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Patent 2461521 Summary

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Claims and Abstract availability

Any discrepancies in the text and image of the Claims and Abstract are due to differing posting times. Text of the Claims and Abstract are posted:

  • At the time the application is open to public inspection;
  • At the time of issue of the patent (grant).
(12) Patent: (11) CA 2461521
(54) English Title: METHOD AND DEVICE FOR EVALUATING THE PHYSICAL PARAMETERS OF AN UNDERGROUND DEPOSIT USING ROCK CUTTINGS COLLECTED FROM IT
(54) French Title: METHODE ET DISPOSITIF POUR EVALUER DES PARAMETRES PHYSIQUES D'UN GISEMENT SOUTERRAIN A PARTIR DE DEBRIS DE ROCHE QUI Y SONT PRELEVES
Status: Deemed expired
Bibliographic Data
(51) International Patent Classification (IPC):
  • G01N 15/08 (2006.01)
(72) Inventors :
  • LENORMAND, ROLAND (France)
  • EGERMANN, PATRICK (France)
  • TEMPLIER, ARNAUD (France)
(73) Owners :
  • IFP ENERGIES NOUVELLES (France)
(71) Applicants :
  • INSTITUT FRANCAIS DU PETROLE (France)
(74) Agent: ROBIC
(74) Associate agent:
(45) Issued: 2013-07-09
(22) Filed Date: 2004-03-24
(41) Open to Public Inspection: 2004-09-26
Examination requested: 2009-01-15
Availability of licence: N/A
(25) Language of filing: French

Patent Cooperation Treaty (PCT): No

(30) Application Priority Data:
Application No. Country/Territory Date
03/03.742 France 2003-03-26

Abstracts

English Abstract

Method and device for simultaneously evaluating, with the same equipment, physical parameters such as the absolute permeability and the porosity of fragments extracted from a natural or artificial porous, fragmented environment. The porosity of the fragments is measured using pressure testing with helium or another gas, following a known protocol. The enclosure containing the fragments communicates with a reservoir of known pressure, containing helium, also under known pressure. When the pressures reach equilibrium, the value of the solid volume can be deduced. The volume of the rock envelope and fragmented mass is also measured. By combining these measurements, the porosity of the samples as well as the density of the rock are determined. Next, their permeability is measured by immersing them in a liquid and putting the enclosure in communication with liquid, initially under known defined pressure, contained in an accumulator such that the trapped gas is compressed into the pores of the rock. Using a model of the evolution of the volume of liquid injected into the enclosure, and an iterative adjustment, the values of the physical parameters are determined. - Application to, for example, petro-physical measurements based on drilling debris or crushed core samples.


French Abstract

- Méthode et dispositif pour évaluer dans le même temps et avec le même appareillage, des paramètres physiques tels que la perméabilité absolue et la porosité, de fragments extraits d'un milieu poreux naturel ou artificiel fragmenté. - On mesure la porosité des fragments au moyen de tests de pression à l'hélium ou tout autre gaz, suivant un protocole connu en soi. L'enceinte qui les contient, est mise en communication avec un réservoir de volume connu également, contenant de l'hélium sous une pression connue. A l'équilibre des pressions, on peut déduire la valeur du volume solide. On mesure également le volume enveloppe de roche et la masse en fragments. En combinant ces mesures, on détermine la porosité des échantillons ainsi que la densité de la roche. On mesure ensuite leur perméabilité en les immergeant dans un liquide et en mettant l'enceinte en communication avec du liquide initialement sous une pression définie contenu dans un accumulateur de manière à comprimer le gaz piégé dans les pores de la roche. Par le biais d'une modélisation de l'évolution du volume de liquide injecté dans l'enceinte, et d'un ajustement itératif, on détermine les valeurs des paramètres physiques. - Applications par exemple à des mesures pétrophysiques à partir de déblais de forage ou de carottes concassées.

Claims

Note: Claims are shown in the official language in which they were submitted.



16

REVENDICATIONS
1. Méthode pour évaluer avec un même appareillage des paramètres physiques
consistant en la perméabilité absolue et la porosité d'un milieu poreux
naturel ou
artificiel fragmenté à partir de fragments de roche (F) prélevés dans ce
milieu,
comportant une étape d'immersion de fragments contenus dans une enceinte de
confinement dans un liquide et de mise en communication intermittente de
l'enceinte contenant les fragments avec une source de liquide sous pression
comprenant un accumulateur contenant un volume élastique de liquide, de
manière
à comprimer le gaz piégé dans les pores de la roche, une étape de mesure du
volume de liquide injecté, une étape de modélisation de l'évolution du volume
de
liquide injecté à partir de valeurs initiales choisies a priori au moins pour
la
perméabilité et la saturation en gaz résiduelle, et une étape d'ajustement
itératif de
la valeur des paramètres physiques des fragments de roche pour que l'évolution

modélisée du volume injecté s'ajuste au mieux avec l'évolution mesurée du
volume
injecté dans l'enceinte, caractérisée en ce que:
- dans l'étape d'immersion dans le liquide des fragments contenus dans
l'enceinte de confinement, on mesure le volume de liquide injecté par la
mesure de
la variation concomitante de pression régnant dans le dit accumulateur.
2. Méthode selon la revendication 1, dans laquelle l'étape de modélisation
est
réalisée à partir de valeurs initiales choisies a priori également pour la
porosité (.PHI.).
3. Méthode selon la revendication 1, comportant une étape préalable
d'introduction des fragments de roche lavés et séchés dans l'enceinte de
confinement que l'on met d'abord en communication avec un réservoir de gaz
sous
une pression définie, de manière à déterminer le volume solide des dits
fragments,
on mesure le volume enveloppe et la masse des fragments et on en déduit la
porosité (.PHI.) et la densité des fragments de roche, l'étape de
modélisation,
comprenant une modélisation de l'évolution du volume de liquide injecté à
partir de

