Anomalies de Pression [PDF]

Zitiervorschau

LES ANOMALIES DE PRESSION RENCONTRÉES EN COURS DE FORAGE

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2

SOMMAIRE

CHAPITRE

  DÉFINITIONS...............................................................

1 7

1.1

PRESSION HYDROSTATIQUE. PRINCIPE FONDAMENTAL DE L'HYDROSTATIQUE ............................................................................................................................................................7

1.2

GRADIENT.........................................................................................................................................

8

1.3

NOTION DE CONTRAINTE...........................................................................................................

9

1.4

NOTION DE DÉFORMATION.......................................................................................................

11

1.5

PRESSION DE PORE.......................................................................................................................

15

1.6

PRESSION GÉOSTATIQUE...........................................................................................................

16

1.7

RELATION ENTRE LA PRESSION DE PORE ET LA PRESSION GÉOSTATIQUE. NOTION DE CONTRAINTE EFFECTIVE...................................................................................

20

PRESSION DE FRACTURATION..................................................................................................

21

1.8

CHAPITRE   ORIGINE DES ANOMALIES DE PRESSION DE PORE....................

23

PRÉSENCE DE BARRIÈRES DE PERMÉABILITÉ...................................................................

24

2.1.1 Origine des barrières de perméabilité..................................................................................................

24

2.1.2 Qualité de la barrière de perméabilité et zone de transition.................................................................

24

2.2

PHÉNOMÈNES CRÉATEURS DE PRESSION............................................................................

27

2.2.1 Présence d’hydrocarbures.....................................................................................................................

27

2.2.2 Effet de la pression géostatique au cours de la subsidence..................................................................

29

2.2.3 Transformation minéralogique des argiles au cours de la diagenèse...................................................

40

2.2.4 Expansion thermique de l'eau...............................................................................................................

40

2.2.5 L'osmose...............................................................................................................................................

41

2.2.6 Dépôts d'évaporites...............................................................................................................................

42

2.2.7 Transformation de la matière organique..............................................................................................

44

2.2.8 Tectonique............................................................................................................................................

44

2.2.9 Hydrodynamisme.................................................................................................................................

46

2.1

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3

2

2.3

CONCLUSION CONCERNANT L'ORIGINE DES ANOMALIES DE PRESSION DE PORE 47

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4

Sommaire

CHAPITRE   DÉTECTION DES ANOMALIES DE PRESSION DE PORE................

49

MÉTHODES UTILISÉES AVANT LE FORAGE.........................................................................

49

3.1.1 Les études géologiques.........................................................................................................................

49

3.1.2 Les méthodes géophysiques.................................................................................................................

49

3.1.3 Informations provenant de forages voisins..........................................................................................

50

3.2

MÉTHODES UTILISÉES PENDANT LE FORAGE....................................................................

52

3.2.1 Méthodes instantanées..........................................................................................................................

52

3.2.2 Méthodes différées...............................................................................................................................

67

3.2.3 Conclusion concernant les méthodes utilisées pendant le forage........................................................

79

3.3

MÉTHODES UTILISÉES APRÈS LE FORAGE. LES DIAGRAPHIES DIFFÉRÉES...........

80

3.3.1 Le gamma ray.......................................................................................................................................

80

3.3.2 Les outils de résistivité et d'induction..................................................................................................

80

3.3.3 Le sonique............................................................................................................................................

81

3.3.4 Le log de densité...................................................................................................................................

82

3.3.5 Le neutron.............................................................................................................................................

83

3.3.6 La thermométrie...................................................................................................................................

83

3.3.7 Autres outils ou méthodes utilisées après le forage.............................................................................

83

3.3.8 Conclusion concernant les diagraphies différées.................................................................................

83

3.1

3

CHAPITRE   ÉVALUATION DES PRESSIONS...........................................

4 85

4.1

ÉVALUATION DE LA PRESSION GÉOSTATIQUE..................................................................

85

4.2

ÉVALUATION DE LA PRESSION DE PORE..............................................................................

86

4.2.1 Méthode de la profondeur équivalente.................................................................................................

87

4.2.2 Méthode du ratio...................................................................................................................................

88

4.2.3 Méthode d'Eaton...................................................................................................................................

89

4.2.4 Conclusion concernant l'évaluation de la pression de pore.................................................................

90

4.3

ÉVALUATION DE LA PRESSION DE FRACTURATION........................................................

91

4.3.1 Expression théorique de la pression de fracturation............................................................................

91

4.3.2 Différentes méthodes utilisées pour calculer la pression de fracturation............................................

97

4.3.3 Test d'injectivité dans le découvert......................................................................................................

99

4.3.4 Ordre de grandeur des fracturations hydrauliques............................................................................... 106

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Définitions importantes

Au cours des différentes phases d'un forage, il est essentiel de maintenir en permanence le puits rempli d'un fluide de forage de densité appropriée. Ce fluide est la première et la plus importante barrière de sécurité entre le fond du puits et la surface. Sa densité doit être : • assez élevée afin d'exercer une pression suffisante pour équilibrer la pression des fluides contenus dans les pores des formations à traverser et pour maintenir les parois du trou, • mais pas trop élevée pour ne pas endommager, causer de pertes, fracturer les terrains et diminuer la vitesse d'avancement. Avant de commencer un forage, il est important de connaître la pression de pore (pression des fluides contenus dans les pores) et de fracturation des formations à forer afin d'établir le programme de tubage et de boue. En effet, le nombre des tubages et la position de leur sabot vont dépendre de ces deux pressions et de la nature des fluides présents dans les formations (figure I.1.A).

FIG. I.1  Influence de la pression de fracturation, de pore et de la densité de la boue sur la position et le nombre de sabots La méconnaissance de ces pressions peut entraîner un surcoût pour le puits (phases de forage   et   tubages   non   nécessaires)   (figure   I.1.B)   ou   au   contraire   mettre   le   puits,   les équipements et par là le personnel en danger si un tubage est oublié ou mal positionné. Il est important de disposer de méthodes de détection et d'évaluation de la pression de pore et de fracturation pendant le forage, tout particulièrement en exploration où le régime des pressions, la lithologie et la profondeur des formations sont mal connus.

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Définitions importantes

La pression de pore est dite normale lorsqu'elle a pour seule et unique cause la pression hydrostatique des eaux plus ou moins salées qui imprègnent le sous­sol. Mais dans beaucoup de régions, il existe des pressions de pore dites anormales qui, si elles ne sont pas détectées à temps, peuvent conduire à des situations catastrophiques. Des pressions anormales  existent dans presque tous les  bassins sédimentaires. Elles  se rencontrent   surtout   dans   des  formations   récentes  (secondaire,   tertiaire).   Dans   certaines régions, il est parfois nécessaire d'augmenter la densité de la boue jusqu'à 2,2 ­ 2,3 pour les traverser, la pression de pore pouvant varier brutalement sur une courte profondeur.  La pression de fluide peut être aussi anormalement basse, entraînant des problèmes de pertes. Des gradients de 0,04 bar / m ont été rencontrés, ils représentent les valeurs les plus faibles connues. L'existence de surpressions est due à la présence simultanée de  barrières de perméabilité qui empêchent les fluides de s'échapper librement et de phénomènes créateurs de pression. Ces   barrières   permettent   et   protègent   les   accumulations   d'hydrocarbures.   Les   pressions anormalement élevées maintiennent une porosité élevée et peuvent favoriser en particulier les migrations d'hydrocarbures. Elles peuvent donc être utiles à l'industrie pétrolière mais posent en général des problèmes en cours de forage. Environ la moitié des venues sont dues à la présence de pressions anormales (venues dues à une densité de boue inadéquate : soit trop faible, soit trop élevée créant des pertes). Elles sont aussi responsables de nombreuses instrumentations dues à l'instabilité des parois du trou (argiles fluantes, cavage) et au collage par pression différentielle. Les   pressions   anormales   peuvent   se   rencontrer   indifféremment   dans   des   formations perméables et non perméables. Elles n'ont donc pas toujours d'intérêt économique direct, mais elles doivent être traversées pour atteindre l'objectif et généralement nécessitent de descendre des colonnes de tubage supplémentaires, d'utiliser des boues alourdies augmentant ainsi le coût du forage. Quand elles ont un intérêt économique, ces surpressions peuvent produire un autre type de problème : la subsidence du sous­sol due à la compaction pendant la phase de relaxation des pressions qui accompagne la production des hydrocarbures (cas du gisement d'Ekofisk). 

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CHAPITRE 1

DÉFINITIONS

1.1 Pression hydrostatique. Principe fondamental de  l'hydrostatique Ce principe concerne les fluides au repos soumis seulement aux effets de la pesanteur. La pression exercée par une colonne de fluide immobile dépend uniquement de la hauteur de la colonne de fluide et de sa masse volumique (figure 1.1). La section et la géométrie de la colonne n'ont pas d'effet sur la pression hydrostatique.

FIG. 1.1  Principe fondamental de l'hydrostatique Le principe fondamental de l'hydrostatique s'exprime par la formule suivante : PH B ­ PH A =  . g . Z PH A =

pression hydrostatique exercée en A exprimée en pascal (Pa),

PH B =

pression hydrostatique exercée en B exprimée en pascal (Pa),



=

masse volumique du fluide considérée constante entre A et B exprimée en kg/m3,

g

=

accélération de la pesanteur (9,81 m/s2),

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Définitions 

Z

=

hauteur en m de la colonne de fluide AB.

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Définitions 

Avec les unités habituellement utilisées en forage, cette formule s'écrit : .d PB  H – PH A = Z 10,2 PH A et PH B exprimées en bar, Z exprimée en m, d étant la densité moyenne du fluide entre A et B. Le principe implique également que la pression exercée par un fluide au repos est la même sur une même horizontale et que la pression en un point est égale dans toutes les directions. Toute variation de pression produite en un point quelconque d'un fluide incompressible en équilibre, est transmise intégralement en tout point du fluide.

1.2 Gradient Si l'on considère une grandeur physique qui varie  avec  la profondeur (par exemple  la pression exercée par le poids des sédiments, celle exercée par une colonne de boue dans un puits, la température, etc.), le gradient de cette grandeur exprime cette variation. Le gradient de la grandeur Q entre les profondeurs Z1 et Z2 définies à partir d'une même origine est : grad  Q   =   

Q  Z2    ­   Q  Z1 Z2    ­   Z1

Q z1

=

valeur de la grandeur Q à la côte Z1,

Q z2

=

valeur de la grandeur Q à la côte Z2.

Le   gradient   s'exprime   dans   l'unité   de   la   grandeur   physique   considérée   par   unité   de longueur (gradient géothermique en °C / m, gradient géostatique en bar / m, etc.). Note :

La   notion   de   gradient   est   souvent   confuse   et   utilisée   de   façon   erronée.   Il   est important de préciser quels sont les points que l'on considère, et surtout quel est le point d'origine. C'est particulièrement vrai en mer où certains gradients sont donnés à partir de la table de rotation, d'autres à partir de la surface de l'eau, et d'autres encore à partir du fond de la mer. Quand   une   grandeur   physique   augmente   avec   la   profondeur,   son   gradient n'augmente pas nécessairement. Il peut rester constant ou même diminuer.

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Définitions 

1.3  Notion de contrainte Considérons un solide compact, par exemple une roche, soumis à une force extérieure F. Cette force se transmet à l'intérieur du solide et produit des contraintes.

 est la contrainte produite par la force F sur la surface S, elle est définie par :   = F S

 est parallèle à F et s'exprime en unité de pression. En général, la force F n'est pas perpendiculaire à la surface S et peut être décomposée en : Fn

: composante normale   à  S  (perpendiculaire   à  S).  Fn  crée une contrainte  de

Fx, Fy

: composantes   de  F  contenues   dans   la   surface  S.  Fx  et  Fy  créent   deux

compression ou de traction n suivant le sens de F. n est parallèle à Fn.

contraintes de cisaillement x et y parallèles respectivement à Fx et Fy, et donc contenues dans la surface S.

FIG. 1.2  Décomposition de la contrainte dans le cas général La valeur des composantes de  varie suivant l'orientation de S par rapport à F. Il existe une orientation de  S  dans laquelle il n'y a pas de contrainte de cisaillement et la contrainte

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Définitions 

normale  est maximale.  Cette  orientation  perpendiculaire   à  F  définit le plan  de contrainte principal et la contrainte normale à ce plan est nommée contrainte principale.

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Définitions 

Dans le cas général, un système de trois forces  F1, F2, F3  s'applique sur les faces d'un échantillon. Le régime de contrainte est dit triaxial. Il est toujours possible de définir trois plans   orthogonaux,   les   plans   principaux   de   contraintes,   dans   lesquels   les   contraintes   de cisaillement   sont   nulles.   Les   contraintes   normales   à   ces   trois   plans   sont   les   contraintes principales 1, 2, 3.

1  ≠  2  ≠  3  définissent un régime  de contraintes  anisotrope. L'extrémité  du vecteur contrainte décrit un ellipsoïde ayant 1, 2 et 3 comme axes principaux (figure 1.3).

FIG. 1.3  Système de contraintes triaxial Quand 1 = 2 = 3, la valeur de la contrainte est indépendante de la direction considérée, le régime  de contraintes  est dit isotrope ou hydrostatique.  C'est le cas  dans  un fluide  en équilibre : il n'y a pas de contrainte de cisaillement et la contrainte principale est la pression hydrostatique du fluide (figure 1.3). Dans les formations  géologiques, les  roches  sont soumises   à un régime de contraintes triaxial anisotrope. Les contraintes principales peuvent prendre des valeurs et des orientations quelconques difficiles à estimer. En général, on admet que l'une d'entre elles est proche de la verticale   et   qu'elle   est   fonction   du   poids   des   sédiments   sus­jacents   :   c'est   la   contrainte géostatique. Les deux autres, proches de l'horizontale, peuvent être :

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Définitions 

• inférieures   à   la   contrainte   verticale   (de   l'ordre   de   0,6   à   0,8).   C'est   le   cas   pour   les profondeurs supérieures à 500 ­ 600 m dans des régions tectoniquement calmes, • égales à la contrainte verticale dans le cas d'un champ de contraintes isotrope (cas  à forte profondeur). • supérieures  ou très supérieures  à la contrainte  verticale  (jusqu'à 10 fois supérieures) dans le cas d'un champ de contraintes latéral ou de compression due à des phénomènes tectoniques. Dans le cas général, les deux contraintes horizontales ne sont pas égales. La valeur des contraintes et l'orientation du trou par rapport à ces contraintes affectent la géométrie du trou, la  stabilité de ses parois et sont  responsables de certains problèmes  en cours de forage.

1.4 Notion de déformation Un   solide   soumis   à   des   contraintes   va   se   déformer.   Si   l'on   trace   sur   un   graphique   la déformation en fonction de la contrainte, on obtient une courbe que l'on peut décomposer en plusieurs parties (figure 1.4):

FIG. 1.4  Courbe de déformation en fonction de la contrainte • Une   partie   où   la   déformation   est   proportionnelle   à   la   contrainte   appliquée.   La déformation disparaît quand la contrainte est supprimée. C'est le domaine élastique.

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Définitions 

• Ensuite une partie où la déformation n'est plus proportionnelle à la contrainte appliquée. La   contrainte   supprimée,   on   constate   que   l'échantillon   a   subi   une   déformation permanente. C'est le domaine plastique.

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Définitions 

• Au delà d'une certaine valeur de la déformation, la rupture de l'échantillon se produit en général suivant un plan (dans lequel la contrainte de cisaillement est maximale) faisant un angle compris entre 30 et 45 degrés avec la contrainte principale maximale (figure 1.6). Les roches sont des matériaux de composition hétérogène et variée. La courbe représentant la déformation en fonction de la contrainte peut varier de façon considérable d'une roche à l'autre.   La   partie   élastique   est   généralement   courte,   inexistante   dans   le   cas   de   roches plastiques   (cas   des   argiles).   Par   contre,   certaines   roches   peuvent   atteindre   leur   point   de rupture dans le domaine élastique. Les caractéristiques mécaniques des roches (résistance à la compression, au cisaillement, etc.) ont des valeurs beaucoup plus faibles que celles des aciers. Les roches résistent beaucoup mieux à la compression qu'à la traction. Dans le domaine élastique, contrainte et déformation sont liées par la loi de Hooke :

  =  E .  = contrainte appliquée exprimée en bar, = déformation exprimée en % (grandeur sans dimension), E = module de Young du matériau considéré exprimé en bar. Le coefficient de Poisson est défini par :

   = X Z

x  est la déformation latérale due à la contrainte    produisant la déformation verticale  z

(figure 1.5).

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Définitions 

FIG. 1.5  Définition du coefficient de Poisson

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Définitions 

  est un coefficient sans dimension toujours inférieur à 0,5. Il vaut environ 0,2 pour les grès, 0,35 pour le sel, 0,25 pour les calcaires. Il traduit l'effet latéral de la déformation. Il est utilisé pour évaluer la pression de fracturation. Le module de Young, ou module d'élasticité, caractérise la déformabilité d'un corps : plus il   est   élevé,   moins   le   corps   est   déformable.   Il   varie   de   10  000   bar   pour  des   roches   peu consolidées à 500 000 bar pour des roches très rigides (pour l'acier, il vaut environ  2 000 000 bar). Les facteurs influençant le comportement d'une roche soumise à un système de contraintes sont très nombreux. Les principaux sont : • La pression des fluides contenus dans les pores de la roche. On peut faire varier le point de rupture simplement en modifiant la pression du fluide intertistiel. En général, les roches sont d'autant plus déformables qu'elles sont imprégnées. L'augmentation de la pression   de   pore   facilite   la   rupture   de   la   roche.   Il   existe   des   exemples   connus   de tremblements   de   terre   provoqués   par   l'injection   d'eau   dans   des   formations   poreuses perméables. • L'anisotropie des roches. Dans le cas des roches sédimentaires, la stratification introduit une   anisotropie   qui   influence   leur   comportement   et   leur   résistance   à   la   rupture.   La rupture se produit plus facilement quand la contrainte fait un angle de 30 à 45 degrés avec le plan de stratification. • La   valeur   relative   de   chacune   des   contraintes   principales.   Une   façon   simple   de représenter le comportement d'une roche est le diagramme de Mohr (figure 1.6). 

 = angle de friction interne et C0 = cohésion de la roche FIG. 1.6  Diagramme  de Mohr — courbe intrinsèque

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Définitions 

Ce diagramme  délimite  deux domaines  : un domaine où il n'y a pas de rupture et un domaine où il y a rupture. La rupture se produit si le cercle ayant pour diamètre la différence des deux contraintes principales coupe la ligne de rupture. L'angle de friction interne et la cohésion sont des caractéristiques de la roche considérée. • La présence d'un puits qui conduit à une redistribution des contraintes à la paroi du trou (figure 1.7). Une augmentation de la pression exercée par le fluide de forage dans le puits   augmente   la   contrainte   radiale   et   diminue   la   contrainte   tangentielle.   Si   cette dernière est annulée, il se produira une fracturation. L'augmentation de la contrainte radiale améliore la tenue des parois. • La température qui a un effet non négligeable en induisant des contraintes thermiques dans la roche. Un réchauffement de la paroi du trou augmente la contrainte tangentielle et la contrainte axiale. Donc, la pression de fracturation d'une formation sera d'autant plus élevée que la température du fluide de forage en face de cette formation sera élevée (c'est une des raisons de l'amélioration de la valeur de la pression de leak off au cours du forage). Tous  ces  facteurs  vont intervenir au cours  du forage, non seulement  en influençant  le comportement des parois du trou mais aussi en influençant le travail de l’outil sur le front de taille.

