Note: Descriptions are shown in the official language in which they were submitted.
CA 02474712 2004-07-30
WO 03/071253 PCT/FR03/00547
1
METHODE ET DISPOSITIF POUR EVALUER DES PARAMETRES PHYSIQUES
D'UN GISEMENT SOUTERRAIN A PARTIR DE DEBRIS DE ROCHE QUI Y
SONT PRELEVES
La présente invention concerne une méthode et des dispositifs expérimentaux
pour
évaluer, avec le même appareillage et dans le même temps, la porosité et la
perméabilité
absolue de tout milieu poreux naturel ou artificiel fragmenté et notamment
d'une zone d'un
gisement souterrain d'hydrocarbures ou autres fluides, à partir d'échantillons
de roche
prélevés dans ce milieu. II s'agit par exemple de fragments obtenus lors
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 ( offshore profond) mais aussi à de nouveaux types de gisements
(structures
marginales situées à proximité d'installations de surface existantes). Compte
tenu des coûts
de forage liés à l'environnement difficile de ces nouvelles découvertes 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.
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'évaluation plus rapides et moins coûteux
sont donc
recherchés comme support à la prise de décision.
CA 02474712 2004-07-30
WO 03/071253 PCT/FR03/00547
2
Les débris de forage ( cuttings ) remontés par la boue, font depuis
longtemps
l'objet d'examens sur sites. Ils sont réalisés 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.
ETAT DE LA TECHNIQUE
Des travaux ont déjà été réalisés pour essayer d'évaluer des propriétés
pétrophysiques à partir de fragments de forage. On a mesuré par exemple les
propriétés
acoustiques relativement à des ondes S et P (cisaillement et compression).
Différents
paramètres ont également été étudiés tels que la dureté et la déformation des
fragments de
roche ou leur porosité et perméabilité.
Suivant une première méthode connue pour réaliser la mesure de perméabilité,
le
môrceau 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 contrôlé
et des
moyens de mesure de la perte de charge créée par l'échantillon. Comme la
résine est
imperméable, 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 décrite par exemple par :
- Santarelli F.J., et al ; Formation evaluation from logging on cuttings ,
SPERE, June
1998;ou
- Marsala A.F., et a1 ; Transient Method Implemented under Unsteady State
Conditions
for Low and Very Low Permeability Measurements on Cuttings ; SPE/ISRM
n 47202, Trondheim, 8-10 July 1998.
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 (Résonance 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
CA 02474712 2004-07-30
WO 03/071253 PCT/FR03/00547
3
exploitable de la porosité. La perméabilité K est déterminée 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-Km: Wellsite Determination of Porosity and Permeability
Using
Drilling Cuttings", CWLS Journal, Vol 13, n 1, Dec 1984.
Par la demande de brevet européen EP 1 167 948, on connaît un système 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 prélevés
dans cette
zone tels que des fragments rocheux remontés dans la boue d'un forage. Après
immersion
des fragments dans un fluide visqueux contenu dans une enceinte, on injecte du
fluide sous
une pression croissante avec le temps, jusqu'à un seuil de pression définie,
de manière à
comprimer le gaz piégé dans les pores de la 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. L'évolution de la pression durant le
processus
d'injection 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 la courbe de pression modélisée avec la courbe de pression réellement
mesurée
LA METHODE ET LE DISPOSITIF SELON L'INVENTION
La méthode selon l'invention a pour objet d'évaluer, avec le même appareillage
et
simultanément, des paramètres physiques tels que la perméabilité absolue et la
porosité
d'un milieu poreux naturel ou artificiel fragmenté tel qu'une zone d'un
gisement souterrain,
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
fluide
visqueux et de mise en communication de l'enceinte contenant les fragments
avec une
source de fluide sous pression de manière à comprimer le gaz piégé dans les
pores de la
roche, une étape de mesure d'une grandeur physique indicative de l'évolution
de
l'absorption de fluide par la roche, une modélisation de l'évolution de la
grandeur physique
dans l'enceinte, à partir de valeurs initiales pour les paramètres physiqués
des fragments, et
une étape d'ajustement itératif des valeurs des paramètres physiques des
fragments de
roche pour que l'évolution modélisée s'ajuste au mieux avec l'évolution
mesurée du
-paramètre physique dans l'enceinte.
