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DISPOSITIF POUR LA DETERMINATION DE PARAMETRES PETROPHYSIQUES D'UNE
FORMATION SOUTERRAINE
La présente invention concerne le domaine de l'exploration et de
l'exploitation d'un fluide
contenu dans une formation souterraine.
Notamment, la présente invention peut concerner l'exploration et
l'exploitation de
réservoirs pétroliers, ou de sites géologiques de stockage de gaz, tel que le
dioxyde de carbone
(noté CO2 par la suite) ou le méthane.
L'exploration et l'exploitation de gisements pétroliers nécessitent d'acquérir
une
connaissance aussi précise que possible de la géologie souterraine, et ce,
afin de fournir de
.. façon efficace une évaluation des réserves, une modélisation de la
production, ou de la gestion
de l'exploitation. Par exemple, la détermination de l'emplacement d'un puits
de production ou
d'un puits d'injection au sein d'un gisement d'hydrocarbures, la constitution
de la boue de
forage, les caractéristiques de complétion, le choix d'un procédé de
récupération des
hydrocarbures (tel que l'injection d'eau par exemple) et des paramètres
nécessaires à la mise
en oeuvre de ce procédé (tels que la pression d'injection, le débit de
production etc.)
nécessitent de bien connaître le gisement. Par bonne connaissance d'un
gisement, on entend
une description aussi précise que possible de la structure du gisement étudié,
de ses propriétés
pétrophysiques, ou encore des propriétés des fluides présents dans le gisement
étudié.
Pour acquérir cette connaissance, l'industrie pétrolière allie les mesures
réalisées in situ
(lors de campagnes sismiques, de mesures dans des puits, de carottages etc),
les mesures
réalisées en laboratoire (étude de lames minces, mesures de perméabilité etc),
ainsi que les
simulations numériques (réalisées au moyen de logiciels, visant à reproduire
aussi précisément
que possible les phénomènes physiques et/ou chimiques se produisant in situ ou
à l'échelle du
laboratoire). Cette connaissance est généralement formalisée sous la forme
d'un maillage,
connu sous le terme de modèle géologique , chaque maille comprenant un ou
plusieurs
paramètres pétrophysiques (tels que porosité, perméabilité, lithologie). Afin
de reproduire ou
prédire (i.e. "simuler") la production d'hydrocarbures réelle, le spécialiste
en ingénierie de
réservoir met en oeuvre un logiciel de calcul, appelé simulateur de
réservoir . Le simulateur
de réservoir est un simulateur d'écoulement, qui calcule les écoulements et
l'évolution des
pressions au sein du réservoir représenté par un modèle de réservoir . Les
résultats de ces
calculs permettent notamment de prévoir et d'optimiser des schémas
d'exploitation (définition
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du nombre de puits à implanter, de leur position, du mode de récupération
assistée, etc.) du
gisement étudié afin d'améliorer les débits et/ou les quantités
d'hydrocarbures récupérés.
Ainsi, l'exploitation du fluide présent dans une formation souterraine
nécessite notamment
une bonne connaissance de la formation souterraine dans laquelle est piégé le
fluide d'intérêt.
.. La présente invention vise à la détermination de paramètres pétrophysiques
relatifs à la
formation souterraine étudiée, à un stade donné de son exploitation ou tout au
long de son
exploitation, et ce à partir de mesures de type électrique, réalisées
préférentiellement à
différentes échelles (à l'échelle du laboratoire et à l'échelle du puits).
Etat de la technique
Les documents suivants seront cités dans la suite de la description :
Binley, A., Later D.L., Fukes, M., Cassiani, G.I., 2005. Relationship between
spectral induced
polarization and hydraulic properties of saturated and unsaturated sandstone,
Water
Ressources Research, vol. 41, W12417, 2005.
Chilingar, G.V., Haroun, M., 2014. Electrokinetics for Petroleum and
Environmental Engineers,
book, ed. Wiley, ISBN: 978-1-118-84269-0, 264 pages, January 2015.
Cuevas, N., Rector, J.W., Moore, J.R., Glaser, S.D., 2009. Electrokinetic
Coupling in Hydraulic
Fracture Propagation, SEG International Exposition and Annual Meeting, 2009, p
1721-1725.
Daily, W., Ramirez, A., Binley, A., 2004, Remote Monitoring of Leaks in
Storage Tanks using
Electrical Resistance Tomography: Application at the Hanford Site, Journal of
Environmental
and Engineering Geophysics, March-April 2004, Vol. 9, No. 1 : pp. 11-24.
Olhoeft, G.R. (1985), Low-frequency electrical properties ; Geophysics, v. 50,
no. 12, pp. 2492-
2503.
Onizawa, S., Matsushima, N., lshido, T., Hase, H., Takakura, S., Nish., Y.,
2009. Self-potential
distribution on active volcano controlled by three-dimensional resistivity
structure in lzu-Oshima,
Japan, Geophys. J. Int. (2009) 178, 1164-1181.
Saunders, J., Jackson, M., and Pain, C., 2008. Fluid flow monitoring in oil
fields using downhole
measurements of electrokinetic potential, Geophysics, vol. 73, no. 5 september
- october 2008,
10.1190/1.2959139.
Scott, J.B.D. and Barker, R.D., 2003. Determining pore-throat size in Permo-
Triassic
sandstones from 10w-frequency electrical spectroscopy, Geophysical Research
Letters, Volume
30, Issue 9, May 2003.
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Les mesures électriques de matériaux issus d'une formation souterraine sont de
façon
générale bien connues dans le domaine des géosciences. Parmi ces mesures,
figurent les
mesures de Potentiel Spontané et les mesures de Polarisation Spectrale
Induite.
Les mesures de Potentiel Spontané (noté PS par la suite) sont utilisées dans
le but
d'améliorer la vision de la structure des objets se trouvant en proche surface
(de quelques
centaines de mètres à quelques milliers de mètres de profondeur) ou encore la
connaissance
des volumes de fluides présents au sein d'une formation souterraine et la
circulation de ces
fluides. Par exemple, dans le domaine de la volcanologie, la mesure de PS est
utilisée dans le
but de mettre en évidence la présence d'une remontée de fluides chauds chargés
électriquement, induisant un signal électrique par électrofiltration, et
produisant une anomalie
négative de PS.
Dans le domaine pétrolier, on connaît l'utilisation des mesures de PS dans le
cadre du
stockage de gaz (de type gaz naturel et/ou 002), ou de la production
d'hydrocarbures
conventionnels et non conventionnels, en production primaire (détermination de
la saturation
eau/huile/gaz), secondaire (impact de l'injection d'eau de mer par exemple) ou
encore tertiaire
(récupération assistée, ou Enhanced Oil Recovery (EOR) en anglais, par
injection de produits
chimiques tels des polymères/surfactants). Par exemple, dans le domaine de la
production
pétrolière, on connaît le document (Saunders et al., 2008), qui modélise le
comportement du
signal PS dans un forage lors d'un pompage d'hydrocarbures dans un réservoir
pétrolier. Ces
auteurs mettent notamment en évidence la pertinence des mesures de PS pour un
suivi de la
propagation de l'interface eau/hydrocarbure avec de l'eau injectée lors du
pompage. Toujours
dans le domaine de la production d'hydrocarbures, on connait par le document
(Chilingar and
Haroun, 2014) l'utilisation des techniques d'injection de courant
électrocinétique pour améliorer
le processus de récupération assistée dans les réservoirs par injection de
002.
On connaît également par le document (Cuevas et al., 2009) l'utilisation du
coefficient de
couplage électrocinétique en géomécanique, notamment pour le suivi des
procédés de
fracturation hydraulique. En effet, dans le domaine pétrolier, la technique de
la fracturation de la
roche réservoir sous l'effet de la haute pression hydraulique exercée sur la
roche est largement
utilisée pour améliorer les propriétés d'un réservoir (notamment sa
perméabilité), permettant
ainsi d'améliorer la récupération du pétrole dans le réservoir. Cette
fracturation hydraulique est
accompagnée par des ouvertures progressives de fractures et provoque une
augmentation de
la densité du champ électrocinétique et du potentiel spontané. Ainsi, la
mesure et le suivi de ce
potentiel spontané PS permet de monitorer (ou surveiller en temps réel)
l'ouverture de ces
fractures et de quantifier l'amélioration de la perméabilité du réservoir.