FIG. 1.7  Redistribution des contraintes à la paroi du trou

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Définitions 

1.5 Pression de pore La  pression de pore  est la pression exercée  par les  fluides  contenus  dans les roches à l’intérieur des pores et des fissures. Les termes de pression de formation, de pression de fluide interstitiel, de pression interstielle et de pression de gisement sont également utilisés. La pression de pore est dite normale lorsqu’elle a pour seule et unique cause la pression hydrostatique des eaux qui imprègnent le sous­sol et qui, de pore à pore, communiquent avec l’atmosphère indépendamment de la morphologie des pores et du cheminement du fluide.  Un régime de pression normale implique l'existence d'un système ouvert à l'atmosphère. La   densité   moyenne   des   eaux   du   sous­sol,   fonction   de   la   salinité   de   ces   eaux,   est généralement comprise entre 1,00 et 1,08. Pour les eaux de surface, elle est de l’ordre de 1,00 à 1,04. Elle peut atteindre 1,15 dans les formations plus profondes, et même davantage dans le cas de formations au contact d’un dôme de sel. Toute pression de pore qui ne répond pas à la définition précédente est dite anormale. On parle   de   pression   anormalement   élevée   ou   de   surpression   quand   elle   est   supérieure   à   la normale, et de pression anormalement basse dans le cas contraire. Notes : Par la suite, nous nous limiterons au cas des pressions anormalement élevées. On ne peut parler de pression de pore que pour des roches  poreuses. Dans le cas des évaporites, il n'y a pas de pores. Cas particuliers : Phénomènes liés à la topographie D'après la définition  d'une formation à pression anormale, on pourrait conclure que le forage d'une couche à pression normale peut être effecté sans problème avec une boue de densité comprise entre 1,00 et 1,20 suivant la densité du fluide intertistiel. Mais  suivant la topographie  du sol, la hauteur  de la  colonne d’eau ne correspond pas nécessairement à la profondeur verticale du puits. •   cas où l’emplacement de forage est situé  plus haut que le  point d’émergence (ou de mise en charge)  de  la couche  poreuse perméable.  La  densité  d'équilibre  de la  boue nécessaire   pour   traverser   la   formation   est   inférieure   à   1,00   (nécessité   de   forer   à   la mousse ou à l'air) (figure 1.8).

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Définitions 

FIG. 1.8

Site de forage situé au dessus du point d'émergence

• cas où l’emplacement de forage est situé plus bas que le point d’émergence. La densité de la boue devra être supérieure à 1,00 pour traverser la formation. C’est le cas des puits artésiens (figure 1.9).

FIG. 1.9 Note :

Site de forage situé en dessous du point d'émergence

La pression va varier suivant la charge de la couche. En général, la charge sera plus faible dans les régions arides que dans les régions humides, les nappes phréatiques n'étant pas alimentées en permanence dans le premier cas. C'est   aussi le cas des séries karstiques, et des couches déplétées.

L’altitude du forage, différente du niveau d’émergence ou de charge de la couche, crée cette   "apparente   anomalie   de   pression"   qui   nécessite,   suivant   les   cas,   d'augmenter   ou   de diminuer la densité du fluide de forage.

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Définitions 

1.6 Pression géostatique C’est la pression, à une profondeur donnée, exercée par le poids des sédiments sus­jacents. Cette pression est due pour une part aux fluides contenus dans les pores et pour une autre part à la matrice du sédiment. Le terme de pression lithostatique est également utilisé.

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Définitions 

La pression géostatique s’exprime par la formule suivante : Z S   =   dba  .    10,2 S

=

pression géostatique à la profondeur verticale Z exprimée en bar,

dba =

densité moyenne des formations comprises entre la surface et la côte Z,

Z

épaisseur des sédiments exprimée en m.

=

La   densité   d’un  sédiment   dépend  de   la  densité  de   sa  matrice,  de   la  densité  du  fluide intertistiel et de sa porosité. Elle est définie par la relation suivante : db = Ø . df + (1 ­ Ø) . dm db

=

densité de la roche,

Ø

=

porosité de la roche,

df

=

densité du fluide contenu dans les pores de la roche,

dm =

densité de la matrice de la roche.

La densité moyenne des principaux types de roches rencontrées en cours de forage varie entre 1,8 et 3,1 (1,8 pour des sédiments fraichement déposés et fortement imprégnés d'eau, 2 pour le sel, 2,6 pour des roches sédimentaires compactes, 3 pour l'anhydrite et 3,1 pour des roches éruptives).

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Définitions 

FIG. 1.10  Diagramme schématique représentant la porosité en fonction de la profondeur

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Définitions 

Dans   les   conditions   normales,   la  porosité  des   sédiments   diminue   en   fonction   de   la profondeur   et  db  augmente.   Dans   le   cas   des   argiles,   la   porosité   diminue   de   façon exponentielle  avec la profondeur. Pour les autre types de sédiments, elle diminue de façon quasi linéaire (figure 1.10). Pour calculer dba, la profondeur est divisée en plusieurs intervalles à l’intérieur desquels la densité db reste constante (figure 1.11).  Nous avons : dba   =   

somme  des  (dbi  .   Zi) Z

dbi  =

densité des sédiments dans l’intervalle i considéré,

Zi

=

épaisseur de l’intervalle i en m,

Z

=

épaisseur totale des sédiments exprimée en m,



=

somme.

dba   =    FIG. 1.11

db1   .  Z1    +   db2   .  Z 2    +   db3   .  Z 3 Z1    +   Z2    +   Z3

Calcul de la valeur moyenne de la densité des sédiments

Le point origine du gradient géostatique, à terre, est la surface du sol et en mer la surface de l’eau. Dans les bassins sédimentaires terrestres, il varie en moyenne de  0,17 bar / m en

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Définitions 

surface à 0,23 bar / m à 3000 / 4000 m de profondeur. Il augmente ensuite lentement de façon linéaire pour atteindre environ 0,25 bar / m au niveau du socle. 

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Définitions 

En général, on le prend égal à 0,23 bar / m (1 psi / pied) sur toute la hauteur du puits, ce qui est loin de la réalité surtout dans le cas de forages peu profonds en mer où sa valeur sera fortement influencée par la hauteur de la tranche d'eau (figure 1.12).

FIG. 1.12

Gradient géostatique

La connaissance de la pression géostatique en tout point du sous­sol est nécessaire pour l’évaluation de la pression de pore et de fracturation.

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Définitions 

1.7 Relation entre la pression de pore et la pression géostatique. Notion de contrainte effective Dans le cas d'une roche poreuse, la contrainte verticale, la pression de pore et la pression géostatique sont reliées par la formule de Terzaghi (figure 1.13) : S   =    V    +     .   PG S

=

pression géostatique exprimée en bar,

v

=

contrainte effective verticale exprimée en bar responsable des déformations dans la roche.  C'est un concept  proche de la contrainte  intergranulaire  ou matricielle (contrainte existant entre les grains formant la roche),

PG

=

pression de pore exprimée en bar,



=

coefficient de poro­élasticité caractéristique de la roche considérée. Il peut varier de 0 à 1. Pour les réservoirs pétroliers, il vaut environ 0,7. Pour des raisons de simplification, nous le prendrons égal à 1.

FIG. 1.13  Répartition de la pression géostatique Nous   avons   mentionné   au   paragraphe   1.3   que   l'on   considère   la   contrainte   géostatique comme étant la contrainte verticale principale. De ce fait, la contrainte effective   v  est la contrainte effective principale verticale.

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Définitions 

Dans le cas de roches non poreuses, nous avons PG = 0  et S = v. La pression géostatique est entièrement supportée par la matrice.

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Définitions 

Cette formule peut être également écrite pour les deux contraintes horizontales principales existant dans le sous­sol. Dans   les   conditions   normales,   la  pression   de   pore   est   indépendante   de   la  pression géostatique.

1.8 Pression de fracturation Si la pression en face d'une formation dépasse une certaine valeur appelée "pression de fracturation de la formation", il se produira une fracturation hydraulique de cette formation entraînant   souvent   de   graves   problèmes   (pertes,   instabilité   de   la   paroi   du   trou, endommagement de la formation, venues et éruptions internes dans certains cas).  Les fractures se développent dans un plan perpendiculaire à la plus faible des contraintes en   place.   Elles   se   produisent   quand   la   pression   exercée   à   l'intérieur   du   puits   devient supérieure à cette contrainte (figure 1.14).

FIG.1.14

Orientation des fractures (1 > 2 > 3)

En   première   approximation,   d’après   la  formule   de  Terzaghi  sous   sa   forme   simplifiée (  , la  pression de pore  peut être, au maximum,  égale à la pression géostatique. La pression  de   fracturation   devrait   être,   au  maximum,   égale   à   la   pression   géostatique.   Mais cependant il existe des cas où elle est supérieure.

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Définitions 

La   valeur   de   la   pression   de   fracturation   est   une   caractéristique   de   la  roche   et   de   son environnement, elle dépend de nombreux paramètres, en particulier :  • de la valeur des contraintes effectives en place, • de l'orientation du trou (inclinaison et azimut) par rapport à ces contraintes (il arrive souvent de forer un puits vertical sans problème et de rencontrer des pertes avec la même densité de boue dans un puits dévié voisin du précédent),  • de   la   cohésion   de   la   roche   (cimentation   des   grains).   Cela   explique   la   nécessité d'appliquer une  pression plus élevée pour fracturer une roche la première fois. On peut penser  que dans  le  cas  d'une  roche qui  n'a pas  de  cohésion interne  (résistance   à la traction  nulle  ­  courbe   intrinsèque   passant  par  l'origine)  la   pression  nécessaire   pour ouvrir   une   première   fracture   sera   égale   à   la   pression   nécessaire   pour   réouvrir   cette fracture.     • de la différence entre la température initiale de la formation et la température de cette formation   avec   la   boue   en   circulation.   Cette   différence   de   température   crée   des contraintes thermiques à la paroi du trou non négligeables. • de la réaction physico­chimique de la formation avec la boue de forage suivant la nature minéralogique   de   cette   formation   et   la   nature   de   la   boue   (création   de   contraintes physico­chimiques à la paroi du trou), • de la perméabilité de la formation, de l'existence et de la qualité du cake (donc de la filtration de la boue dans la formation), • du pendage de la formation, de l'anisotropie, de l'existence de plans de clivage dans la roche et de la présence de fractures préexistantes.  L'orientation de la fracture va dépendre : • de l'orientation dans l'espace des trois contraintes et de leur valeur relative, • de l'orientation de fractures préexistantes, • du pendage de la formation et de l'anisotropie de la roche,  Il faut faire la différence entre stabilité des parois du trou et fracturation hydraulique. Ce sont deux manifestations différentes d'un même phénomène (la fracturation étant le terme ultime) et elles sont contrôlées par les mêmes paramètres.

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CHAPITRE 2

ORIGINE DES ANOMALIES DE PRESSION DE PORE L'existence de formations à pression de pore normale implique que les fluides contenus dans ces formations soient en communication avec l'atmosphère. Par contre, l'existence de pressions de pore anormales nécessite la présence simultanée : • de   barrières   de   perméabilité   pour   constituer   les   "parois   du   récipient   contenant   la pression" et empêcher la communication des fluides avec l'atmosphère, • et d'un phénomène créateur de pression. L'existence   de   barrières   de   perméabilité   est   liée   à   des   phénomènes   géologiques.   Les phénomènes   créateurs   de   pression   sont   nombreux   et   variés,   ils   interviennent   souvent simultanément. Ils se rattachent à des processus physico­chimiques. Les principaux sont : • la présence d'hydrocarbures, • l'effet de la pression géostatique au cours de la subsidence, • la transformation minéralogique des argiles, • l’expansion thermique de l’eau, • l’osmose, • le dépôt d’évaporites, • la transformation de la matière organique, • la tectonique, • les circulations de fluides à l'intérieur des formations : l'hydrodynamisme. Certains   phénomènes   jouent   un   rôle   majeur,   d’autres   un   rôle   mineur   et   parfois   sont difficiles à mettre en évidence et, de ce fait, souvent contestables quant à leur contribution exacte dans le processus de création de pression. Avec   certains   phénomènes,   une   barrière   de   perméabilité   verticale   sera   suffisante   pour contenir la pression. Avec d'autres, il sera nécessaire d'avoir un système complètement fermé (étanchéités à la fois verticales et latérales).

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Origine des anomalies de pression de pore

Dans le cas de l'effet de la pression géostatique, il est difficile de dissocier le phénomène créateur de barrières de perméabilité de celui créateur de pression. Dans le cas des failles, le phénomène créateur de barrières de perméabilité peut être suffisant pour créer l'anomalie de pression. Dans le cas de l'hydrodynamisme, les surpressions peuvent exister indépendamment de la présence de barrières de perméabilité. Le   temps   joue   un   rôle   important   dans   l'existence   de   surpressions.   Les   barrières   de perméabilité ne sont jamais parfaites et permanentes à l'échelle des temps géologiques. Les pressions auront tendance à s'équilibrer de part et d'autre de la barrière au bout d'un certain temps.   Ceci   explique   pourquoi   les   pressions   anormales   sont   plus   fréquentes   dans   les formations récentes que dans les formations anciennes.

2.1 Présence de barrières de perméabilité 2.1.1

Origine des barrières de perméabilité

Les barrières sont d'origine sédimentologique et tectonique. Elles sont causées par : • Le dépôt de sédiments peu ou pas perméables comme les argiles et les évaporites (sel, anhydrite). Les fluides contenus dans les formations sous­jacentes et dans les argiles auront des difficultés pour s'échapper (contrairement aux évaporites, les argiles sont des roches qui peuvent contenir un important volume d'eau). Dans le cas des évaporites, la barrière est étanche et durable si elle n'est pas affectée par des modifications tectoniques importantes. • L'activité tectonique qui provoque des failles et des plissements obturant ainsi les points de   fuite   des   fluides.   Cependant   dans   certains   cas,   les   failles   peuvent   se   comporter comme   des   drains   favorisant   les   migrations   des   fluides.   Suivant   les   époques géologiques, une faille peut jouer le rôle de barrière ou celui de drain. La   sédimentation   peut   également   produire   des   failles   dites   failles   de   croissance   ou failles listriques et également des plissements. • •Des phénomènes diagénétiques (cimentation, recristallisation) et des variations de la nature des sédiments au cours du dépôt d'une strate (variation latérale de faciès).

2.1.2

Qualité de la barrière de perméabilité et zone de transition

Suivant la qualité de la barrière de perméabilité, deux cas sont à distinguer : • l'étanchéité est parfaite. Il se produit un changement brutal de la valeur de la pression de pore à l'entrée de la formation à pression anormale.

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Origine des anomalies de pression de pore

• l'étanchéité n'est pas parfaite. Il existe une  zone de transition  où la pression de pore augmente graduellement.

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Origine des anomalies de pression de pore

L'étanchéité d'une barrière de perméabilité est toute relative. Si elle dépend en premier lieu de la roche, elle dépend également des caractéristiques des fluides présents dans cette roche (dimension des particules, viscosité, pression exercée par les fluides). Une barrière pourra être relativement imperméable à l'huile et perméable au méthane. Si la pression du fluide piégé dépasse la pression de fracturation de la roche formant la barrière, il se produira une fracturation de cette roche permettant d'évacuer une partie du fluide et ainsi de diminuer la pression. Les fractures vont se refermer quand la pression de pore sera redevenue inférieure à la pression de fracturation. Ce processus serait le principal responsable de la migration primaire des hydrocarbures. 2.1.2.1

La barrière de perméabilité est parfaitement étanche

C'est   le   cas   avec   le  sel,   l'anhydrite   et   certains   calcaires   argileux   non   fracturés   (voir figure 2.1).

FIG. 2.1  Cas d'une couverture parfaitement étanche

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Origine des anomalies de pression de pore

Il   se   produit   une   variation   brutale   de   pression   de   part   et   d'autre   de   la   barrière   de perméabilité. En dessous de cette barrière, le gradient de pression peut être normal.

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Origine des anomalies de pression de pore

La densité des argiles décroît brutalement au toit de la formation à pression anormale, puis augmente progressivement avec la profondeur en suivant un gradient normal. Leur état de compaction à l'entrée de cette zone sera fonction des conditions d'origine du dépôt. Il est nécessaire d'augmenter la densité du fluide de forage pour pénétrer dans la zone à pression   anormale.   La   pression   différentielle   sera   minimale   à   l'entrée   de   cette   zone   et augmentera au fur et à mesure de l'approfondissement du puits. Cette situation entraîne des risques   de   pertes   de   circulation,   d'endommagement   des   formations   et   de   coincement   par pression différentielle dans les niveaux inférieurs. Ces risques existent également dans les niveaux supérieurs si un cuvelage n'est pas descendu. 2.1.2.2

La barrière de perméabilité n'est pas parfaitement étanche

C'est le cas avec les argiles et les couvertures fissurées. Un débit de fuite va s'établir des formations à pression anormale vers les formations à pression normale. Il existera une zone de transition entre ces différentes formations (figure 2.2).

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Origine des anomalies de pression de pore

FIG. 2.2  Cas d'une  couverture avec zone de transition

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Origine des anomalies de pression de pore

L'existence   d'une   zone   de   transition   se   manifeste   par   une   inversion  du   gradient   de compaction   des   argiles   (diminution   de   leur   densité   avec   la   profondeur)   et   par   une augmentation de la pression de pore selon un gradient supérieur à la densité du fluide en place. Deux cas peuvent se rencontrer : • Une couverture  argileuse recouvre une formation  poreuse perméable  non drainée  se trouvant à une pression anormale. Dans ce cas, les fluides de la formation à pression anormale   auront   tendance   à   s'échapper   par   les   argiles.   Cette   expulsion   affectera   de moins en moins les niveaux éloignés de la formation à pression anormale à cause de la diminution de la perméabilité des argiles. • Une couche argileuse sous­compactée est entourée de formations poreuses perméables drainées.  Les  niveaux se trouvant  à la périphérie  de la zone sous­compactée  auront tendance à se recompacter en expulsant une partie de leurs fluides.  La recompaction partielle des argiles permet à la matrice de supporter une partie plus importante de la pression géostatique, diminuant ainsi la pression de pore. La réduction de la porosité  et de la perméabilité  due  à la recompaction  va freiner l'expulsion de nouveaux fluides (augmentation des pertes de charge dans l'argile). Comme dans le cas précédent, l'augmentation de la densité du fluide de forage entraîne des risques   de   pertes   de   circulation,   d'endommagement   des   formations   et   de   coincement   par pression différentielle dans les niveaux supérieurs et inférieurs. L'augmentation de la densité de la boue se fera de façon graduelle et il sera généralement nécessaire de descendre un cuvelage pour protéger les niveaux supérieurs. L'épaisseur de la zone de transition peut varier de quelques dizaines à quelques centaines de   mètres.   La   présence   d'une   telle   zone   facilite   la   détection  des   formations   à   pressions anormales.