CA 02474712 2004-07-30
WO 03/071253 PCT/FR03/00547
4
La méthode est caractérisée en ce que :
- dans l'étape d'immersion dans le fluide visqueux des fragments contenus dans
l'enceinte de confinement (1) , on mesure la pression d'injection du fluide ou
du volume
de fluide inj ecté ;
- - dans l'étape de modélisation, on modélise l'évolution de la pression
d'injection du
fluide ou du volume de fluide injecté à partir de valeurs initiales chôisies a
priori pour
la perméabilité (K) et la saturation en gaz résiduelle et la porosité ((D); et
- dans l'étape d'ajustement, on ajuste itérativement la valeur de la
perméabilité et de la
porosité des fragments de roche pour que l'évolution modélisée de la pression
ou du
volume injecté s'ajuste au mieux avec l'évolution mesurée de la pression ou du
volume
injecté dans l'enceinte.
Selon un mode de mise en ceuvre, la méthode comporte 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 fragments, on mesure le volume
enveloppe et la
masse des fragments et on en déduit la porosité et la densité des fragments de
roche. Dans
l'étape de modélisation, on modélise l'évolution.de la pression d'injection du
fluide ou du
volume de fluide injecté à partir de valeurs initiales choisies a priori pour
la perméabilité
(K) et la saturation en gaz résiduelle, et de la valeur mesurée pour la
porosité (0), et dans
l'étape d'ajustement, on ajuste itérativement la valeur de la seule
perméabilité des
fragments de roche pour que l'évolution modélisée de la pression ou du volume
injecté
s'ajuste au mieux avec l'évolution mesnrée de la pression ou du volume injecté
dans
l'enceinte.
Suivant un mode de mise en oruvre, l'étape de mise en communication avec un
fluide visqueux avec le récipient contenant du fluide sous une pression
déterminée,
comporte une brève période de mise en communication 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 l'on mesure
l'évolution de la pression dans l'enceinte au cours des deux périodes.
CA 02474712 2004-07-30
WO 03/071253 PCT/FR03/00547
Suivant un mode de mise en oeuvre, l'étape de mise en communication avec un
fluide- visqueux comporte une mise en communication de l'enceinte avec le
récipient
contenant du fluide sous une pression déterminée, de façon à provoquer une
augmentation
rapide et prolongée de la pression dans l'enceinte et une compression du gaz
piégé dans les
5 pores de la roche, et l'on mesure l'évolution du volume de fluide injecté en
fonction du
temps. (N.B. procédure III).
Dans les applications où le milieu est un gisement souterrain, on peut charger
la
cellule de confinement avec des déblais de forage ou des fragments de roche
obtenus par
concassage de carottes prélevées dans un puits et notamment de carottes
obtenues par
carottage latéral d'un puits, qu'il soient envahis de fluides de forage ou
préalablement
nettoyés.
Le dispositif de mise en oeuvre comporte principalement une enceinte de
confinement pour les fragments, des moyens d'injection d'un fluide visqueux
dans
l'enceinte pour remplir l'enceinte contenant les fragments du milieu, dans un
premier
temps, et pour réaliser un cycle comprenant une phase d'injection de fluide
dans l'enceinte,
des moyens pour la mesure de l'évolution d'une grandeur physique dans
l'enceinte et un
système de traitement pour modéliser l'évolution de cette grandeur 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. Il comporte en outre un récipient contenant du
fluide sous une
pression déterminée (tel qu'une bouteille tampon contenant de l'huile
visqueuse et un
chapeau de gaz sous une pression prédéfinie), et des moyens commandés par le
système de
traitement pour contrôler la mise en communication du récipient avec
l'enceinte contenant
les fragments de roche.
Dans le cas où l'on utilise le dispositif également pour déterminer la
porosité des
fragments, il comporte en outre 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 pour la détermination de la porosité des fragments et un moyen de
mesure de la
masse des fragments.
CA 02474712 2004-07-30
WO 03/071253 PCT/FR03/00547
6
Le dispositif comporte par exemple des moyens de mesure de l'évolution de la
pression dans l'enceinte, en fonction du temps, le système de traitement étant
adapté à
modéliser l'évolution de la pression (ou du volume selon les cas) de fluide
visqueux injecté
dans l'enceinte, à partir de valeurs initiales choisies pour les paramètres
physiques des
fragments de roche, et à ajuster itérativement les valeurs à donner à ces
paramètres
physiques pour que l'évolution modélisée de la pression s'ajuste au mieux avec
l'évolution
mesurée de la pression (ou du volume selon les cas) dans l'enceinte.
