Note : Les descriptions sont présentées dans la langue officielle dans laquelle elles ont été soumises.
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La présente invention se rapporte à un procédé
d'évaluation de l'endommagement de la structure d'une roche
entourant un puits, et plus particulièrement à un tel
procédé destiné à évaluer l'endommagement au fond d'un puits
pétrolier.
Lors d'un forage pétrolier, au fur et à mesure que
le puits est foré, un tubage métallique est descendu dans le
puits afin de renforcer la paroi du puits et d'isoler
l'intérieur du puits des diverses couches de roche
traversées par le puits. L'espace annulaire défini entre
l'extérieur du tubage et la paroi du puits est rempli de
ciment afin de renforcer davantage le puits, et d'ëviter la
communication de fluides entre les couches.
Une fois que le puits est terminé, il faut mettre en
communication l'intérieur du puits et ia couche de roche
pétrolifère avoisinante. Pour ce faire, un outil de
perforation est descendu au fond du puits au niveau de la
roche pétrolifère. L'outil est muni de charges explosives
qui sont destinées à perforer successivement le tubage, la
couche de ciment et la roche pétrolifère. L'ouverture ou la
perforation qui s'étend dans la roche est entourée par une
zone endommagée de perméabilité plus faible que celle de la
roche pétrolifère.
On peut également utiliser un outil de coupe muni de
couteaux qui, lors de la mise en rotation de l'outil au fond
du puits, découpent une section du cuvelage et de la paroi
du puits pour créer une ouverture dans la roche pêtrolifère;
Cette ouverture ou "fenêtre". est également entourée d'une
zone endommagée.
Lorsque le passage du pétrole de la roche
pêtrolifère à l' intérieur du puits s' effectue à travers des
perforations, un endommagement trop important de la zone
avoisinante réduit considérablement la productivité du
puits. Dans le cas o~1 la zone endommagée est très compactée,
avec comme résultat une perméabilité trop faible, il
convient soit de recommencer l'opération de perforation soit
de procêder à des mesures, telles que l'acidification, pour
faciliter l'écoulement du pêtrole.
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La prêsente invention a donc pour objet un procédé
d'évaluation de l'endommagement de la structure d'une roche
entourant un puits qui permet de quantifier la permêabilité
de la zone endommagée délimitant une perforation, et plus
généralement le puits.
Pour ce faire, l'invention propose un procédé
d'évaluation de l'endommagement de la structure d'une roche
comportant les étapes suivantes .
- injection dans la roche, déjâ saturée par un premier
fluide d'une première viscosité, d'une huile ayant une
viscosité entre 10 à 100 fois supérieure à celle du premier
fluide,
- enregistrement de la pression de l'huile injectée en
fonction du temps ;
- analyse de l'évolution de la pression de l'huile injectée
afin de déduire les zones de perméabilité diffêrente
présentes dans la roche.
La présente invention permet ainsi d'évaluer
l'endommagement de 1a structure d'une roche entourant un
puits, la zone endommagée résultant soit de l'opération de
forage du puits, soit d'une perforation ou d'une coupe de la
roche.
D'autres caractéristiques et avantages de la
présente invention apparaitront plus clairement à la lecture
de la description ci-après, faite en référence aux dessins
annexés dans lesquels .
- la figure 1 est une représentation schématique, en coupe
longitudinale, d'un puits pétrolier ;
- la figure 2 est une vue de détail d'un élément de 1a
figure 1 ;
- la figure 3 est un schéma d'un dispositif permettant de
mettre en oeuvre le procédé objet de la présente invention
dans des conditions de laboratoire ;
- la figure 4 est une courbe de l'évolution de la pression
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en fonction de l'avancée théorique du front visqueux,
- la figure 5 montre l'évolution de la perméabilité de
l'ëchantillon avec la distance radiale,
- la figure 6 est une vue schématique, en coupe
longitudinale d'un puits pétrolier muni d'un appareil
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permettant la mise en oeuvre du procédé objet de la présente
invention,
- la figure 7 est une courbe de l'évolution de la pression
d'huile en fonction du temps ; et
- la figure 8 est une courbe qui montre, de façon
alternative, l'êvolution de la perméabilité avec la distance
radiale.
Comme représenté sur la figure 1, un puits 10, qui
dans l'exemple illustré est un puits pétrolier, s'étend de
la surface 12 jusqu'à une couche de roche pétrolifère 14. Un
cuvelage 16 métallique s'étend à l'intérieur du puits 10 et
l'espace annulaire défini entre l'extérieur du cuvelage 16
et la paroi 18 du puits 10 est rempli de ciment 20. Une
colonne de production 22, disposée de manièré connue dans le
pûits 10, est munie, à son extrémité supérieure, d'un
ensemble de vannes de sécurité 24. L'espace annulaire 26
défini entre la colonne de production 22 et,le tubage 16 est
fermé, à son extrémité inférieure, par un dispositif
d'étanchéité 28, plus communêment appelé "packer".
Lors de la mise en production du puits, un outil
perforateur 30 est descendu dans le puits 10 par la colonne
de production 22 jusqu'au niveau de la roche pétrolifère 14.