2.2 Phénomènes créateurs de pression 2.2.1

Présence d’hydrocarbures

En dessous du contact eau / hydrocarbures, la pression de l'eau de formation peut  être normale. Par contre au toit du réservoir, on observe une surpression due à la densité des hydrocarbures qui est inférieure à celle de l'eau de formation. Cette surpression peut être importante dans le cas de réservoirs contenant du gaz (figure 2.3 et 2.4). 

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FIG. 2.3  Cas d'un réservoir d'hydrocarbures Le gradient  de la  pression de pore augmente  brutalement   à l’entrée  du  réservoir, puis diminue   progressivement   et   retrouve   une   valeur   normale  au  contact   eau   /   hydrocarbures (figure 2.4). La surpression exercée par les hydrocarbures est proportionnelle à la différence de densité entre l’eau et les hydrocarbures et à la hauteur h de la colonne d’hydrocarbures :   L’augmentation  de  la  densité  de  la  boue  nécessaire   pour entrer   dans   le  réservoir  peut entraîner des risques de pertes, d'endommagement de formation et de collage par pression différentielle en bas du réservoir. L'augmentation de la densité du fluide de forage nécessaire pour traverser une couche à gaz   est   d'autant   plus   importante   que   cette   couche   est   proche   de   la   surface.   Prenons   par exemple deux couches imprégnées de gaz de densité 0,1 sur une hauteur de 50 m. Le toit de la première couche se trouve à 200 m de profondeur, le toit de la seconde à 1 000 m. La densité de l'eau de formation est 1,02. La densité d'équilibre nécessaire pour entrer dans la couche la plus proche de la surface sera égale à 1,25 et égale à 1,07 pour l'autre couche. Dans le cas de gaz de surface (shallow gas), il sera nécessaire d'augmenter de façon significative la densité du fluide de forage pour traverser la couche contenant le gaz.

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FIG. 2.4  Diagramme pression / profondeur. Cas d'un réservoir de gaz

2.2.2

Effet de la pression géostatique au cours de la subsidence

On appelle subsidence le phénomène d'origine tectonique ou thermique qui consiste en un enfoncement progressif du sous­sol. Elle permet un maintient sur une période relativement longue   (quelques   dizaines   à   quelques   centaines   de   millions   d'années)   des   conditions nécessaires pour le dépôt de sédiments dans une région donnée. Au cours de la subsidence, les sédiments se déposent au fond de la mer de façon plus ou moins continue, les plus anciens sont recouverts par de plus jeunes.

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La   pression   géostatique   augmente   progressivement   au   sein   du   sédiment   avec l'enfouissement.  La  vitesse de  dépôt ou taux  de sédimentation  est de l'ordre de  quelques mètres à quelques centaines de mètres par millions d'années. Au cours de cet enfouissement, le  sédiment  meuble  se transforme  en une  roche plus  ou moins  indurée sous  l'effet  de la pression géostatique, de la température, des échanges ioniques entre le sédiment et les fluides en circulation : c'est la diagenèse. Suivant la nature du sédiment, l'influence de ces différents paramètres sera plus ou moins marquée. La compaction est une phase de la diagenèse qui consiste en un réarrangement mécanique des grains constituants le sédiment. Ces grains s'organisent suivant un système plus compact sous   l'effet   de   la   pression   géostatique.   D'autres   contraintes   causées   par   les   mouvements tectoniques peuvent se développer, mais elles seront toujours postérieures. La compaction se traduit par une réduction du volume de la roche surtout au détriment du volume des pores. La porosité de la roche diminue et sa densité augmente. Cette diminution de la porosité entraîne également une diminution de la perméabilité, limitant la migration de fluides. Les autres phases de la diagenèse, en particulier la cimentation et la recristallisation, ont tendance également à faire diminuer la porosité et la perméabilité. La porosité du sédiment au moment de son dépôt est de l'ordre de 45 % pour les sables, 50 à 65 % pour les silts et 80 à 90 % pour les boues argileuses. On constate que la porosité initiale est d'autant plus élevée que la dimension des particules est faible. Pour que la compaction se déroule normalement, il faut que les fluides présents dans les pores   de   la   roche   puissent   s'échapper   librement,   donc   qu'il   n'y   ait   pas   de   barrières   de perméabilité   entre   les   sédiments   et   la   surface.   L'amplitude   du   phénomène   dépend   de   la porosité initiale du sédiment, de la taille, de la forme, de l'arrangement des grains et de la compressibilité de la roche. S'il existe des barrières de perméabilité, les fluides interstitiels ne pourront pas s'échapper librement, la roche sera sous­compactée et la pression de pore sera anormalement élevée. Note :

La   compaction   peut   également   se   manifester   au   cours   de   la   production   d'un gisement.   Le   soutirage   entraîne   une   diminution   de   la   pression   de   pore   et   une augmentation des contraintes effectives en place produisant une recompaction. La diminution  de l'épaisseur de la couche productrice  peut se manifester  en surface (subsidence du sol, tremblements de terre).

2.2.2.1

Diagenèse des argiles

La compaction et les transformations minéralogiques sont les phases les plus marquées de la   diagenèse   des   argiles.   La   compaction,   phénomène   dominant   dans   ce   cas,   est   surtout influencée par la pression, les transformations minéralogiques par la température et par la présence d'ions Potassium.

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Sous l'effet de l'enfouissement, les argiles se compactent en libérant leur eau. Cette eau peut   être   assez   facilement   expulsée   pendant   une   certaine   période   où   l'argile   a   une perméabilité non négligeable. L'eau contenue dans les argiles se trouve sous deux formes : • l'eau libre contenue dans les pores de la roche. Cette eau peut migrer librement. • l'eau   adsorbée,  localisée   à  la  surface   et  entre  les  feuillets  d'argile.   Elle  est  liée   aux particules   argileuses   par   des   ponts   hydrogène.   Plusieurs   couches   d'eau   moléculaire représentant environ 30 % en volume de la matrice rocheuse peuvent être adsorbées. Cette eau ne peut pas migrer librement. Le pourcentage d'eau adsorbée dépend du type de minéral argileux considéré. En considérant que le processus se déroule normalement et complètement, on distingue trois stades (figure 2.5 et 2.6) :

FIG. 2.5  Diagenèse des argiles

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• Premier stade : expulsion de l'eau libre. compaction des argiles Sur les premières dizaines de mètres, les particules en suspension viennent en contact et s'orientent   parallèlement   les   unes   aux   autres.   En   quelques   centaines   de   mètres,   la porosité passe de 80 ­ 90 % à 45 % environ. Le réarrangement mécanique des feuillets d'argile et l'expulsion de l'eau libre et d'une partie de l'eau adsorbée (seules les deux dernières couches d'eau adsorbée restent) se poursuivent.   L'expulsion   de   l'eau   est   ralentie   à   cause   de   la   diminution   de   la perméabilité. A la fin de ce stade, la profondeur d'enfouissement est de l'ordre de 3 000 m. La porosité totale   atteint   environ   30   %    (20  %   d'eau   adsorbée   et   10   %  d'eau   libre).   Avec   une porosité "apparente" de 10 %, la migration de l'eau s'arrête. • Deuxième stade : transformation minéralogique des argiles Ce stade se produit quand la température de l'argile dépasse 100 °C, ce qui correspond à une profondeur moyenne d'enfouissement de 3 000 m. Sous l'effet de la température, une partie de l'eau adsorbée (l'avant dernière couche d'eau) passe sous forme d'eau libre et une partie des smectites se transforment en illite. Cette transformation semble se produire assez rapidement. Environ la moitié de l'eau adsorbée   restante   passe   sous   forme   d'eau   libre.   A   ce   stade,   la   porosité   "apparente" augmente et entraîne une augmentation de la perméabilité, de la plasticité de la roche et donc de la possibilité de fluage. On rencontre effectivement à des profondeurs où la température dépasse 100 °C, en dehors de tout effet de sous­compaction, des argiles ayant plus tendance à fluer qu'à des profondeurs moindres. Au   cours   de   cette   deuxième   phase   d'expulsion   d'eau,   la   porosité   totale   diminue progressivement de 30 à 15 % environ.

FIG. 2.6  Pourcentage d'eau disponible pour migrer

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• Troisième stade : élimination de la totalité de l'eau adsorbée Les transformations minéralogiques se poursuivent jusqu'à la disparition complète des smectites et des interstratifiés au profit de l'illite en libérant progressivement la dernière couche d'eau adsorbée. La porosité diminue pour atteindre environ 5 à 10 %, valeur à laquelle   la   migration   n'est   plus   possible.   Par   la   suite,   d'autres   transformations   se produisent conduisant à la formation des roches métamorphiques. Les plus fortes variations de densité et de porosité se produisent entre 0 et 1 000 m. Les stades deux et trois existent uniquement avec les smectites et les interstratifiés. 

FIG. 2.7  Pourcentage d'eau expulsée pendant la diagenèse des argiles

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En moyenne, la porosité d'une argile qui est de l'ordre de  80 à 90 % au moment de son dépôt diminue de façon exponentielle pour atteindre 20 à 30 % vers 3 000 m et 5 à 10 % vers 6 000 m (figure 1.10). Le volume total d'eau expulsé au cours de la diagenèse est de l'ordre de 70 à 80 % du volume initial du sédiment déposé (figure 2.7). Des études de diagenèse faites en différentes régions, sur différents types d'argiles, font apparaître une grande dispersion  des résultats. On attribue ces différences à la nature des argiles, à celle des particules non argileuses présentes dans la roche et à leur concentration ainsi qu'à l'histoire géologique de la roche. En   traçant   l'évolution   de  la  porosité   en   fonction   de   la   profondeur   sur   un   diagramme semilogarithmique, on obtient approximativement une  droite qui sera caractéristique de la compaction d'une série argileuse dans un bassin sédimentaire donné (figure 2.8).

FIG. 2.8  Exemple de l'évolution de la porosité d'une argile en fonction de  la profondeur  Pour que le  processus  de diagenèse  des  argiles  se déroule  complètement,  d'importants volumes d'eau doivent être expulsés de matériaux très peu perméables (perméabilité de l'ordre du millième de milliDarcy). Il existe de nombreux risques pour que ces eaux interstitielles ne soient   pas   éliminées   et   que   la   roche   soit   sous­compactée.   La   pression   de   pore   sera anormalement élevée.

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2.2.2.2

Relation entre la compaction des argiles et les contraintes effectives

Il existe une relation reliant la contrainte effective s'exerçant sur une argile et son état de compaction exprimé par l'intermédiaire de la porosité. Ø  =  Ø0 . e ­ c Z  Ø

=

porosité de l'argile enfouie à la profondeur Z,

Ø0

=

porosité de l'argile au moment de son dépôt,

c

=

coefficient   de   compaction,   relié   à   la   contrainte   effective   verticale   v, caractéristique d'un bassin sédimentaire donné.

À partir de cette relation, on déduit que, pour une argile de porosité donnée, il existe une contrainte effective verticale maximale supportable par cette argile. Au delà de cette valeur, la roche subit une compaction supplémentaire. Cette relation exprime aussi le fait que la porosité d'une argile à une profondeur donnée est une   fonction   de   la   pression   du   fluide   contenu   dans   ses   pores.   Si   cette   pression   est anormalement élevée, la porosité de l'argile sera également anormalement élevée, l'argile sera plastique et fluante (cas des gumbos de Mer du Nord).  2.2.2.3

Diagenèse des sables et des carbonates

Dans   le   cas   des   argiles,   la   diminution   de   la   porosité   est   principalement   due   à   la compaction. Il en est autrement pour les sables et les carbonates, cette diminution est surtout due   à   des   phénomènes   chimiques   (cimentation,   recristallisation,   échanges   ioniques).   La compaction   joue   un   rôle   mineur  car   ces   roches   sont   peu   compressibles.   L'absence   de déformation des fossiles présents dans ces roches confirme ce fait. L'évolution de la porosité sous l'effet de la pression géostatique dépend de la granulométrie du sédiment. La composition minéralogique du sédiment (présence de micas, d'argiles) joue également un rôle important. Dans le cas d'un sable propre, le volume de la roche diminue d'environ 10 à 15 %. Dans le cas d'un sable argileux, la porosité diminue plus rapidement avec la profondeur et la réduction du volume de la roche sera plus importante. Il semble que la porosité diminue d'autant plus vite avec la profondeur que le gradient géothermique est élevé, les phénomènes chimiques se trouvant favorisés. Le temps est aussi un facteur influençant la porosité (en général, à profondeur égale, les sables les plus anciens ont la plus faible porosité). La   cimentation   dépend   de   nombreux   facteurs,   en   particulier   de   la   température,   de   la pression,   de   la   composition   chimique   des   solutions   imprégnant   le   sédiment   et   de   la

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composition minéralogique du sédiment. Suivant les cas, ce processus apparaît plus ou moins tardivement et se déroule sur des périodes plus ou moins longues.

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La cimentation se produit généralement rapidement dans le cas des carbonates. Par contre, il est possible de trouver des sables anciens peu ou pas consolidés à forte profondeur. Dans le cas des sables, la diminution de la porosité avec la profondeur est un phénomène quasi linéaire allant d'environ 40 % en surface à environ 10 % vers 6000 m. L'évolution de la porosité des carbonates avec la profondeur est très comparable à celle des sables, cependant au moment du dépôt elle peut atteindre 60 %. Bien que le volume d'eau interstitielle expulsé soit moindre que dans le cas des argiles, il est cependant  non négligeable (30 à 50 % du volume initial du sédiment).  Mais c'est un phénomène beaucoup plus graduel et la perméabilité, bien que diminuant avec la profondeur, sera encore de l'ordre de quelques millidarcy à quelques centaines (soit 1 000 à 100 000 fois la perméabilité des argiles) à forte profondeur. Les risques de sous­compaction inhérents à ces types de roches sont faibles à cause de leur faible   compressibilité   et   de   leur   bonne   perméabilité.   Cependant,   le   phénomène   de   sous­ compaction existe si ces roches se trouvent piégées au sein de formations imperméables ou si elles ont une perméabilité réduite par la présence d'argiles dans leurs pores. Cas particulier de la craie :  Parmi les roches carbonatées, la craie, à cause de sa texture, se comporte plutôt comme les argiles au cours de la subsidence. Sa porosité, qui peut être de 70 % au moment du dépôt, diminue progressivement pour atteindre environ 10 % vers 3 000 m. A cause de sa faible perméabilité et de l'important volume d'eau interstitielle à expulser, des phénomènes de sous­compaction peuvent se développer. 2.2.2.4

Étude expérimentale de la compaction

Le dispositif expérimental comprend un tube cylindrique rempli d'eau et muni de plaques perforées séparées par des ressorts, d'un manomètre et d'un robinet. La   pression  S  appliquée   sur   la   plaque   supérieure   simule   la   pression   géostatique.   Une variation de cette pression va être, suivant le cas, supportée soit entièrement par les ressorts qui   simulent   les  grains   de   la   roche,   soit   entièrement   par   l'eau   qui   simule   les   fluides interstitiels, soit par les deux. La   pression  v  exercée   sur   les   ressorts   représente   la   contrainte   effective   verticale appliquée sur les grains du sédiment, la pression PG la pression de pore. Dans le cas où une augmentation de pression est appliquée sur la plaque supérieure, nous pouvons distinguer trois cas (figure 2.9) :

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FIG. 2.9  Modèle utilisé pour simuler le  phénomène de compaction • Cas   A,   le   robinet   est  fermé,   l'eau   ne   peut   pas   s'échapper   du   cylindre.   Toute augmentation  ∆S  de   la   pression   exercée   sur   la   plaque   supérieure   sera   entièrement supportée par l'eau. Sa pression va augmenter de ∆PG. Le volume du système ne peut pas varier et ∆S = ∆PG. • Cas   B,   le   robinet,  partiellement   ouvert,   permet   une   fuite   de   l'eau.   Les   plaques   se rapprochent en même temps que l'eau est expulsée simulant ainsi la compaction. ∆S est supportée en partie par les ressorts et par l'eau. La pression de pore augmente d'une quantité inférieure à ∆S. Nous avons ∆S = ∆v + ∆PG. • Cas C, le robinet est ouvert, l'eau s'échappe librement. Le système atteint un nouvel état d'équilibre représentant un nouvel état de compaction. L'augmentation ∆S de la pression géostatique est entièrement supportée par les ressorts, l'eau est à pression normale et ∆S = ∆v. 2.2.2.5

Création de pressions anormales et sous­compaction

L'étude expérimentale rend compte de ce qui se passe au cours de la subsidence. Les deux cas suivants peuvent se produire : • Si, au cours de la subsidence, les fluides  contenus dans les pores peuvent s'échapper librement soit vers la surface soit latéralement par l'intermédiaire de drains continus, la compaction  se  produit  normalement.   L'augmentation   de  la   pression   géostatique  sera supportée par les grains de la roche. Le volume de la roche et des pores va diminuer, la pression des fluides interstitiels restera normale (figure 2.10).

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Origine des anomalies de pression de pore

FIG. 2.10  Processus de compaction normale des  roches • Si au contraire les fluides ne peuvent s'échapper que très difficilement ou pas du tout, le processus de compaction ne sera pas complet. L'augmentation de la pression géostatique produira une augmentation de la pression de pore. Le volume de la roche et de ses pores ne varieront pratiquement pas. La contrainte effective verticale et la compétence de la roche seront anormalement faibles. La roche sera sous­compactée (figure 2.11). Note :

Diapirs et volcans de boue.  Dans le cas de séries argileuses sous­compactées, des diapirs peuvent se développer. De véritables volcans de boue peuvent apparaître en surface.

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Origine des anomalies de pression de pore

FIG. 2.11  Processus de sous­compaction des roches 2.2.2.6

Conclusion

La   sous­compaction  est   souvent   considérée   comme   la  cause   principale   de   création   de pressions   anormales.   Ce   phénomène   concerne   surtout   les   argiles  car   ce   sont   des   roches compressibles, plastiques, contenant une très grande quantité d'eau au moment de leur dépôt. Elle n'explique pas toutes les surpressions existant dans les réservoirs. La sous­compaction et la présence de surpressions sont des conséquences d'un mauvais drainage ou de l'absence de drainage des fluides interstitiels au cours de la subsidence. La présence de drains (bancs sableux ou failles non étanches) dans les roches couvertures (séries argileuses, évaporites) va diminuer et même annuler ces phénomènes. Une subsidence rapide, un taux de sédimentation élevé (quelques centaines de mètres par millions   d'années)   et   la   présence   de   sédiments   peu   perméables   sont   les   principaux responsables de la sous­compaction. Les fluides n'ont pas le temps de s'échapper au cours de la  subsidence   à  cause  de  la  faible   perméabilité  des   sédiments.  Ce  phénomène   se  produit surtout dans les formations deltaïques, dans les zones de subduction, dans les rifts en cours de formation.

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Origine des anomalies de pression de pore

Les   argiles   sous­compactées   sont   plastiques   et   fluantes.   Bien   qu'elles   ne   soient   pas dangereuses du point de vue de la pression de pore tant qu'elles ne piègent pas des formations poreuses perméables, elles entraînent des difficultés en forage. La densité de la boue sera augmentée   pour   maintenir   les   parois   du   trou   qui   ont   tendance   à   fluer   et   pour   prévenir d'éventuelles zones poreuses perméables piégées à l’intérieur.