17
valeurs initiales choisies a priori pour la perméabilité (K) et la saturation
en gaz
résiduelle, et la valeur mesurée pour la porosité (.PHI.).
4. Méthode selon l'une quelconque des revendications 1 à 3, dans laquelle
l'étape de mise en communication de l'enceinte avec l'accumulateur est
effectuée
de façon à provoquer dans une première période une rapide augmentation de la
pression dans l'enceinte et une compression du gaz piégé dans les pores de la
roche, suivie d'une période de relaxation après isolement de l'enceinte, et
comporte
une mesure l'évolution de la pression dans l'enceinte au cours des deux
périodes.
5. Méthode selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, dans laquelle
on
charge la cellule de confinement avec des déblais de forage.
6. Méthode selon l'une quelconque des revendications 1 à 5, dans laquelle
on
charge la cellule de confinement avec des fragments de roche obtenus par
concassage de carottes prélevées dans un puits.
7. Méthode selon la revendication 6, dans laquelle les carottes sont
obtenues
par carottage latéral d'un puits.
8. Méthode selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, dans laquelle
on
charge la cellule de confinement avec des fragments de roche envahis de
fluides de
forage.
9. Méthode selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, dans laquelle
on
charge la cellule de confinement avec des fragments de roche préalablement
nettoyés.
10. Dispositif pour évaluer des paramètres physiques consistant en la
perméabilité absolue et la porosité d'un milieu poreux naturel ou artificiel
fragmenté
à partir de fragments (F) prélevés dans ce milieu, comportant un système de


18

traitement, une enceinte de confinement pour les fragments, un ensemble
d'injection d'un liquide dans l'enceinte pour remplir l'enceinte contenant les

fragments de roche, dans un premier temps, et pour réaliser un cycle
comprenant
une phase d'injection de liquide dans l'enceinte, cet ensemble comprenant un
accumulateur contenant un volume élastique de liquide et des moyens (V2)
commandés par le système de traitement pour contrôler la mise en communication

de l'accumulateur avec l'enceinte contenant les fragments de roche, des moyens

pour la mesure de la pression dans l'enceinte, le système de traitement étant
adapté à modéliser l'évolution du volume de liquide injecté à partir de
valeurs
initiales choisies pour les paramètres physiques des fragments de roche, et
pour
ajuster itérativement les valeurs à donner à ces paramètres physiques pour que

l'évolution modélisée de la grandeur physique s'ajuste au mieux avec
l'évolution
mesurée de la dite grandeur dans l'enceinte, caractérisé en ce qu'il comporte
des
moyens de mesure des variations de pression dans l'accumulateur et en ce que
le
système de traitement est adapté à calculer le volume de liquide injecté dans
l'enceinte provenant de l'accumulateur, à partir de la variation de pression
relevée
par les moyens de mesure de pression.
11. Dispositif selon la revendication 10, comportant un réservoir de gaz
pouvant
être mis en communication avec l'enceinte par l'intermédiaire d'une vanne
(V3), un
appareil (13) de mesure de l'enveloppe de volume pour la détermination de la
porosité des fragments et un moyen de mesure de la masse des fragments.
12. Dispositif selon la revendication 11, caractérisé en ce que les moyens
pour
mesurer le volume enveloppe des fragments à tester comportent un pycnomètre à
poudre.
13. Dispositif selon la revendication 11 ou 12, dans lequel le volume
élastique de
liquide est délimité dans le dit accumulateur par un volume de gaz, la dite
relation
étant obtenue en appliquant la loi des gaz parfaits.


19

14. Dispositif selon la revendication 11 ou 12, dans lequel le volume
élastique de
liquide est délimité dans ledit accumulateur par une membrane élastique ou un
élément mobile, ladite relation étant obtenue par calibrage préalable des
déformations ou des déplacements.
15. Méthode selon l'une quelconque des revendications 1 à 7, dans laquelle
le
milieux poreux est une zone de gisement souterrain.
16. Dispositif selon l'une quelconque des revendications 10 à 14, dans
lequel le
milieux poreux est une zone de gisement souterrain.

Description

Note: Descriptions are shown in the official language in which they were submitted.



