IAP Formation [PDF]

Zitiervorschau

SONATRACH/ INSTITUT ALGERIEN DU PETROLE CORPORATE UNIVERSITE

DIRECTION ECOLE DE BOUMERDES UFR: Géosciences , Géophysique & Réservoir

Cours de GEOLOGIE DE SONDE (Wellsite Geology)

Par: Samir AOUIMER Enseignant Formateur

Mud Logging et Cabine Géologique Définition et objectifs Aspect générale de la cabine géologique •

Partie Engineering des données

•

Partie Géologie

•

Système Gaz

Master log Wireline Logging Définition et objectifs Les différentes opérations logging Test de production du puits ou DST Objectifs et Principes

•

Programme de DST.

•

Digramme de Test.

La supervision Géologique Description des fonctions du Géologue Superviseur (Wellsite Taches et Responsabilités Préparation sur base avant la mission Sur site de forage Relation avec le Superviseur Forage (Company man) Sécurité Supervision Du Mud Logging Vérification Générale de la cabine Vérification du matériel consommable et en réserve Vérification spécifique Hydraulique – Détection gaz – autres paramètres Travaux de routine du Géologue Superviseur

•

Les rapports

Geologist)

•

Analyse des échantillons de cuttings et carotte

•

Master log

•

Décisions de carottage, extraction et envoie de carottes.

Supervision Wireline logging Supervision de test de puits (DST)

Objectifs : ·Connaitre les différentes Opérations Géologiques (Mud logging) & Électriques (Diagraphies) sur site de forage, ainsi que les Essais du Puits en Cours de Forage (D S T).

·Maitrise de la Supervision et l assistance aux opérations Géologiques et Électriques (Diagraphies) sur site de forages. · Prendre des décisions importantes tell que: Cotes de carottage, cotes sabot de tubage, cote d arrêt de forage, etc. · Supervision des tests de production des puits en cours de forage (DST). · Initiation au domaine de forage.

• MUD LOGGING

•

Définition et objectifs:

Le terme mud logging est composé de 02 mots: Mud qui signifie Boue et Logging qui signifie enregistrement de données. Exactement le terme mud logging = enregistrement de données ou informations acheminées par la boue de forage. ÉVALUATION GÉOLOGIQUE:

•

Des formations ou couche traversées par le forage, en déterminant les tops de ces dernières, leurs épaisseurs et lithologie, et leur contenance en indices d’hydrocarbures. •

INGENIERIE DU FORAGE:

En assurant un bon suivit de l’évolution des paramètres de forage et l’optimisation de ces derniers pour la bonne réalisation du puits, en un temps de réalisation minimale et conditions de sécurité optimale (0 accident de travail, 0 temps non productif «NPT» et excellente architecture du puits).

Les principaux objectifs d’un service mud logging sur chantier de forage sont:

Ces services sont assuré par un équipement spéciale qui est la cabine géologique (ou unité Mud Logging) et son personnel.

•

Aspect général de la cabine géologique:

La cabine mud logging doit être très proche des tamis vibrants, pour faciliter la récolte des échantillons et la maintenance de installations extérieur (capteurs et boites de jonction) en minimisant le déplacement du personnel. •

Personnel de l’unité mud logging: Data engineer:

•

Il est le premier responsable de la cabine et des équipements mis à la disposition de l'équipe.

•

Installe la cabine: capteurs et equipements informatiques.

•

Configure les equipements informatiques et y saisit les données.

•

Il calibre les capteurs.

•

Remédie aux dysfonctionnements (première Maintenance).

•

Contrôle l'évolution des paramètres et signale les anomalies au company man.

•

Commande et réceptionne les equipements.

•

Établit les documents de travail: Rapports (journaliers, hebdos), attachements, inventaires…

•

Assiste aux briefings organise sur rig.

•

Rend compte à sa hiérarchie.

NB : Un des deux DATA ENGINEERS est désigné généralement comme premier responsable (Unit Manager). Mud logger: •

Travail en collaboration directe avec le géologue sur site.

• collecte les échantillons de cuttings selon un pas d'échantillonnage recommandé par la company d'exploration ou développement. • Participe avec le géologue dans: l’analyse les échantillons sur microscope, la description lithologique et la détermination des tops des formations géologique traversées durant le forage. •

Faire des mesures de calcimetrie et de fluorescence sur les échantillons.