2.2.3

Transformation minéralogique des argiles au cours de la diagenèse

Des   transformations   minéralogiques   libérant   d'importants   volumes   d'eau   se   produisent dans   les   dernières   phases   de   la   diagenèse   de   certaines   argiles.   Les   smectites   et   les interstratifiés se transforment en illite sous l'action combinée de la température, des échanges ioniques et à un degré moindre de la pression. Ce processus se produit à des températures supérieures à 100 °C et nécessite la présence d'ions Potassium. La quantité d'eau libérée est de l'ordre de 15 à 20 %. L'eau ainsi libérée peut modifier la pression de pore si cette eau ne peut pas s'échapper librement.  En dehors de la valeur moyenne du gradient géothermique existant dans une région donnée et de la nature minéralogique des argiles rencontrées, ces transformations vont aussi dépendre de l'état de compaction des argiles. La sous­compaction retarde ces transformations limitant ainsi le volume d'eau libre disponible pour migrer et donc l'augmentation de la pression de pore. La   création   de   pressions   anormales   par   transformation   minéralogique   des   argiles   peut exister   uniquement   si   les   argiles   sont   du   type   smectites   ou   interstratifiés.   Ce   mécanisme semble important dans certaines régions (Golfe du Mexique).

2.2.4

Expansion thermique de l'eau

La température existant au sein des sédiments augmente avec l'enfouissement (le gradient géothermique normal est de 3 °C / 100 m) et tend à augmenter le volume d'eau contenu dans les pores des roches. Dans un système bien drainé, cette augmentation sera dissipée. Si au contraire le système est   complètement  fermé,   le   volume   de   l'eau   ne   pourra   pas   varier   et   il   se   produira   une augmentation   de   la   pression   de   pore.   Cette   augmentation   sera   fonction   du   gradient géothermique et aussi de la densité de l'eau de pore. L'augmentation de pression peut être très élevée (de l'ordre de 10 bar par °C). Mais l'effet se produit seulement si la formation est fermée par une barrière de perméabilité parfaitement étanche et si l'augmentation de température est postérieure à la fermeture. L'augmentation de volume étant faible, une petite fuite peut réduire ou même annuler cet effet.

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Origine des anomalies de pression de pore

En   général,   les   argiles   sont   suffisamment   perméables   pour   permettre   d'éliminer   cette surpression sur une période relativement courte à l'échelle des temps géologiques. Cependant si   le   gradient   géothermique   est   très   élevé   (cas   de   formations   proches   d'une   activité volcanique), ce phénomène peut devenir non négligeable.

2.2.5

L'osmose

L'osmose est un phénomène qui se produit si deux solutions  de concentration  ionique différente   sont   séparées   par   une   membrane   semi­perméable.   Une   telle   membrane   a   une perméabilité sélective, elle laisse passer les molécules d'eau mais pas les ions. Il y a passage d'eau de la solution la moins concentrée vers la solution la plus concentrée jusqu'à disparition de la différence de concentration ionique si le compartiment contenant l'eau pure est alimenté et si l'autre est drainé. Dans le cas d'une absence de drainage, le passage d'eau s'arrêtera lorsque la différence de pression régnant de part et d'autre de la menbrane semi­perméable est suffisante pour s'opposer à cette migration (figure 2.12).  On   appelle  pression   osmotique  la   différence   de   pression   existant   dans   les   deux compartiments. Cette pression peut être considérée comme la pression qu'il faut exercer sur une solution pour résister à la migration d'eau et empêcher l'osmose. Cette pression dépend de la différence de concentration ionique et de la température.

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Origine des anomalies de pression de pore

FIG. 2.12  Illustration du phénomène d'osmose

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Origine des anomalies de pression de pore

La pression augmente dans le compartiment contenant la solution la plus concentrée et diminue dans l'autre. Cette augmentation de pression dépend de l'étanchéité du compartiment. S'il   est   étanche,   la   pression   augmente,   si,   au   contraire,   il   est   drainé,   il   n'y   aura   pas d'augmentation notable. Un banc d'argile peut se comporter comme une membrane semi­perméable lorsqu'il sépare deux réservoirs contenant des eaux de salinités  différentes. Dans le cas d'un réservoir de salinité très élevée fermé par des argiles, il peut se produire une migration d'eau vers ce réservoir augmentant ainsi la pression de pore. Il semble que la création de pressions anormales par osmose est un phénomène limité à des cas   très   particuliers   (réservoirs   proches   ayant   d'importants   contrastes   de   salinité,   ou   se trouvant à proximité de dômes de sel). L'osmose serait également responsable de pressions anormalement basses. Le rôle exact de l'osmose est difficile à mettre en évidence. Pour certains auteurs, c'est un phénomène important, pour d'autres il est mineur.

2.2.6

Dépôts d'évaporites

Les dépôts d'évaporites peuvent jouer un rôle de barrière de perméabilité ou un rôle de créateur de pression. 2.2.6.1

Rôle de barrière de perméabilité 

Les   évaporites   sont   des   roches   totalement   imperméables,   qui   fournissent   d'excellentes barrières de perméabilité car ce sont des roches plastiques permettant une auto­cicatrisation des zones faillées ou fracturées. 2.2.6.2

Diagenèse des sulfates

Le sulfate de calcium existe dans la nature sous deux formes : • le gypse (CaSO4, 2H2O), la forme hydratée, • l'anhydrite (CaSO4), la forme anhydre. Le gypse que l'on trouve surtout en affleurement se transforme au cours de la diagenèse en anhydrite à une température comprise entre 20 et 40  °C suivant la teneur en chlorure de sodium en solution. Cette transformation qui se produit entre 500 et 1 000 m de profondeur s'accompagne de la libération d'une grande quantité d'eau (environ 38 % du volume initial de gypse)   et   d'une   diminution   du   volume   total   de   la   roche.   L'eau   ainsi   libérée   pourra   être responsable de l'existence de pressions anormales.

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La transformation inverse consistant à la réhydratation de l'anhydrite pour former du gypse se produit lorsque l'anhydrite est en contact permanent avec une eau dont la température est peu élevée. La réaction provoque une augmentation du volume initial de la roche qui semble aussi dans certains cas être responsable de l'existence de pressions anormales. Bien que d'importants volumes d'eau soient libérés, la contribution de ce phénomène à la création de pression doit être considérée comme mineure. Ces transformations se produisent à de faibles profondeurs où la migration des eaux est généralement assez facile. 2.2.6.3

Formation de dômes de sel

Le sel est une roche susceptible de fluer facilement dans certaines conditions (épaisseur de la couche de sel et pression géostatique suffisantes) et de créer des diapirs. L'ascension du sel peut créer des pressions anormales dans les formations situées au dessus et sur les flancs du dôme (figure 2.13). Note :

la pression exercée par la colonne de boue en face d'une couche d'évaporites sert à maintenir les parois du trou qui ont tendance  à fluer et non à équilibrer la pression de pore qui est inexistante dans ce cas.

FIG. 2.13

Dôme de sel

Les évaporites jouent un rôle majeur dans la création de pressions anormales. Ces roches sont souvent associées à des séries carbonatées.

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2.2.7

Transformation de la matière organique

A faible profondeur la matière organique contenue dans les sédiments est partiellement transformée par l'action des bactéries anaérobies produisant une certaine quantité de méthane et d'autres gaz (CO2  et H2S). Ces gaz, en général, vont migrer facilement vers la surface grâce   à   la   bonne   perméabilité   des   sédiments   sus­jacents.   S'il   existe   une   barrière   de perméabilité entre ces gaz et la surface, la migration peut être stoppée piégeant ainsi des gaz sous pression à faible profondeur. Au delà d'une certaine profondeur, l'activité bactérienne cesse et des hydrocarbures de plus en plus légers sont produits à partir du kérogène par craquage thermique. Cette transformation augmente le nombre total des molécules et le volume occupé par les hydrocarbures. Dans   une   formation   fermée,   le   volume   ne   pouvant   pas   varier,   il   se   produit   une augmentation de la pression de pore. Cette pression va dépendre en particulier du degré de confinement de la formation, de la température, et de la composition finale des hydrocarbures produits. Ce phénomène se produit aussi bien dans des séries argilo­gréseuses que carbonatées.

2.2.8

Tectonique 

Les phénomènes tectoniques peuvent produire des modifications de la pression de pore créant dans certaines conditions des surpressions ou dans d'autres les éliminant.  Les phénomènes les plus courants sont : • La combinaison de la remontée vers la surface de couches profondes et de  l'érosion des couches   superficielles.   De   cette   façon,   des   couches   fermées   et   enfouies   à   grande profondeur, qui pouvaient avoir à l'origine une pression de pore normale,  se retrouvent plus près de la surface à leur pression initiale créant ainsi  des anomalies (figure 2.14 et 2.15). Ces surpressions sont connues sous le nom de paléopressions. Leur existence implique que les formations soulevées soient fermées. Généralement, de tels mouvements s'accompagnent de la formation de   failles  et de fractures dans les couches géologiques avoisinantes. De ce fait, il est  probable que dans beaucoup de cas les surpressions soient dissipées à cause de fuites au niveau de ces failles et fractures. • L'état des contraintes  tectoniques  en place. Les sédiments  sont soumis à la pression géostatique et à deux contraintes approximativement horizontales. Ces dernières vont dépendre des contraintes tectoniques en place. Ces contraintes, comme le fait la pression géostatique,   peuvent   influencer   la   pression   des   fluides   dans   les   roches   et   créer   des surpressions.

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FIG. 2.14  Paléopressions • Les failles  et les  fractures. L'effet des failles  et des fractures  sur la distribution des pressions de pore sera très variable suivant les cas. Il dépend de : ­ de la nature lithologique et pétrophysique des roches concernées, ­ de l'importance du déplacement des compartiments les uns par rapport aux autres, ­ de la répartition des roches perméables et imperméables. En général,  les failles  normales jouent le rôle de drains et les failles  inverses celui de barrière. En jouant le rôle de drain, certaines failles peuvent mettre en communication des zones à haute pression avec des zones à basse pression se trouvant au­dessus, créant ainsi des surpressions dans les niveaux supérieurs (voir figure 2.15). Certaines accumulations de gaz de surface (shallow gas) sont dues à ce phénomène. Les failles produisent souvent des étanchéités latérales. C'est le cas dans le graben central de la mer du Nord.

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FIG. 2.15  Rôle des failles dans la distribution des pressions Cas des failles de croissance ou failles listriques : elles sont liées à la sédimentation et se développent surtout dans des régions où la sédimentation est abondante (zones deltaïques). Elles peuvent produire des barrières de perméabilité et empêcher l'évacuation des fluides au cours de la diagenèse.

2.2.9

Hydrodynamisme

Les phénomènes d'hydrodynamisme et tous autres mouvements de fluides sont générateurs de pertes de charge qui viennent perturber le régime "hydrostatique normal" des pressions. Dans des formations peu perméables, les pertes de charge peuvent être énormes malgré un très faible débit. L'hydrodynamisme,   contrairement   aux   autres   mécanismes   créateurs   de   pression,   ne nécessite pas forcément la présence de barrières de perméabilité. Comme les pertes de charge en un point sont proportionnelles   à la distance qui sépare ce point du "plan de fuite" des

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fluides, les pressions de pore causées par ce phénomène ne seront pas en rapport avec la densité des fluides présents dans la formation.

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2.3 Conclusion concernant l'origine des anomalies de pression de pore Une sédimentation abondante associée à une subsidence rapide et la présence de sédiments peu perméables sont les facteurs déterminants pour l'existence de pressions anormales. La présence de barrières de perméabilité verticales et latérales est nécessaire pour contenir les fluides. Au fur et à mesure de l'enfouissement des sédiments au cours de la subsidence, la pression des fluides piégés par les barrières de perméabilité augmente principalement sous l'effet de la pression géostatique,  des contraintes  tectoniques  et de la température  qui  à elle  seule est responsable   d'un   certain   nombre   de   phénomènes   (expansion   thermique   de   l'eau, transformation   de   la   matière   organique,   transformation   minéralogique   des   argiles).   Les fluides supportent une partie de la pression géostatique qui est normalement supportée par la matrice de la roche. Les argiles et les évaporites jouent un rôle majeur dans ces phénomènes. Les évaporites, contrairement aux argiles, provoquent des variations très brutales de la pression de pore. Le temps est un facteur important. Les surpressions ont tendance à disparaître au bout d'un certain   temps   car   les   étanchéités   sont   rarement   permanentes   à   l'échelle   des   temps géologiques.

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CHAPITRE 3

DÉTECTION DES ANOMALIES DE PRESSION DE PORE Nous allons séparer les méthodes de détection utilisées avant, pendant, et après le forage. Aucune ces méthodes n'est sûre à 100 %. Au cours du forage d'un puits d'exploration, tous les indicateurs de pression anormale doivent être suivis et pris en compte.

3.1 Méthodes utilisées avant le forage 3.1.1

Les études géologiques

L'étude de la sédimentation, de la tectonique, de la minéralogie des argiles, du gradient géothermique,   de   l'hydrodynamisme   dans   une   région   donnée   peuvent   fournir   des informations sur les pressions de pore. Des   cartes   de   distribution   de   pression   peuvent   être   établies   pour   différents   niveaux géologiques.   Mais   en   général,   elles   sont   peu   précises   à   cause   de   la   faible   quantité d'informations disponibles.

3.1.2

Les méthodes géophysiques

La sismique est la seule méthode susceptible de fournir des informations en l'absence de forages.   L'analyse   des   profils   sismiques   peut   permettre   de   localiser   des   zones   sous­ compactées. La connaissance de la vitesse de propagation des ondes et de sa variation va permettre de mettre   en   évidence   des   zones   sous­compactées.   La   vitesse   de   propagation   des   ondes sismiques   augmente   avec   la   compaction   à   cause   de  l'augmentation   du   pourcentage   de  la matrice. Dans une série normalement compactée et s'il n'y a pas de changement de lithologie, la vitesse des ondes va augmenter progressivement avec la profondeur. Au contraire, dans une   série   sous­compactée   les   ondes   seront   ralenties   à   cause   d'une   porosité   de   la   roche anormalement élevée.

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Détection des anomalies de pression de pore

Le toit et la base d'une zone sous­compactée montrent en général des réflexions de forte amplitude.  La  zone  sous­compactée   produit  des  réflexions  chaotiques  ou  une   absence  de réflexion des ondes.

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Détection des anomalies de pression de pore

L'amplitude de l'onde réfléchie est maximale à l'interface argiles­réservoirs sableux à gaz et montre parfois un "bright spot". Avec les progrès réalisés par la sismique réflexion, il est parfois possible de mettre en évidence les gaz de surface. La gravimétrie peut fournir également des informations sur l'état de compaction du sous­ sol.   La   densité   d'une   roche   sous­compactée   est   inférieure   à   la   normale   et   entraîne   une diminution de la valeur de l'accélération de la pesanteur à la verticale de la zone considérée. Les résultats obtenus par cette méthode sont difficiles à interpréter et doivent être combinés avec ceux fournis par la sismique pour être utilisables.

3.1.3

Informations provenant de forages voisins

Certaines   informations   provenant   de   puits   voisins   sont   intéressantes.   Ce   sont   celles utilisées   dans   les   différentes   méthodes   de   détection   pendant   et   après   le   forage.   Ces informations vont permettre d'affiner le programme de forage et de cuvelage pour une région connue et de préciser les pressions de pore et de fracturation des terrains à traverser.  Les informations les plus intéressantes sont celles fournies par les diagraphies instantanées (vitesse  d'avancement,   évaluation  et   évolution  des  indices  gazeux,  "d" exponent,  données géologiques),   par  les  difficultés  rencontrées  en  cours  de   forage,  par  les   tests  d'injectivité (L.O.T),   par   les   diagraphies   différées   ou   par   L.W.D,   par   les   tests   en   laboratoire   sur   les carottes, par les tests de formation effectués au câble (type RFT) et par les essais de puits (DST). Ces différentes informations vont permettre d'établir un profil prévisionnel des pressions de   pore   et   de   fracturation   du   puits   à   forer   et   de   construire   l'architecture   du   puits   en conséquence (figure 3.1).

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FIG. 3.1  Exemple de profil prévisionnel © 2006  ENSPM Formation Industrie – IFP Training

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3.2 Méthodes utilisées pendant le forage Sur le site  de forage, plusieurs  méthodes  sont à la  disposition du chef de poste et du géologue de sonde pour mettre en évidence une diminution de la pression différentielle et la présence d'une zone à pression anormale. On peut distinguer :  • des méthodes instantanées où l'information est disponible immédiatement en surface, • des méthodes différées où l'information, véhiculée par la boue de forage est disponible en surface après un certain délai.

3.2.1

Méthodes instantanées

3.2.1.1

La vitesse d'avancement (R.O.P.)

Dans les conditions normales, la vitesse d'avancement de l'outil diminue progressivement avec la profondeur à cause de la compaction croissante des roches. Cette vitesse augmente quand la pression différentielle ∆P diminue et également dans une zone sous­compactée qui sera plus facile à forer (moins de cohésion entre les grains et % de vides plus important). L'effet dû à la pression différentielle semble être plus important que celui dû à la sous­compaction. La vitesse d'avancement augmente de façon exponentielle avec la diminution de la pression différentielle (figure 3.2).

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FIG. 3.2  Effet de la pression différentielle sur la vitesse d’avancement

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Les avancements rapides peuvent indiquer une diminution de la pression différentielle, et donc   la   présence   de   zones   où   la   pression   exercée   par   le   fluide   de   forage   risque   d'être insuffisante.   La   vitesse   d'avancement   doit   être   surveillée   soigneusement   et   le   driller   doit arrêter le forage et observer le puits en cas d'avancement rapide.  La vitesse d'avancement a été la première méthode de détection des pressions anormales. Mais   de   nombreux   facteurs,   autres   que   la   sous­compaction   et   la   pression   différentielle, influencent cette vitesse. Ce sont : • la lithologie des formations traversées, • le poids sur l'outil, • la vitesse de rotation, • l'hydraulique, • le couple de rotation, • le type d'outil utilisé, • l'usure de l'outil. a) La lithologie C'est   le  principal   facteur   responsable   des   variations   de   la   vitesse   d'avancement.   La forabilité   d'une   roche   dépend   de   sa   lithologie   (composition   minéralogique   de   la   matrice: grains   et   ciment),   de   ses   caractéristiques   pétrophysiques   (porosité,   perméabilité,   dureté, abrasivité), de sa diagenèse (mode de sédimentation, de compaction et de cimentation des différents éléments de la matrice), des contraintes en place et de leur orientation par rapport au puits.  De petites variations dans la lithologie peuvent modifier de façon significative la vitesse d'avancement. Puisque la lithologie est un facteur très important, il est important de collecter et d'analyser soigneusement les déblais et de les corréler à la vitesse d'avancement. b) Le poids sur l'outil (W.O.B) Le  poids  sur l'outil  (W.O.B.) a plus  d'effet  sur la vitesse  d'avancement  que les  autres paramètres de forage. En général, la vitesse augmente de façon linéaire avec le poids. Il   faut   appliquer   un   poids   minimum   pour   produire   un   avancement.   Cette   valeur, généralement   positive   est   d'autant   plus   élevée   que   la   formation   est   dure   ;   elle   peut   être négative dans le cas de formations non consolidées (avancement par jetting dans ce cas). Au delà d'une certaine valeur, la vitesse d'avancement se stabilise  à cause du "bourrage" des éléments   de   coupe,   et   aussi   à   cause   de   la   diminution   du   nettoyage   du   front   de   taille (figure 3.3).