Ensuite, on fait détonner des charges explosives 32
disposées dans l'outil perforateur 30. L'explosion des
charges 32 crée des perforations 34 à travers le tubage 16
et le ciment 18, s'étendant dans la roche pétrolifère 14.
Comme on le voit mieux sur la figure 2, la
perforation 34 est délimitêe par une zone endommagée 36 de
compacité supérieure à celle de la roche 14, qui est formée
par la compression de la roche résultant de l'explosion.
L'explosion réduit la taille des grains de roche dans la
zone endommagée et provoque une réduction de sa
perméabilité. Selon l'invention, afin de déterminer si des
traitements pour faciliter l'écoulement du pétrole sont
nécessaires, on procède à une évaluation de l'endommagement
de la zone entourant la perforation.
Un dispositif, permettant la mise en oeuvre du
procédé selon la présente invention dans des conditions du
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laboratoire, est représenté sur la figure 3. Un ensemble
piston 38 et cylindre 40 reçoit un échantillon 42 de roche
de section annulaire, dont on souhaite mesurer la
perméabilité. Le piston 38 coulisse de manière étanche dans
le cylindre 40 sous l'effet d'une pression hydraulique
appliquée par une entrée 44. L'êchantillon 42 est maintenu
de manière étanche dans le cylindre 40 à l'aide de deux
joints 46, 48 de manière à définir avec la paroi interne du
cylindre 40 un passage annulaire 50 qui communique avec une
sortie 52. Un passage central 54 créé par une perforation à
l'intérieur de l'êchantillon 42 communique avec une entrée
- de fluide 56. Un circuit d'huile, représentë généralement en
58, comprend une pompe 60, à dêbit constant, reliée à une
source électrique 62, et des rëservoirs d'huile 64, 66 et
68. Les réservoirs 66 et 68 contenant chacun une huile
différente peuvent être reliés sélectivement par un .ensemble
de vannes 70 à un conduit 72 menant à l'entrée 56. La
pression à la sortie 52 est réglée par une vanne 74 de
surpression. Le gradient de pression entre l'entrée 56 et la
sortie 52 est mesuré par un dispositif de mesure 76.
A titre d'essai, un échantillon de roche a été testé
en laboratoire.
L'échantillon testé était du grès de Béréa et se
présentait sous la forme d'un cylindre creux ayant un rayon
extërieur Re de 5, 05 cm, une épaisseur H de 2, 36 cm et une
longueur de 8 cm. La perméabilité radiale de l'échantillon
k(ref) était de 174mD avant endommagement par le tir de
perforation.
Avant de réaliser les expériences de mesure,
l'échantillon est préalablement nettoyé et séché. De l'huile
ayant une viscosité ~1 = 1.5 cPo est envoyée du réservoir 66
par le conduit 72 pour saturer l'échantillon 42 qui a
préalablement été mis sous vide.
La porosité de l'échantillon mesurée lors de l'essai
avec l'huile de viscosité de 1,5 cPo est de 19,4 %. La
pression de l'huile à l'entrée 56 est ensuite portée à
5 bars et la perméabilitê radiale Ko mesurée est égale à
103 mD. A temps t = 0, une huile de viscosité ~t2 = 47,5 cPo
2~332~'~
est envoyée du réservoir 68 à 1°entrée 56 avec un débit
constant Q de 18,8 ml/h et le gradient de pression entre le
passage central 54 et la sortie 52 est enregistré en
fonction du temps.
5 Sur la figure 4, on voit l'êvolution de la pression
appliquêe à l'entrée 56 de l'échantillon 42 en fonction de
l'avancée théorique du front visqueux. La courbe peut être
décomposée en un certain nombre de tronçons êlëmentaires,
qui sont délimités par des changements de pente sur la
courbe. Ces tronçons correspondent à des couronnes de
perméabilité diffêrentes. Ces couronnes de perméabilité
différente sont reprises sur la figure 5 qui montre
l'évolutipn de la perméabilité avec la distance à partir du
passage axial 54.
La courbe de la figure 5 fait apparaître 3 zones
distinctes, chacune correspondant à une section de la. courbe
de la figure 4:
- une zone A d'épaisseur 0,5 cm à partir du passage axial 54
de perméabilité intermêdiaire, cette zone étant endommagée
et déconsolidée ;
- une zone endommagëe annulaire B d'épaisseur 2 cm de
perméabilité fortement réduite ; et
- une zone annulaire C d'environ 2 cm d'épaisseur de
perméabilité élevée, non endommagêe par l'opération de
perforation.
Sur la figure 6 est représenté un appareil
permettant la mise en oeuvre du procédê selon l'invention
dans un puits pétrolier. Le puits 110 s'étend de la surface
112 jusqu'â une couche de roche pétrolifère 114 dans
laquelle ont étë formées soit des perforations 134, comme
illustré sur la droite de la figure. Un outil de mesure,
reprêsentê généralement en 142, est disposé vers l'extrémité
inférieure d'une colonne de production 144 s'étendant de la
surface 112 à la couche de roche pêtrolifère 114.
