel) sont utilisés principalement comme outils de dégrossissage avant de passer à l'utilisation de modèles plus perfectionnés. Les modèles mathématiques permettent de découper le gisement en cellules, dans chacune desquelles se trouvent des réserves de fluides soumis aux lois de la mécanique des fluides. Suivant le problème posé, on utilise des modèles simples (déplacement de deux fluides dans une direction par exemple) ou très complexes (déplacement de trois fluides dans trois directions). Corrélativement à leur vocation de faire des prévisions de production, ces modèles permettent en outre d'améliorer parfois la connaissance du gisement puisqu'ils doivent simuler son historique de production. L'utilisateur est donc amené à trouver des valeurs inconnues des paramètres, dans les zones sans puits, ou bien de modifier les perméabilités relatives par exemple, afin de "caler" au mieux les cas fictifs avec le comportement réel du gisement.

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CHAPITRE 8

EXPLOITATION D'UN GISEMENT

Lorsqu'un gisement a été découvert, en général plusieurs puits d'appréciation sont forés afin de mieux connaître ce gisement. Ensuite, on étudie un projet de développement, lequel est souvent précédé d'un avant-projet utilisant des modèles très simples, et tenant compte de la faiblesse des informations dans un premier temps. L'organigramme général d'un projet est indiqué figure 19. Cette étude suit le processus général suivant : • •

une phase d'analyse : collecte des informations avec une étude critique des données ; une phase de restitution : interprétation des données et essai de construction d'un système (modèle) dont le comportement restitue celui du gisement réel : - géométrie et architecture interne du réservoir (géologie de production), - choix des mécanismes de drainage possibles, - choix des conditions (et contraintes) d'exploitation : productivité, complétion et activation des puits, conditions de surface, - choix du nombre et de l'emplacement des puits producteurs et éventuellement injecteurs.

•

une phase de prévision : calcul des prévisions de production dans chaque cas retenu. Plusieurs cas sont possibles pour chaque étape du projet : quantités en place, mécanismes de drainage (aquifère plus ou moins actif par exemple), conditions d'exploitation, nombre de puits, récupération assistée (injection d'eau ou de gaz), etc.

On voit qu'un projet est composé de plusieurs variantes que l'on compare et dont on cherche l'optimisation économique. Aussi une telle étude va-t-elle être pluridisciplinaire et faire appel, avec l'ingénieur gisement comme pivot, au géologue de production, à l'informaticien, au producteur et à l'économiste. Pendant la période de développement du champ, et même pendant la plus grande partie de la vie du gisement, ces différentes phase d'étude vont se renouveler en se complétant grâce aux connaissances acquises successivement. © Copyright 2006 ENSPM Formation Industrie – IFP Training

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Exploitation d'un gisement

FIG. 19 Exemple d'études sur un gisement

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ANNEXE 1

GAZ À CONDENSATION RÉTROGRADE

La figure 20 donne l'allure classique d'une enveloppe de phase pour un gaz naturel à condensation rétrograde : •

la branche BC est le lieu des points de bulle, donc la surface à gauche de celle-ci définit le domaine liquide ;

•

la branche RC est le lieu des points de rosée, donc la surface à droite de celle-ci définit le domaine gazeux ;

•

le point C, point de convergence de la courbe de bulle et de la courbe de rosée, est appelé point critique du mélange ; il définit la pression et la température critiques (PC et TC) ;

•

le domaine intérieur à la courbe BCR est le domaine diphasique liquide plus gaz ; dans ce domaine on a tracé des courbes (iso) d'isocondensation (en % molaire par exemple) ;

•

la pression maximale d'existence de cette enveloppe est le circondenbar (CB) (isobare critique de condensation) ;

•

la température maximale d'existence de cette enveloppe est le circondentherm (CT) (isotherme critique de condensation) ;

•

la surface hachurée entre C et CT définit la zone de condensation rétrograde en pression ; en effet, dans cette zone, une baisse de pression provoque une condensation, phénomène inverse de celui attendu ;

•

de même, la surface hachurée entre C et CB définit la zone de condensation rétrograde en température ; en effet, dans cette zone, une baisse de température provoque une vaporisation, phénomène inverse de celui attendu.

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Annexe 1 : Gaz à condensation rétrograde

FIG. 20 Diagramme pression température d'un gaz à condensation rétrograde

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ANNEXE 2

GLOSSAIRE "PVT"

A2.1 Terminologie "PVT" •

Étude PVT d'un fluide : Étude de la composition du fluide et du comportement d'une masse "m" de ce fluide en mesurant la pression de ce fluide à différents volumes et températures. Dans le cadre plus large d'une étude thermodynamique, en vue du process par exemple, on s'intéresse aussi à l'étude des équilibres et de la composition des phases.