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FIG. 3.3  Effet du poids sur l’outil sur la vitesse d’avancement c) La vitesse de rotation (R.P.M) L'augmentation de la vitesse de rotation augmente la vitesse d'avancement. La relation est : R = N a R

:

vitesse d'avancement,

N

:

vitesse de rotation.

a

:

est   un   exposant   variant   de   0,4   dans   des   formations   dures   à   1,0   dans   les formations tendres pour les outils à molettes (figure 3.4).

d) Le couple de rotation Il   est   difficile   de   déterminer   l'effet   du   couple   sur   la   vitesse   d'avancement.   Le   couple dépend du profil du puits, de la garniture de forage, du type d'outil utilisé, de la vitesse de rotation, du poids sur l'outil et de la roche. Les différents types de frottements produits dans le puits par la rotation de la garniture, vont modifier en permanence le poids et la vitesse de rotation à l'outil. La vitesse de rotation de l'outil n'est pas régulière. L'outil pilonne sur le fond

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et   a   tendance   à   travailler   par   battage.   L'utilisation   du   M.W.D   fournit   des   informations intéressantes sur ces phénomènes. 

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FIG. 3.4  Effet de la vitesse de rotation sur la vitesse d’avancement e) L'hydraulique et les caractéristiques du fluide de forage Les paramètres hydrauliques influencent la vitesse d'avancement. Certains l'augmentent, d'autres la diminuent. L'état de consolidation de la formation à forer est un facteur important. L'hydraulique aura plus d'influence sur une formation peu consolidée ou tendre que sur une formation dure. Le nettoyage du front de taille qui influence la vitesse d'avancement dépend de la viscosité et du régime d'écoulement du fluide de forage. Un écoulement turbulent produit un meilleur nettoyage qu'un écoulement laminaire.  Le  filtrat  influence également la vitesse d'avancement en favorisant le détachement des fragments   de   roches   par   égalisation   de   la   pression   de   pore   et   de   la   pression   de   fond   à proximité immédiate du front de taille. Une augmentation de la teneur en solides diminue la vitesse d'avancement (figure 3.5).

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FIG. 3.5  Effet de la teneur en solide sur la vitesse d’avancement f) Le type et l'usure de l'outil Le type d'outil utilisé influence fortement la vitesse d'avancement car les outils sont conçus pour un type de terrain déterminé. La différence de vitesse d'avancement peut être énorme suivant que l'outil est bien ou mal adapté à la formation. A l'approche d'une zone à pression anormale, il est important de conserver le même type d'outil pour pouvoir comparer les avancements. L'usure de l'outil influence également la vitesse d'avancement qui en général diminue avec cette   usure.   Elle   dépend   du   type   d'outil   utilisé   (usure   des   outils   diamantés   et   des   PDC négligeable comparé à celle des tricônes). Dans des conditions idéales, la vitesse d'avancement est un très bon moyen de détection d'une diminution de la pression différentielle et de zones sous­compactées. Elle fournit une information immédiate au chef de poste. Mais de nombreux paramètres influencent sa valeur si bien qu'il n'est pas toujours facile de mettre en évidence les zones à pressions anormales. Pour résoudre ce problème, des modèles mathématiques ont été développés ; le plus courant et le plus facile à utiliser est le "d" exponent. Note :

En cas  d'une augmentation imprévue de la vitesse d'avancement, il faut toujours considérer qu'elle est due à l'entrée dans une zone à pression anormale. Donc il faut arrêter le forage et observer le puits. Il faut également être vigilant en cas de ralentissements de la vitesse d'avancement qui peuvent indiquer l'entrée dans une couverture séparant des formations ayant des régimes de pression différents. 

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3.2.1.2

Le "d" exponent

Différentes   relations   ont   été   établies   entre   la   vitesse   d'avancement,   les   paramètres   de forage, la composition minéralogique, les caractéristiques pétrophysiques de la roche et la pression différentielle. L'une d'entre elles, développée par Bingham, est :  d R   Wb      =   a  .    N D 

R

=

vitesse d'avancement,

a

=

constante lithologique sans dimension,

N

=

vitesse de rotation,

Wb  =

poids sur l'outil,

D 

=

diamètre de l'outil,

d

=

exposant  sans  dimension  tenant  compte  de la  pression  différentielle  et de l'état de compaction de la roche.

a) Formulation de base du "d" exponent En réarrangeant la formule de Bingham et en considérant qu'il n'y a pas de changement de lithologie (a = 1), Jorden et Shirley se sont servi du "d" exponent pour détecter les zones à pressions anormales. La formule utilisée est :  en unités américaines : R 60 N d   =    12 Wb log  6 10  D log  

R N Wb D log

en pieds / heure, en tours / min, en livres, en pouces, = logarithme base 10.

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en unités métriques : R N d   =    Wb 1,58   ­   log   D 1,26   ­   log  

R N Wb D

en mètres / heure, en tours / min, en tonnes, en pouces.

Cette relation ne tient pas compte des paramètres hydrauliques, de la rhéologie du fluide de   forage,   du   type   et   de   l'usure   de   l'outil.   Les   résultats   obtenus   seront   significatifs   et exploitables   uniquement   dans   le   cas   d'une   formation   ne   présentant   pas   de   variation   de lithologie. Le "d" exponent fournit une indication sur l'état de compaction de la roche forée et sur la valeur de la pression différentielle en face de cette roche. Dans   une   formation   normalement   compactée,   la   valeur   du   "d"   exponent   augmente régulièrement avec la profondeur. Si l'on porte cette valeur sur un graphe, on obtient une droite dont la pente ne dépend que des conditions locales de compaction. La pente de la droite de compaction doit être déterminée pour chaque site, tout au moins pour chaque champ car cette valeur peut varier d'un site à l'autre. Cette droite ne peut être déterminée qu'en cours de forage. Tout changement dans la compaction va fournir des valeurs du "d" exponent s'éloignant de la droite de compaction. En passant d'une zone normalement compactée à une zone sous­ compactée, la pente de la droite s'inverse (figure 3.6 et 3.8).

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FIG. 3.6  Variation du "d" exponent et de la vitesse d’avancement  en fonction de la pression de pore

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Puisque les variations de lithologie ne sont pas prises en compte (constante lithologique "a" de la formule de Bingham que l'on considère constante quelle que soit la formation) et que la compaction est un phénomène qui concerne les argiles, les valeurs du "d" exponent obtenues   auront   une   signification   et   seront   exploitables   uniquement   dans   des   formations purement argileuses.  Note :

La formule de Bingham, déduite d'expériences de laboratoire et de mesures faites sur certains champs, ne représente pas toujours la réalité. Elle a été établie avec des outils à molettes. Elle peut fournir des résultats difficiles à interpréter dans certaines régions et avec d'autres types d'outils. 

Des corrections  ont  été apportées  à la formule de base pour tenir compte d'un certain nombre d'autres paramètres. b) Correction tenant compte de la densité du fluide de forage La densité du fluide de forage modifie  la valeur  de "d" exponent.  La formule la plus généralement utilisée pour tenir compte de cette influence et pour corriger la valeur de "d" est : d dc  = d . d 1 2 dc

=

"d" exponent corrigé,

d

=

"d" exponent brut obtenu par la formule de Jorden et Shirley,

d1

=

densité normale de l'eau de formation dans la région considérée, 

d2

=

densité du fluide de forage.

Cette formule donne de bons résultats si la valeur de la pression différentielle n'est pas trop élevée (figure 3.7).

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FIG. 3.7  Comparaison du "d" exponent brut avec le "d" exponent corrigé tenant compte de la densité de la boue c) Corrections tenant compte de l'usure de l'outil L'usure de l'outil provoque une augmentation progressive de la valeur du "d" exponent. Il existe de nombreuses formules qui permettent de corriger cet effet. Toutes ces formules sont empiriques et ne sont pas toujours satisfaisantes car : • elles utilisent une relation linéaire entre la vitesse d'avancement, l'usure de l'outil, le nombre de mètres forés ou le temps de forage ; • elles ne tiennent pas compte de la lithologie, en particulier de la dureté et de l'abrasivité de la roche ; • elles ont été, pour la plupart, développées pour des outils à molettes et extrapolées à d'autres types d'outils qui travaillent de façon différente ; • elles ne tiennent pas compte, en général, du poids sur l'outil. Ces formules doivent être utilisées avec précaution.

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En définitive, le "d" exponent ne tient pas compte de l'hydraulique et des caractéristiques du fluide de forage. Pour obtenir des valeurs que l'on puisse comparer, il faut maintenir ces paramètres constants. d) Recommandations pour le calcul du "d" exponent Des programmes d'ordinateur permettent de faire le calcul automatiquement. Sinon, il est possible de le faire sur une calculatrice possédant la fonction logarithme. Pour calculer le "d" exponent, la vitesse d'avancement, du poids sur l'outil, la vitesse de rotation, la densité du fluide de forage à l'entrée et à la sortie du puits doivent être enregistrés. On utilise des valeurs moyennes de la vitesse d'avancement, du poids sur l'outil, et de la vitesse de rotation sur un intervalle donné  (moyenne prise en général sur un intervalle de 0,50 m). La densité de la boue à la sortie du puits est généralement utilisée. Seules les valeurs provenant d'une formation purement argileuse doivent être utilisées pour déterminer la pente de la droite de compaction. Si la densité de l'eau de formation, nécessaire pour corriger le "d" exponent, est inconnue, une valeur comprise entre 1,00 et 1,08 sera prise. Avec les programmes sur ordinateur, le calcul du "d" exponent peut être fait en continu. Les compagnies de contrôle géologique fournissent en général une valeur tous les 50 cm. Il est   important   de   vérifier   que   les   valeurs   utilisées   concernent   uniquement   des   niveaux argileux. Le calcul du "d" exponent doit commencer le plus tôt possible pour obtenir une valeur correcte de la pente de la droite de compaction. Cependant, il ne faut pas commencer trop près de la surface car la vitesse d'avancement dans des terrains peu consolidés peut être due principalement   au   jetting   et   peut   fausser   les   résultats.   En   mer,   il   n'est   pas   nécessaire   de commencer avant 500 m de profondeur. Les   valeurs   de   "d"   exponent   sont   reportées   sur   une   échelle   semi­logarithmique.   L'axe vertical représente la profondeur en échelle linéaire, et l'axe horizontal le "d" exponent en échelle logarithmique (figure 3.8).

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FIG. 3.8  Exemple de représentation de "d" exponent corrigé en coordonnées semi­logarithmiques e) Interprétation du "d" exponent L'interprétation   des   résultats   n'est   pas   toujours   facile.   Il   est   préférable   de   mettre   en parallèle la coupe lithologique. Quand   l'épaisseur   de   la   série   argileuse   est   importante   et   que   la   roche   est   uniquement composée de minéraux argileux, il n'y a pas de problème particulier pour déterminer la droite de compaction. De façon générale, on peut admettre que la valeur de sa pente reste constante à l'intérieur d'un bassin sédimentaire s'il n'y a pas eu de modifications importantes dans le processus de sédimentation (régression, transgression, orogenèse, érosion).

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Des phénomènes autres que la compaction, la pression différentielle et la lithologie vont influencer la valeur de "d" exponent (figure 3.9). Ce sont : • l'hydraulique   et   le   nettoyage   à   l'outil   (un   outil   bourré   augmente   la   valeur   du   "d" exponent, par contre le jetting la diminue), • l'usure de l'outil qui augmente la valeur, • l'utilisation de types et de diamètres d'outils différents qui donne la même pente mais déplace la position de la droite de compaction, • le profil du puits qui modifie la valeur à cause des frottements et de la réduction du poids sur l'outil, • une discontinuité ou une importante modification dans le rythme de sédimentation. Dans certains endroits où les argiles ne sont pas pures, il peut être difficile de déterminer correctement la droite de compaction. f) Conclusion concernant le "d" exponent Le   "d"   exponent   est   une   technique   efficace   pour   détecter   les   zones   argileuses   sous­ compactées   si   elle   est   utilisée   dans   des   conditions   appropriées   (valeur   calculée   dans   des formations purement argileuses, informations correctes et suffisantes pour établir la droite de compaction). Son efficacité est réduite avec certains  types d'outils et dans le cas de puits fortement   déviés   à   cause   des   frottements   qui   modifient   en   permanence   les   valeurs   des paramètres à l'outil. L'emploi de M.W.D devrait permettre de mieux connaître les valeurs réellement appliquées sur l'outil. Le calcul est très rapide et l'information obtenue est quasi instantanée, même s'il existe un certain délai pour confirmer certaines données (nature lithologique des terrains traversés, état d'usure de l'outil).

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FIG. 3.9  Variation du "d" exponent  avec : a) le diamètre de l’outil, b) et c)  l’usure de l’outil, d) le type d’outil, e) l’hydraulique,  f) les changements géologiques

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3.2.1.3

Autres formules utilisant la vitesse d'avancement

Le "d" exponent ne tient pas compte de certains paramètres et il est utilisable uniquement dans des formations  argileuses. De nombreuses autres formules  ont  été développées  pour tenter de palier à ces insuffisances.  D'une façon générale, toutes ces formules sont beaucoup plus difficiles à utiliser car elles nécessitent la connaissance d'un grand nombre d'informations concernant la formation à forer. Ces   informations   sont   généralement   disponibles   si   les   formations   sont   bien   connues.   La plupart de ces méthodes ne seront pas utilisables dans des zones inconnues.  a) Le sigmalog Le sigmalog a été développé par Géoservices et Agip pour des formations carbonatées de la plaine du Pô. En plus des paramètres intervenant dans l'expression du "d" exponent, la différence de pression exercée par la boue de forage et par l'eau de formation à pression normale d'un côté et le temps nécessaire pour que la pression de pore à l'intérieur des déblais s'égalise avec la pression exercée par le fluide de forage d'un autre côté sont pris en compte.  Cette  méthode  permet de calculer  directement  la  porosité et la  pression de pore de la formation forée. L'interprétation des résultats est beaucoup plus délicate que dans le cas du "d" exponent. b) Autres formules De nombreuses autres formules ont été développées, par exemple : • la vitesse d'avancement normalisée qui tient compte du débit, • le "A" exponent d'Anadrill (IDEL: Instantaneous Drilling Evaluation Log), • le drilling model de Exlog, • le LNDR (Log Normalised Drill Rate) de Baroïd. Toutes ces méthodes, basées sur des formules prenant en compte de nombreux paramètres dont certains sont difficiles à évaluer, n'apportent pas réellement d'améliorations par rapport au "d" exponent. Elles sont plus délicates à utiliser et les résultats difficiles à interpréter. Elles sont adaptées à des régions bien déterminées, et il faut faire attention en les utilisant ailleurs. 

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3.2.1.4

Autres signes fournissant des informations instantanées

Certains problèmes rencontrés en cours de forage ou de manoeuvre (venues, couple de rotation anormal, frottements importants, pistonnage, éboulement des parois du trou) peuvent être des signes indiquant l'approche ou l'entrée dans des formations à pression anormale. a) Les signes de venue Les  signes de venue en cours de forage (débit  de retour supérieur au débit   à l'entrée, augmentation du niveau des bassins) sont une indication claire que la pression de pore est supérieure à la pression exercée par le fluide de forage et qu'un effluent a pénétré à l'intérieur du puits. (Nous ne mentionnerons pas les signes de venue en cours de manoeuvre qui ne sont pas, en général, dus à un problème de densité de la boue). Le but des différentes méthodes de détection est justement d'éviter d'avoir à contrôler une venue. Donc, ces signes ne doivent pas être considérés comme une méthode de détection mais plutôt comme un échec de ces méthodes.  b) Le couple de rotation Le couple de rotation mesuré en surface est dû aux frottements entre l'outil et le front de taille et entre la garniture et les parois du trou (forte influence du profil du puits). Ce couple augmente   régulièrement   avec   la   profondeur   du   puits,   principalement   à   cause   de l'augmentation des contacts entre la garniture et les parois du trou. En forage, il peut se produire une augmentation anormale du couple de rotation due à de nombreux phénomènes. L'un d'entre eux est la diminution de la pression différentielle due à la   proximité   d'une   zone   à   pression   anormale.   Cette   diminution   produit   des   phénomènes différents suivant la nature de la roche constituant la paroi du trou et suivant la valeur des contraintes en place. Dans une formation argileuse, le fluage va produire un resserrement du trou. D'un autre côté, moins les argiles sont compactées, plus elles auront tendance à produire un  bourrage  de  l'outil   et  des  stabilisateurs.   Si un  bourrage  de l'outil   se produit   dans  des formations argileuses à une profondeur où ces argiles sont normalement compactées, cela peut indiquer la présence d'une zone sous­compactée. Un bourrage de l'outil se manifeste par un couple de rotation réduit et constant, par une augmentation de la pression de refoulement et par une vitesse d'avancement nulle. La   variation   du   couple   de   rotation   peut   avoir   de   nombreuses   causes,   mais   il   faut   se souvenir qu'elle peut être due à une diminution de la pression différentielle en face de la formation forée.

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c) Frottements en cours de manoeuvre Un   resserrement   du   trou   va   provoquer   des   frottements   supplémentaires   en   cours   de manoeuvre   aussi   bien   à   la   remontée   qu'à   la   descente.   Ces   frottements   peuvent   être   une indication de la diminution de la pression différentielle. Ce resserrement peut provoquer le pistonnage. En dehors de la venue qui indique une densité de la boue insuffisante pour maintenir les fluides en place, les frottements sont un indicateur de la valeur de la pression différentielle. Associés à d'autres signes, ils peuvent permettre de mettre en évidence des zones à pression anormale.

3.2.2

Méthodes différées

3.2.2.1

Importance et composition des indices gazeux

L'évolution   de   la   quantité   et   la   composition   du   gaz   véhiculé   par   la   boue   donne   des indications   importantes   sur   les   variations   de   la   pression   différentielle   dans   le   puits.   La pression différentielle détermine la quantité de gaz produite en surface. Une densité de boue trop élevée peut réduire, même éliminer les indices gazeux (figure 3.10) (cependant dans certains puits HP/HT, une densité trop élevée peut provoquer une augmentation des indices à cause d'une fracturation  superficielle  de la formation  et entrainer  des problèmes  sérieux). L'enregistrement et l'interprétation de ces données peuvent permettre de détecter des zones à pressions anormales. Une boue gazée (gas cut mud) doit être considérée comme un indice possible de venue.

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FIG. 3.10  Influence de la pression différentielle ∆P sur le gaz de fond

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En remontant dans l'espace annulaire, le gaz se détend. L'expansion de ce gaz, qui est approximativement   représentée   par   la   loi   de  Mariotte   P.V =   constante,   devient   très importante à l'approche de la surface (figure 3.11) et provoque une réduction importante de la densité de la boue à la sortie du puits. La réduction de la pression de fond est cependant faible. Si le gaz est uniformément réparti du fond vers la surface et en l'absence de phénomènes de dissolution rencontrés surtout avec la boue à l'huile, la valeur de cette réduction est donnée par la formule approchée suivante : P = 2, 3 .

d1 - d 2 d2

. log Pf

P

=

diminution de la pression sur le fond résultant du gazage de la boue en bar,

d1

=

densité de la boue initiale non gazée,

d2

=

densité de la boue gazée à la sortie du puits,

Pf

=

pression de fond exercée par la boue de densité d1 exprimée en bar. 