On peut aussi noter qu'il existe, dans le domaine pétrolier, des dispositifs
de mesures de
Potentiel Spontané à l'échelle du puits (mesures dites diagraphiques). On
connait par exemple
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les brevets US 2713146 et EP 0426563 (US 5008625) qui permettent de réaliser
des mesures
de Potentiel Spontané dans un puits traversant une formation géologique. De
tels dispositifs
sont notamment utilisés afin d'évaluer la quantité d'argile dans les
formations sédimentaires.
La polarisation spectrale induite (notée PSI par la suite), aussi appelée
Polarisation
Provoquée Spectrale (PPS ; Spectral lnduced Polarization en anglais), mesure
un spectre de
résistivité complexe (que l'on peut représenter par une partie réelle R et une
partie imaginaire
X, ou encore par une amplitude et une phase) dans une gamme de fréquences
donnée. Cette
technique a été notamment utilisée en prospection minière par Conrad
Schlumberger qui
constate en 1912 un effet de polarisation sur les gisements de minerais de
fer. Puis, son
application s'est étendue à la recherche de nappes phréatiques, de fronts
salins et de lentilles
d'argiles. Ce n'est que vers les années 80 que les recherches se focalisent
sur la sensibilité de
la polarisation aux contaminants.
Notamment le document (Olhoeft, 1985) catalogue différents effets de
polarisation des
roches (réactions d'oxydo-réduction, échanges ioniques et interaction entre le
solvant
organique et l'argile) à partir de mesures de résistivité électrique complexe
en laboratoire. Ces
mesures ont été réalisées sur des échantillons non consolidés (c'est-à-dire
prélevés en proche
surface) et dans des conditions de mesure de surface (pression atmosphérique
et température
ambiante notamment). Il établit alors une gamme de fréquences effectives
(c'est-à-dire
permettant d'observer les effets souhaités pour les échantillons considérés
dans les conditions
considérées) comprise entre 1mHz et 10KHz. Cette gamme de fréquences est alors
reprise par
différents auteurs pour réaliser des mesures de terrain, notamment en vue de
la détection de
contaminants. Ainsi, en suivant le protocole établi dans Olhoeft (1985), Daily
et al. (2004) ont
montré que les zones contaminées par des hydrocarbures pouvaient être
identifiées par de
faibles valeurs de phase (inférieures à 350 mrad) et par des anomalies sur
l'amplitude et la
phase aux fréquences comprises entre 0.01 et 100 Hz. Les travaux de Binley et
al. (2005)
montrent l'apport de la mesure de la PSI pour l'estimation des propriétés de
transport (c'est-à-
dire la perméabilité) et la détermination de l'état de saturation en eau des
aquifères en zone
non saturée et saturée. Ces auteurs ont notamment établi une image 2D-3D de
PSI de la
proche surface et ont transcrit cette image en une image de perméabilité et de
saturation en
eau du milieu. Notamment Scott and Barker (2003) ont montré que l'analyse des
PSI à faibles
fréquences (inférieures à 100 Hz) permet de déterminer directement la taille
de connexion des
pores dans un réservoir donné. Ainsi, ces mesures de PSI ont par le passé été
réalisées sur le
terrain dans le domaine des basses fréquences (au maximum 10 kHz), uniquement
dans des
conditions de surface, et ont visé des mesures sur des portions de formations
souterraines non
consolidées, c'est-à-dire des portions de formations souterraines de proche
surface.
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A noter qu'il existe des outils de diagraphies dits de résistivité (par
exemple le brevet
EP 0384823 Ai) qui permettent de mesurer la résistivité d'une formation
souterraine dans une
région autour du puits. Toutefois, les outils de diagraphies de résistivité
existants mesurent la
résistivité en mode mono-fréquentiel, la fréquence d'émission étant par
exemple égale à 500
Hz, ou à 1 kHz ou à 100 MHz en fonction des outils utilisés.
Ainsi, les mesures de potentiel spontané et de polarisation spectrale induite
ont déjà été
mises en oeuvre par le passé. Toutefois, il n'est à ce jour pas connu ni de
dispositif ni de
procédé intégrant ces deux types de mesures, ni à l'échelle du laboratoire, ni
à l'échelle du
puits. De plus, il n'est à ce jour pas connu de procédé incluant une étape de
mesures de la
résistivité complexe dans une large bande de fréquences, et ce, ni au cours de
mesures de
laboratoire ni au cours de mesures de puits.
L'un des objets de la présente invention est un dispositif intégrant à la fois
un moyen de
mesure du potentiel spontané et un moyen de mesure de la résistivité
électrique complexe dans
une large bande de fréquences (par exemple entre 10mHz et 30 MHz). Un tel
dispositif intégré
permet de garantir que les deux types de mesure soient réalisés strictement
dans les mêmes
conditions, ce qui accroit la fiabilité de la mesure. Ce dispositif peut être
décliné à la fois à
l'échelle du laboratoire et à l'échelle du puits (c'est un outil de diagraphie
dans ce cas). De plus,
les mesures réalisées à partir du dispositif selon l'invention peuvent être
entièrement
automatisées et/ou collectées et/ou analysées sans intervention humaine.
L'un des objets de l'invention consiste en un procédé mettant en oeuvre à la
fois le
dispositif de laboratoire et le dispositif de puits ainsi décrits. Notamment,
ce procédé peut
permettre, par une calibration entre les mesures de puits et les mesures de
laboratoire, de
quantifier des paramètres pétrophysiques relatifs à la formation étudiée,
telles que la
perméabilité relative et la saturation en eau. Ces paramètres pétrophysiques
sont alors utiles
pour la détermination d'un schéma d'exploitation optimal de la formation.
Le dispositif selon l'invention
De façon générale, l'objet de l'invention concerne un dispositif pour la
détermination de
paramètres pétrophysiques d'une portion d'une formation souterraine comprenant
un fluide,
ledit dispositif comprenant :
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- au moins deux électrodes ;
- un moyen d'émission d'un courant électrique variable en fréquences et un
moyen
de mesure de la résistivité électrique en amplitude et en phase, deux dites
électrodes coopérant avec ledit moyen d'émission et au moins deux desdites
électrodes coopérant avec le dit moyen de mesure de la résistivité ;
- un moyen de mesure d'une différence de potentiel électrique coopérant avec
au
moins deux desdites électrodes ;
- un moyen d'automatisation des mesures réalisées par lesdits moyens de
mesure,
et/ou un moyen de collecte desdites mesures et/ou un moyen d'analyse desdites
mesures.
Selon un mode de mise en oeuvre de l'invention, lesdites fréquences peuvent
être
comprises dans une gamme de fréquences dont la borne inférieure est comprise
entre 1 et 20
mHz, et la borne supérieure est comprise entre 28 et 32 MHz.
Avantageusement, lesdites électrodes peuvent être en matériau métallique
impolarisable.
Préférentiellement, le nombre desdites électrodes peut être compris entre 4 et
8, de
préférence 6.
Selon un mode de mise en oeuvre de l'invention, une partie des électrodes peut
être
distribuées sur une longueur d'un support formé d'un matériau isolant.
Selon un mode de mise en oeuvre de l'invention, ledit dispositif peut être
destiné à des
mesures de laboratoire, ladite portion de ladite formation étant un
échantillon de ladite
formation, par exemple prélevé par carottage, et:
- ledit support peut être un manchon souple de forme sensiblement cylindrique
destiné à recevoir ledit échantillon ;
- lesdites électrodes peuvent être au moins au nombre de quatre et deux
desdites
électrodes sont placées de manière à être en contact avec chacune des sections
libres dudit échantillon ;
- ladite longueur dudit support peut être orientée selon l'axe de révolution
dudit
support.
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Selon un mode de réalisation dudit dispositif pouvant être destiné à des
mesures de
laboratoire, ledit manchon peut être une gaine thermo-rétractable et au moins
deux desdites
électrodes peuvent être piquées sur ladite gaine, de manière à traverser
ladite gaine.
Selon un mode de réalisation dudit dispositif pouvant être destiné à des
mesures de
laboratoire, ledit dispositif peut comprendre en outre des moyens pour
injecter un fluide de
travail dans ledit échantillon et pour réguler le débit dudit fluide de
travail, et un moyen de
mesure de la pression fluide en au moins deux endroits dudit échantillon.
Selon un mode de mise en oeuvre dudit dispositif pouvant être destiné à des
mesures de
laboratoire, ledit dispositif peut comprendre en outre une cellule de
confinement hydraulique
et/ou des moyens de régulation de la température.