•

Courbe de saturation d'un fluide : C'est l'ensemble des points que l'on définit par la pression et la température, où l'on passe de l'état monophasique (liquide ou vapeur) à l'état diphasique (liquide plus vapeur) ou inversement.

•

Courbe de bulle : Partie de la courbe de saturation correspondant au passage "liquide ⇔ liquide plus vapeur".

•

Courbe de rosée : Partie de la courbe de saturation correspondant au passage "vapeur ⇔ liquide plus vapeur".

•

Point critique : Point de convergence de la courbe de bulle et de la courbe de rosée.

•

Pression et température critiques : Pression et température correspondant au point critique.

•

Point de bulle1 : Un des points de la courbe de bulle.

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Annexe 2 : Glossaire "PVT"

•

1

Point de rosée1 : Un des points de la courbe de rosée.

En pratique, on les caractérise par la pression à une température donnée (étude gisement par exemple), ou par la température à une pression donnée (spécification process par exemple).

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Annexe 2 : Glossaire "PVT"

•

Conditions standard (gaz) : Conditions de pression et de température de référence dans lesquelles on exprime les volumes de gaz. Ces conditions varient d'une société à une autre, les plus classiques étant : 760 mm Hg et 15°C ; 750 mm Hg et 15°C ; 760 mm Hg et 60° F; 760 mm Hg et 0°C (conditions dites "normales").

•

Conditions de référence (huile) : Conditions de pression et de température de référence dans lesquelles on exprime les volumes d'huile de stockage. Ce sont la pression atmosphérique et 15°C.

•

GOR (Gas Oil Ratio) de dissolution2 à la Pression P et à la température T (Rs(P,T)) : Volume de gaz exprimé dans les conditions standard, dissous aux conditions P et T dans un volume d'huile qui donne un volume unité, exprimé dans les conditions de référence, d'huile de stockage. Il s'exprime en Std m 3/m3 ou en Std pieds cubes/baril. Il est très variable d'une huile à l'autre (de 0 à plus de 300 m3/m3 [cf. figure 21]).

•

Facteur de volume de l'huile2 à la pression P et à la température T (Bo(P,T)) : Volume de la phase d'hydrocarbures liquides aux conditions P et T qui donne un volume unité, exprimé dans les conditions de référence, d'huile de stockage. Il s'exprime en m3/m3 ou barils/baril. Il est généralement compris entre 1 et 2 en fonction du R s [cf. figure 21].

•

Facteur volumétrique de formation2 (FVF) : On peut caractériser ainsi le Bo correspondant aux conditions de gisement (Pg,Tg) [cf. figure 21].

•

Facteur de volume du gaz à la pression P et à la température T (Bg(P,T)) : Volume occupé aux conditions P et T par la masse m de gaz qui occuperait un volume unité dans les conditions standard. Il est généralement compris entre 0,7/P et l,2/P (P exprimé en bar) en fonction du caractère non parfait du gaz et de la température [cf. figure 21].

•

Facteur de volume de l'eau à la pression P et à la température T (Bw(P,T)) : volume occupé aux conditions P et T par une masse d'eau qui donne le volume unité, exprimé dans les conditions de référence, d'eau de stockage. Il reste peu différent de 1.

A2.2 Terminologie complémentaire "PRODUCTION" •

GOR de production2 (GOR) : volume total3 de gaz, exprimé dans les conditions standard, associé à la production d'un volume unité, exprimé dans les conditions de référence, d'huile de stockage. Il est généralement supérieur ou égal au RS.

2

La valeur de ces termes dépend des conditions de traitement (séparation) de l'effluent.

3

Souvent, au niveau du chantier, on ne tient pas compte du gaz qui apparaît au stockage.

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Annexe 2 : Glossaire "PVT"

•

WOR2 (Water Oil Ratio) : volume d'eau associé à la production d'un volume unité d'huile de stockage.

•

BSW2 (Basic Sediment and Water) : pourcentage d'eau et de sédiment par rapport à la phase "liquide" (huile + eau + sédiment).

•

GPM2 : - dans le système français : Grammes de condensable produits Par Mètre cube standard de gaz total (gaz + équivalent gaz du condensat) ; - dans le système américain : Gallons de condensable produits Par Mille pieds cubes standard de gaz total.

FIG. 21 Illustration de termes PVT : Rs ; Bo ; Bg

2

La valeur de ce terme dépend des conditions de traitement (séparation) de l'effluent.

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