FIG. 3.11  Évolution du volume de gaz avec la profondeur

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Il  faut  remarquer   que pour  une  diminution   égale   de la  densité   de  boue en  surface,  la réduction de la pression de fond est d'autant plus importante que le puits est peu profond.

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Bien que cette réduction de pression soit généralement faible, elle peut être suffisante pour produire une venue si la pression différentielle dans le puits est très faible. a) Origine du gaz présent dans la boue Le gaz présent dans la boue peut avoir plusieurs origines. Suivant cette origine, le gaz se manifeste en surface à des instants différents (figure 3.12). On distingue : • Le gaz de déblais : il provient de la traversée, avec une boue de densité correcte, d'une formation ayant une bonne perméabilité et contenant du gaz. Dans ce cas, il n'y a pas de venue mais le gaz associé aux déblais de forage provoque le gazage de la boue. Le pourcentage de gaz dans la boue dépend de la vitesse d'avancement, du débit de la boue, de la  porosité   et  de la   perméabilité  de  la  formation,   de la   saturation  en  gaz  et  des caractéristiques de la boue. Le problème peut devenir sérieux si la vitesse d'avancement est élevée; le gaz peut alors entraîner une réduction suffisante de la pression sur le fond et provoquer une venue. Le gaz peut également provenir de la traversée d'argiles sous­compactées contenant du gaz. Comme l'argile est une roche peu perméable, et même si la pression différentielle est négative, la venue se limitera au gaz contenu dans les déblais. Des problèmes liés à l'instabilité des parois du trou se manifesteront. • Le gaz produit  Si la pression différentielle devient négative, et si la formation contient du gaz, celui­ci va pénétrer dans le puits. Le débit de la venue dépend de la perméabilité de la formation et   de   la   valeur   de   la   pression   différentielle.   Le   gaz   produit   se   manifeste   par   une augmentation progressive du fond gazeux. • Le gaz recyclé Il est dû à un mauvais dégazage de la boue par les équipements de surface. Ce gaz réapparaît au bout d'un cycle complet de circulation. • Le gaz de contamination Il provient de la dégradation de la matière organique, et de certains produits boue sous l'effet de la température. • Le gaz de manoeuvre et d'ajout de tige Un   bouchon   de   boue   gazée   apparaît   souvent   à   la   fin   de   la   circulation   du   volume annulaire après une manoeuvre ou un ajout de tige. Ce gaz provient principalement du pistonnage, mais également de la diffusion gazeuse à travers le cake. Il peut provenir également de l'introduction d'air dans la garniture lors de l'ajout ou de la manoeuvre. La diffusion est un phénomène indépendant de la surpression exercée par la boue sur la formation. Il est d'autant plus important  que le pourcentage  d'huile dans la boue est plus élevé.

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FIG. 3.12  Manifestation du gaz en surface

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L'observation d'un petit volume de boue gazée à la suite d'une manoeuvre, d'un ajout de tige ou d'un arrêt de circulation est normale, mais doit attirer l'attention du chef de poste et du géologue. La surveillance doit être renforcée, notamment si ces manifestations s'amplifient.  Note :

Un changement de lithologie peut modifier fortement la vitesse d'avancement qui aura à son tour une influence directe sur la quantité de gaz mesurée en surface. Il est important de tenir compte de cette vitesse d'avancement pour mettre en évidence les variations de la concentration en gaz dues à la pression différentielle.

b) Diverses manifestations du gaz en surface b1)  Le fond gazeux Le   fond   gazeux   provient   du   gaz   libéré   par   la   formation   forée.   Dans   les   conditions normales, il doit garder un niveau approximativement constant et faible si les paramètres de forage et la vitesse d'avancement ne varient pas. Un fond gazeux faible indique la traversée de formations peu perméables ou l'existence d'une pression différentielle élevée ou encore l'absence de gaz dans ces formations.  Le forage d'argiles sous­compactées contenant du gaz entraîne une augmentation du fond gazeux pour les raisons suivantes : • le contenu en gaz est plus élevé à cause d'une porosité plus importante de la roche, • l'augmentation de la vitesse d'avancement produit un volume de déblais plus important par unité de temps, • l'augmentation de la perméabilité produit un dégazage plus facile des déblais et dans un volume plus étendu autour du trou.  La variation du fond gazeux dans une série argileuse reflète la variation de la pression de pore.   C'est   un   bon   moyen   de   détection   et   de   suivi   des   pressions   dans   des   zones   sous­ compactées. Cependant, il existe de telles formations dépourvues de gaz.  Il est normal que le fond gazeux augmente lors du passage d'une formation imperméable à une formation poreuse perméable contenant du gaz si la pression différentielle n'est pas trop élevée. b2)  Les bouchons gazeux La   présence   d'un   bouchon   gazeux   après   un   ajout   de   tige   ou   une   manoeuvre   est généralement une indication que le puits est proche d'être en déséquilibre.

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La pression appliquée sur le fond du trou est plus grande en dynamique qu'en statique. En circulation,   une   pression   égale   à   la   somme   de   toutes   les   pertes   de   charge   existant   dans l'espace   annulaire   s'exerce   sur   le   fond   en   plus   de   la   pression   hydrostatique   créée   par   la colonne   de   boue.   Un   puits   peut   débiter   avec   la   circulation   arrêtée   et   ne   pas   débiter   en circulation.  Le   pistonnage   peut   produire   une   réduction   de   la   pression   hydrostatique   dans   le   puits suffisante   pour   provoquer   une   venue.   Cette   réduction   de   pression,   qui   dans   certains   cas correspond  à une diminution  de la densité  de la boue de l'ordre d'une dizaine  de points, dépend de la vitesse de manoeuvre, de la différence de diamètre entre la garniture et le trou, du diamètre intérieur de la garniture et de la rhéologie de la boue. Note :

Le  pistonnage   peut  se produire   également   à  la  descente   quand le  chef  de  poste dégage pour retirer les cales et quand il ralentit avant de poser sur cales. 

La   quantité   de   gaz   observée   en   surface   dépend   du   temps   d'arrêt   des   pompes,   de l'importance du pistonnage, de la perméabilité de la formation traversée et de la nature du gaz contenu dans cette formation. L'observation de l'évolution du fond gazeux et des bouchons est importante car elle fournit une indication sur la valeur de la pression différentielle (figure 3.13 montrant la corrélation avec le "d" exponent).

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FIG. 3.13  Exemple d’évolution du gaz (fond gazeux et bouchons)  dans une zone sous­compactée d) Composition des indices gazeux En forant une formation normalement compactée, les rapports  C2  / C1  et  C3  / C2  ont tendance   à   diminuer.   On   constate   généralement   à   l'entrée   d'une   zone   de   transition   une inversion de ce phénomène ; il y a apparition ou augmentation du pourcentage de composés lourds. Les rapports C2 / C1 et C3 / C2 augmentent. Les   argiles   sous­compactées   sont   souvent   des   roches­mères.   Les   hydrocarbures s'échappent   de   ces   roches   sous   l'effet   de   la   pression   et   de   la   température   d'autant   plus facilement qu'ils sont plus légers, créant ainsi une augmentation de la teneur en composés lourds dans ces formations. Dans un gaz composé de molécules de différentes tailles, ce sont les molécules de petite taille qui migrent le plus facilement.

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La comparaison des rapports des différents constituants du gaz doit se faire avec les gaz provenant   de   niveaux   argileux   si   l'on   veut   obtenir   des   résultats   significatifs.   Les   gaz provenant de couches réservoirs vont introduire des erreurs. La mesure du pourcentage de C1, C2  et C3  est affectée par les équipements de mesure en surface et  par la nature de la boue; les  composés  légers  ont tendance  à s'évaporer et les composés lourds à être retenus dans la boue. 3.2.2.2

La température de la boue

La  mesure de la  température  de la  boue  à  la sortie  du puits  peut  permettre,  dans  des conditions   idéales,   de   détecter   l'approche   de   zones   sous­compactées.   Il   se   produit   des variations  du gradient  géothermique  avec  de  telles  formations  qui n'existent  pas  avec  les formations normalement compactées.  Le gradient géothermique GT est déterminé par la relation suivante : G T      100  .  

T2    ­   T1 Z2    ­   Z1

GT

=

gradient géothermique en °C / 100 m,

T1

=

température en °C à la profondeur Z1 en m,

T2

=

température en °C à la profondeur Z2 en m.

Le gradient géothermique varie entre 1.8 et 4.5 °C / 100 m suivant les régions considérées. Ces variations sont dues à la nature des roches constituant le sous­sol et à la position de ces régions sur les plaques lithosphériques. La chaleur, qui provient des couches profondes de la terre, est due à la désintégration d'éléments radioactifs. Les sédiments sont moins conducteurs que le socle. Le dépôt d'une épaisse couche de sédiments joue le rôle de couverture isolante et diminue les échanges thermiques entre le socle et la surface. Ce   gradient,   qui   n'est   pas   constant   tout   au   long   d'un   forage,   varie   en   fonction   de   la conductivité thermique des différents minéraux présents dans les formations traversées. Une formation présentant une faible conductivité est un isolant thermique. Le quartz est un bon conducteur,   tandis   que   les   minéraux   argileux   et   la   matière   organique   sont   de   mauvais conducteurs. Les fluides sont, de loin, les plus mauvais conducteurs thermiques. La porosité influence fortement la conductivité thermique d'une roche. Plus cette roche est poreuse, moins elle conduit la chaleur. Une formation sous­compactée aura une conductivité thermique   plus   faible   que   la   normale.   Une   formation   argileuse   sous­compactée   va   se comporter comme un corps isolant réduisant les échanges thermiques entre le socle et les formations sus­jacentes.

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Le   gradient   géothermique   diminue   à   l'approche   d'une   formation   sous­compactée,   puis augmente   pour   atteindre   une   valeur   anormalement   élevée   à   l'intérieur   de   la   formation (figure 3.14). Dans le puits, la chaleur se transmet de la formation au fluide de forage par contact à la paroi du trou. 

FIG. 3.14  Évolution de la température et du gradient à travers un corps isolant Donc, l'évolution de la température du fluide de forage est théoriquement un moyen pour détecter   l'approche   de   formations   sous­compactées.   Cependant,   les   réservoirs   très   poreux contenant  des hydrocarbures  et les veines  de charbon se comportent  comme  des  couches isolantes. La température de la boue circulant dans le puits est influencée par de nombreux facteurs. Ce sont :  • la   température   d'injection   elle­même   influencée   par   les   conditions   climatiques,   le volume de boue en circulation, les manipulations en surface, • le débit de circulation qui contrôle le temps de contact avec les parois du trou,  • le temps d'arrêt de la circulation,

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• le type de boue, sa conductivité thermique et sa rhéologie, • la lithologie des formations traversées, la vitesse d'avancement, • le circuit boue par l'intermédiaire des frottements existant entre la boue et le circuit (une partie de l'énergie hydraulique est transformée en chaleur), • l'épaisseur et la température de la tranche d'eau dans le cas d'un forage en mer,  • l'expansion de gaz près de la surface qui produit une diminution de la température, • la position des capteurs de température en surface. Dans un puits peu profond, l'augmentation de la température de la boue provient en grande partie  de   la  transformation   de  l'énergie  hydraulique  en   chaleur,   tandis  que   dans   un  puits profond elle provient surtout de la formation.  En circulation, le profil de température de la boue le long du puits diffère de celui de la formation (figure 3.15). Au delà d'une certaine profondeur, la partie supérieure du puits est plus chaude que la formation, et inversement pour la partie inférieure. Quand la circulation est arrêtée, la partie supérieure a tendance à se refroidir, et la partie inférieure à se réchauffer. Ces nombreux facteurs qui influencent la température de la boue rendent l'interprétation des mesures difficile. Il est possible d'obtenir des informations utilisables si les conditions de forage restent inchangées pendant une période assez longue, ce qui est possible maintenant avec   certains   types   d'outils.   Grâce   au  M.W.D,   la   température   peut   être   mesurée   au   fond éliminant ainsi l'influence de certains paramètres.

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FIG. 3.15  Profils des températures dans un sondage

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3.2.2.3

Informations provenant de l'analyse des déblais

a) La lithologie La coupe lithologique  peut fournir des  indications  ; tout du moins, elle  doit inciter  le personnel   du   chantier   à   être   vigilant.   C'est   particulièrement   le   cas   avec   l'existence   de couvertures imperméables (évaporites, séries argileuses). Les risques de pénétrer dans des formations à pression anormale sont plus importants dans les zones deltaïques, dans les zones fortement affectées par une tectonique de compression et à proximité des dômes de sel. Il faut également être vigilant aux diminutions  de la vitesse d'avancement qui peuvent indiquer l'entrée dans une couverture. b) La densité des argiles La densité des argiles augmente avec la profondeur. Dans une formation sous­compactée, la   porosité   élevée   et   la   faible   densité   des   fluides   contenus   dans   la   formation   diminue   la densité des argiles (figure 3.16). La mesure de la densité des argiles est l'une des méthodes les plus anciennes utilisées pour détecter les pressions anormales. Cependant, la densité des argiles peut être affectée par la présence de minéraux lourds (pyrite), de carbonates et de silice. Elle peut être modifiée par l'action du fluide de forage sur les argiles à la paroi du trou et au cours de la remontée dans l'espace annulaire (adsorption d'eau pendant le transport). Les déblais sélectionnés doivent être représentatifs : ils peuvent être mélangés pendant leur transport vers la surface et provenir des zones éboulées. Cette méthode est moyennement fiable.

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FIG. 3.16  Exemple de variation de la densité des argiles dans une formation sous­compactée c) Le type d'argile Dans des conditions normales, il se produit une transformation minéralogique des argiles au fur et à mesure de l'enfouissement. Les smectites et les interstratifiés se transforment en illite. La composition de l'argile au moment de son dépôt sera un facteur important dans son évolution. Une argile peut être caractérisée par sa capacité d'échange cationique (C.E.C.) ou capacité d'adsorption d'eau. La capacité d'échange varie fortement entre une smectite et une illite. Les échanges ioniques sont beaucoup plus faciles dans le cas des smectites. Les formations sous­ compactées   auront  une   proportion  anormale   de  smectites   et  donc   une  capacité  d'échange cationique anormalement élevée. Le   test  au   bleu  de  méthylène  permet   de  mesurer  cette  capacité  d'échange.   Le  test  est difficile à réaliser sur chantier et cette méthode est peu efficace. 

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d) Forme, dimension et volume des déblais La diminution de la pression différentielle peut produire, dans certaines circonstances, la rupture de la roche à la paroi du trou produisant des éboulements qui peuvent provoquer des coincements ou une sédimentation de déblais au fond du trou pendant les manoeuvres et les ajouts de tiges. Cependant ils peuvent avoir d'autres causes (type de boue, rhéologie mal adaptés aux formations forées). La forme, la dimension et le volume des déblais dépendent de la valeur de la pression différentielle, du comportement des roches en paroi, de l'état des contraintes en place et du type d'outil utilisé. Des déblais de grande taille, en grande quantité, de forme concave ou en plaquettes peuvent être des signes d'entrée dans une zone à pression anormale. e) Gaz occlus La méthode consiste à mesurer et à analyser les gaz libérés des déblais par broyage en surface. Cette mesure peut être mise en oeuvre sur le chantier et le pourcentage des différents gaz peut être déterminé. f) Résistivité du fluide de forage . Teneur en chlorures Les eaux contenues dans les formations sous­compactées ont une salinité anormalement faible.   Le   suivi   de   la   variation   de   la   salinité   des   eaux   de   formation   rend   théoriquement possible la détection des zones sous­compactées. La teneur en chlorures ou la résistivité du fluide de forage peuvent être mesurés. La quantité d'eau libérée par le broyage de la roche est très faible comparé au volume de fluide de forage en circulation. Il sera très difficile de détecter des variations de salinité ou de résistivité.

3.2.3

Conclusion concernant les méthodes utilisées pendant le forage

De nombreuses méthodes permettent de détecter les zones à pressions anormales en cours de forage. En dehors de la venue, qui est le problème à éviter, aucune des méthodes n'est totalement fiable. Parmi les plus fiables, nous avons : • la vitesse d'avancement, • le "d" exponent, • les indices gazeux,  • les frottements dans le puits, • la densité des argiles.

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Il ne faut pas se contenter d'utiliser une seule méthode, tous les signes doivent être pris en compte. Il est possible qu'une méthode soit efficace et fournisse de bons résultats à certains endroits et qu'elle soit complètement inefficace ailleurs. Il faut se souvenir que la lithologie est un paramètre essentiel. Une étroite collaboration entre le géologue et l'équipe de forage est nécessaire pour éviter de nombreux problèmes.

3.3 Méthodes utilisées après le forage. Les diagraphies différées La plupart des outils de diagraphies différées permettent de mettre en évidence des zones argileuses sous­compactées. Certains sont maintenant disponibles en cours de forage grâce au M.W.D. Dans une série purement argileuse normalement compactée, certains outils de diagraphie, de la même façon que le "d" exponent, mettent en évidence une droite de compaction. A l'entrée d'une formation argileuse sous­compactée,  les valeurs  mesurées par ces différents outils vont s'éloigner de la droite de compaction.  Les diagraphies différées ont les mêmes limitations que le "d" exponent, en particulier elles donnent de bons résultats à condition que l'on puisse établir la droite de compaction et que l'on compare des mesures faites dans des formations argileuses. Les outils mesurant la porosité de la roche, les outils de résistivité et d'induction, le gamma ray, la thermométrie, la sismique de puits et les  échantillonneurs  de fluides  de formation fournissent les informations les plus intéressantes. 

3.3.1

Le gamma ray

Le gamma ray mesure la radioactivité naturelle des formations traversées. Parmi les roches sédimentaires, seules les argiles sont radioactives à cause de la présence de potassium. Dans une   série   argileuse   normalement   compactée,   la   radioactivité   naturelle   augmente progressivement avec la profondeur (diminution de la porosité de la roche avec la profondeur entraînant une augmentation du pourcentage de matrice). La radioactivité  naturelle   à l'entrée d'une formation argileuse  sous­compactée  diminue. Cependant,   une   réduction   de   la   radioactivité   des   argiles   peut   être   due   à   la   présence   de minéraux non argileux.

3.3.2

Les outils de résistivité et d'induction

Ces outils mesurent la résistivité ou la conductivité électrique d'une formation. La matrice des roches et les hydrocarbures sont des éléments peu conducteurs en comparaison à l'eau de

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pore.   La   résistivité   d'une   roche   sera   fonction   de   sa   porosité,   de   la   saturation   en   eau   de formation et de la salinité de cette eau.

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Dans les conditions normales de compaction, la résistivité d'une série argileuse augmente progressivement avec la profondeur. Par contre, l'entrée dans une formation sous­compactée se manifeste par une diminution de la résistivité de la roche (figure 3.17). Des facteurs autres que la porosité affectent la résistivité d'une formation et la plupart d'entre eux ont un effet s'opposant à celui produit par la sous­compaction. Ce sont : • la salinité de l'eau de formation qui est généralement plus faible dans une formation sous­compactée, • l'augmentation de température avec la profondeur qui entraîne une baisse de résistivité de l'eau de formation, • la présence d'hydrocarbures (surtout de gaz) qui augmente fortement la résistivité de la formation, • la présence de matière organique qui augmente également la résistivité (les formations sous­compactées sont souvent riches en matière organique), • la lithologie. Une variation de la teneur en minéraux non argileux dans une argile va entraîner des variations de la résistivité de la roche.  Les outils à grande profondeur d'investigation fournissent les meilleurs résultats.