CA 02461521 2004-03-24
i
MÉTHODE ET DISPOSITIF' POUR ÉVALUER DES PARAMETRES PHYSIQUES
D'UN GISEMENT SOUTERRAIN A PARTIR DE DÉBRIS DE ROCHE QUI Y
SONT PRÉLEVÉS
l0 La présente invention concerne une méthode et des dispositifs expérimentaux
pour évaluer,
avec Ie même appareillage et dans le même temps, la porosité et la
permêabilité absolue de
tout milieu plus ou moins poreux, naturel ou artificiel fragmenté, à partir
d'échantillons de
roche prélevés dans ce milieu. Il peut s'agir par exemple de roches d'une zone
d'un
gisement souterrain de fluides {gisement hydrocarbures, aquifère, etc.), ou
ëventuellement
de roches à très faible perméabilité comme des argiles ou des schistes. Il
s'agit par exemple
de fragments obtenus Iors d'opérations de forage de puits : déblais de forage
ou obtenus
par concassage d'échantillons plus gros : carottes ou carottes latérales
prélevées dans un
puits.
Le contexte pétrolier actuel conduit les opérateurs à s'intéresser à de
nouvelles zones
2o {« offshore » profond) mais aussi à de nouveaux types de giseménts
(structures marginales
situées à proximité d'installations de surface existantes). Compte tenu des
coûts de forage
liés à l'environnement difficile de ces nouvelles dêcouvertes ou à la taille
limitée de
certaines structures, les opérateurs ne peuvent plus se permettre de forer des
puits
d'appréciation complémentaires sans risquer de compromettre la viabilité
économique du
projet. La stratégie de développement fixée avant le démarrage de
l'exploitation est donc
moins stricte de façon à pouvoir s'adapter "en temps réel" à la nature des
informations
collectées par le forage des puits de production. On parle de développement
appréciatif.


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2
Les mesures pétrophysiques jouent un rôle clé dans l'appréciation de la
qualité d'un
réservoir. Néanmoins, les délais associés à ce type de mesures sont souvent
très longs et
donc incompatibles avec la réactivité nécessaire à la :réussite des
développements
appréciatifs. De nouveaux moyens d'ëvaluation plus rapides et mains coûteux
sont donc
recherchés comme support à la prise de décision.
Les dêbris de forage (« cuttings ») remontés par la boue, font depuis
longtemps l'objet
d'examens sur sites. Ils sont réalisês par les équipes chargés de l'analyse
des boues (dites
de « Mud Logging ») et servent essentiellement à compléter la description des
couches
géologiques traversées au cours du forage réalisée à partir de diagraphies.
IO ETAT DE LA TECHNIQJJE
Des trava~ix ont dêjà été réalisés pour essayer d'évaluer des propriétés
pétrophysiques à
partir de fragments de forage. On a mesurë par exemple les propriétés
acoustiques
relativement à des ondes S et P (cisaillement et compression). Différents
paramètres ont
êgalement été étudiés tels que la dureté et la déformation des fragments de
roche ou leur
z5 porosité et perméabilité.
Suivant une première méthode connue pour réaliser la me sure de perméabilité,
le morceau
de roche est préalablement enrobé dans de la résine. On découpe une tranche de
faible
épaisseur dans la roche enrobée et on la place dans une cellule de mesure.
Elle comporte
des moyens pour y injecter un fluide sous pression à débit contxôlé et des
moyens de
20 mesure de la perte de charge créée par l'échantillon. Comme la résine est
impermëable, la
perméabilité absolue est déduite de l'équation de Darcy en tenant compte de la
surface
réelle occupée par les fragments de roche.
Cette méthode est dëcrite par exemple par
Santarelli F.J., et al ; « Formation evaluation from Jogging on cuttings »,
SPERE, June
25 1998 ; ou
- Marsala A.F., et al ; « Transient Method Implemented~ under Unsteady State
Conditions
for Low and Very Low Permeability Measurements on Cuttings » ; SPEIISRM
n°47202,
Trondheim, 8-lO July 1998.


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3
Ce type de mesure ne s' obtient qu' en laboratoire après de longues opérations
de
conditionnement des fragments.
Une autre méthode connue repose sur une mesure RMN (Rêsonance Magnétique
Nucléaire) qui est faite directement sur les fragments de forage après un
lavage préalable
suivi d'une saturation en saumure. Ce type de mesure fournit une valeur
directement
exploitable de la porosité. La perméabilité K est déterzninêe par
l'intermédiaire de
corrélations de même nature que celles utilisées dans le cadre des diagraphies
RMN.
On trouve une illustration de cette méthode dans le document suivant
- Nigh E., et al ; P-K~ : Wellsite Determination of Porosity and Permeability
Using
lo Drilling Cuttings", CWLS Journal, Vol 13, n°1, Dec 1984.
Par la demande de brevet EP 1 167 948 et les demandes de brevet FR 02102.242
et
03/00.429 du demandeur, on connait plusieurs systèmes pour évaluer des
paramètres
physiques tels que leur perméabilité absolue de roches poreuses d'une zone
d'un gisement
souterrain, à partir de fragments de roche prélevês dans cette zone tels que
des fragments
z5 rocheux remontés dans 1a boue d'un forage. Elle comporte une étape
d'immersion de
fragments contenus dans une enceinte de confinement dans un fluide visqueux et
de mise
sous pression de l'enceinte contenant les fragments suivant plusieurs modes de
mise en
oeuvre de manière à comprimer le gaz piégé dans les pores de la roche:
Suivant un mode de mise en oeuvre, on injecte du fluide sous une pression
croissante avec
2o Ie temps, jusqu'à un seuil de pression défini, de manière à comprimer le
gaz piégé dans les
pores de Ia roche. Cette phase d'injection est suivie d'une phase de
relaxation avec arrêt de
l'injection. La variation de pression durant ces deux phases successives est
enregistrée.
Suivant un autre mode de mise en oeuvre, l'enceinte contexrant les fragments
est mise en
communication avec un récipient contenant du fluide visqueux sous une pression
25 déterminée. L'étape de mise en communication ëtant. brève, on obtient une
rapide
augmentation de Ia pression dans l'enceinte et une compression du gaz piégé
dans les pores
de la roche suivie d'une période de relaxation aprés isolement de l' enceinte,
et l'on mesure
l'évolution de la pression dans l'enceinte au cours des deux périodes.
Suivant un autre mode de mise en oeuvre, l'enceinte contenant ies fragments
est mise en
3o communication avec un récipient contenant du fluide visqueux sous une
pression