•

Rapporte toute les informations géologiques sous forme d’un log (MASTER LOG).

•

Aide le data engineer dans toutes ces taches.

Position de la cabine Mud Logging sur chantier

Vue générale de l’intérieur d’une cabine géologique

•

Le système d’acquisition de données (partie data engineering):

Assure les mesures directes de touts les paramètres de forage et le calcule d’autres paramètres très importants dans l’engineering de forage. Dont les paramètres mesurés directement sont: •

Poids au crochet Hook Laod.

•

Vitesse de rotation RPM.

•

Couple TORQUE.

•

Position du moufle Hook Position.

•

Pression d’injection SPP.

•

Pression dans l’annulaire Csg Pressure.

•

Débit de sortie Flow Out.

•

Coups de pompe SPM.

•

Volumes dans les bacs.

•

Densité in et out.

•

Température in et out.

•

Total gaz chromatographie et H2S.

Et les paramètres calculés sont: •

Poids sur l’outil (WOB) calculé à partir du poids au crochet.

•

Vitesse d’avancement (ROP) à partir de la position du moufle.

•

Débit d’injection ou d’entrée (Flow in) à partir de nombre de coups de pompes SPM.

• Les volumes: intérieur tiges (capacity), espace annulaire (annular volume), l’acier des tiges (steal volume) et le volume du puits total (Hole volume). •

Volume pour arrivée au fond (Down Hole Volume)

• Temps de remonté (Lag time ou bottom up) calculé en fonction du débit, les volumes précédents, les caractéristiques de boue.

Pour chaque paramètre mesuré, un capteur spécifique est installé sur le rig dans son endroit spécifique, émettant ainsi un signal électrique. Reçu par une unité d’acquisition de données (DAU), ensuite traité et configuré sur un serveur (CPU), stockant ainsi les données (base de données en temps et en profondeur), et envoie ces dernière sous forme numérique et graphique sur des stations.

schéma montrant le parcourt d’un signal depuis le capteur jusqu’à l’affichage numérique et graphique (système DATALOG).

•

Les capteurs:

•

Poids au crochet. Poids sur l'outil

On assimile la différence de poids mesuré au crochet, la différence entre le poids de la garniture suspendue dans la boue et le poids avec l'outil posé (Hook Load = String Weight – Weight On Bit). Ceci est approximativement exact dans les puits verticaux, mais certainement faux dans les puits très déviés. La mesure du poids au crochet est effectuée à partir des mesures de tension du brin mort par une cellule à pression hydraulique. En général, le capteur utilisé (50 bars) est directement branché sur le circuit de mesure du foreur. La traction exercée sur le câble est transformée en une pression dans un circuit hydraulique. Le capteur constitué par une jauge hydraulique de contrainte installée sur ce circuit, donne un signal électrique que l’on peut calibrer en poids.

•

Vitesse de rotation

Une pulsation électrique est générée à chaque rotation de la table par un leurre solidaire de celle-ci, ou de l’arbre d’attaque et un détecteur de proximité. L’intégration du nombre de pulses électriques en un temps donné indique la vitesse de rotation. Bien entendu dans le cas d'un moteur de fond, la vitesse de rotation peut être déduite des mesures de débit pour les moteurs volumétriques.

•

Torque sur les tiges

Comme le poids, le couple en surface n'est pas transmis intégralement sur l'outil de forage, mais la mesure de surface est la seule possible actuellement.

Un capteur à effet Hall est installé autour du conducteur d’amenée du courant (mesure de la consommation de courant électrique par le moteur de la table de rotation). Il est à signalé que ce capteur ne marche pas sur les câbles blindés et à armature métallique. Un capteur à effet hall donne un signal lorsqu'il détecte un champs magnétique ou une pièce métallique. Si un courant Io traverse un barreau en matériau conducteur ou semi-conducteur, et si un champ magnétique d'induction B est appliqué perpendiculairement au sens de passage du courant, une tension Vh, proportionnelle au champ magnétique et au courant Io, apparaît sur les faces latérales du barreau. Les électrons sont déviés par le champ magnétique, créant une différence de potentiel appelée tension de Hall. Le champ magnétique déforme la trajectoire des électrons car il engendre une force (e ) La tension de HALL est beaucoup plus importante dans les semi-conducteurs que dans les métaux. •

Vitesse d'avancement / profondeur La vitesse d'avancement est l’un des principaux paramètres enregistrés en cours de forage. Elle est

assimilée à la rotation d’un organe mécanique en supposant un lien direct entre l’outil et le mouvement observé en surface. Le capteur de proximité (ou capteur de profondeur) est placé sur le treuil (draw works) en indiquant le Hook position, la position de l’outil, le sens la profondeur, le ROP et la vitesse de déplacement du moufle.