L'outil 142 comprend un joint d'étanchéité supérieur
146 et un joint d'étanchêité inférieur 148 qui, une fois que
l'outi.l 142 est descendu dans le puits 110 au niveau de la
couche 114, sont reliés à une source 150 de fluide sous
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pression disposée à la surface 112 afin de mettre les joints
sous pression et d'assurer l'étanchéïté avec l'intérieur du
cuvelage 116. Les deux joints d'étanchéitë 146 et 148
définissent entre eux une chambre 152 dont la paroi comprend
l'endommagement à évaluer qui est formë soit des
perforations 134 soit de la fenêtre 140.
L'intérieur de la chambre 152 est relié à une source
154 d'huile sous pression par l'intérieur de la colonne de
production 144. L'intérieur de la colonne de production 144
est muni, en un point prédéterminé, d'une restriction 156.
La source 154 est reliée â un enregistreur 158 qui est
destiné â enregistrer 1°évolution de la pression de l'unité
envoyée par la colonne de production 144. La présence de la
restriction 156 dans le passage d'huile provoque une montée
en pression qui est affichée sur l'enregistreur 158 juste
avant l'arrivée de l'huile dans la chambre 152. L'entrée de
l'huile dans la chambre 152 se fait par un orifice 160.
La mise en oeuvre de l'outil 142 s'effectue comme
suit. Une fois que la colonne de production 144 est
descendue dans le puits de façon que l'outil 142 se trouve
au niveau des perforations 134 ou de la fenêtre 140, les
deux joints d'étanchéité 146 et 148 sont mis sous pression à
partir de la source 150 afin d'assurer que la chambre 152
soit isolée du puits 110. La roche à évaluer est ensuite
saturée avec un fluide de viscosité connue. Ce premier
fluide peut comprendre soit le fluide présent dans le puits,
soit l'huile en place dans la roche pétrolifère. Dans les
deux cas, la viscosité du fluide dans les conditions en fond
de puits peut étre déterminée par des techniques
conventionnelles. Dans un mode alternatif de réalisation o~
aucun fluide approprié n'est présent au fond du puits, le
premier fluide de viscosité connue est envoyé de la surface
par l'intérieur de la colonne de production 144.
Une fois que la roche à évaluer est saturée par le
premier fluide, un deuxième fluide, notamment une huile, de
forte viscosité supérieure à celle du premier fluide, est
envoyé sous pression par l'intérieur de la colonne de
production 144 vers la chambre 152. Par forte viscositê, on
2~3~z~7
entend une viscosité environ 10 à 100 fois supérieure à
celle du premier fluide et, de préfërence environ 30 fois
supérieure.
L'instant o~3 l'huile de forte viscosité arrive à la
restriction 156 peut être détectê sur l'enregistreur 158 par
une montée en pression. Ensuite, connaissant le volume de la
colonne de production 144 en aval de la restriction, ainsi
que le volume de la chambre 152, on peut déterminer le
moment o~l la chambre 152, y compris les volumes des
perforations 134 ou de la fenêtre 140, est remplie d'huile
et ainsi le moment o~l commence la saturation de la roche
114.
A~partir du début de la saturation de la roche 114 à
dëbit constant, on enregistre le gradient de pression en
fônction du temps. L'ëvolution de la pression de l'huile en
fonction du temps est représentée pax la courbe de la figure
7 et celle de la pression de l'huile en fonction du rayon
théorique d'avancée du front visqueux par une courbe
analogue à celle de la figure 4. Les points de changement de
pente de cette courbe indiquent des changements associës de
perméabilité. Les tronçons reliant les points de changement
de pente représentent des zones de la roche de perméabilité
différente. Ces zones sont reprises sur une courbe analogue
à celle de la figure 5 qui montre l'évolution de la
perméabilité avec la distance radiale à partir du puits.
Dans un deuxième mode d'interprétation, au lieu de
détecter les points de changement de pente, on trace la
dérivëe de la courbe du gradient de pression en fonction du
temps afin de générer une courbe de l'évolution de la
perméabilité en fonction de la distance au puits.
Sur la figure 8 est représentée une courbe de
l'évolution de la perméabilité réalisée en utilisant la
dérivée de la courbe de la figure 4. La figure 8 reprend,
ainsi, de façon plus précise, les données de la figure 5.
On peut utiliser le procédé selon l'invention poux
déterminer d'autres caractêristiques relatives à l'état de
fonctionnement du puits, par exemple pour compter le nombre
de perforations présentes au fond du puits.
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La distance au puits au temps t est définie par
l'équation R(t) _ ~ Qt - Rw2
a.H.~
La perméabilité locale au temps t [donc à R(t) ) est
définie par l'équation k(t) _ Q (fit ~'2
4.~.H ~t + ~r Rw2 H c~~. d P t
Q dt
o~l Q = débit d'injection
H = Hauteur du réservoir
= Porosité moyenne du réservoir
R,H = Rayon du puits
1 = Viscosité du fluide initial
2 = Viscosité du fluide injecté (u2 > U~)
R(t) - Rayon du front visqueux au temps t
k(t) = Permêabilité au front au temps t (donc en R)