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4
déterminée et constante de façon à provoquer une augmentation rapide et
prolongëe de la
pression dans l'enceinte et une compression du gaz piégé dans les pares de la
roche, et l'on
mesure l'évolution du volume de fluide injecté en fonction du temps.
Quel que soit Ie mode opératoire, l'évolution de la pression ou du volume de
fluide injecté
ayant été modélisée à partir de valeurs initiales choisies pour les paramètres
physiques des
fragments, le calculateur les ajuste itérativement pour faire coïncider au
mieux Ia courbe de
pression ou de volume modélisée avec la courbe de pression ou de volume
réellement
mesurée.
LA METHODE ET LE DISPOSITIF SELON L'INVEN'TION
zo La méthode selon l'invention a pour objet d'évaluer, avec le même
appareillage, des
paramètres physiques tels que la perméabilité absolue et la porosité d'un
milieu poreux
naturel ou artificiel fragmenté, à partir de fragments de roche prélevés dans
ce milieu. Elle
comporte une étape d'immersion de fragments contenus dans une enceinte de
confinement
dans un liquide (plus ou moins visqueux) et de mise en communication
intermittente de
l'enceinte contenant les fragments avec une source de liquide sous pression
comprenant un
accumulateur contenant un volume élastique de liquide, de manière à comprimer
le gaz
piégé dans les pores de la roche, une étape de mesure du volume de liquide
injecté, une
étape de modélisation de l'évolution du volume de liquide injecté à partir de
valeurs
initiales choisies a priori au moins pour Ia perrnéabilitë et la saturation en
gaz résiduelle, et
2o une étape d'ajustement itératif de Ia valeur des paramètres physiques des
fragments de
roche pour que l'évolution modëlisée du volume injecté s'ajuste au mieux avec
l'évolution
mesurée du volume injecté dans l'enceinte.
La méthode se distingue en ce que dans l'étape d'immersion dans le liquide des
fragments
contenus dans l'enceinte de confinement, on mesure Ie volume de liquide
injectê par la
mesure de la variation concomitante de pression régnant dans le dit
accumulateur.
L'étape de modëlisation peut être réalisée à partir de valeurs initiales
choisies a priori
également pour Ia porosité. Elle peut également comporter une étape prêalable
d'introduction des fragments de roche lavës et séchés dans (enceinte de
confinement que
l'on met d'abord en communication avec un réservoir de gaz sous une pression
définie, de
3o manière à déterminer le volume solide des dits fragments, avec une mesure
du volume
enveloppe et de la masse des fragments pour en déduire la porosité et la
densité des


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fragments de roche. Dans ce cas, I'êtape de modêlisation comprend une
modélisation de
l'évolution du volume de liquide injecté à partir de valeurs initiales
choisies a priori pour Ia
perméabilité et la saturation en gaz résiduelle, et également la valeur
mesurêe au préalable
pour la porosité.
5 Suivant un mode de mise en ouvre, l'étape de mise en communication de
l'enceinte avec
l'accumulateur est effectuée de façon à provoquer une rapide augmentation de
la pression
dans l'enceinte et une compression du gaz piégé dans les pores de la roche
suivie d'une
période de relaxation après isolement de l'enceinte, et elle comporte une
mesure
l'évolution de Ia pression dans l'enceinte au cours de ces deux phases
successives.
On peut charger Ia cellule de confinement par exemple avec des déblais de
forage, des
fragments de roche obtenus par concassage de carottes prëlevëes dans un puits
et
notamment de carottes obtenues par carottage latéral d'un puits, avec des
fragments de
roche envahis de fluides de forage, avec des fragments de roche préalablement
nettoyés,
etc.
Le dispositif selon l'invention permet d'évaluer des paramètres physiques tels
que la
perméabilitê absolue et la porosïté d'un milieu poreux naturel ou artificiel
fragmenté tel
qu'une zone d'un gisement souterrain, â partir de fragments prélevés dans ce
milieu,
comportant un système de traitement, une enceinte de confinement pour les
fragments, un
ensemble d'injection d'un liquide dans l'enceinte pour remplir l'enceinte
contenant les
zo fragments de roche, dans un premier temps, et pour réaliser un cycle
comprenant une phase
d'injection de liquide dans l'enceinte, cet ensemble comprenant un
accumulateur contenant
un volume élasrique de liquide et des moyens commandés par le système de
traitement
pour contrôler la mise en communication de l'accumulateur avec l'enceinte
contenant les
fragments de roche. Des moyens sont utilisés pour 1a mesure de Ia pression
dans l'enceinte.
Le système de traitement est adapté à modéliser l'évolution du volume de
liquide injecté à
partir de valeurs initiales choisies pour les paramètres physiques des
fragments de roche, et
pour ajuster itérativement les valeurs à donner à ces paramètres physiques
pour que
l'évolution modélisée de Ia grandeur physique s'ajuste au mieux avec
l'évolution mesurée
de la dite grandeur dans l'enceinte.
3o Le dispositif est caractêrisé en ce qu'il comporte des moyens de mesure des
variations de
pression dans l'accumulateur et en ce que le système de traitement est adapté
à calculer le