•

Pression entrée et sortie

La pression de la boue est mesurée à l'aide de capteurs sur le manifold de plancher pour obtenir la valeur d'entrée (Stand Pipe Pressure) et sur choke manifold pour obtenir la valeur de sortie (CASING PRESSURE). Le capteur à l’injection doit être compatible avec la pression maximum de fonctionnement du système de refoulement (400 bars). Le capteur annulaire doit être aussi compatible avec la série de la tête de puits pour permettre des mesures correctes. Les jauges utilisées transforment la pression en signal électrique.

•

Débit entrée et sortie

La mesure des débits est très importante. Elle permet en effet : •

de connaître, par différence, les pertes ou les venues qui peuvent se produire en cours de forage.

•

de calculer le temps de remontée des informations (lag time).

a. débit entrée : La méthode la plus simple consiste à compter le nombre de coups de pompe. Connaissant le volume injecté à chaque coup et le rendement de la pompe, le débit pourra être calculé. Il est facile de mesurer le nombre de coups de pompe par des détecteurs de proximité ou des contacteurs électriques. b. débit sortie : C’est un paramètre difficile à mesurer de manière précise. Les débitmètres existants, mesurent le pourcentage de passage du fluide en fonction de la déflexion de la palette (0-100%). Si la section de passage au droit du débitmètre est partiellement obstruée par des dépôts de déblais, la mesure est erronée. La mesure, combinée du débit d'entrée et du débit de sortie, permet d'obtenir une mesure de débit différentiel.

•

Densité entrée et sortie

Les appareils les plus courants utilisent la pression hydrostatique différentielle entre deux capteurs placés à des hauteurs différentes dans une colonne de boue. On peut placer un capteur sur le bac actif et un second à la sortie du puits, dans le Mud Box du tamis vibrant, et avoir ainsi un enregistrement permanent. Les mesures permettent : - un contrôle précis et continu de la densité de la boue sous forme d'un diagramme corrélable avec les autres diagraphies. - la mise en évidence des bouchons de gaz. - la détermination et le contrôle rapide des durées de cycles au moyen des bouchons d'ajout de tige.

•

le

contrôle continu du traitement de la boue.

•

Température entrée et sortie

La température de la boue à l'entrée et à la sortie est maintenant enregistrée systématiquement à l'aide de cannes thermométriques à filament de platine protégé par une gaine inoxydable d'acier. Les valeurs différentielles et le gradient de température peuvent être calculés pour renseigner sur la proximité d'intervalles à pression anormale. Il renseigne également sur les venues de gaz qui se manifestent par une baisse de la température due à la détente du gaz.

•

Résistivité entrée et sortie :

L’évolution de cette mesure permet de détecter tous les phénomènes faisant varier la teneur en ions dans la boue, en particulier : présence des formations salifères, venues d’eau de formation ou de gaz acides. La résistivité est maintenant facilement mesurable en continu grâce aux boucles à induction. Ces boucles sont montées sur une tige et plongées dans la boue. En fait, elles mesurent la conductivité (0 ¸ 300 m Siemens/cm), mais cette dernière est facilement convertie en résistivité qui est plus utilisée en interprétation. On notera la compensation automatique qui ramène les lectures à 25° C.

•

Niveau des bassins et capteurs de volume :

La mesure du niveau des bassins s'effectue habituellement à l'aide de flotteurs qui actionnent des potentiomètres. Un certain jeu dans le mécanisme de transmission du mouvement permet d'éviter un frottement permanent du curseur du potentiomètre par suite des vagues qui prennent naissance sur les bassins. Il existe cependant des capteurs plus sophistiqués, les capteurs soniques basés sur la mesure du temps de propagation d'une onde haute fréquence émise par le capteur et lue par celui-ci après réflexion à la surface du fluide stockée dans le bassin. Dans les deux cas, la mesure peut s'effectuer sur six ou même huit bassins selon les installations. Un calculateur donne en permanence le volume total et la variation de ce volume. Un contacteur permet la sélection d'un seul bassin au choix de l'opérateur. Une double alarme de "bas niveau" et de "haut niveau" est généralement disponible pour alerter l'opérateur en cas de perte de boue ou de venue de fluide. Pour le bac de manœuvre ou Trip Tank, bac de petite surface mais profond d'un volume d'une dizaine de mètres cube, il permet de mesurer de petites variations de volume (volume acier) en cours de manœuvre (descente ou remontée de garniture ou de tubage). Généralement le capteur sonique est utilisé pour le trip Tank. •