Selon un mode de réalisation dudit dispositif pouvant être destiné à des
mesures de
laboratoire, ledit dispositif peut comprendre en outre des moyens de mesures
géochimiques
tels que des moyens de mesure de l'alcalinité, de la conductivité, des teneurs
en cations-anions
majeurs, des teneurs en éléments traces, de la teneur en gaz dissous après
prélèvement.
Selon un mode de mise en oeuvre de l'invention, ledit dispositif peut être
destiné à des
mesures au sein d'au moins un puits foré dans ladite formation telles que des
mesures
diagraphiques, ladite portion de ladite formation étant une zone entourant
ledit puits dans lequel
est inséré ledit dispositif, ledit dispositif pouvant être de forme
sensiblement cylindrique, lesdites
électrodes pouvant être des anneaux de diamètre légèrement supérieur au
diamètre dudit
support et pouvant être distribuées le long de l'axe de révolution dudit
cylindre.
Selon un mode de mise en oeuvre dudit dispositif pouvant être destiné à des
mesures au
sein d'au moins un puits foré dans ladite formation, lesdits moyens de mesures
de la résistivité,
lesdits moyens de mesure de différence de potentiel électrique, lesdits moyens
d'émission d'un
courant électrique peuvent être destinés à être placés à la surface de ladite
formation et
peuvent coopérer avec lesdites électrodes par des moyens de connexion
résistants aux
conditions de pression et de température inhérentes à des mesures dans des
puits.
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L'invention concerne également un procédé d'exploitation d'une formation
souterraine
comportant un fluide, à partir d'au moins un échantillon de ladite formation,
ladite formation
étant traversée par au moins un puits, ledit procédé pouvant comporter au
moins les étapes
suivantes :
i. pour au moins une condition de mesure, on réalise au moins des mesures
de
potentiel spontané et de polarisation spectrale induite sur ledit échantillon
au
moyen d'un des modes de réalisation du dispositif destiné à des mesures de
laboratoire, et on détermine des paramètres pétrophysiques représentatifs
dudit
échantillon ;
ii. on réalise des mesures de potentiel spontané et de polarisation
spectrale induite
dans ledit puits au moyen d'au moins un dispositif selon un des modes de
réalisation du dispositif destiné à des mesures au sein d'un puits ;
iii. on calibre lesdites mesures réalisées dans ledit puits à l'aide
desdites mesures
réalisées sur ledit échantillon et on déduit des paramètres pétrophysiques
représentatifs de ladite formation ;
iv. à partir desdits paramètres pétrophysiques représentatifs de ladite
formation, on
définit un schéma d'exploitation optimal de ladite formation et on exploite
ladite
formation à partir dudit schéma.
Selon un mode mise en oeuvre du procédé selon l'invention, au cours de l'étape
i), on
peut mesurer :
a) un gradient de pression induit dans ledit échantillon, au moyen dudit moyen
de
mesure de la pression du fluide ;
b) une différence de potentiel électrique induit dans ledit échantillon, au
moyen dudit
moyen de mesure d'une différence potentiel électrique ;
c) une polarisation spectrale induite au sein dudit échantillon, au moyen
dudit moyen
de mesure de la polarisation spectrale induite ;
et on répète lesdites mesures a), b) et c) pour différents débits de fluide et
pour différentes
saturations en fluide.
Selon un mode mise en oeuvre du procédé selon l'invention, lesdites mesures
a), b) et c)
peuvent être répétées pour différentes pressions de confinement et/ou
différentes
températures.
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Selon un mode mise en oeuvre du procédé selon l'invention, lesdits paramètres
pétrophysiques représentatifs de ladite formation et/ou dudit échantillon
peuvent être la
perméabilité relative et/ou la saturation.
Selon un mode mise en oeuvre du procédé selon l'invention, l'étape ii) peut
être répétée
au fur et à mesure de l'exploitation de ladite formation.
D'autres caractéristiques et avantages du procédé selon l'invention,
apparaîtront à la
lecture de la description ci-après d'exemples non limitatifs de réalisations,
en se référant aux
Figures annexées et décrites ci-après.
Présentation succincte des figures
- la
Figure 1 correspond à un exemple de mesures de Polarisation Spectrale
Induite réalisées au moyen d'une variante du dispositif selon l'invention,
dans le cas d'un
échantillon de calcaire de Brauvilliers et pour différentes saturations S,, en
saumure de cet
échantillon.
-
la Figure 2 présente une variante de réalisation du dispositif selon
l'invention
destinée à des mesures de laboratoire.
-
la Figure 3 présente une variante de réalisation du dispositif selon
l'invention
destinée à des mesures de puits.
-
la Figure 4 présente un exemple de configuration destinée à la surveillance
permanente d'un site d'exploitation d'un fluide contenu au sein d'une
formation, comprenant
deux dispositifs selon l'invention destinés à des mesures de puits.
-
La Figure 5 présente l'évolution de la différence de potentiel électrique
dV en
fonction de la variation de pression fluide dP pour différents échantillons
provenant d'une
formation souterraine.
-
La Figure 6 présente l'évolution du coefficient de couplage
électrocinétique relatif
Cr en fonction de la saturation en fluide Sw, pour différentes positions
d'électrodes illustrées
en Figure 2, dans le cas d'un calcaire de Brauvilliers.
-
La Figure 7 présente l'évolution de l'angle de phase P de la résistivité
électrique
complexe en fonction de la fréquence F dans le cas d'un calcaire de
Brauvilliers, et ce pour
différentes saturations en saumure Sw.
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Description détaillée du dispositif
L'un des objets de l'invention concerne un dispositif pour une mesure intégrée
de la
résistivité électrique complexe et du potentiel spontané, en vue de déterminer
des paramètres
pétrophysiques relatifs à une portion d'une formation souterraine comportant
un fluide. Ces
paramètres pétrophysiques sont notamment utiles pour définir un schéma
d'exploitation optimal
de la formation souterraine étudiée.
Une portion de la formation souterraine étudiée peut être par exemple :
- un échantillon de la formation, prélevé par carottage par exemple : dans ce
cas, le
dispositif selon l'invention est destiné à des mesures dites de laboratoire
et est appelé
dispositif de laboratoire selon l'invention par la suite ;
- une zone entourant un puits foré dans la formation étudiée et dans lequel le
dispositif est
inséré ; dans ce cas, le dispositif selon l'invention est destiné à des
mesures dites
diagraphiques et est appelé dispositif de puits selon l'invention par la
suite.
Le dispositif selon l'invention comprend :
- au moins deux électrodes ;
- un moyen d'émission d'un courant électrique variable en fréquences, connecté
à au
moins deux électrodes ;
- un moyen de mesure de la résistivité électrique en amplitude et en phase (ou
moyen de
mesure de résistivité électrique complexe), connecté à au moins deux autres
électrodes ;
- un moyen de mesure d'une différence de potentiel électrique, connecté à au
moins deux
électrodes.
Ainsi, le dispositif selon l'invention permet de réaliser de façon intégrée et
en une seule
expérience au moins deux types de mesures : une mesure de potentiel spontané
(au moyen
d'au moins deux des électrodes et du moyen de mesure d'une différence de
potentiel
électrique) et une mesure de polarisation spectrale induite (au moyen d'au
moins deux des
électrodes, du moyen d'émission d'un courant électrique variable en
fréquences, et du moyen
de mesure de la résistivité électrique en amplitude et en phase).
Par conséquent, le dispositif selon l'invention permet de garantir que deux
types de
mesures, à savoir des mesures de Potentiel Spontané et des mesures de
Polarisation
Spectrale Induite, soient réalisés dans les mêmes conditions d'expérience
(portion de la
formation identique et non dégradée par des mesures successives, positions
strictement
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identiques des électrodes pour les deux types de mesure, conditions de
pression et de
température strictement identiques, etc), ce qui accroit la fiabilité de la
mesure.
De plus, disposer d'un seul et même dispositif de mesures intégrées permet,
pour un
industriel, de réduire les coûts globaux d'exploitation du dispositif (frais
d'achat et de
maintenance réduits à un seul dispositif, réduction du nombre de manipulations
par le
technicien en charge des expériences).