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Ö
volume de liquide injecté dans l'enceinte provenant de l'accumulateur, à
partir de Ia
variation de pression relevée par les mayens de mesure de pression.
Le dispositif comporte par exemple un réservoir de gaz pouvant être mis en
communication avec l'enceinte par l'intermédiaire d'une vanne, un appareil de
mesure de
l'enveloppe de volume ( tel qu'un pycnomètre à poudre par exemple) pour la
détem~ination
de la porosité des fragments et un moyen de mesure de la masse des fragments.
Le volume élastique de liquide est par exemple délimitê dans l'accumulateur
soit par un
volume de gaz, auquel cas, la relation est obtenue en appliquant la :Loi des
gaz parfaits, soit
par une membrane élastique ou tout autre élément mobile, auquel cas la
relation est
obtenue par calibrage préalable des déformations ou déplacements.
La méthode se révèle satisfaisante pour des roches très variées sur une large
gamme de
permêabilité et de porosité. Elle se révèle très précise du fait que la mesure
du volume de
liquide injecté n'est pas obtenue directement comme dans les demandes de
brevet prêeïtées
mais indirectement par Ia mesure des variations de la pression dans
l'accumulateur, ce que
l'on sait faire simplement avec une grande précision.
Compte tenu de la faible place occupée par le dispositif, de la facilité de
mise en oeuvre
mais aussi de la rapidité avec laquelle iI est possible de réaliser les
mesures et 1e calage
entre les données thëoriques et les donnêes expérimentales, la méthode se
prête
particulièrement bien aux conditions de chantier. )1 est donc tout à fait
possible d'envisager
2o une mesure et une interprétation directement sur site dans un délai très
court, sans
commune mesure par conséquent avec ceux qui sont nécessaires pour obtenir des
résultats
équivalents par les méthodes de laboratoire. Cela ouvre des perspectives
importantes au
niveau de la caractérisation pétrophysique dans Ie domaine pétrolier et
hydrologique
évaluation de la perméabilité, porosité, densité de roche, ete. puisque l'on
peut tïrer partie
de cette nouvelle source d'information comme support à. l'interprétation des
diagraphies
électriques et affiner l'évaluation d'un puits en terme de potentiel de
production. Cela
ouvre aussi des perspectives importantes au niveau de la caractérisation
pétrophysique de
tout autre milieu poreux naturel ou artificiel fragmentê.


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7
PRÉSENTATION SOMMAIRE DES FIGURES
D'autres caractéristiques et avantages de la méthode et du dispositif selon
l'invention,
apparaîtront à la lecture de la description ci-après d'exemple;s non
limitatifs de réalisation,
en se référant aux dessins annexés où
- la Fig.l montre schématiquement ie dispositif ;
- Ia Fig.2 montre schématiquement la structure d'un fragments ou particule de
roche
poreuse dans lequel on modélise les effets de l'injection d'un liquide à forte
viscosité
tel que de l'huile ;
les Fig. 3A et 3B montrent une évolution de pression mesurée au cours d'un
test avec
l'évolution du volume de liquide injecté en fonction du temps correspondante
calculée
à partir de la loi des gaz parfaits ;
- les Fig.4A à 4C montrent schématiquement les courbes de volume de liquide
injecté en
fonction du temps obtenues à partir de l'évolution dè pression dans la cellule
du
dispositif de la Fig.l, pour trois roches différentes;
- la Fig.S montre le bon accord entre les perméabilités obtenues pour
plusieurs types de
roche, par une méthode classique de mesure sur carottes et par la méthode
selon
l'invention;
- les Fig.6A à 6C montrent pour les trois roches précédentes, Ia prêcision que
l'on
obtient dans l'ajustement des courbes de volume injecté modélisées par rapport
aux
2o courbes expérimentales;
- la Fig.7 met en évidence le bon accord que l'on obtient entre les valeurs de
la porositê
( ~ ou Phis ) des fragments de roche testés et celles ( PI2iS ) que l'on
obtient pour des
échantillons ou carottes dans le cas où l'on ajuste itérativement à Ia fois
les valeurs a
priori de la porosité et de la perméabilité ; et
~5 - la Fig. 8 met en évidence le résultat de la détermination de la porosité
des fragments de
roche testés, lorsque l'on mesure expérimentalement au préalable la porosité (
Phi ) des
fragments.