Détection deH2S :

On rappelle que l'hydrogène sulfuré H2S (d=1.17) est un gaz extrêmement dangereux, la concentration maximale admise dans l'atmosphère est 20ppm. Son odeur repoussante très caractéristique d’œufs pourris est perceptible dès 0,03ppm et devient très intense à partir de 1ppm. L’odeur désagréable disparaît vers 200ppm en raison de l’anesthésie du système olfactif, et l'inhalation d'air pollué à cette concentration ou plus peut être mortelle. Les effets de H2S sur l’organisme humain dépendent de sa concentration dans l’air.

- 100ppm : perte de l’odorat dans les 3 à 15mn avec brûlures aux yeux et à la gorge. - 200ppm : perte rapide de l’odorat et sensation de piqûre yeux et à la gorge. - 500ppm : troubles de l’équilibre avec difficultés respiratoires rapides. - 700ppm : perte de connaissance rapide, suivie de la mort si il n’y a pas de secours rapide - 1000ppm : atteinte du système nerveux irréversible puis mort si aucun immédiat. Un capteur pour l'hydrogène sulfuré est, en général continuellement en service en cours de forage. Son utilité est double : - mesurer la teneur de la boue en H2S ; • mesurer aussi la teneur en différents points du chantier (cave, goulotte) et aussi dans la cabine pour raison de sécurité. •

•

LISTE DES MESURES

Classées selon différentes opération Poids sur l’outil Vitesse de rotation Débits (entrée-sortie-différentiel) Couple

PARAMÈTRES DE CONSIGNE

Pression injection Vitesse avancement Volume dans les bassins Coups de pompe / minute Densité (entée/sortie)

VARIABLE DE SURVEILLANCE •EN FORAGE

Poids au crochet Vitesse du moufle Volume trip tank Couple de vissage Poids au crochet Pression annulaire Coups de pompe (totaliseur ou total strks) Bac de manœuvre Température (entrée – sortie) Conductivité (entrée – sortie) détecteur gaz chromatographe H2S

•EN

MANŒUVRE

•EN • EN

TUBAGE

DE VENUES

VARIABLE DE CONTRÔLE "GÉOLOGIQUE "

•

•

La surveillance géologique (partie géologie):

Détection Des Gaz en Forage

Parmi les nombreux paramètres qui sont enregistrés en cours de forage, la détection du gaz est certainement celui qui a sensibilisé et qui sensibilise toujours à la fois foreurs et géologues.

C’est une préoccupation permanente qui s’explique par des problèmes de sécurité qui touchent les personnes et les puits, et par le fait que la quantité et la nature du gaz qui sera détecté et analysé sont des éléments très importants pour le géologue d’exploration. •

Recherche et identification des gaz dans la boue de forage

Gaz libérés (cuttings gaz): L’invasion de la formation par le filtrat de boue repousse en partie les hydrocarbures éventuels du front de taille et de la paroi du puits. Les hydrocarbures résiduels restent en place et se retrouvent dans les déblais quand la roche est broyée. Si du gaz est présent dans la formation, l’action mécanique de l’outil libère en partie ce gaz qui est véhiculé par la boue de forage. Celui-ci sera détecté et analysé en surface. Une quantité non négligeable de ce gaz pourra être piégée dans la porosité et préservée par l’humidité présente autour des déblais. Durant un carottage, le volume de roche broyée par l’outil étant peu important, la quantité de gaz libéré dans la boue sera faible. Par contre une quantité importante de gaz restera au sein de la carotte. La décompression de cette dernière au cours de son cheminement vers la surface aidera la libération du gaz. Les dégagement de ces gaz peuvent durer quelques heures voire après la sortie de la carotte. L’expérience montre qu’une carotte n’est en général que partiellement envahie par le filtrat de boue et que les hydrocarbures contenus dans celle-ci, peuvent être comparés à ceux de la formation vierge.

