Note : Les descriptions sont présentées dans la langue officielle dans laquelle elles ont été soumises.
CA 02664713 2009-04-21
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MÉTHODE DE MODÉLISATION DE RÉCUPÉRATION ASSISTÉE PAR
INJECTION DE POLYMERE
Le domaine de la présente invention a rapport avec les techniques de
production de réservoirs pétroliers par récupération assistée, secondaire ou
tertiaire, dans lesquelles on injecte un fluide à base de polymère pour
effectuer
un balayage du milieu poreux à des fins de production améliorée. L'invention
porte en particulier sur une méthode de simulation de cette technique de
récupération assistée.
Pour cela, on utilise des simulateurs de réservoirs, par exemple
PUMAFLOWTm (IFP), ou EclipseTM (Schlumbergei-) qui aident à l'optimisation
des schémas de production et à l'évaluation de l'efficacité des techniques de
récupération des hydrocarbures. Ces simulateurs intègrent pour la plupart des
modules "Polymère" qui prennent en compte, entre autres, la réduction de
mobilité Rm qui représente la viscosité apparente du polymère dans le
réservoir, et la réduction de perméabilité Rk. Mais, il est connu que les
simulateurs de réservoir disposant d'une option "Polymère" prennent en
compte la réduction de mobilité déterminée en situation de saturation
résiduelle en huile (SOR).
D'une manière conventionnelle, on effectue en laboratoire l'injection de
polymère dans un milieu poreux donné (faciès de réservoir) placé en situation
de saturation résiduelle en huile (SOR). On détermine ainsi pour le faciès
considéré la réduction de mobilité, la réduction de perméabilité et l'on
quantifie l'adsorption. Ces paramètres sont déterminés à cette saturation
(SOR) en postulant que pour un rapport de mobilité M voisin de 1
(M--=k jiiõ,)/(k.,/ .), la dispersion du front de saturation est faible et que
le
balayage peut être assimilé à un déplacement de type piston. L'ensemble des
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la
données acquises à l'issue des expériences de laboratoire sert de données
d'entrées au modèle de réservoir. Les différents paramètres sont renseignés
dans les simulateurs sous la forme de tables donnant Rm en fonction de la
concentration en polymère. La concentration nulle en polymère est renseignée
par la valeur de Rk.
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Ainsi, l'objet de la présente invention est l'utilisation d'une méthode
optimisée pour la modélisation des écoulements dans un réservoir géologique
d'hydrocarbures, la méthode comprenant les étapes suivantes:
- on réalise des mesures en laboratoire sur des échantillons de roche
dudit réservoir, au cours desquelles on injecte une solution aqueuse
d'un polymère pour effectuer un balayage desdits hydrocarbures,
- à partir desdites mesures, on détermine une relation entre un
paramètre Rm lié à la réduction de mobilité de ladite solution dans le
réservoir et la saturation en eau SW, et
- on prend en compte cette relation dans un simulateur d'écoulement
disposant d'une option "polymères" pour obtenir une modélisation;
l'utilisation de la méthode permettant d'optimiser les paramètres d'injection
de ladite injection de solution aqueuse de polymère.
Selon un mode de réalisation préférentiel, l'invention concerne une
méthode optimisée pour la modélisation des écoulements dans un réservoir
géologique d'hydrocarbures dans laquelle on effectue les étapes suivantes:
- on injecte une solution aqueuse d'un polymère pour effectuer un
balayage desdits hydrocarbures,
- on détermine une relation entre un paramètre Rm lié à la réduction
de mobilité de ladite solution dans le réservoir et la saturation en
eau SW,
- on prend en compte cette relation dans un simulateur d'écoulement
pour obtenir une modélisation.
Ladite relation peut être obtenue par des mesures en laboratoire sur
des échantillons de roche dudit réservoir.
Selon un mode de réalisation préférentiel, l'invention concerne aussi
une utilisation de ladite méthode pour optimiser les paramètres d'injection
de solution aqueuse de polymère, par exemple le débit ou la concentration en
polymère.
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2a
La présente invention sera mieux comprise et ses avantages
apparaîtront plus clairement à la lecture de la description d'un exemple de
mise en uvre de l'invention, nullement limitatif, illustré par la figure
unique:
- La figure 1 donne la relation entre la réduction de mobilité Rm et la
saturation en eau SW,
- La figure 2 montre la production d'huile simulée en fonction du
temps pour différentes valeurs de viscosité apparente (Rm).
L'invention a été testée sur le cas d'un champ dont la viscosité de l'huile
est élevée (environ 1600 mPa.$). Le rapport de mobilité M est, dans le cas
d'un
balayage à l'eau, très défavorable (M=160). Les simulations, réalisées à
partir
des données de laboratoire, ont montré que l'injection de polymère
(solution aqueuse de rhéologie optimisée par un polymère) permettait
d'améliorer
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l'efficacité de balayage et ce, même en présence de rapports de mobilité bien
supérieurs à 1. C'est le cas du champ considéré pour lequel M=8 correspondant
à l'injection d'une solution de polymère ayant une viscosité égale à 20 mPa.s.