3.3.3

Le sonique

Le   sonique   mesure   le   temps   nécessaire   à   une   onde   sonore   pour   traverser   un   pied   de formation. Ce temps de transit dépend de la nature lithologique et de la porosité. Cet outil combiné avec le "densité" et le neutron permet de déterminer la lithologie, la porosité et la nature   des   fluides   contenus   dans   la   formation.   La   relation   suivante   est   utilisée   pour déterminer la porosité :

t =  .  tf + 1 –  . tm t

=

temps de transit mesuré par l'outil,

tf =

temps de transit du son dans le fluide interstitiel,

tm =

temps de transit du son dans la matrice rocheuse,

Ø

porosité de la roche.

=

Le temps de transit est plus court dans la matrice que dans le fluide interstitiel. Pour une roche de lithologie donnée, le temps de transit diminue quand la porosité diminue. Dans une formation argileuse normalement compactée, le temps de transit diminue progressivement avec la profondeur. L'entrée dans une formation argileuse sous­compactée se manifeste par une augmentation du temps de transit. 

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Le sonique est un excellent moyen pour mettre en évidence des zones sous­compactées (figure 3.17). La présence d'hydrocarbures dans les pores de la roche renforce l'effet. Note :

L'échelle du sonique est inversée, elle est croissante de la droite vers la gauche.

FIG. 3.17  Influence d’une zone sous­compactée sur les différents outils de diagraphie

3.3.4

Le log de densité

Cet outil  mesure la densité de la formation  qui est reliée   à la porosité  par la relation suivante : db  =  . df + 1 –  . dm db

=

densité de la roche mesurée par l'outil,

df

=

densité du fluide des pores ,

dm =

densité de la matrice rocheuse,

Ø

porosité de la roche.

=

La valeur de la densité obtenue avec cet outil doit augmenter progressivement avec la profondeur dans une série argileuse normalement compactée (figure 3.17). Il sera possible de mettre   en   évidence   des   formations   sous­compactées.   Cependant,   la   mesure   peut   être

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Détection des anomalies de pression de pore

influencée   par   des   facteurs   autres   que   la   lithologie   et   la   porosité.   Cet   outil   fournit   des informations moins faciles à interpréter que dans le cas du sonique.

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3.3.5

Le neutron

Cet outil mesure la quantité d'hydrogène contenu dans la formation, il permet de connaître sa  porosité.   Il  fournit   également   des   informations  sur  la  nature  des  argiles.  Il  donne   des indications sur la sous­compaction, mais on constate que dans la plupart des cas, les données sont difficiles à interpréter. Note : Tout comme le sonique, l'échelle du neutron est inversée : la porosité est croissante de la droite vers la gauche.

3.3.6

La thermométrie

L'outil enregistre la température de la boue, et permet théoriquement de déterminer les variations   du   gradient   géothermique   dans   le   puits.   L'évolution   de   ce   gradient   permet   de détecter des formations à pressions anormales. Il faut attendre plusieurs heures après l'arrêt de la circulation pour faire cet enregistrement (une vingtaine d'heures sont nécessaires pour que la   température   dans   le   puits   soit   représentative   de   la   température   de   la   formation).   La thermométrie permet une meilleure estimation de l'évolution du gradient géothermique que les mesures de température faites en surface, mais les résultats restent difficiles à interpréter.

3.3.7

Autres outils ou méthodes utilisées après le forage

• La   sismique   de   puits   (V.S.P.)   permet   de   mettre   en   évidence   des   formations   sous­ compactées. La vitesse des ondes sismiques augmente avec la compaction de la roche. • Les   échantillonneurs   de   fluides   de   formation   prennent   des   échantillons   du   fluide interstitiel et permettent de mesurer la pression de pore. • Les essais de puits (D.S.T.) permettent de mesurer la pression de pore.

3.3.8

Conclusion concernant les diagraphies différées

Certaines diagraphies permettent de détecter la présence de formations sous­compactées et de déterminer leur pression de pore. Elles ont les mêmes limitations que le "d" exponent, et elles doivent être enregistrées sur un intervalle de profondeur suffisamment long pour mettre en évidence la droite de compaction. Certains outils maintenant disponibles avec le M.W.D. permettent d'avoir les informations en continu pendant le forage.

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CHAPITRE 4

ÉVALUATION DES PRESSIONS

4.1 Évaluation de la pression géostatique La connaissance de la pression géostatique est nécessaire pour évaluer la pression de pore et de fracturation. La   pression   géostatique   en   un   point   peut   être   calculée   avec   la   formule   donnée   au paragraphe 1.6, un exemple est donné à la figure 4.1. Le calcul de la pression géostatique nécessite la connaissance de la densité des formations. Cette valeur peut être obtenue à partir des diagraphies différées. Les meilleurs résultats sont fournis par le log de densité qui mesure directement la densité de la roche. Mais généralement cette diagraphie n'est pas enregistrée dans la partie supérieure du puits car le diamètre du trou est trop grand (cet outil va mesurer surtout la densité de la boue et non celle de la formation car sa profondeur d'investigation est faible). La densité des formations peut être également obtenue avec le sonique et le neutron qui mesurent la porosité de la formation. Ces outils ont également une faible profondeur d'investigation. En absence d'informations fournies par les diagraphies, la densité peut être obtenue à partir de mesures faites sur les déblais de forage. La formule suivante est également utilisée : 2

Grad S   =   a  .   Log  Z    +   b  .  Log  Z   +   c Grad S est le gradient géostatique à la profondeur Z, a, b, c sont des constantes qui dépendent de la lithologie et de la région considérée. Elles sont calculées à partir des diagraphies de porosité (densité, neutron et sonique), Log désigne le logarithme népérien. Les valeurs obtenues par les différentes méthodes sont valables pour une région déterminée. Le gradient géostatique est plus faible en mer qu'à terre. Une erreur sur la pression géostatique va entraîner une erreur sur l'évaluation de la pression de pore et de fracturation.

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Évaluation des pressions

FIG. 4.1 Exemple de calul de la pression géostatique

4.2 Évaluation de la pression de pore Plusieurs méthodes sont disponibles pour évaluer cette pression. Les tests de formation  (DST et  échantillonneur de fluides  de formation) et les venues permettent d'obtenir la valeur de la pression de pore par lecture directe ou par simple calcul hydrostatique. D'autres   méthodes   permettent   de   déterminer   cette   pression   en   cours   de   forage.   Elles considérent une origine géostatique des pressions anormales ; la pression de pore est calculée en considérant qu'il existe une relation directe entre l'anomalie de compaction et l'anomalie de pression. En principe, ces méthodes doivent donner des résultats corrects dans des formations sous­compactées. Elles comparent l'état de compaction des différentes couches géologiques. Pour cela, il est nécessaire de connaitre la droite de compaction des argiles. Il faut donc disposer de valeurs fournies par le "d" exponent, ou par la densité des argiles, ou par les mesures de gaz contenu dans la boue, ou encore par les différentes diagraphies différées. Trois méthodes sont couramment utilisées : la méthode de la profondeur équivalente, du ratio,   d'Eaton.   Elles   sont   empiriques   et   donnent   des   résultats   assez   différents   suivant   la région considérée et suivant la valeur de la pression de pore. Pour une région donnée, il

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Évaluation des pressions

faudra   expérimenter   les   trois   méthodes   pour   déterminer   celle   qui   donne   les   meilleurs résultats.

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Évaluation des pressions

4.2.1

Méthode de la profondeur équivalente

Le principe de cette méthode consiste à associer au point B, se trouvant à la profondeur ZB dans   la   zone   sous­compactée,   le   point  A  se   trouvant   à   la   profondeur  ZA  dans   la   zone normalement compactée (figure 4.2). ZA est la profondeur équivalente du point B. On considère que l'état de compaction de la formation en B est le même que celui de la formation en A, ce qui revient à considérer que la contrainte effective verticale s'exerçant au point B est égale à celle s'exerçant au point A.

FIG. 4.2  Principe de la méthode de la profondeur équivalente En appliquant la formule de Terzaghi en A et en B, nous avons : SA  =  A + PGA et S B =  B + PGB SA et SB sont les pressions géostatiques respectivement en A et en B exprimées en bar, A  et  B  les   contraintes   effectives   verticales   s'exerçant   respectivement   en  A  et   en  B exprimées en bar,

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Évaluation des pressions

PG A et PG B les pressions de pore respectivement en A et en B exprimées en bar. En considérant que A = B, nous obtenons : PG  B   =    SB   ­   SA    +   PG  A Pour calculer  PG  B, il est nécessaire de connaître  SA,  SB  et  PG  A. Si ces valeurs sont inconnues, le gradient de pression géostatique est généralement pris égal à 0,23 bar / m et celui de pression de pore normal égal à 0,104 bar / m. Dans ce cas, la formule précédente devient : PG B = 0, 23 .  ZB - Z A  + 0,104 . Z A ZA, ZB sont exprimés en m. Prendre le gradient de pression géostatique égal à 0,23 bar / m peut introduire une erreur importante. Nous avons vu à la figure 1.10 que cette valeur est atteinte vers 3000 m à terre et au delà en mer.

4.2.2

Méthode du ratio

Cette méthode considère que le rapport de la valeur observée dans la zone sous­compactée sur   la   valeur   extrapolée   à   la   même   profondeur   à   partir   de   la   droite   de   compaction   est proportionnel à l'augmentation de la pression de pore (figure 4.3).

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Évaluation des pressions

FIG. 4.3  Principe de la méthode du Ratio

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Évaluation des pressions

Si les données du "d" exponent sont utilisées, nous avons : dn PG  = c . PGn . dco c PG

=

pression de pore à la profondeur Z exprimée en bar,

PGn =

pression de pore normale à la même profondeur  Z  exprimée en  bar  (en moyenne PGn = 0,104 . Z avec Z exprimé en m),

dcn =

valeur normale du "d" exponent à la profondeur  Z extrapolé à partir de la droite de compaction,

dco =

valeur  observée  du "d"  exponent  dans   la  zone  à  pression  anormale   à  la profondeur Z.

c

coefficient de correction.

=

Cette méthode est rapide et facile à utiliser, mais elle ne fournit pas toujours des résultats corrects. Le coefficient c a été introduit pour corriger la différence entre la valeur calculée et la valeur réelle. Ce coefficient est égal au rapport entre la valeur réelle obtenue à partir de tests de formation et la valeur obtenue par le calcul, d'où la nécessité d'avoir déjà effectuer des forages et des tests dans la région considérée. La valeur de ce coefficient peut varier d'une région à l'autre ; de plus elle peut varier au cours d'un forage si l'origine et les causes de maintien des pressions anormales changent en fonction de la profondeur.

4.2.3

Méthode d'Eaton

Cette méthode considère que la pression de pore est fonction de la pression géostatique et du rapport entre les valeurs observées dans la zone sous­compactée et les valeurs extrapolées à la même profondeur à partir de la droite de compaction. Eaton  a d'abord établi une relation empirique reliant le gradient de pression de pore, le gradient de pression géostatique et le rapport entre la résistivité des argiles. Actuellement, plusieurs relations sont utilisées : • pour le "d" exponent : do   PG = S – S – PGn . d cn c

1.2

PG

=

pression de pore à la profondeur Z exprimée en bar,

S

=

pression géostatique à la profondeur Z exprimée en bar,

PGn =

pression de pore normale à la profondeur Z exprimée en bar,

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Évaluation des pressions

dco =

valeur   observée   du   "d"   exponent   dans   la   zone   à   pression   anormale   à   la profondeur Z,

dcn =

valeur normale extrapolée du "d" exponent à la profondeur Z.

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Évaluation des pressions

• pour la résistivité :

Rsh o

=

Rsh n

=

1.2 PG  = S – S – P Gn . Rsh o Rsh n résistivité des argiles enregistrée dans la zone à pression anormale à la profondeur Z exprimée en .m,

résistivité normale des argiles extrapolée à la profondeur  Z  exprimée en .m.

• pour le sonique : PG  = S – S – PGn .  t n t o

3.0

t o =

"Temps" de transit du son enregistré dans la zone à pression anormale à la profondeur Z exprimé en s/ft,

t n =

"Temps" de transit du son extrapolé à la profondeur Z exprimé en s/ft.

Cette méthode est souvent utilisée.

4.2.4

Conclusion concernant l'évaluation de la pression de pore

L'expérience montre que la méthode d'Eaton et celle du ratio donnent des résultats très voisins pour des gradients de pression de pore inférieurs à 0,18 bar / m. Les deux méthodes précédentes   donnent   de   bons   résultats   pour   des   gradients   de   pression   de   pore   faibles (inférieurs à 0,14 bar / m). La méthode de la profondeur équivalente donne de bons résultats pour des gradients supérieurs à 0,15 bar / m. Le Sigmalog et certaines autres formules de vitesse d'avancement normalisée permettent de calculer directement la pression de pore. L'utilisation de ces formules est plus complexe et demande la connaissance de paramètres que l'on peut déterminer uniquement si la région considérée est déjà connue. Les tests de formation  et les  venues permettent de déterminer la valeur correcte  de la pression de pore. Cependant, la venue est un problème que l'on cherche à éviter. De plus, la valeur de la pression de pore calculée à partir d'une venue n'est pas toujours exacte. C'est en particulier le cas si la formation a une perméabilité très faible, ou s'il existe une zone fragile dans le découvert (il peut se produire une fracturation dans la zone fragile entraînant une éruption   interne   avant   que   la   pression   de   pore   soit   atteinte).   La   migration   d'un   effluent gazeux, qui peut atteindre une vitesse de l'ordre de 2 000 m / heure introduit une erreur dans la détermination de cette pression. La façon la plus sûre pour obtenir une valeur correcte est de faire des tests de formation qui   permettent   par   la   même   occasion   de   déterminer   la   perméabilité   de   la   formation (paramètre important pour le gisement et difficile à mesurer en l'absence de carottes).

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Évaluation des pressions

4.3 Évaluation de la pression de fracturation La   connaissance   de   la   pression   de   fracturation   en   tout   point   d'un   forage   est   une information importante. Elle est nécessaire pour : • établir le programme de forage (nombre de tubages et position des sabots, densité de la boue à utiliser au cours des différentes phases de forage), • déterminer la pression maximale admissible en tête de l'espace annulaire (P adm) en cas de   venue   et   le   volume   maximum   d'effluent   admissible   dans   le   puits   pour   pouvoir circuler la venue en sécurité, • déterminer la densité équivalente en circulation (ECD) maximum acceptable,  • estimer la pression nécessaire pour stimuler le puits, pour faire un squeeze. La   détermination   de   la   pression   de   fracturation   va   consister   à   "essayer   d'évaluer"   la direction et la valeur de la contrainte effective "globale" la plus faible à la paroi du trou. Le problème réel (cas d'une roche poreuse, hétérogène, anisotrope et non élastique) n'est pas actuellement complétement résolu.

4.3.1

Expression théorique de la pression de fracturation

Il   existe   en   tout   point   du   sous­sol   un   système   de   trois   contraintes   principales perpendiculaires entre elles. Les trois contraintes effectives  principales sont parallèles aux trois contraintes principales et définies par les relations suivantes :  1  = ' 1 + PG  2   = ' 2 + PG  3   = '3 + PG , ,  : contraintes principales perpendiculaires entre elles exprimées en bar, ', ', ' : contraintes effectives principales en bar avec ', ', ', PG : pression de pore au point considéré exprimée en bar. L'orientation dans l'espace du trièdre formé par les trois contraintes principales peut être quelconque. Les trois contraintes ne sont pas nécessairement égales entre elles et mais elles ont généralement des valeurs proches (cependant dans certaines zones de l'écorce terrestre, il peut exister un rapport de 10 entre la contrainte maximale et la contrainte minimale). En général, on considère que l'une d'entre elles est verticale et qu'elle est  égale à la pression géostatique.

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Évaluation des pressions

4.3.1.1

Redistribution des contraintes à la paroi du trou

La  présence d'un trou provoque  une "redistribution"  des  contraintes  en trois  nouvelles composantes : une composante axiale ou longitudinale, une radiale et une tangentielle (figure 1.7 et 4.4). L'expression de ces trois composantes en fonction des trois contraintes effectives principales et de l'orientation du trou dans le cas général est complexe. 

FIG. 4.4  Expression des contraintes au point M en présence d'un trou de sonde En considérant que : • le trou est vertical,  • l'une des trois contraintes principales est verticale,  • les deux contraintes horizontales sont inégales,  • le puits est rempli d'une boue qui équilibre la pression de pore de la formation, • la roche autour du trou est isotrope et possède un comportement élastique. 

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Évaluation des pressions

Les   contraintes   radiales,   axiales   et   tangentielles   effectives   en   un   point   M   situé   à   une distance r du centre du puits sont reliées aux contraintes effectives par les relations suivantes :  ' Z =  V

'1 + ' 2 ' – ' 2   a2 ' r = 1 – 2 + 1 2 2 r   ' 1 + 'H2 ' = 2

1 + a2 – r 2

' 1 – '2 2

'Z =

contrainte axiale effective,

'r

contrainte radiale effective,

=

' =

contrainte tangentielle effective,

'V =

contrainte effective verticale,

'H1, 'H2 =

1+

3 a4 4 a2 – 2 cos 2 r4 r

4 1 + 3 a4 cos 2 r

contraintes effectives horizontales avec'H1 ≥ 'H2,





angle entre la contrainte effective horizontale 'H1 et OM,

a

=

rayon du puits.

(les contraintes sont exprimées en bar, a et r en m). La contrainte axiale n'est pas influencée par la présence d'un trou. La contrainte radiale, nulle à la paroi du trou, augmente rapidement en s'éloignant de la paroi. La valeur de la contrainte   tangentielle   en   fonction   de   la   distance   à   la   paroi   du   trou   dépend   du   rapport 'H1 / 'H2. La   redistribution   concerne   une   zone   proche   du   trou.   Les   contraintes   reprennent pratiquement leurs valeurs initiales 'H1 et 'H2 à une distance d'environ 3 fois le diamètre du trou. A la paroi du trou (a = r), les relations précédentes deviennent : ' Z = ' V ' r = 0 '  = ' H1 + ' H2 – 2 'H1 – ' H2 . COS 2 La contrainte tangentielle devient (voir figure 4.4) : au point A :

'  

 = 0

= 3 ' H2 – ' H1

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Évaluation des pressions

au point B :

' 

 = 

2

= 3 ' H1 – ' H2

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Évaluation des pressions

Dans le cas où 'H1  et 'H2  ne sont pas égales, la contrainte tangentielle est minimale au point A. Elle devient négative en ce point lorsque 'H1  ≥ 3 'H2  . Dans ce cas, la roche est soumise à une contrainte de traction. Si la résistance à la traction est dépassée, la fracturation se produit quelle que soit la pression existant dans le puits. Dans le cas où 'H1 = 'H2, la valeur de la contrainte tangentielle est égale à 2 'H1 en tout point de la paroi du trou. 4.3.1.2

Effet de l'augmentation de la pression dans le puits

Soit une augmentation P de la pression à l'intérieur du puits. Suivant la qualité du cake, les contraintes seront différemment affectées. a) Le cake est efficace, le fluide de forage ne pénètre pas dans la formation La contrainte radiale en un point situé à une distance r du centre du trou augmente d'une quantité  P .

a2 r2

. 