Les moyens pour la mesure de l'évolution du volume de fluide injecté
comportent
par exemple un débitmètre ou capteur différentiel de pression et les moyens
pour mesurer
le volume enveloppe des fragments à tester est par exemple un pycnomètre à
poudre.
La méthode se révèle satisfaisante pour des roches très variées sur une large
gamme
de perméabilité et de porosité.
Compte tenu de la faible place occupée par le dispositif, de la facilité de
mise en
oeuvre mais aussi de la rapidité avec laquelle il est possible de réaliser les
mesures et le
calage entre les données théoriques et les données expérimentales, la méthode
se prête
particulièrement bien aux conditions de chantier. Il est donc tout à fait
possible d'envisager
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
2o niveau de la caractérisation pétrophysique dans le domaine pétrolier et
hydrologique,
perméabilité, porosité, densité de roche, puisque l'on peut tirer 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 fragmenté.
PRESENTATION 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'exemples
non limitatifs de
réalisation, en se référant aux dessins annexés où :
- la Fig. 1 montre schématiquement le dispositif ;
CA 02474712 2004-07-30
WO 03/071253 PCT/FR03/00547
7
- la 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 fluide à forte
viscosité tel
que de l'huile ;
- les Fig.3A à 3C montrent schématiquement les, courbes de variation de la
pression
régnant dans la cellule du dispositif de la Fig.1, durant les phases
d'injection et de
relaxation, pour quatre roches différentes avec la procédure expérimentale 1;
- la Fig.4 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 (procédure 1) ;
- les Fig.5A à 5D montrent pour les quatre roches précédentes, la précision
que l'on
obtient dans l'ajustement des courbes de pression modélisées par rapport aux
courbes
expérimentales dans le cas où l'on opère suivant une première procédure qui
sera
décrite plus loin ;
- la Fig. 6 montre des évolutions expérimentales de pression dans le cadre
d'une
deuxième procédure ;
- les Fig. 7A et 7B montrent deux exemples d'ajustement (traits pleins) aux
courbes
expérimentales (représentées par des croix) dans le cadre de la deuxième
procédure ;
- la Fig. 8 montre des évolutions expérimentales du volume d'huile injecté
dans
l'enceinte des fragments, dans le cadre d'une troisième procédure ;
- les Fig. 9A et 9B montrent deux exemples d'ajustement (points en losange)
aux
courbes expérimentales (traits pleins) dans le cadre de la troisième procédure
;
- la Fig. 10 montre le bon accord entre les perméabilités obtenues suivant la
troisième
procédure, avec des mesures réalisées sur carottes ;
- la Fig. 11 met en évidence le bon accord que l'on obtient entre les valeurs
de la porosité
(0 ou Phi,) des fragments de roche testés et celles ( Phis ) que l'on obtient
pour des
échantillons ou carottes dans le cas où l'on ajuste itérativement à la fois
les valeurs a
priori de la porosité et de la perméabilité ; et
CA 02474712 2004-07-30
WO 03/071253 PCT/FR03/00547
8
- la Fig. 12 met en évidence le résultat amélioré de la détermination de la
porosité des
fragments de roche testés, lorsque l'on mesure expérimentalement au préalable
la
porosité (Phi,) des fragments.
DESCRIPTION DETAILLEE
Le dispositif tel que schématisé en Fig.1, comporte une cellule de confinement
1
dans laquelle sont initialement introduits les fragments de forage. Une pompe
à eau à débit
constant 2 communique par une canalisation 3 avec la base d'un réservoir
tampon 4
contenant de l'huile présentant une forte viscosité. 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 Ll par l'intermédiaire de
deux vannes
Vl, V2. L'extrémité opposée de la cellule de confinement 1 communique par le
biais d'une
vanne d'isolement V5 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
une bouteille tampon 9 contenant de l'huile visqueuse mise sous une pression
déterminée
par un chapeau de gaz sous pression. Un débitmètre ou un capteur de pression
différentielle 10 est placé si nécessaire sur la ligne Ll entre la cellule 1
et la bouteille 9
pour mesurer le débit de fluide injecté.
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 injecte en ouvrant une vanne V4, de l'hélium
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 V1 et V3. L'enceinte 1 peut être 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.
CA 02474712 2004-07-30
WO 03/071253 PCT/FR03/00547
9
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
roche introduit et de la masse nie de roche introduite, et une étape 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 l'appareil 13. Les fragments sont
ensuite
introduits dans l'enceinte de confinement 1 qui est mise sous atmosphère
d'hélium par
mise en communication avec le réservoir d'hélium 5 de manière à chasser l'air.