En outre, la combinaison des mesures de Potentiel Spontané et des mesures de
Polarisation Spectrale Induite permet d'accéder à des paramètres
pétrophysiques primordiaux
pour la caractérisation de la portion de la formation étudiée, et par la même
pour la définition
d'un schéma d'exploitation optimale de la formation étudiée. Ce point sera
plus largement
développé ci-après dans la description du procédé selon l'invention.
Selon une mise en oeuvre de l'invention, le moyen de mesure de la résistivité
électrique
en amplitude et en phase comprend un moyen de mesure de la différence de
potentiel
électrique et un moyen de traitement de la mesure de la différence de
potentiel électrique. Le
moyen de traitement de la mesure de différence de potentiel électrique permet
de déterminer
l'amplitude et la phase de la mesure de différence de potentiel électrique
réalisée pour un
courant électrique émis à une fréquence donnée au moyen du moyen d'émission
d'un courant
électrique variable en fréquences.
Par ailleurs, le dispositif selon l'invention comporte un moyen
d'automatisation des
mesures réalisées par le dispositif selon l'invention, et/ou un moyen de
collecte et/ou d'analyse
desdites mesures. De cette manière, via le moyen d'automatisation, les mesures
à réaliser par
le dispositif selon l'invention peuvent être pré-programmées et ne nécessitent
pas une
intervention humaine pour modifier manuellement les paramètres de mesure
(intensité du
courant injecté, fréquences échantillonnées etc) et/ou les conditions de
mesure (pression
environnante, température, saturation en fluide etc). Le moyen de collecte des
mesures permet
en outre de récolter, centraliser et stocker l'ensemble des mesures réalisées
par le dispositif
selon l'invention, de façon automatique via le moyen d'automatisation, ou avec
intervention
humaine. Enfin, le moyen d'analyse des mesures, réalisées de manière
automatisée ou
manuellement par un technicien, collectées par un moyen de collecte ou
manuellement par un
technicien, peuvent être analysées de façon automatique et systématique par un
moyen
d'analyse. Ce moyen d'analyse peut comprendre un ordinateur sur lequel est
implémenté un
logiciel permettant d'analyser les mesures issues du dispositif selon
l'invention. Par exemple, ce
logiciel peut permettre de tracer une pluralité de courbes, représentant les
valeurs mesurées en
fonction de différents paramètres de mesure et/ou conditions de mesure,
paramètres et
conditions qui ont été par exemple pré-programmés à l'avance par le
spécialiste.
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Selon un mode de mise en oeuvre de l'invention, les fréquences émises par le
moyen
d'émission d'un courant électrique variable en fréquences sont comprises entre
1 Hz et 1 GHz.
De cette manière, et à l'aide du moyen de mesure de la résistivité électrique
en amplitude et en
phase selon l'invention, on accède à une estimation de la polarisation
spectrale induite (notée
PSI par la suite) dans une large gamme de fréquences. La Figure 1 présente un
exemple de
résultat de mesures de Polarisation Spectrale Induite, notamment leur partie
réelle R et leur
partie imaginaire X, pour des fréquences comprises entre 1 Hz et 1 GHz, les
mesures ayant
été réalisées sur un échantillon de roche donné (calcaire de Brauvilliers de
type grainstone à
oolithes ), et ce pour différentes saturations Sw en saumure (entre 27% et
100%, les valeurs
croissant selon la direction indiquée par la flèche, une valeur de Sw=100 /0
correspondant à une
saturation totale en saumure) et différents types de saumure (saumure à 10g de
NaCI et
saumure à 5g de NaCI en l'occurrence). On peut notamment distinguer sur cette
figure trois
domaines dans lesquelles les mesures de PSI ont des comportements sensiblement
distincts :
celui des basses fréquences (domaine D1), celui des moyennes fréquences
(domaine D2), et
celui des hautes fréquences (domaine D3). Ainsi, dans le domaine :
- des basses fréquences (domaine D1), c'est-à-dire pour des fréquences
inférieures par
exemple à 20 Hz (à noter que cette fréquence peut être fonction des
matériaux), la PSI est
particulièrement sensible, dans le cas d'une saturation en saumure de 100%, à
la taille des
grains polarisables, à la surface spécifique, à la taille des pores, à la
perméabilité, et au
facteur de cimentation m d'Archie, alors que dans le cas d'un milieu
diphasique
(comprenant de l'eau ou saumure, et un autre fluide non conducteur tel que du
gaz ou/et de
l'huile), au pourcentage de saturation en saumure S. On peut montrer que la
PSI peut être
caractérisée dans le domaine des basses fréquences par deux paramètres : un
temps de
relaxation (aussi appelé fréquence critique basse fréquence) et un angle de
phase ;
- des moyennes fréquences (domaine D2), c'est-à-dire pour des fréquences
comprises par
exemple entre et 20 Hz et 30 kHz, les variations de la PSI se présentent sous
la forme d'un
plateau et la PSI est sensible notamment à la saturation du milieu, à la
perméabilité, et à la
surface spécifique ;
- des hautes fréquences (domaine D3), c'est-à-dire pour des fréquences
supérieures par
exemple à 0.03 MHz, les variations de PSI sont à nouveau très sensibles à la
fréquence, ce
qui permet d'obtenir des informations notamment sur la permittivité
diélectrique relative, la
saturation du milieu poreux, la porosité et la capacité d'échange cationique.
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Préférentiellement, le dispositif selon l'invention permet d'émettre un signal
électrique
dans une gamme de fréquences dont la borne inférieure est comprise entre 1 et
20 mHz (et
préférentiellement égale à 10 mHz), et la borne supérieure est comprise entre
28 et 32 MHz (et
préférentiellement égale à 30 MHz), ce qui permet de limiter les temps dévolus
à la mesure,
tout en permettant d'accéder aux quantités précitées. En effet, comme montré
en Figure 1, ces
valeurs limites de la gamme de fréquences préférentielle sont suffisantes afin
de capturer
les grandes tendances des variations de la résistivité électrique complexe en
fonction de la
fréquence émise, ce qui permettra d'en déduire des paramètres pétrophysiques
(tels que
saturation, perméabilité, porosité etc) caractéristiques de la portion de
formation considérée.
Selon un mode de mise en oeuvre de l'invention, les mesures de Polarisation
Spectrale
Induite sont réalisées pour une cinquantaine de valeurs de fréquence
distinctes et
échantillonnant, sur une échelle logarithmique, la gamme de fréquence choisie
de manière
régulière.
Selon un mode de mise en oeuvre de l'invention, les électrodes du dispositif
selon
l'invention sont constituées dans un matériau conducteur (tel que du métal)
impolarisable (par
exemple composé d'argent ou de chlorure d'argent). Ce mode de réalisation
permet de réaliser
des mesures électriques successives, sans avoir à attendre un temps de retour
des électrodes
à un état électrique neutre. Un gain de temps sur l'ensemble des expériences à
réaliser, pour
une succession de fréquences comprises dans une gamme donnée et selon un pas
d'échantillonnage donné, est ainsi obtenu.
Selon un mode de mise en oeuvre de l'invention, le dispositif comprend entre
quatre et
huit électrodes, de préférence six. La pluralité d'électrodes permet de
réaliser des mesures de
différence de potentiel électrique et/ou de résistivité électrique à
différents emplacements de la
portion de formation étudiée et ainsi de mieux caractériser la portion de
formation.
Préférentiellement, le dispositif comprend en outre un support, formé d'un
matériau
isolant, au moins une partie des électrodes étant distribuées sur une longueur
du support en
question. Les dimensions et la forme du support sont fonction des dimensions
et de la forme de
la portion de la formation considérée, et ce, de manière à ce que la partie
des électrodes du
dispositif distribuées sur une longueur du support soient en contact avec la
portion de la
formation étudiée.
Selon un mode de mise en oeuvre de l'invention dans lequel la portion de la
formation
étudiée est un échantillon de la formation, prélevé par carottage par exemple,
le support peut
être un manchon souple, le long duquel une partie des électrodes sont
distribuées, les
dimensions du support permettant que les électrodes en question soient en
contact avec
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l'échantillon étudié lorsque ce dernier est inséré dans le manchon. Un
échantillon prélevé d'une
formation souterraine étant en général de forme sensiblement cylindrique, le
manchon est de
préférence également de forme sensiblement cylindrique ; sa circonférence peut
être
légèrement supérieure à celle de l'échantillon, de manière à ce que
l'échantillon puisse être
inséré dans le manchon tout en étant maintenu.