Gaz de formation (P FORM > P HYDR ): Cette situation anormale provoquée par un déséquilibre du puits est à l’origine des venues éruptives. Ces venues proviennent soit de la dernière formation forée, soit de formations forées depuis quelques temps mais devenant éruptives suite à une baisse de pression hydrostatique (pertes totales ou diminution de la densité de boue dans l’annulaire). Cas des fissures et des fractures: Fissures et fractures créent des cheminements préférentiels pour les fluides, et induisent généralement dans les formations des perméabilités supérieures aux perméabilités de matrice, si un colmatage ne réduit pas le caractère de discontinuité dans la roche qu’impliquent leur présence. Les fissures peuvent permettre de drainer des réservoirs de mauvaise qualité mais on peut également les rencontrer dans des formations compactes où elles permettent le cheminement des fluides à partir de réservoirs éloignés. Bouchon d’ajout de tige (gaz de connections): La pression différentielle appliquée sur les formations diminue et peut même s’annuler à cause de l’arrêt de circulation et du pistonnage éventuel provoqué par cette opération. Bouchon de reprise de forage (BRF): Même origine que précédemment (arrêt de circulation et pistonnage lié à la remontée des tiges). La manœuvre étant plus longue qu’un simple ajout, un bouchon plus important peut se former. D’après le lag time, on peut confirmer les phénomènes de diffusion à partir des formations moins profondes. Les gaz extraits de la boue : Ce sont essentiellement de la série des paraffines (Cn H2n+2): le méthane CH4 (C1) , l'éthane C2H6 (C2), le propane C3H8 (C3), l'Iso-butane C4H10 (iC4); Butane normal C4H10 (nC4), le Pentane C5H12 (C5). Occasionnellement on peut avoir de l'hydrogène sulfuré H2S, le dioxyde de carbone CO2 , de l'azote N et des gaz rares (hélium). En général, les gaz sont classés comme suit : Ø gaz secs : exclusivement C1. Ø gaz humides : essentiellement C1 avec des proportions variables de C2, C3, C4 et rarement des traces de C5. Ø gaz acides : contenant l’H2S qui agit comme acide sur les métaux et perturbe les caractéristiques boue. •

Dégazage des boues

Le procédé communément utilisé sur chantier est le dégazage par agitation. Le dégazeur est installé le plus près possible de la sortie de la boue du puits au niveau de la goulotte. Il agite violemment la boue afin de séparer le gaz de la phase liquide. De l’air balaie l’intérieur du dégazeur et transporte l’indice jusqu’au détecteur par aspiration de la cabine. •

Échantillonnage

Les gaz extraits de la boue par le dégazeur sont aspirés au travers d'une conduite (3mm) jusqu'à la cabine. Là, ils passent dans un système de vases permettant de les déshumidifier (silicagel) et de les dessécher (chlorure de calcium). A ce stade l'échantillon "propre" passe dans la pompe puis au travers d'un régulateur de pression et de débit pour arriver enfin au détecteur. N.B : il est impératif d’avoir toujours une seconde conduite en back up en cas de bouchage de la première.

•

Détection et analyse des gaz:

Les détecteurs de gaz sont basés sur les principes physiques suivants : La conductivité thermique et la combustion catalytique (DATALOG), l'ionisation de flammes (GEOSERVICES et HALLIBURTON). L'analyse est faite à l'aide de chromatographe qui sépare les gaz et les dose avec des détecteurs très sensibles. Les détecteurs à conductivité thermique et combustion catalytique : Dans les détecteurs à conductivité thermique, une résistance sensible à la température (tungstène, platine ou thermistance) est placée dans un flux gazeux. Un équilibre thermique est atteint quand le refroidissement de cette résistance provoqué par le passage du gaz vecteur compense son réchauffement au moyen d'un courant électrique. Cet équilibre est modifié par l'arrivée d'un gaz entraîné par le gaz vecteur (à condition que la conductibilité du gaz soit différente de celle du gaz vecteur) car la capacité de refroidissement du mélange, différente de celle du gaz vecteur seul, entraîne une variation de la résistance. Cette résistance est un élément d'un pont de Wheatstone opposé à une autre résistance où ne circule que le gaz vecteur.