La contrainte tangentielle diminue de cette quantité, la contrainte axiale reste inchangée. A   la   paroi   du   trou,   la   contrainte   radiale   augmente   de  P,  tandis   que   la   contrainte tangentielle diminue de P. L'augmentation de la pression dans le trou augmente la tenue des parois. Note :  Il   est   théoriquement   impossible   d'ouvrir   des   fractures   horizontales   dans   une formation non poreuse. b) Le cake est inefficace,  le fluide de forage pénètre dans la formation Les   contraintes   effectives   diminuent   d'une   quantité   égale   à   ∆P   quel   que   soit   le   point considéré. Il en est de même pour les contraintes radiales, axiales et tangentielles. 4.3.1.3

Effet de la température

La température à la paroi varie en fonction du débit de circulation de la boue dans le puits (figure 3.15). Une augmentation de la température à la paroi du trou produit une dilatation de la roche créant ainsi des contraintes thermiques dans la roche. 

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Évaluation des pressions

La contrainte axiale et la contrainte tangentielle augmentent d'une quantité   . E . T 1 –  



coefficient de dilatation thermique de la roche exprimé en °C ­ 1,

 

=

coefficient de Poisson,

E 

=

module de Young en bar,

T



Tcir ­ Tin) = différence entre la température (Tcir) à la paroi du trou créée par   la   circulation   de   la   boue   et   la   température   initiale   (Tin)   de   la   roche exprimée en ° C.

La contrainte radiale n'est pas modifiée. Le refroidissement de la paroi diminue la contrainte tangentielle et la contrainte axiale, l'échauffement a l'effet contraire. La   valeur   de   ces   contraintes   peut   être   très   élevée   dans   le   cas   de   roches   rigides.   Par exemple, pour une roche ayant un module de Young égal à 300 000 bar, un coefficient de Poisson égal à 0,25 et un coefficient de dilatation thermique égal à 0,8 . 10 ­ 5  °C ­ 1, nous obtenons une contrainte thermique voisine de 4 bar / °C. Une augmentation de la température à la paroi du trou va donc augmenter la valeur de la pression nécessaire pour fracturer la roche.  4.3.1.4

Effet de la cohésion de la roche

Une   roche   ayant   une   cohésion   interne   non   nulle   possède   une   résistance   à   la   traction Rtvaleur   déterminée   par   l'intersection   de   la   courbe   intrinsèque   et   l'axe   des   x   sur   le diagramme de Mohr)qu'il est nécessaire de vaincre pour fracturer la roche la première fois. En principe, après avoir fracturé une roche, cette résistance ne sera plus à vaincre par la suite. 4.3.1.5

Effet physico­chimique

L'hydratation des minéraux argileux s'accompagne d'une augmentation de volume créant des contraintes physico­chimiques PC à l'intérieur de la roche. L'ampleur de ce phénomène est fonction des contraintes en place et des réactions entre la boue   et   la   formation.   Certaines   boues   peuvent   provoquer   une   diminution   de   volume   des

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Évaluation des pressions

argiles (boue au potassium agissant sur des argiles sodiques). Le phénomène concerne un volume de roches autour du trou d'autant plus petit que la filtration est limitée par le cake.

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Évaluation des pressions

L'évaluation   des   contraintes   physico­chimiques   à   la   paroi   du   trou   est   délicate.   Ce phénomène sera limité par l'utilisation de boues à base d'huile. 4.3.1.6

Expression des contraintes effectives à la paroi du trou

La composante radiale est sans effet sur la valeur de la pression de fracturation, elle ne va pas   intervenir   pour   déterminer   cette   pression.   Il   y   a   fracturation   de   la   roche   lorsque   la pression dans le puits en face de cette roche deviendra supérieure à la plus faible des deux autres composantes. L'expression de la contrainte effective tangentielle et axiale à la paroi du trou au point A (point où la contrainte tangentielle est minimale) suivant les hypothèses du paragraphe 4.3.1.1 est de la forme : ' Z = ' V – P +  . E . T + Rt +  PC 1 –  '  = 3 ' H2 – ' H1 – P +  . E . T + R t +  PC 1 –  La fracturation se produira quand la plus faible de ces deux contraintes sera annulée. Cette fracture va se développer dans un plan perpendiculaire à cette contrainte. Si la valeur de la pression   de   fracturation   dépend   de   nombreux   paramètres,   l'orientation   de   la   fracture   ne dépend que de l'orientation des trois contraintes effectives et de leur valeur respective.  La fracturation se produira dans un plan horizontal si 'V <  '<  'ellese produira dans un plan vertical dans les autres cas. 4.3.1.7

Influence de l'inclinaison et de l'azimut du puits

Pour obtenir les expressions du paragraphe 4.3.1.6, nous avons considéré que le trou et l'une des trois contraintes principales étaient verticales. La redistribution des contraintes à la paroi du trou est modifiée suivant l'azimut et l'inclinaison du trou. Dans le cas d'un champ où   '  ''V  , la pression de fracturation diminue lorsque l'inclinaison du puits augmente (voir figure 4.5).

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Évaluation des pressions

FIG. 4.5  Influence de l'inclinaison sur la pression de fracturation ('H1 = 'H2 = 0,7 'V) Dans un champ de contraintes à composantes horizontales égales, l'azimut du puits n'a pas d'importance. Dans un champ de contraintes inégales, la valeur de la pression de fracturation diminue pour certains azimuts. En   conclusion,   la   détermination   de   la   pression   de   fracturation   est   complexe.   Il   existe encore de nombreux points obscurs dans la compréhension des phénomènes de stabilité de la paroi   du   trou   et   de   fracturation   hydraulique.   Suivant   l'état   des   contraintes   naturelles (contraintes tectoniques en place, état de cohésion de la roche) et des contraintes induites (contraintes thermiques, physico­chimiques, qualité du cake), elle peut prendre des valeurs très différentes. En général, elle est comprise entre 70 et 110 % de la pression géostatique.

4.3.2

Différentes   méthodes   utilisées   pour   calculer   la   pression   de fracturation

Il existe dans la littérature un grand nombre de méthodes  pour calculer la pression de fracturation. Ces méthodes sont généralement basées sur des hypothèses fausses et elles ne tiennent pas compte d'un grand nombre de paramètres non négligeables. La dispersion des résultats obtenus par les différentes méthodes montre leurs limites.

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Évaluation des pressions

• la méthode d'Hubberts et Willis (1957) Ils considèrent que la pression géostatique est la contrainte maximale, que la pression de fracturation   est   égale   à   la   plus   faible   des   deux   contraintes   horizontales   (contrainte comprise entre 1/2 et 1/3 de la contrainte géostatique verticale). La formule suivante est utilisée :

F

=

F  = 1 à 1 S – PG + PG 4 2 pression de fracturation en bar,

S

=

pression géostatique en bar,

PG

=

pression de pore en bar.

Cette   méthode,   qui   peut   être   valable   dans   des   cas   particuliers,   donne   des   résultats inférieurs à la réalité. • La méthode de Matthews et Kelly (1967) Les formules suivantes sont utilisées : F  = K ' v + PG    ou    F  = K ( S –PG) + PG ' K  = ' H   : coefficient de contraintes effectives, V 'H et 'V contrainte effective horizontale et verticale. Des courbes de K ont été établies pour différents champs (voir figure 4.6). K varie en fonction de la profondeur et de la lithologie de la formation.

FIG. 4.6  Courbes établies par Matthews et Kelly au Sud Texas et Louisiane

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Évaluation des pressions

En général, cette méthode fournit des résultats plus élevés que la réalité. • La méthode d'Eaton (1969) La formule suivante est utilisée : F =

    'V  1 - 

+ PG

ou  F =

    1 -  

S

- PG  + PG



=

coefficient de Poisson de la formation,

'v

=

contrainte verticale effective,

PG

=

pression de pore.

Des courbes du coefficient de Poisson en fonction de la profondeur ont été établies pour différents champs. • La méthode d'Anderson (1973) établie une relation entre le coefficient de Poisson et l'argilosité de la formation et tient compte de la porosité. • La  méthode   de   Cesaroni  (AGIP,   1981)   utilise   3   formules   différentes   suivant   le comportement mécanique de la formation. • La méthode de Daines (1981) ajoute une contrainte tectonique. • La  méthode   de   Breckels   et   Van   Eckelen  (1984)   établit   une   corrélation   entre   la contrainte horizontale, la profondeur, la pression de pore normale et la pression de pore existante. • La  méthode de Bryant  (1983) est une modification  de la méthode de Matthews  et Willis, elle tient compte de l'influence de la pression de pore. Toutes   ces   méthodes   donnent   des   résultats   peu   fiables.   Beaucoup   de   paramètres   sont négligés. Elles doivent être utilisées avec beaucoup de précautions.

4.3.3

Test d'injectivité dans le découvert

Il est actuellement impossible de connaître la valeur (même approchée) de la pression de fracturation en tout point d'un puits. En cours de forage, on essaie d'évaluer cette valeur en pratiquant des tests d'injectivité où l'on prend soin de ne pas fracturer la formation. On se contente généralement de faire un test dans le découvert après avoir foré quelques mètres en dessous du dernier cuvelage descendu.

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Évaluation des pressions

4.3.3.1

Diagramme de fracturation et interprétation de la courbe de pression

Le puits est mis progressivement en pression. L'évolution de la pression en tête du puits est notée   en   fonction   du   volume   ou   du   temps   de   pompage.   Dans   le   cas   d'une   formation imperméable ou peu perméable, le diagramme type de l'évolution de pression est représenté à la figure 4.7.

FIG. 4.7  Diagramme type de fracturation hydraulique d'une formation. Section AB :

La  pression  augmente  de façon  linéaire  avec  le volume  pompé,  cette augmentation correspond à la compression de la boue, à la dilatation du tubage et de la formation. (La compressibilité de la boue varie avec le type de boue, la température et la pression. Elle est de l'ordre de 3 à 7 l / bar / 100 m3).

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Évaluation des pressions

Section BC : 

A   partir   du   point   B,   l'augmentation   de   pression   est   plus   faible   et   a tendance à diminuer en fonction du volume pompé, le fluide de forage pénètre dans la formation. PI est la pression de début d'injection dans la formation.

Section CD :

Au point C, la pression atteint sa valeur maximale, POF, qui correspond à la pression d'ouverture des fractures ou pression de fracturation. A la pression  POF,   la   formation   se   fracture.   En   général,   la   pression   chute brutalement et se stabilise à la pression PPF, pression de propagation des fractures, si le pompage est maintenu.

Section DE :

Si   le   pompage   est   arrêté   au   point   D,   la   pression   va   diminuer   et   se stabiliser   à   la   valeur  PFF  (valeur   en   statique   de   la   pression)   qui correspond à la pression de fermeture des fractures. En dessous de cette valeur, la formation n'absorbe plus de fluide.

Section EF :

Elle correspond à la purge de la pression dans le circuit. Pendant cette phase, il est important de mesurer le volume de fluide en retour afin de savoir si la formation a absorbé ou non du fluide.

On constate que, dans le cas de roches fortement consolidées, la pression d'ouverture des fractures  POF  est proche de la pression de début d'injection  PI. La pression  POF'  nécessaire pour réouvrir les fractures existantes sera inférieure à la pression  POF  qui a été nécessaire pour  ouvrir   ces   fractures   la   première   fois,   la   cohésion   interne   de   la   roche   n'étant   plus   à vaincre. La différence entre POF et POF' correspond à la résistance Rt de la roche en traction. Cette résistance à la traction peut atteindre plusieurs dizaines de bar dans le cas de roches fortement consolidées. Si la fracturation se produit dans ce type de roche, la tenue de la paroi à la pression sera considérablement réduite. Il est donc fortement recommandé de ne pas fracturer ces roches. La pression de propagation PPF reste identique. Les pressions PI, POF, PPF, PFF sont des valeurs lues en surface (en tête de tige ou en tête de l'espace annulaire suivant la procédure utilisée pour réaliser le test). Pour connaître la valeur  de ces  pressions  en face  de la  formation  considérée,  il  suffit d'ajouter  la  pression hydrostatique exercée par la colonne de fluide se trouvant entre la surface et la formation au moment du test.  Le diagramme aura une allure différente dans le cas de formations très perméables ou naturellement fracturées ou encore non consolidées (voir figure 4.8). Au delà d'une certaine valeur légèrement supérieure à PI, la pression se stabilise, le fluide pénètre dans la formation mais il n'y a pas nécessairement fracturation. Si le pompage est arrêté, la pression redescend à PI.   (Dans   le   cas   d'une   roche   qui   n'a   pas   de   cohésion   interne,   il   est   délicat   de   parler   de fracturation ).

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Évaluation des pressions

FIG. 4.8  Diagramme de test d'injectivité dans une formation poreuse perméable En   dehors   de   considérations   concernant   la   résistance   à   la   traction   de   la   roche   testée (résistance qui disparaît d'ailleurs dès la première fracturation), la valeur de la pression de début d'injection PI et celle de la pression de fracturation POF varient au cours de l'exécution du forage. En général, elles augmentent à cause de l'augmentation des contraintes thermiques à la paroi du trou et également à cause du colmatage de la formation (influence de la qualité du cake et de la filtration). Ces pressions devraient théoriquement reprendre leurs valeurs d'origine lorsque le puits retrouve son équilibre thermique initial (c'est généralement le cas au bout d'une quinzaine d'heures d'arrêt de circulation). 4.3.3.2

Procédure pour réaliser un test d'injectivité

Le test peut être réalisé en un point quelconque du découvert. Dans la grande majorité des cas, il est effectué quelques mètres en dessous du dernier cuvelage descendu. Des procédures légèrement différentes sont utilisées suivant les opérateurs. L'une des procédures habituellement utilisée est la suivante :

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1) Aprés séchage du ciment, reforer l'anneau, le sabot et le ciment puis forer quelques mètres dans la formation (de l'ordre de 5 à 10 m). 2) Circuler   et   conditionner   la   boue   pour   avoir   le   puits   rempli   d'un   fluide   propre   et homogène du point de vue de la densité. 3) Remonter l'outil au sabot. S'assurer que le puits est plein de boue. 4) Fermer le puits sur tiges et ouvrir l'espace annulaire entre les deux derniers cuvelages par l'intermédiaire d'une vanne latérale de la tête de tubage si cela est possible. 5) Pomper par l'intérieur des tiges avec de préférence la pompe de cimentation à un débit constant compris entre 40 et 80 l /min (on évitera de se servir des pompes de forage pour réaliser ce test). Un débit de pompage plus élevé peut être utilisé en début de test suivant le volume nécessaire pour comprimer la boue du puits. 6) Enregistrer la montée de pression en fonction du volume pompé. Il est nécessaire de disposer de manomètres et d'enregistreurs suffisamment précis et correctement calibrés pour effectuer cette opération. 7) Suivant le type de test que l'on veut réaliser, la pompe sera arrêtée lorsque : • la pression atteint une valeur fixée à l'avance et considérée comme suffisante pour faire face aux problèmes attendus au cours de la phase de forage. Cette valeur sera inférieure à la pression  PI  (voir figure 4.9). Dans ce cas, on effectue un essai de pression ou limit test ou formation integrity test (FIT). • ou lorsque trois ou quatre points consécutifs s'écartent de la droite de compression du fluide de forage. Le point de divergence marque la valeur PI de la pression à partir de laquelle il y a injection dans la formation. Il est impératif d'arrêter la pompe avant d'atteindre la pression de fracturation POF (voir figure 4.10). Dans ce cas, on effectue un test d'injectivité ou leak off test (LOT). 8) Après   l'arrêt   de   la   pompe,   maintenir   le   puits   en   pression   pendant   un   temps suffisamment   long   (environ   une   dizaine   de   minutes)   pour   s'assurer  que   la   pression enregistrée reste constante. Dans le cas d'un essai de pression (FIT), la pression doit rester constante ou diminuer légèrement du fait de la disparition des pertes de charge dans le circuit (voir figure 4.9). Dans le cas d'un essai d'injectivité (LOT), la pression doit diminuer progressivement pour se stabiliser à  PI  (voir figure 4.10), pression en dessous de laquelle la formation cesse d'absorber du fluide. 9) Purger la pression et comparer le volume de fluide en retour avec celui pompé afin de déterminer le volume absorbé par la formation.

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Évaluation des pressions

FIG. 4.9  Essai de pression sans atteindre la pression de début d'injection Suivant les opérateurs, les procédures vont différer sur les points 5 et 6 : • Pour le point 5, certains préférent pomper la boue dans l'espace annulaire par la kill line. • Pour le point 6, certains préférent : a) pomper 40 à 80 litres dans le puits, arrêter la pompe, b) attendre   quelques   minutes   pour   obtenir   en   tête   de   puits   une   pression   stabilisée   en statique et enregistrer cette pression, c) répéter a et b, construire la courbe d'évolution de pression en fonction des volumes pompés. Le point le plus fragile d'un découvert doit être situé au sabot du dernier cuvelage. Donc, on   considère   généralement   que   le   test   d'injectivité   effectué   en   ce   point   après   avoir   foré quelques mètres dans la nouvelle formation permet de déterminer la valeur la plus faible que l'on puisse rencontrer dans le découvert pour la pression de début d'injection et pour celle de fracturation. 

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Évaluation des pressions

Cependant pour ancrer une colonne de cuvelage, on choisit généralement une formation consolidée   et   peu   perméable.   Pour   le   test   d'injectivité,   on   se   contente   souvent   de   forer quelques mètres dans la formation sous le sabot sans se préoccuper s'il y a changement ou non des caractéristiques de la roche (lithologie, porosité, perméabilité). Le test sera donc en général réalisé dans une formation peu perméable, il permettra surtout de tester l'étanchéité de la cimentation autour du cuvelage.

FIG. 4.10  Diagramme de test d'injectivité ou leak off test En cours de forage, on peut être amené à traverser des formations plus fragiles que celle testée au sabot (éventuellement la première zone perméable rencontrée sous le sabot si elle n'est pas trop loin de ce dernier, zones à pertes, zones naturellement fracturées, etc.). Dans ce cas, des essais de pression du découvert seront justifiés. En fonction des résultats de ces tests, on pourra décider de poursuivre le forage ou de l'arrêter pour poser une colonne technique supplémentaire ou encore de consolider au ciment la zone fragile si elle n'est pas trop épaisse et bien isolée dans un contexte résistant. La procédure pour réaliser cet essai est la suivante : • •Arrêter le forage.

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• •Procéder comme indiqué pour la procédure du test au sabot à partir du point 2.

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Évaluation des pressions

Cette méthode permet de tester le découvert dans son entier. L'interprétation est d'autant plus difficile que le découvert est long et comporte des zones perméables. On peut être amené à faire des tests sélectifs en utilisant un packer afin d'isoler les couches perméables.

4.3.4

Ordre de grandeur des fracturations hydrauliques

Dans le cas de fractures horizontales, l'épaisseur de la fracture ouverte est de l'ordre de quelques mm et la profondeur de l'ordre de quelques dizaines de mètres, son extension est circulaire. Dans le cas de fractures verticales, l'épaisseur de la fracture ouverte peut atteindre 1 à 2 cm, la hauteur est variable et peut atteindre quelques dizaines de m, la profondeur quelques centaines de m (jusqu'à un km dans le cas d'opérations de fracturation massive).

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