Selon un mode de mise en oeuvre de l'invention dans lequel la portion de la
formation est
une zone entourant un puits foré dans la formation étudiée, le support est de
forme
sensiblement cylindrique (un puits ayant une forme très généralement
cylindrique). Les
électrodes sont distribuées le long de l'axe de révolution du support, et la
circonférence du
support est en relation avec la circonférence dudit puits de manière à ce que
le support puisse
être inséré dans le puits et à ce que les électrodes soient en contact avec la
portion de la
formation à étudier. Avantageusement, les électrodes sont des anneaux de
diamètre
légèrement supérieur au diamètre du support, et fixés audit support. La
réception et l'émission
de courant est alors possible de façon radiale dans la formation étudiée.
Premier mode principal de réalisation : dispositif pour mesures de laboratoire
Selon un mode de mise en oeuvre de l'invention dans lequel le dispositif selon
l'invention
est destiné à des mesures de laboratoire sur un échantillon de la formation
étudiée (dit premier
mode principal de réalisation de l'invention par la suite ou encore dispositif
pour mesures de
laboratoire selon l'invention), deux électrodes sont disposées régulièrement
le long de l'axe de
révolution du manchon et deux autres électrodes sont libres et pourront être
placées de façon à
établir un contact électrique sur chacune des sections libres de l'échantillon
de formation inséré
dans le manchon. Les électrodes placées sur les sections libres sont reliées
au moyen
d'émission du courant électrique variable en fréquences, et les au moins deux
autres électrodes
distribuées sur le manchon sont reliées au moyen de mesure de la résistivité
électrique en
amplitude et en phase. Avantageusement l'ensemble des électrodes est aussi
relié au moyen
de mesure de différence de potentiel électrique, par exemple via un
multiplexeur.
Dans une variante de ce premier mode principal de réalisation de l'invention,
le manchon
en question peut comprendre une gaine thermo-rétractable. Ce type de gaine
résiste
notamment aux fortes températures et aux fortes pressions tout en préservant
l'étanchéité de la
gaine. Ce type de gaine est de plus inerte du point de vue physico-chimique.
Avantageusement,
deux électrodes sont piquées au travers de la gaine (de manière à traverser
cette gaine), et à
permettre ainsi le contact avec l'échantillon inséré dans la gaine. Ces
électrodes sont reliées
électriquement au moyen de mesures de la résistivité électrique complexe, et
préférentiellement
également au moyen de mesure du potentiel électrique. Au moins deux autres
électrodes sont
en contact direct avec l'échantillon et sont reliées électriquement au moyen
d'émission d'un
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courant électrique variable en fréquences, et préférentiellement également au
moyen de
mesure du potentiel électrique.
Dans une autre variante de ce premier mode principal de mise en oeuvre de
l'invention, le
dispositif comprend en outre des moyens pour injecter un fluide de travail
dans l'échantillon et
pour réguler le débit dudit fluide de travail.
Les moyens pour injecter un fluide de travail dans ledit échantillon et pour
réguler le débit
dudit fluide de travail peuvent permettre de réaliser des mesures de
résistivité électrique
complexe et des mesures de potentiel spontané pour différents types de fluides
(eau, huile, gaz
notamment) et pour différentes valeurs de saturation respective de ces
fluides. Ceci permet
d'évaluer des paramètres pétrophysiques relatifs à un échantillon d'une
formation souterraine
pour différentes conditions de saturation en fluide (différents fluides et
pour différentes
saturations). Ces différentes mesures peuvent notamment permettre de tracer
des abaques qui
permettent d'informer le spécialiste des paramètres pétrophysiques attendus
pour la formation
considérée, en fonction des différentes conditions de saturation possibles.
Un moyen de mesure de la pression fluide en au moins deux endroits de
l'échantillon sera
avantageusement combiné aux moyens pour injecter un fluide de travail dans
l'échantillon et
pour réguler le débit dudit fluide de travail. Cette configuration de mesure
permet notamment de
réaliser des mesures de coefficient de couplage électrocinétique en milieu
saturé.
Avantageusement, le premier mode principal de mise en oeuvre de l'invention
peut
comprendre en outre une cellule de confinement hydraulique, destinée à
recevoir l'échantillon.
La cellule de confinement peut permettre de soumettre l'échantillon de la
formation considérée
à des fortes pressions (par exemple de l'ordre de 5 MPa). Ceci permet de
simuler, dans le
cadre d'une mesure de laboratoire, les conditions de pression existantes dans
la formation
souterraine, qui peuvent être de l'ordre de 8 à 40 MPa. Les mesures de
potentiel spontané et
de résistivité électrique réalisées dans des conditions se rapprochant des
conditions in situ
(c'est-à-dire dans les conditions de pression du réservoir de fluide étudié),
les paramètres
pétrophysiques que l'on peut déduire de ces mesures sont représentatifs des
paramètres
pétrophysiques réels, in situ, contrairement à des mesures qui sont réalisées
dans des
conditions de surface (pression de 1 MPa environ).
Avantageusement, le premier mode principal de réalisation de l'invention peut
comprendre en outre un moyen de régulation de la température, au sein de
ladite cellule de
confinement le confinement, de sorte à simuler les conditions de température
au sein de la
formation étudiée (et qui peuvent atteindre 60 à 150 C).
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En outre, le premier mode principal de mise en oeuvre de l'invention peut
comprendre des
moyens de mesures géochimiques tels que des moyens de mesure de l'alcalinité,
de la
conductivité, des teneurs en cations-anions majeurs, des teneurs en éléments
traces ainsi que
la teneur en gaz dissous après prélèvement. Le spécialiste dans le domaine de
la géochimie
pétrolière a parfaite connaissance de moyens pour effectuer de telles mesures.
Ces mesures
permettent de renseigner le spécialiste sur les caractéristiques précises des
fluides et gaz en
présence, ce qui peut contribuer à affiner le schéma d'exploitation optimal
visé par la présente
invention.
La Figure 2 présente une variante du premier mode principal de mise en oeuvre
du
dispositif selon l'invention, les différents éléments du dispositif en
question pouvant être
agencés de façon différente. Ainsi, cette figure décrit un dispositif
comprenant un support SU de
forme cylindrique, 4 électrodes EL dont deux électrodes distribuées le long du
support SU et
deux autres électrodes EL libres, destinées à être placées sur chacune des
sections libres de
l'échantillon de formation inséré dans le support SU. Les électrodes EL à
placer sur les sections
libres sont reliées au moyen d'émission du courant électrique MEC variable en
fréquences, et
les deux autres électrodes EL distribuées sur le manchon SU sont reliées au
moyen de mesure
de la résistivité électrique MRE en amplitude et en phase. Selon cet exemple
non limitatif de
réalisation de l'invention, seules deux des quatre électrodes A, D sont
reliées au moyen de
mesure de différence de potentiel électrique MDP, permettant des mesures de
différence de
potentiel spontané uniquement entre les électrodes A et D, mais des
connections pourraient
être réalisées entre chacune des électrodes A, B, C, D et le moyen de mesure
de différence de
potentiel électrique MDP afin de permettre une mesure de différence de
potentiel entre les
électrodes A et B, A et C, et A et D par exemple. Par ailleurs, dans cet
exemple de réalisation,
le moyen d'émission du courant électrique MEC variable en fréquences, le moyen
de mesure
de la résistivité électrique MRE en amplitude et en phase, et le moyen de
mesure de différence
de potentiel électrique MDP sont reliés à un automate AUT permettant que les
mesures à
réaliser par le dispositif selon l'invention soient pré-programmées,
permettant ainsi d'éviter toute
intervention humaine pour modifier manuellement les paramètres de mesure
(intensité du
courant injecté, fréquences échantillonnées etc).
Deuxième mode principal de réalisation : dispositif pour mesures diagraphiques
Selon un mode de mise en oeuvre de l'invention dans lequel le dispositif selon
l'invention
est destiné à des mesures au sein d'au moins un puits foré dans la formation
étudiée telles que
des mesures diagraphiques (dit second mode principal de réalisation du
dispositif selon
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l'invention, ou encore dispositif pour des mesures de puits par la suite), les
moyens de mesures
de la résistivité complexe, les moyens de mesure de différence de potentiel
électrique, les
moyens d'émission d'un courant électrique sont destinés à être placés à la
surface de ladite
formation et sont reliés auxdites électrodes par des moyens de connexion
résistants aux
conditions de pression et de température inhérentes à des mesures dans des
puits.