Le déséquilibre de ce pont génère un signal qui indique la présence d'un gaz. Nb: Le gaz porteur pour ce type de détecteur est l’hélium. Les détecteurs à combustion catalytique comportent également deux filaments chauffés électriquement. Si on envoie de l’hélium rien ne se passe, le pont est en équilibre. D’autre part si on envoie un mélange gazeux dans la cellule, ce mélange brûle en entraînant un dégagement de chaleur, donc la résistance chauffe avec élévation de température et déséquilibre le pont. Le détecteur à combustion fonctionne pour une concentration de gaz inférieure ou égale à 5% et le détecteur à conduction pour plus de 5% (50000ppm).

Le détecteur à ionisation de flamme : Les détecteurs à ionisation sont maintenant employés dans la plupart des cabines sur les chantiers (GEOSERVICES et HALLIBURTON). Des ions sont formés par la flamme provenant de la combustion de l'hydrogène dans l'air. Si une substance carbonée (organique) est présente dans cette flamme, le nombre d'ions formés augmentent considérablement. La buse du brûleur étant une des bornes d’un circuit et une électrode collectrice l'autre, les ions produits captés par cette dernière permettent le passage du courant et indique par le fait même la présence d'un gaz. Quand un échantillon, contenant des hydrocarbures, est introduit dans la chambre, il se produit un craquage des composés organiques dans la zone chaude de la flamme, puis ionisation chimique avec l’oxygène de l’air. Ces ions produits entraînent une variation de potentielle au niveau du circuit. Cet appareil nécessite un compresseur à air et une source d'hydrogène qui est fournie par un générateur permettant la fabrication du gaz pré-cité à partir de l'hydrolyse de l'eau. Principe d’un détecteur à ionisation

•

L'analyseur chromatographique Définition de la chromatographie

C'est la séparation des composants d'un mélange de substances chimiques contenues dans un échantillon. Dans le cadre du Mud Logging nous ne nous intéresserons qu'à la chromatographie en phase gazeuse, l'échantillon étant du gaz. Les principaux éléments sont : - un injecteur

- une colonne chromatographique (tube en laiton spiralé contenant un mélange de silicagel et de squalane). - une cellule de détection. •

un dispositif de circulation inverse (refoulement de tous les gaz vers l’extérieur).

•

enregistreur.

• Principe de fonctionnement du chromatographe : L'échantillon est mélangé à un gaz vecteur ou porteur (air ® GEOSERVICES et HALLIBURTON ou hélium ® DATALOG) avant d'être introduit dans la colonne remplie de particules inertes calibrées selon une granulométrie. Les éléments constituant le mélange (échantillon + air) vont se déplacer au travers de la colonne à des vitesses différentes en fonction de leur capacité à être adsorbés ou retenus. La caractéristique principale de chaque colonne est de présenter des temps de rétention différents pour chaque type de gaz l'ayant traversé jusqu’à l'arrivée de chacun d’eux dans la chambre du détecteur (conduction pour DATALOG, ionisation pour GEOSERVICES et HALLIBURTON) à un moment bien précis du cycle d'analyse. Le pourcentage du type de gaz est fonction de la valeur du pic ou de la surface de la courbe (si le détecteur dispose d’un intégrateur). Dans le cas où le chromatographe possède deux colonnes, la première permet de séparer les gaz légers C1-C2, et la deuxième colonne permet de séparer les gaz lourds C3-nC5. En fin d’analyse, le gaz porteur est inversé ("back flush") pour repousser hors du circuit les gaz en cours d’analyse et nettoyer la colonne. Ces analyses durent 3-4 minutes pour les cabines GEOSERVICES et HALLIBURTON, et 30 secondes pour DATALOG (le temps dépend des caractéristiques de la colonne et du débit du gaz porteur). Le chromato-logger donne automatiquement cinq courbes depuis C1 à nC5 en fonction du temps. Les valeurs de concentrations sont stockées sur mémoires analogiques et peuvent être lues après digitalisation par ordinateur. Principe de la chromatographie(Chromatograme) Charte de calibration Géoservice •

LES MESURES SUR LES DEBLAIS:

•

Identification et description La surveillance géologique incombe, dans son aspect opérationnel, au Mud logger qui doit : * Identifier les cuttings remontés lors du forage et en déterminer l'origine; * Mettre en évidence la présence d'hydrocarbures dans ces cuttings; * Saisir le Master log,

Les déblais sont collectés au tamis vibrant en tenant compte du "lag time". L'échantillon de déblais prélevé par le Mud logger doit être représentatif de tout l'intervalle entre deux prélèvements. L'organigramme suivant illustre la chronologie des opérations pour chacun de ces objectifs :

La description détaillée microscopique comporte six données principales : •

type de formation : sable, argile, calcaire, etc..