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DESCRIPTION DETAILLEE
Le dispositif tel que schématisé en Fig.l, comporte une cellule de confinement
1 dans
laquelle sont inirialement introduits les fragments de forage. Un système
d'injection 2
communique par une canalisation 3 avec la base d'un réservoir tampon 4
contenant un
liquide plus ou moins visqueux adapté à la perméabilité à mesurer, tel que de
l'huile.
L' extrémité opposée du réservoir tampon 4. communique par une vanne V6 avec
une ligne
Ll. Une première extrémité de la cellule de confinement 1 communique avec la
ligne L1
par l'intermédiaire de deux vannes V1, V2. L'extrémité opposée de la cellule
de
confinement I communique par le biais d'une vanne d'isolement VS avec un
séparateur 6.
Un manomètre 7 est connecté à la sortie de la cellule 1. Les variations de
pression
mesurées par le manomètre 7 sont acquises par un processeur 8 tel qu'un micro-
ordinateur.
La vanne V2 est pilotée directement par le processeur 8. La ligne Ll
communique
également par l'intermédiaire d'une vanne V7 avec un accwmulateur 9 contenant
un liquide
plus ou moins visqueux, mis sous une pression déterminée par un chapeau de gaz
sous
pression, une membrane souple ou un élément déplaçable. Un manomètre 10 est
connecté
à la sortie de l'accumulateur 9. Les variations de pression qu'il mesure sont
acquises
également par le processeur 8
On peut aussi utiliser des fragments disponibles après nettoyage d'où tous les
fluides ont
été préalablement chassés. Dans le cas où l'on charge la cellule de
confinement 1 avec des
fragments nettoyés, on peut ïnjecter en ouvrant une vanne V4, un gaz tel que
de l'hélium
par exemple, provenant d'une bouteille 5, de façon à chasser l'air de la
cellule.
L'enceinte 1 est reliée également à un réservoir 11 rempli d'hélium et de
volume connu par
l'intermédiaire des vannes Vi et V3. L'enceinte 1 peut êtrf; mise en
communication avec le
réservoir 11 initialement à une pression connue par ouverture de V1 ou V3, les
vannes V2
et V4 étant fermées.
Le dispositif comporte en outre une balance 12 et un appareil 13 de type
pycnomètre à
poudre permettant de mesurer le volume enveloppe des fragments introduits.
I) Mesure de la porosité
La détermination de la porosité comporte une étape d'acquisition de mesures
expérimentales de volume enveloppe Ve des fragments introduits, du volume
solide Vs de


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roche introduit et de la masse nie de roche introduite, et une êtape de calcul
de la porosité
et de la densité de roche.
a) Acquisition des mesures
- Les fragments secs et nettoyés sont préalablement pesés sur la balance 12 et
leur
volume enveloppe est mesuré au moyen de I'appareü 13. Les fragments sont
ensuite
introduits dans l'enceinte de confinement 1 qui est mise sous atmosphère
gazeuse
(d'hélium par exemple) par mise en communication avec le réservoir S de
manière à
chasser l'air. L'enceinte 1 est ensuite reliée au réservoir I1 rempli d'hélium
et de volume
connu par ouverture des vannes V I et V3, les vannes V2 et V4 étant fermées.
La pression
d'équilibre permet de déduire Ia valeur du volume solide de Ia roche à partir
des pressions
initiales dans l'enceinte 1 et 1e réservoir lI et de leurs volumes. Toutes ces
mesures
permettent de déterminer la porosité des échantillons. La densité de la roche
est aussi
obtenue par mesure de la masse des fragments introduits.
Le volume enveloppe Ve est obtenu au moyen d'un pycnomètre à poudre suivant
une
i5 technique bien connue des spécialistes.
Soient P1 Ia pression initiale dans I, Ph 1a pression la pression initiale
dans le réservoir 11,
Pe la pression d'équilibre après Ia mise en communication, U1 le volume de
l'enceinte I,
Vh le volume du réservoir 11 et mc Ia masse des fragments. utilisés.
Vs, tp et d désignent respectivement le volume solide, la porosité et la
densité de roche.
(Ph - Pe)
~o on a, Ys-U1-Vh (Pe-P1)
~- Ve-Vs
Ve
d roche = mc
Ve
La Fig. 11 montre que l'on obtient une très bonne estimation de la porosité
des roches
testées.


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II) Estimation de la perméabilitê
L'estimation de la perméabilité absolue comporte essentiellement trois étapes
1) une étape d'acquisition de mesures expérimentales dca variations de
pression (ou
d'évolution de volume injecté) à partir des fragments de forage, donnant lieu
à des courbes
5 expérimentales ;
2) une étape de modélisation des phénomènes physiques intervenant au sein des
fragments
de forage durant le même cycle opératoire, pour des valeurs arbitraires de
paramètres
physiques recherchés (perméabilité K et porosité ~) intervenant dans le
modèle, permettant
d'établir des courbes théoriques analogues ; et
10 3) une étape d'ajustement ou de calage où l'on détermine les voletas à
donner aux
paramètres physiques intervenant dans le modèle pour que les courbes
expérimentales et
théorique s'ajustent au mieux.
1) Acquisition des mesures
On remplit la cellule I avec un liquide plus ou moins visqueux (avec une
viscosité adaptée
15 à la perméabilité à mesurer : de l'huile par exemple, du glycérol, de
i'eau, toute solution
acqueuse, visqueuse, etc., ou par l'intermédiaire du système d'injection. Le
liquide occupe
l'espace libre entre les fragments de forage et elle pénètre aussi par
imbibition spontanée â
l'intérieur de la roche. Il se produit un dégazage dont l'intensité et la
durée dépend de Ia
nature de la roche (principalement la porosité). Ce dégazage n'affecte qu'une
partie du gaz.
2o Un certain volume résiduel reste piégë dans les fragments de forage sous
forme d'amas
déconnectës.
La procédure consiste essentiellement à mettre la cellule 1 contenant les
fragments de
roche C en communication avec l' accumulateur 9 contenant du liquide sous
pression (Pini)
en ouvrant la vanne V2 pilotée par le processeur de contrôle 8.
Initialement, la vanne est fermée. Du côté de l'accumulateur 9, la pression
est égale à Pini
tandis que du côté de la cellule 1, la pression est ëgale à la pression
ambiante. La vanne V2
pilotée par le processeur 8 est alors ouverte durant quelques dixièmes de
seconde pour
augmenter rapidement Ia pression de la cellule 1 jusqu'à. Pmax. L'élasticité
du volume de
l'accumulateur 9, obtenue par le biais d'un chapeau de gaz, d'une membrane
souple se