Ce mode principal de réalisation du dispositif selon l'invention permet de
réaliser, avec un
seul outil de diagraphie, deux types de mesure (électriques en l'occurrence),
ce qui est très
avantageux d'un point de vue opérationnel car la mise en oeuvre des mesures
diagraphiques
est bien connue pour être de haute technicité et coûteuse. De plus, on est
assuré de cette
façon que les deux mesures sont parfaitement réalisées à la même profondeur
dans le puits et
sont représentatives de la même portion.
Selon un mode de mise en oeuvre de ce deuxième mode principal de réalisation
de
l'invention, les électrodes sont mises en contact direct avec la paroi du
puits et donc avec la
formation géologique. Selon un mode de réalisation de ce deuxième mode
principal de
réalisation de l'invention, les dimensions du dispositif pour mesures de puits
sont de l'ordre de
2500 mm de longueur et 45 mm de diamètre. Avantageusement, les électrodes sont
réparties
de façon uniforme sur une longueur du support de 2100 mm, la distance entre
deux électrodes
consécutives étant de 30 mm.
La Figure 3 présente une variante du deuxième mode principal de réalisation du
dispositif
selon l'invention, pour des mesures de puits, les différents éléments du
dispositif en question
pouvant être agencés de façon différente. Dans l'exemple présenté, le support
SU est un tube
cylindrique placé dans un puits W foré dans une formation F, le long duquel
sont distribuées 7
électrodes annulaires EL, chaque électrode étant reliée au moyen de mesure du
potentiel
spontané MDP et au moyen de mesure de la résistivité électrique MRE complexe,
les
électrodes se trouvant aux deux extrémités du support étant de plus reliées au
moyen
d'émission du courant électrique MEC variable en fréquences. De plus, les
moyens de mesure
de la résistivité électrique MRE complexe, du potentiel spontané MDP et les
moyens d'émission
du courant électrique MEC variable en fréquences sont placés en surface.
Procédé d'exploitation d'une formation souterraine :
En outre, l'invention concerne un procédé d'exploitation d'une formation
souterraine
comportant un fluide. Ce procédé requiert au moins un échantillon prélevé au
sein de la
formation étudiée, la formation étant traversée par au moins un puits, et
comprend au moins les
étapes suivantes :
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- Etape 1 : pour au moins une condition de mesure, on réalise des mesures de
potentiel
spontané et de polarisation spectrale induite sur l'échantillon considéré au
moyen d'un
mode de mise en oeuvre du dispositif pour mesures de laboratoire comprenant
des moyens
pour injecter un fluide de travail dans l'échantillon, des moyens pour réguler
le débit du
fluide de travail, ainsi qu'un moyen de mesure de la pression fluide en au
moins deux
endroits dudit échantillon, et on détermine des paramètres pétrophysiques
représentatifs
dudit échantillon ;
- Etape 2 : on réalise des mesures de potentiel spontané et de polarisation
spectrale induite
dans le puits considéré au moyen d'au moins un dispositif selon l'une
quelconque des
variantes du deuxième mode principal de mise en oeuvre du dispositif selon
l'invention
(c'est-à-dire le mode de réalisation destiné aux mesures de puits) ;
- Etape 3: on compare les valeurs des mesures réalisées dans le puits avec les
mesures
réalisées sur le dit échantillon, et par calibration, on déduit des paramètres
pétrophysiques
représentatifs de ladite formation ;
- Etape 4: à partir desdits paramètres représentatifs de ladite formation, on
définit un
schéma d'exploitation optimal du fluide de la formation étudiée et on exploite
le fluide de la
formation à partir dudit schéma.
Ainsi, le procédé selon l'invention comprend la mise en oeuvre de mesures de
différents
types (PS et PSI au moins) et à des échelles différentes (échelle du puits et
échelle du
laboratoire). Nous allons ci-après détailler les différentes étapes du procédé
selon l'invention.
Etape 1
Au cours de cette étape, le procédé selon l'invention est mis en oeuvre au
moyen d'une
variante du premier mode principal de mise oeuvre du dispositif selon
l'invention, comprenant,
des moyens pour injecter un fluide de travail dans ledit échantillon et pour
réguler le débit dudit
fluide de travail, ainsi qu'un moyen de mesure de la pression fluide en au
moins deux endroits
dudit échantillon.
Les mesures effectuées à l'aide de ce dispositif (appelées mesures de
laboratoire par
la suite) sont réalisées pour au moins une condition de mesure. On entend par
condition de
mesure l'ensemble des paramètres selon lesquels est effectuée la mesure,
comme par
exemple la pression, la température, le ou les fluides présents dans
l'échantillon, la saturation
de chacun des fluides présents dans l'échantillon. Très préférentiellement,
les mesures de
laboratoire sont réalisées dans des conditions de mesure représentatives des
conditions (de
pression, de température, de saturations des fluides en présence) auxquelles
est soumise la
formation étudiée, que l'on appellera conditions in situ par la suite. A
noter que les
conditions in situ ne sont généralement pas précisément connues mais le
spécialiste peut
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disposer des ordres de grandeur ou gammes des conditions in situ (gammes
relatives aux
pressions et/ou aux températures et/ou aux saturations des fluides en
présence). Les mesures
de laboratoire sont avantageusement réalisées pour une pluralité de conditions
de mesure,
échantillonnant notamment les gammes des valeurs présumées des conditions in
situ.
A partir desdites mesures de laboratoire, on détermine des paramètres
pétrophysiques
relatifs à l'échantillon considéré pour la ou les conditions de mesures
considérées (conditions
de pression et/ou de température et/ou de saturation en fluides). Le
spécialiste a parfaite
connaissance de méthodes pour déterminer des paramètres pétrophysiques à
partir de
mesures de PSI et de PS. Selon un mode de mise en oeuvre de l'invention, les
paramètres
pétrophysiques représentatifs de l'échantillon sont la perméabilité relative
et/ou la saturation en
fluide. Lorsque des mesures ont été réalisées pour une pluralité de conditions
de mesure, le
spécialiste peut dresser un abaque représentant les valeurs des mesures
réalisées, les
paramètres pétrophysiques déduits de ces mesures, et ce pour chaque condition
de mesure.
Selon un mode de mise en oeuvre du procédé selon l'invention, pour au moins
une
pression de confinement prédéfinie, une température, une saturation en fluide
prédéfinie, un
débit de fluide prédéfini, et une injection de fluide de travail donné dans
ledit échantillon, on
mesure :
a. le gradient de pression induit dans l'échantillon, au moyen du moyen de
mesures
de la pression fluide ;
b. la différence de potentiel électrique induit dans l'échantillon, au
moyen du moyen
de mesure de différence de potentiel électrique ;
c. la polarisation spectrale induite au sein dudit échantillon, au moyen du
moyen de
mesure de la polarisation spectrale induite ;
et on répète les mesures a), b) et c) pour différents débits de fluide et/ou
pour différentes
saturations en fluide et/ou pour différents fluides de travail. On décline ci-
après des méthodes
non limitatives d'exploitation des mesures ainsi réalisées afin de déterminer
la perméabilité
relative et la saturation en fluide.
Détermination de paramètres pétrophysiques
Les mesures de potentiel spontané permettent de mesurer une différence de
potentiel
électrique (que l'on notera dV par la suite). Combinées aux mesures de
gradient de pression
(que l'on notera dP par la suite), on obtient un coefficient couplage
électrocinétique C selon une
formule du type :
C = dV/dP,
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Selon le mode de mise en oeuvre décrit ci-dessus, les mesures étant réalisées
pour différentes
conditions de saturation en fluide, on peut définir un coefficient de couplage
électrocinétique en
milieu saturé Csat et un coefficient de couplage électrocinétique en milieu
non saturé
C(Sw<=/). On définit alors un coefficient de couplage électrocinétique relatif
Cr, correspondant
au rapport entre le coefficient électrocinétique en milieu saturé Csat et le
coefficient
électrocinétique en milieu non saturé C(Sw<=/). On peut également estimer un
coefficient
d'électroosmose Ce/ectro qui quantifie la variation de pression fluide induite
par une différence
de potentiel électrique.
Par ailleurs, les mesures de PSI réalisées selon le mode de mise en oeuvre
décrit ci-
dessus permettent de mesurer la résistivité complexe, en milieu saturé et en
milieu non saturé.