Ces résultats ont permis d'envisager des perspectives très intéressantes pour
l'application du procédé de récupération assistée par injection d'une solution
de
polymère dans le réservoir. Un pilote a été lancé en mai 2005. L'injection de
polymère a démarré après une phase brève de production en primaire, donc
sans injection d'eau au préalable.
Après deux ans d'injection, les résultats obtenus sur champ montrent
une efficacité de balayage du polymère bien meilleure que celle prévue dans
les
simulations. La percée de la solution injectée de polymère ("breakthrough")
est
intervenue sur champ beaucoup plus tard que prévue. Le décalage a été estimé
à plusieurs mois. Les valeurs de Rm prises en compte dans les simulations
étaient celles déterminées à la saturation résiduelle en huile (SOR).
Les résultats obtenus sur champ montrent que la viscosité apparente du
polymère (Rm) dans le réservoir a été sous estimée. Dans les conditions de
récupération secondaire par injection de polymère, une perte de charge
additionnelle doit être prise en compte, le polymère circulant dans des pores
de
dimension d'autant plus réduite que la saturation en huile est élevée
(conditions proches de SWI puis variant entre SWI et 1-SOR). Cette viscosité
apparente plus importante du polymère dans le réservoir permet d'assurer une
meilleure efficacité de balayage en diminuant le rapport de mobilité phase
aqueuse polymère/huile.
Afin de valider cette hypothèse, des expériences ont été réalisées dans le
but de déterminer la réduction de mobilité du polymère pour différents états
de saturation. Ces expériences ont nécessité de réaliser, sur différents
massifs
de sable représentatifs du réservoir, des co-injections eau/huile et
polymère/huile et de déterminer des profils de perméabilités relatives en
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régime stationnaire, c'est-à-dire en utilisant la méthode "steady state",
selon la
dénomination consacrée par l'homme du métier.
A une saturation donnée, le rapport des perméabilités relatives
krealkrpolymère correspond à une valeur de Rm.
La figure 1 qui décrit la réduction de mobilité du polymère en fonction
de la saturation, à concentration en polymère constante, montre clairement un
effet majeur de la saturation.
La valeur de SW correspondant à cette saturation résiduelle en huile
(SW=1-SOR) est égale à 0,7 dans le cas présent. A cette valeur de SW
correspond une valeur de Rm égale à 20 pour une concentration en polymère
égale à 600 ppm (correspondant à une viscosité de 15 mPa.$). On voit que Rm
augmente quand SW diminue et peut atteindre des valeurs notablement
importantes (Rm=70) lorsque l'on est proche de la saturation résiduelle en eau
(SW=SWI=0,2). L'effet est d'autant plus marqué que la concentration en
polymère est importante.
Des tests de simulation ont permis de comparer, sur le cas du champ
cité plus haut, l'incidence d'une augmentation de la valeur de Rm sur le temps
avant la percée de la phase aqueuse de polymère au puits producteur
("breakthrough"). Une première approche simplifiée n'a pas prise en compte la
variation de Rm en fonction de la saturation, mais -a considéré une valeur de
Rm constante mais plus élevée que celle correspondant à la valeur de SOR.
Les simulations ont montré, dans ces conditions, une meilleure efficacité de
balayage et ainsi une percée plus tardive de l'eau au producteur.
La figure 2 présente cette production d'huile simulée en fonction du
temps pour différentes valeurs de viscosité apparente (Rm). La percée de l'eau
au puits producteur correspond au déclin de la production d'huile. Celle-ci
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apparaît en premier dans le cas d'une injection d'eau (cas Rm=1). Elle
apparaît
d'autant plus tardivement que la viscosité apparente (Rm) est élevée.
Dans un deuxième temps, d'autres simulations ont été réalisées afin
5 d'évaluer l'influence de la viscosité de l'huile sur le temps de percée. On
peut
estimer que le phénomène est plus ou moins prononcé selon la viscosité de
l'huile, et est vraisemblablement plus marqué en présence d'huile de viscosité
élevée.
La présente invention porte sur la prise en compte de cet effet de
saturation pour effectuer une simulation d'un balayage au polymère. Pour un
utilisateur donné, cette prise en compte nécessite, à moins de disposer
d'abaques existantes, de réaliser des essais de laboratoire préalables du type
de celles décrites ci-dessus.
Les données de laboratoire sont ensuite introduites dans le simulateur
sous forme de tables. A chaque instant t, à une maille de saturation SW est
affectée une valeur de Rm correspondant à cette saturation.
Cette amélioration de la description de la physique du polymère dans le
simulateur permet de mieux modéliser un procédé de récupération assistée par
injection d'une solution à base de polymère ou de tensioactif. Elle permet
également de reconsidérer avantageusement l'économie d'un procédé de
récupération sur un champ donné pour lequel l'estimation a pu être minimisée.