L'enceinte l est ensuite reliée au réservoir 11 rempli d'hélium et de volume
connu par
ouverture des vannes V1 et V3, les vannes V2 et V4 étant fermées. La pression
d'équilibre permet de déduire la valeur du volume solide de la roche à partir
des
pressions initiales dans l'enceinte 1 et le réservoir 11 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 technique bien connue des spécialistes.
Soient P1 la pression initiale dans 1, Ph la pression la pression initiale
dans le
2o réservoir 11, Pe la pression d'équilibre après la mise en communication, U1
le volume de
l'enceinte 1, Vh le volume du réservoir 11 et mc la masse des fragments
utilisés.
Vs, ~ et d désignent respectivement le volume solide, la porosité et la
densité de
roche.
Us - Ul - Vh (Ph - Pe)
Ona, (Pe - Pl)
Ve-Vs
Ve
CA 02474712 2004-07-30
WO 03/071253 PCT/FR03/00547
droche= mc
-
Ve
La Fig. 11 montre que l'on obtient une très bonne estimation de la porosité
des
roches testées.
II) Estimation de la perméabilité
5 L'estimation de la perméabilité absolue comporte essentiellement trois
étapes :
1) une étape d'acquisition de mesures expérimentales des variations de
pression
(procédures 1 et 2) ou d'évolution de volume injecté (procédure 3) à partir
des fragments
de forage, donnant lieu à des courbes expérimentales ;
2) une étape de modélisation des phénomènes physiques intervenant au sein des
10 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
3) une étape d'ajustement ou de calage où l'on détermine les valeurs 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 1 avec une huile de forte viscosité par l'intermédiaire
de la
pompe. L'huile occupe l'espace libre entre les fragments de forage et elle
pénètre aussi par
imbibition spontanée à l'intérieur de la roche. Il se produit un dégazage dont
l'intensité et la
durée dépend de la nature de la roche (principalement la porosité). Ce
dégazage n' affecte
qu' une partie du gaz. Un certain volume résiduel reste piégé dans les
fragments de forage
sous forme d'amas déconnectés.
Trois procédures sont possibles pour conduire la phase expérimentale :
Procédure 1
Comme elle a déjà été décrite en détail dans la demande de brevet européen
déjà
citée, la procédure 1 consiste essentiellement à injecter à débit constant de
l'huile provenant
CA 02474712 2004-07-30
WO 03/071253 PCT/FR03/00547
11
du réservoir tampon 4 en augmentant graduellement la pression d'injection au
moyen de la
pompe 2 (partie Cl de la courbe de pression). On mesure la quantité d'huile
qui pénètre
dans les pores de la roche au fur et à mesure que le gaz résiduel piégé dans
les pores est
comprimé. Lorsque la pression atteint un certain seuil fixé PM, on arrête
l'injection d'huile.
On assiste alors à une relaxation. Les fluides tendent à se rééquilibrer dans
les fragments de
forage et l'on observe une lente remise en équilibre de la pression (partie C2
de la courbe
de pression : Fig. 3).
Procédure 2
La deuxième procédure consiste essentiellement à mettre la cellule 1 contenant
les
fragments de roche C en communication avec la bouteille tampon 9 contenant de
l'huile
visqueuse sous pression en ouvrant la vanne V2 pilotée par l'ordinateur de
contrôle 8.
Initialement, la vanne est fermée. Du côté de la bouteille tampon 9, la
pression est
égalè à Pmax tandis que du côté de la cellule 1, la pression est égale à la
pression ambiante.
La vanne V2 pilotée par le processeur 8 est alors ouverte durant quelques
dixièmes de
seconde pour augmenter rapidement la pression de la cellule 1 jusqu' à la
pression Pmax
puis cette vanne est refermée et on observe une relaxation de la pression qui
correspond
dans ce cas aussi à une remise à l'équilibre de la pression dans les fragments
de roche (Fig.
6). Par rapport à la procédure 1, on minimise le temps de montée de la
pression ce qui
augmente la sensibilité du système en terme de détection de la perméabilité.
Par contre,
cette procédure est moins précise en terme de bilan volumétrique (huile
injectée) comparée
à l'injection à débit constant.
Procédure 3
Par rapport aux deux procédures précédentes où l'on distinguait une période
d'injection et une période de relaxation, celle-ci ne comporte qu'une seule
phase
(injection). La préparation de l'expérience est exactement la même que dans le
cadre de la
procédure 2. On rajoute le débitinètre ou un capteur de pression
différentielle 10 sur la
ligne de liaison entre la cellule 1 et la bouteille tampon 9 (Fig. 1).