De ces mesures, on peut déduire par exemple les paramètres suivants :
- un angle de phase 0, à partir d'une formule du type : tan 0 = X/R, où R est
la partie
réelle de la résistivité et X est la partie imaginaire ;
- un temps de relaxation T, une fréquence critique Fc ;
R
- un indice de résistivité IR= , où
R, et Ro sont respectivement la partie réelle de la
Ro
résistivité en milieu non saturé et en milieu saturé ;
R
- un facteur de formation F=--, où Ro est la résistivité du milieu saturé à
100% en
Ri,
saumure, Rõ, est la résistivité de la saumure R.
A partir de l'angle de phase 0, du facteur de formation F, du temps de
relaxation T, et de la
fréquence critique Fc, le spécialiste peut en déduire la saturation en fluide
Sw. Le spécialiste
connaît notamment la formule :
r 4KF\
2 = _____________________________________________ S w2
D( s+) )
qui permet de déduire la saturation S,, à partir du facteur de formation F, de
la perméabilité K
(qui peut être connue par ailleurs, à partir de mesures pétrophysiques en
laboratoire, de telles
mesures étant bien connues du spécialiste), D(s+) est le coefficient de
diffusion (qui peut être
connu par ailleurs, à partir de mesures pétrophysiques en laboratoire par
laboratoire, de telles
mesures étant bien connues du spécialiste ou alors déterminée par une
formule).
Puis, à partir de la saturation en fluide S,, et sachant par ailleurs que
l'indice de résistivité
peut aussi s'écrire IR = Sw-n , on en déduit n, l'exposant de saturation de la
loi d'Archie. La
perméabilité relative peut alors être obtenue selon une formule du type :
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Kr =Cr=S1
Avantageusement, les mesures décrites ci-dessus peuvent être en sus répétées
pour
différentes pressions de confinement et /ou différentes températures. Pour ce
faire, le dispositif
selon le premier mode principal de mise oeuvre du dispositif selon l'invention
peut comprendre
une cellule de confinement hydraulique et/ou des moyens de régulation de la
température.
Ainsi, l'invention permet de réaliser des mesures de laboratoire pour
différentes conditions de
mesures (de pression, de température, de fluide, de saturation respective des
fluides). De cette
manière, le spécialiste peut par exemple établir un abaque des paramètres
pétrophysiques
déterminés en fonction de ces conditions de mesure.
Etape 2
Selon le procédé selon l'invention, on réalise en outre des mesures de
potentiel spontané
et de polarisation spectrale induite dans le puits considéré au moyen du
dispositif selon l'une
quelconque des variantes du deuxième mode principal de mise en oeuvre du
dispositif selon
l'invention. Ces mesures seront appelées mesures de puits par la suite.
Par comparaison des valeurs des mesures réalisées dans le puits avec celles
réalisées
en laboratoire, on détermine les paramètres pétrophysiques de la formation
étudiée en fonction
des paramètres pétrophysiques obtenus par les mesures de laboratoire. Cette
détermination
peut revêtir différentes formes : une attribution directe des paramètres
obtenus par mesures de
laboratoire (notamment s'il y a parfaite correspondance entre mesures de
laboratoire et
mesures diagraphiques), ou bien encore par interpolation de plusieurs
paramètres, par
extrapolation, ou encore par application de toute fonction ad hoc. Selon un
mode de mise en
oeuvre de l'invention, on applique une fonction de mise à l'échelle des
mesures réalisées en
laboratoire par rapport aux mesures réalisées dans le puits, de façon à tenir
compte des
facteurs d'échelle différents entre ces deux types de mesure.
Selon un mode de mise en oeuvre de l'invention, on applique préalablement une
mise à
l'échelle des mesures réalisées en laboratoire par rapport aux mesures
réalisées dans le puits,
pour tenir compte des conditions de mesure différentes.
Un exemple de variante de mise en oeuvre du procédé selon l'invention est
présenté en
Figure 4. Ainsi, cette variante comporte deux dispositifs de mesures de puits,
un placé dans un
puits d'injection WI et un placé dans un puits de production WP du fluide
contenu dans la
formation étudiée, les deux puits étant espacés d'une centaine de mètres. Par
exemple, lorsque
le fluide injecté est du CO2, une telle configuration peut permettre
d'investiguer les variations de
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paramètres pétrophysiques entre les deux puits et ainsi de suivre le front de
CO2 (via la
saturation) entre les puits.
Etape 3
A partir des paramètres pétrophysiques ainsi déterminés pour la formation
étudiée, on
peut définir un schéma d'exploitation optimal du fluide contenu dans la
formation étudiée, c'est-
à-dire un schéma d'exploitation permettant une exploitation optimale d'un
fluide considéré
suivant des critères technico-économiques prédéfinis par le spécialiste. Il
peut s'agir d'un
scénario offrant un fort taux de récupération du fluide, sur une longue durée
d'exploitation, et
nécessitant un nombre de puits limité. Selon un mode de mise en oeuvre de
l'invention, le
schéma d'exploitation optimal peut être défini en déterminant un procédé de
récupération du
fluide (procédé de récupération primaire, secondaire ou tertiaire), ainsi
qu'un nombre, une
implantation et une géométrie de puits injecteurs et/ou producteurs permettant
de satisfaire des
critères technico-économiques prédéfinis. Différents scenarii peuvent être
envisagés et leur
rentabilité respective approchée à l'aide d'une simulation de réservoir. Le
scenario offrant la
rentabilité prédite la plus forte pourra par exemple être retenu.
Etape 4
Puis, selon l'invention, on exploite le fluide de la formation étudiée en
fonction du schéma
d'exploitation déterminé à l'étape 3, satisfaisant le mieux les critères
technico-économiques
prédéfinis par le spécialiste.
L'exploitation du fluide de la formation étudiée peut alors consister en la
réalisation de
forages selon le nombre et l'implantation déterminés à l'étape 3, certains de
ces puits étant
destinés à être des puits injecteurs et d'autres des puits producteurs, à
injecter dans les puits
injecteurs d'éventuels fluides visant à l'amélioration de la récupération des
fluides en place.
Selon un mode de mise en oeuvre de l'invention dans lequel les mesures de
puits décrites
à l'étape 2 sont répétées à différents instants de l'exploitation du fluide de
la formation étudiée,
les mesures de laboratoire ayant été réalisées préalablement pour diverses
conditions de
mesures, les paramètres pétrophysiques tels que la perméabilité relative et la
saturation en
fluide pourront être suivis en temps réel, au fur et à mesure de la production
du fluide. Le
schéma d'exploitation déterminé à l'étape 3 pourra être alors révisé au fur et
à mesure de
l'exploitation du fluide de la formation, et la récupération de fluide à
l'étape 4 améliorée.
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Exemple de réalisation
Les caractéristiques et avantages du procédé selon l'invention apparaîtront
plus
clairement à la lecture de l'exemple de réalisation ci-après.
L'exemple de réalisation en question a été mis en oeuvre avec un dispositif
selon le
premier mode principal de mise en oeuvre de l'invention (dispositif de
laboratoire) comprenant
les éléments suivants :
Matériel de confinement
= Une cellule de confinement de type Coreflood (Vinci Technologies, France)
: il s'agit
d'une cellule de confinement à piston réglable, avec trois entrées sur une
spirale
d'injection, trois sorties sur une spirale de sortie, et transparente aux
rayons X. Une telle
cellule peut permettre de réaliser des mesures jusqu'à une pression de
confinement
hydraulique de 50 bar en Marcol. Ce dernier assure l'isolation électrique des
contacts.
= Une gaine thermorétractable en Viton (Hellermann-Tyton, France) munie
de 12
piquages répartis le long de la génératrice de la gaine et permettant
d'introduire les
contacts électriques (2 piquages diamétralement opposés par prise de mesure
électrique).
Matériel de mesure et de régulation (P, T, débit)
= Une pompe ISCO de type 260 D, munie d'un capteur de pression déporté, régule
la
pression hydraulique du confinement jusqu'à 50 bar au plus près de la cellule
et absorbe
les fluctuations de pression liées à la température.
= Une pompe d'injection liquide de type P920 Amersham/Bioscience couvre une
gamme de débit de 0.00 à 20.00 mUmin, et sert à l'injection de la saumure dans
le
milieu poreux.
= Une pompe d'injection liquide de type Pharmacia P500 de gamme 1-499 mL/h
sert
pour l'appoint du volume du système suite aux échantillonnages et à la
recirculation de
la saumure sur la face arrière du milieu poreux, afin de maintenir le contact
capillaire et
la pression capillaire nulle en sortie.