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12
déformant sous l'effet d'un changement de pression ou d'un élément mobile, est
préalablement calibrée de manière à ce que l'on mesure une diminution de la
pression de
quelques bars dans l'accumulateur 9 au cours du test. Ce changement de
pression permet
alors de calculer facilement l'évolution du volume de liquide injecté depuis
l'accumulateur
s 9 dans la cellule 1 à partir de la loi des gaz parfaits (si on utilise un
chapeau de gaz) ou à
partir de d'une courbe d'étalonnage (si on utilise une membrane souple ou un
élément
déplaçable).
Par rapport aux procédures détaillées dans les demandes de brevet précitées,
cette approche
permet de simplifier le dëroulement de l'expérience (pas de débitmètre ou de
capteur
1o différentiel à intercaler comme précédemment sur la ligne LI reliant
l'accumulateur à la
cellule, pour mesurer le volume injecté) tout en gardant un bon contrôle du
volume injecté
ce qui facilite l'acquisition des mesures et l'interprêtation des résultats
avec Ie simulateur.
D'autre part, l'élimination d'un débitmètre ou d'un capteur différentiel pour
mesurer le
volume injecté permet
15 - de miniaturiser fortement les dimensions de l'appareil de mesure si bien
qu'il est
possible de conduire une mesure avec seulement 1 em3 de fragment ;
de raccourcir les lignes de liaison entre l'accumulateur ~ et la cellule 1 ce
qui
raccourcit le temps de rx>ise sous pression de Ia cellule contenant les
fragments et
améliore la sensibilité de l'appareil. Il est ainsi possible de tester des
roches ayant un
20 diamètre moyen de l'ordre de I mm poux des perméabilités allant jusqu'à
quelques
centaines de milliDarcy;
- de mesurer des variations de volume injecté très faibles (inférieures à 0.03
cm3 de
liquide injectë cumulé) ce qui était difficilement réalisable avec un
dëbitmètre ou un
capteur différentiel ;
25 - d'opérer l'appareil de mesure avec des liquides de viscosités variées
sans avoir à
adapter 1e système de mesure du volume injecté ce qui augmente grandement Ia
souplesse de l'appareil.
Les figures 3A à 3C montrent des exemples de courbes de volume injecté en
fonction du
temps pour trois roches différentes. On observe des variations significatives
des courbes de
3o remplissage suivant la nature des roches testées. Plus la perméabilité des
roches est faible


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sz
et pius on observe une cinétique de remplissage lente (plus de 80 secondes
pour la roche la
moins perméable représentêe, Fig. 4A, et moins de 2 secondes pour la roche la
plus
perméable représentée, Fig. 4C).
Le but des deux ëtapes suivantes est d'obtenir à partir des mesures de
pression ou du
S volume de liquide injecté, une estimation de la seule perméabilité K (si
l'on a mesuré au
préalable la porosité comme on l'a vu plus haut) ou une estimation conjointe
de la
permêabilité K et de la porosité ( ~ )
2) Modélisation
On considère que les fragments de forage sont de taille homogène et de forme
sphérique et
que le gaz est supposé parfait. La perte de charge visqueuse du gaz est
négligëe par rapport
à celle du liquide compte tenu de l'écart entra les viscosités. Le gaz
rêsiduel piégê dans les
fragments de roche après l'imbibition spontanée du liquide, se présente sous
forme d'amas
déconnectés répartis de manière homogène. On considère aussi que la pression
capillaire
est négligeable.
~5 Compte tenu de la forme sphërique des fragments, on va raisonner sur une
calotte
d'épaisseur dr (Fig.2). et calculer l'évolution de la pression. à la frontière
de la particule de
roche lorsqu'un débit de liquide q est injecté.
On considère que les N particules de roche se partagent 1e dëbit total Q du
liquide injecté
de manière équitable, et que chacune reçoit le débit q =-~~-. La Ioi des gaz
parfaits permet
l1l
de déduire la saturation locale en gaz Sg dès lors qu'on connaît la pression P
: Sb = S~° P°
P
(Po est la pression du liquide). Dans la calotte, on fait un bilan matière sur
le liquide.
L'accumulation est égale à la différence entre ce qui rentre et ce qui sort.
De là, on déduit
~rvva+~aa° =o
Comme So = (1- S ) _ (1- S P
xo p ) , on en déduit que
aSa - âSo _âP _ Po âP
-
ôt ôP ât - S~° PZ 3t