Initialement, on se
trouve dans les même conditions que pour la procédure 2, (le débitmètre ou le
capteur de
pression différentielle sont initialement en pression). On ouvre alors
simplement la vanne
V2 et on enregistre l'évolution du débit ou de la pression différentielle au
cours du temps.
Dans le cadre de l'utilisation du capteur différentiel, on se sert d'une
courbe d'étalonnage
CA 02474712 2004-07-30
WO 03/071253 PCT/FR03/00547
12
préalablement mesurée par l'intermédiaire de la pompe 2 qui donne la relation
entre le
débit d'huile visqueuse et la pression différentielle. Cette pezmet alors de
convertir les
mesures expérimentales de pression différentielle et déduire l'évolution du
volume d'huile
injecté au cours du temps. L'évolution du volume injecté s'obtient directement
si un
débitmètre est utilisé.
Par rapport aux procédures précédentes, cette approche permet de simplifier le
déroulement de l'expérience tout en gardant un bon contrôle du volume injecté
ce qui
facilite l'acquisition des mesures et l'interprétation des résultats avec le
simulateur. D' autre
part, comme la partie parasite du gaz piégé hors des fragments ou cuttings C
(espace
inter-fragments et compressibilité du système) est comprimée pendant les
premiers instants
de l'expérience, on observe une sorte de décorrélation naturelle du signal qui
permet
d'explorer, à taille égale, des plages de perméabilité beaucoup plus
importantes par rapport
aux autres méthodes mais aussi de mieux mesurer le volume de gaz effectivement
piégé
dans les cuttings.
Les figures 3A à 3D montrent des exemples d'évolution du signal de pression
observé pour des fragments de quatre roches différentes pour un débit de 480
cc/h
(procédure 1). Quelle que soit la roche considérée, on observe la même
évolution générale
de la pression. On note une montée progressive pendant la phase d'injection à
mesure que
le gaz résiduel se comprime. Le temps requis pour augmenter la pression de 5
bars varie
suivant les roches de 15 à 40 secondes selon le volume initial de gaz piégé.
Dès que
l'injection est stoppée, la pression diminue. Si cette diminution est
significative pour les
roches 1 et 2, elle reste plus modérée pour les roches 3 et 4. Aux temps
longs, on observe
une stabilisation graduelle du signal.
La figure 6 montre des exemples d'évolution de la pression dans le cadre de la
procédure 2. Comme dans le cadre de la procédure 1, on observe des variations
significatives des courbes de relaxation suivant la nature des roches testées.
Plus la
perméabilité des roche est faible et plus on observe une relaxation de
pression marquée.
La figure 8 montre des exemples d'évolution de la pression dans le cadre de la
procédure 3. On observe des variations significatives des courbes de
remplissage suivant la
nature des roches testées. Plus la perméabilité des roches est faible et plus
on observe une
CA 02474712 2004-07-30
WO 03/071253 PCT/FR03/00547
13
cinétique de remplissage lente. Plus la porosité des roches est forte et plus
le volume
d'huile injecté cumulé est important.
Le but des deux étapes suivantes est d'obtenir à partir des mesures de
pression ou
du volume d'huile 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
perméabilité K et de la porosité ((D)
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
négligée par rapport à celle de l'huile compte tenu de l'écart entre les
viscosités. Le gaz
résiduel piégé dans les fragments de roche après l'imbibition spontanée de
l'huile se
présente sous forme d'amas déconnectés répartis de manière homogène. On
considère aussi
que la pression capillaire est négligeable.
Compte tenu de la forme sphérique 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 d'huile q est injecté.
On considère que les N particules de roche se partagent le débit total Q du
fluide
injecté de manière équitable, et que chacune reçoit le débit q Q. La loi des
gaz parfaits
permet de déduire la saturation locale en gaz Sg dès lors qu'on connaît la
pression
P: Sg = Sg p (Po est la pression de l'huile). Dans la calotte, on fait un
bilan matière sur
l'huile. L'accumulation est égale à la différence entre ce qui rentre et ce
qui sort. De là, on
déduit :
divV +0 aa =0
CommeS -S
- - (1 g) _ (1- S g PP ) , on en déduit que :
aS - aS aP = S
- P aP
at aP at g PZ J at
CA 02474712 2004-07-30
WO 03/071253 PCT/FR03/00547
14
__ K
Comme par ailleurs, V -O griidPo (K désigne la perméabilité et o le
viscosité
de l'huile) et que la pression capillaire peut être considérée comme
négligeable ce qui fait
donc que Po = PgaZ = P, l'équation précédente s'écrit :
-K P+0SgoPz âp=0
f ~o
ogo Po ap
,u~
Il en résulte que ~p K p2 at
On obtient donc la forme classique d'une équation de type diffusion avec
toutefois
un terme en 1/P2 facteur de l'accumulation qui provient de la nature
compressible du gaz.