Un système des 3 vannes de sorties permet de purger les volumes morts de la
cellule
en saumure et d'améliorer la détermination du volume poreux.
= Deux capteurs de pression Keller PAA-33X (0-30 bar), mesurent la pression
relative
en amont et en aval du montage. Ils permettent aussi le contrôle de la
pression
d'injection en tête du milieu poreux et l'ajustement de la pression de pore.
De plus, le
capteur aval permet d'équilibrer la pression de la boucle d'échantillonnage
avec la
pression de pore suite à un prélèvement, de manière à ne pas déstabiliser la
pression
de pore du système.
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= Un capteur de pression Keller PD39X, mesure la pression différentielle
générée par
l'écoulement dans le milieu poreux.
= Un régulateur de pression gaz Bronhkorst, type P702CV (Bronhkorst,
France), permet
de contrôler la pression de pore jusqu'à 20 bar, par la régulation de pression
de la
fraction gaz contenue dans le séparateur.
= Un régulateur de débit gaz de type Bronkorst F-201-CV (Bronhkorst,
France), étalonné
en N2 et en 002, couvre une gamme de débits normalisés en pression et en
température (Ratm et 0 C) de 1 à 310 mLn/min. Il sert à injecter le gaz en
entrée du
milieu poreux et permet de réguler le débit jusqu'à une pression de 20 bar.
= Une sonde température PT100 mesure la température de la saumure entrant dans
le
milieu poreux. Elle permet de corriger la viscosité de la saumure, la densité
et les
résistances mesurées par la loi d'Arps.
= Un séparateur diphasique saumure / gaz: placé en aval de la cellule, il
permet de
réinjecter la saumure collectée ayant déjà traversée le milieu poreux. Il
permet
également de mesurer les variations de volume issues du milieu poreux lors de
l'expérience Kr.
Matériel de mesures de résistivité électrique et de potentiel spontané
= Un Solartron Si1260 : il s'agit d'un impédance/Gain-Phase analyseur,
permettant des
mesures de résistance et de déphasage (R, X) en balayage fréquence sur une
gamme
de 1 mHz à 32 MHz, par pas réglables. Les mesures sont réalisées avec le
générateur
réglé à 1 Volt alternatif. Le couplage avec le multiplexeur Agilent permet de
travailler
en mesure avec 2 ou 4 électrodes.
Le Solartron permet également d'injecter une tension continue de 0 à +/- 40
Volt pour
calculer le coefficient d'électro-osmose du système.
= Un système d'acquisition Agilent 34970A muni d'une carte de multiplexage
permet
l'acquisition des potentiels entre les sections sélectionnées du milieu
poreux.
= Une centrale d'acquisition récupère l'ensemble des mesures réalisées sur
un PC, via
le système d'acquisition Labview.
= 4 électrodes impolarisables disposées tel que présenté en Figure 2.
Protocole expérimental
Préparation et caractéristiques de l'échantillon
Le milieu poreux est issu d'un bloc de carrière référencée. Il est carotté en
diamètre 40
mm et scié avec la scie à face parallèle, sous eau. Les échantillons sont
séchés à l'étuve à
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60 C. L'échantillon est pesé à sec. Les caractéristiques géométriques de
l'échantillon
d'expérimentation sont déterminées au pied à coulisse : diamètre et longueur.
L'échantillon est
photographié et référencé.
Mise en place de l'échantillon dans la cellule
L'échantillon est monté dans la gaine Viton, les électrodes sont connectées et
les
contacts vérifiés grâce à un multimètre. L'échantillon et sa gaine sont montés
dans la cellule et
mis sous confinement hydraulique de Marcol, à la pression de confinement
choisie (30 bar). La
pression de confinement est au moins supérieure de 15 bar par rapport à la
pression de pore
choisie pour l'expérience.
L'échantillon est ensuite mis sous vide primaire. Une saumure, de
concentration choisie
est réalisée (ici 10 g/L de NaCI), sa conductivité est mesurée. L'échantillon
est saturé avec la
saumure, à la pression de pore choisie pour l'expérience, à l'aide d'une pompe
lsco en
régulation de pression.
Mesures réalisées
Les mesures suivantes sont réalisées :
1- Des mesures successives de potentiel spontané au niveau de chaque tranche
de
l'échantillon, couplées aux variations de dP (induites par une variation de
débit) jusqu'à
ce que le système soit à un pseudo-équilibre (c'est-à-dire jusqu'à ce que les
potentiels
spontanés PS se stabilisent). Cette mesure permet de déterminer le coefficient
de
couplage électrocinétique.
2- Des mesures par polarisation spectrale induite en balayage fréquentiel, à
l'état 100%
saturé en saumure et sous le débit d'expérimentation, avec 4 électrodes (2
d'injection et
2 de mesure), à 1volt, sur la gamme allant de 1 mHz à 30 MHz. Cette mesure
permet la
mesure de l'indice de résistivité (IR) lorsque la mesure est répétée à
différents états de
saturation.
3- Des mesures par polarisation spectrale induite en balayage fréquentiel, à
l'état 100%
saturé en saumure et sous le débit d'expérimentation, avec 4 électrodes, à
1volt sur la
gamme allant de 1 mHz à 30 MHz. Le but de cette opération est d'obtenir un
angle de
phase (déphasage entre les R et les X ), un temps de relaxation, ainsi
qu'une
fréquence critique pour chaque section analysée.
4- Des mesures de gradients de pression, en entrée et sortie de l'échantillon
;
5- Des mesures par potentiels induits, dans une gamme allant de 0 à +/- 40
Volt, sont
effectuées sur l'ensemble du milieu poreux et provoquent des variations de dP.
Ce type
de mesure permet de déterminer le coefficient d'électro-osmose.
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Les 4 premières étapes précédentes ont été réalisées pour différentes
saturations en fluide
(étapes de drainage/imbibition).
L'ensemble des mesures réalisées selon le protocole expérimental défini ci-
dessous
permettent de tracer des courbes de variations des mesures réalisées en
fonction des
conditions de mesure. Des exemples de telles courbes, appelées aussi abaques
sont
présentées en Figures 5 à 7.
Ainsi, la Figure 5 présente les courbes de variations de la différence de
potentiel
électrique dV en fonction de la variation de pression fluide dP pour des
échantillons de type
calcaire de Brauvilliers (ronds blancs), calcaire de Saint-Emilion (carrés
noirs), et dolomites LS2
(croix). A partir des pentes de ces courbes, on en déduit respectivement le
coefficient de
couplage électrocinétique (en milieu saturé dans le cas présent), et ce pour
chacun des
échantillons considérés.
La Figure 6 présente l'évolution du coefficient de couplage électrocinétique
relatif Cr en
fonction de la saturation en fluide Sw, dans le cas du calcaire de
Brauvilliers, et pour différentes
positions des électrodes, les positions des électrodes ABCD étant présentées
en Figure 2.
La Figure 7 présente l'évolution de l'angle de phase P de la résistivité
électrique complexe
en fonction de la fréquence F dans le cas du calcaire de Brauvilliers, et ce
pour différentes
saturations en saumure Sw (entre 27% et 100%, l'augmentation des valeurs de
saturation étant
matérialisée par une flèche dans la Figure 7). Comme indiqué en Figure 7, on
peut en déduire,
pour chaque condition de saturation Sw, une valeur de l'angle de phase 0
(ordonnée du
premier pic formé par la courbe), un temps de relaxation T (abscisse du
premier pic formé par la
courbe de mesure) et une fréquence critique Fc (abscisse du premier creux
formé par la courbe
de mesure).
Ainsi de telles courbes, obtenues notamment par des mesures à la fois de type
PS et PSI,
pour différents échantillons représentatifs de la formation étudiée et pour
différentes conditions
de mesures, constituent des abaques, qui permettent au spécialiste, ayant en
sus, à sa
disposition, selon le procédé selon l'invention, des mesures électriques de
même type (c'est-à-
dire de type PS et PSI) réalisées dans le puits, de faire des correspondances,
entre les valeurs
des mesures de puits et les valeurs des mesures de laboratoire, et d'en
déduire les paramètres
pétrophysiques in situ, tels que la perméabilité relative et la saturation en
fluide. Ces
paramètres pétrophysiques sont particulièrement utiles au spécialiste pour
définir un schéma
d'exploitation optimale de la formation étudiée.