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a3
_ K
Comme par ailleur s, v~ - - ~n ~YâdPa (K désigne la permêabilité et ,uo Ie
viscosité du
liquide) et que la pression capillaire peut être considërëe comme négligeable
ce qui fait
donc que Po = Pg~ = P, l'équation précëdente s'écrit
_K Po _aP _
- ,uo ~P + t~SRO pz ôt ~ 0 ,
_ uo~~o Po _aP
Il en résulte que ~ ~ K pz at
On obtient donc la forme classique d'une équation de type diffusion avec
toutefois un
terme en llP2 facteur de l'accumulation qui provient de Ia nature compressible
du gaz.
a a 2 _aP
En coordonnêes sphériques, le LapLacien est êgal à YZ âY r ar . Finalement,
l'équation
à résoudre s'êcrit
lo a rz aP _ a rZ aP
ar ar p2 at (a)
_ ~~~go~'o
avec a - K (2)
LOrS de sa mise en place, le liquide chasse l'air dans l'espace libre entre
les fragments de
forage et pénètre dans la roche par imbibition spontanée. Malgré certaines
prëcautions, il
est possible qu'il reste un certain volume de gaz retenu à L'extérieur du fait
de la forme non
15 régulière des fragments de forage, Ce volume piégé (V~,) joue un rôle
direct sur La forme
générale de la réponse en pression et doit être pris en compte dans la
résolution.
Il faut tenir compte également d'une certaine compressibilité due au
dispositif
expërimental. Elle provient aussi bien de la cellule, des lignes que des
propriétés du
liquide. La compressibilité équivalente observée est de l'ordre de 0.0005 bar
1 (50 Pa).
2o Comma Ie liquide utilisé est saturë en gaz à pression atmosphérique, des
phénomènes de
dissolution se produisent lorsque la pression augmente au cours de la mesure.
Ces aspects
sont pris en compte en introduisant un paramètre de diffusion traduisant les
échanges de
molécules au niveau des interfaces gazlliquide.


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L'équation de diffusion est résolue par la méthode des différences finies avec
un schéma
explicite et en s'imposant les conditions aux limites en temps P{r,0)=Pacm et
en espace
P{R~t)=Pexc et âr {0~ t) = 0 .
Dans le cadre de Ia procédure expérimentale détaillée prêcêdemment, on mesuxe
directement l'évolution de la pression dans l'enceinte contenant les
fragments, c'est à dire
Pext. Il est ainsi possible de résoudre directement l'équation régissant
L'évolution de Ia
pression dans la roche de manière explicite. L'évolution du volume de liquide
injecté
simulé en fonction de temps se calcule alors par différence entre le volume de
gaz
initialement présent dans la roche {à Patm) et le volume occupé par le gaz à
un instant t au
cours du test (pendant la phase de compression).
3) Ajustement du modèle aux résultats expérimentaux
Le modèle est implémenté dans un calculateur tel que l'ordinateur 8 (cf.
Fig.1) sous la
forme d'un logiciel et inséré dans une boucle d'optimisation itérative. On
fait "tourner" le
modèle avec des valeurs de permêabilité K et de saturatïon en gaz résiduelle
choisies a
ls priori, en imposant pour la porosité ( ~ ) la valeur trouvée
expérimentalement, et on
compare la courbe de volume injecté simulée qui en résulte avec la courbe
expérimentale
et par itérations successives en changeant les valeurs de K et de saturation
résiduelle en gaz
dans le modèle. On trouve celles qui permettent d'ajuster au mieux les courbes
théorique et
expérimentale suivant une mëthode d'optimisation classique de type Newton ou
gradients.
2o Dans le cas où l'on n'a pas procédé au préalable à la mesure expêrimentale
de la porosité
(~), on fait "tourner" Ie modèle avec des valeurs de perméabilité K, de
saturation en gaz
résiduelle, et de porosité choisies a priori et on compare la courbe de volume
injecté
simulée qui en résulte avec la courbe expérimentale et par itérations
successives en
changeant les valeurs de K, de la porosité ~k et de saturation résiduelle en
gaz dans 1e
?5 modèle. La figure 11 montre que l'on obtient une estimation satisfaisante
de la poxosité des
roches testées.
Quand on connaît la valeur de la porosité obtenue par mesure préalable, il n'y
a que la seule
valeur K de la perméabilité à ajuster dans l'étape de modélisation. La
modélisation est de
ce fait plus rapide. Elle est aussi plus précise, comme le montre très
clairement la figure
30 12.


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Les figures 6A à 6C montxent la comparaison obtenue par itérations successives
entre les
courbes théoriques et expérimentales pour trois types de roche testées. Dans
tous Ies cas,
on note un très bon accord entre les simulations et les résultats
expérimentaux. Les
résultats obtenus par application de la méthode sont tout à fait comparables
avec ceux
obtenus en laboratoire après de longs délais de conditionnement par des
méthodes
classiques pour plusieurs roches de perméabilités différentes comme le
montrent la Fig 5.
La programmation de cette modêlisation au sein d'un code, permet de caler les
expériences
à l'aide d'une boucle d'optimisation ce qui permet de déduire rapidement la
valeur de K
correspondante.

Representative Drawing
A single figure which represents the drawing illustrating the invention.
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(22) Filed 2004-03-24
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Description 2004-03-24 15 798
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Representative Drawing 2004-07-22 1 20
Cover Page 2004-09-08 1 57
Claims 2012-07-26 4 148
Cover Page 2013-06-12 2 67
Correspondence 2004-04-22 1 31
Assignment 2004-03-24 3 170
Assignment 2004-06-04 2 62
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Prosecution-Amendment 2009-01-23 2 66
Correspondence 2010-08-10 1 44
Prosecution-Amendment 2012-02-10 2 67
Prosecution-Amendment 2012-07-26 8 264
Assignment 2012-12-03 5 146
Correspondence 2013-04-23 2 66