1 a z ap
En coordonnées sphériques, le Laplacien est égal à r2 ar r ar . Finalement,
l'équation à résoudre s' écrit :
a 2aP r2 ap
âr r ôr P2 ât (1)
_ duoosgopo
avec a - K (2)
Lors de sa mise en place, l'huile chasse l'air dans l'espace libre entre les
fragments
de forage et pénètre dans la roche par imbibition spontanée. Malgré certaines
précautions,
il est possible qu'il reste un certain volume de gaz retenu à l'extérieur du
fait de la forme
non régulière des fragments de forage. Ce volume pïégé (V.,P) 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
expérimental. Elle provient aussi bien de la cellule, des lignes que des
propriétés de l'huile.
La compressibilité équivalente observée est de l'ordre de 0.0005 bar 1.
Comme l'huile utilisée est saturée en gaz à pression atmosphérique, des
phénomènes de dissolution se produisent lorsque la pression augmente au cours
dé la
mesure. Ces aspects sont pris en compte en introduisant un paramètre de
diffusion
traduisant les échanges de molécules au niveau des interfaces gaz/huile.
CA 02474712 2004-07-30
WO 03/071253 PCT/FR03/00547
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)=Patm et en
espace P(R,t)=PeXt et P a(0,t) = O. Lorsque l'on simule des expériences à
pression
~
imposée, la pression Pext est connue et l'équation se résout de manière
explicite. Lorsque
5 l'on simule des expériences à débit imposé, la valeur de Pext est calculée
par
l'intermédiaire d'une boucle de convergence dont le test repose sur une
comparaison
entre la saturation de gaz restant dans la particule de roche et la valeur
obtenue par bilan
volumique à partir de la quantité d'huile injectée.
La résolution de l'équation de diffusion durant la période de relaxation
(procédures
10 I et II) est identique et repose sur la même boucle de convergence. Seule
la condition de
test change pùisque l'arrêt de l'injection entraîne un maintien du volume de
gaz dans la
particule de roche.
3) Ajustement du modèle aux résultats expérimentaux
Le modèle est implémenté dans un calculateur tel que l'ordinateur 8 (cf. Fig.
1) sous
15 la forme d'un logiciel et inséré dans une boucle d'optimisation itérative.
On fait tourner
le modèle avec des valeurs de perméabilité K et de saturation en gaz
résiduelle choisies a
priori, en imposant pour la porosité (0) la valeur trouvée expérimentalement,
et on
compare la courbe de pression 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 méthode d'optimisation classique de type Newton ou
gradients.
Dans le cas où l'on n'a pas procédé au préalable à la mesure expérimentale de
la
porosité (0), on fait tourner le modèle avec des valeurs de perméabilité
K, de
saturation en gaz résiduelle, et de porosité choisies a priori et on compare
la courbe de
pression simulée qui en résulte avec la courbe expérimentale et par itérations
successives
en changeant les valeurs de K, de (D et de saturation résiduelle en gaz dans
le modèle. La
figure 11 montre que l'on obtient une estimation satisfaisante de la porosité
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
CA 02474712 2004-07-30
WO 03/071253 PCT/FR03/00547
16
est de ce fait plus rapide. Elle est aussi plus précise, comme le montre très
clairement la
figure 12.
Les figures 5A à 5D montrent le bon accord que l'on obtient rapidement par
itérations successives, entre les courbes théorique et expérimentale pour
quatre fragments
de roche testés par l'intermédiaire de la procédure 1. Comme le montre aussi
la Fig.4, 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.
Les figures 7A et 7B montrent deux exemples d'ajustement par itérations
successives sur des résultats expérimentaux utilisant la procédure 2.
Les figures 9A et 9B montrent deux exemples d'ajustement par itérations
successives sur des résultats expérimentaux utilisant la procédure 3.
Dans tous les 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. 4 (procédure 1) et la Fig. 10 (procédure 3).
La programmation de cette modélisation 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.