•

couleur

• structure granulaire (cryptocrystallin, crayeux, massif...pour les calcaires ou pulvérulente pour l'anhydrite...). • taille des grains pour le détritique (très grossier, grossier, moyen, fin, très fin) avec le classement. •

forme (arrondi, sub-arrondi, sub-anguleux, anguleux)

•

cimentation intergranulaire (argileux, carbonaté, siliceux, quartzitique)

• dureté, compacité, consolidation (dur ou tendre, compacte ou friable, consolidé ou meuble pâteuse ou indurée, feuilletée, plastique...). •

Composants accessoires (présence de fossile, pyrite ou d'autres minéralisation).

Quant aux analyses, la fluorescence (formations susceptibles de contenir des hydrocarbures) et la calcimétrie (formations carbonatées) sont effectuées. 4.2. Détermination de la fluorescence • Fluoroscope Le fluoroscope est une boite noire éclairée par des rayons ultraviolets (lampe de WOOD). En introduisant l'échantillon à l'intérieur et en regardant à travers une ouverture appropriée aux yeux, les réflexions fluorescentes sont en fonction des couleurs émises indiquant la présence et la nature de l'hydrocarbure contenu dans l'échantillon. • Fluorescence directe Procédure de test : * Prendre une coupelle, y placer une petite quantité de cuttings lavés * Placer l'échantillon dans le fluoroscope et y déterminer : - Le pourcentage de fluorescence (observation quantitative) Surface fluorescente /Surface totale de l’échantillon en % 1 – 2% : traces 2 – 5% : faible

5 – 20%: moyen 20 – 50% : bon 50 – 70% : très bon 70 – 100%: excellent - La couleur de la zone fluorescente (observation qualitative) marron brun : très lourd orange – or : lourd jaune brun : moyen blanche : léger bleue blanche à violette : très léger • Fluorescence indirecte L’échantillon lavé et broyé est mis dans un tube à essai avec comme solvant d’hydrocarbures le trichloro-éthane ou chloroforme. La formation d'une auréole fluorescente, qui se distingue du reste du liquide, est un indicateur de la présence d'un hydrocarbure. Dans le cas contraire, la fluorescence est minérale. 4.3. Calcimétrie : 4.3.1 Principe : Les mesures de calcimétrie s'effectuent avec un calcimètre Bernard afin de déterminer la teneur en carbonates [CaCO3) et (Ca,Mg) (CO3)2 des échantillons de roche. On enregistre donc l'augmentation de pression due au dégagement de gaz carbonique en attaquant un échantillon de roche par l’acide chlorhydrique dans une cellule à volume constant. La forme et l'amplitude des courbes obtenues permettent de caractériser l'échantillon. La réaction chimique en jeu est la suivante : CaCO3 + 2HCl ® CaCl2 + CO2 + H2O 4.3.2 Mode d’emploi : L’échantillon à analyser doit être au préalable lavé et séché puis moulu finement dans un mortier. La fraction à retenir doit être de 2 décigrammes et mise dans un flacon Erlmeyer. L’acide chlorhydrique HCl (diluée à 50%) est remplie dans un tube de 3.7 cc et mise dans le même flacon que l’échantillon (sans qu’il y ait le moindre contact HCl – échantillon). Fermer hermétiquement ce flacon à l’aide du bouchon raccordé au flexible du calcimètre. On lit le repère '0' sur le tube gradué Mettre en contact l’acide et l’échantillon. On assiste alors à la réaction acide / carbonates. Faire des lectures à 1, 3 et 10 minutes. Les lectures seront corrigées à partir d’un tableau de correction (T° / lecture brute). La saisie des valeurs de calcimétrie sur ordinateur se fera seulement pour celles obtenues pour 1 et 10 min afin de retracer les courbes de calcimétrie dans le Master log par exemple.

quelques exemples de lectures corrigées pour certains échantillons de roches carbonatées

1 min

3 min

10 min

Calcaire Calcaire marneux Calcaire dolomitique

90 70 45

95 80 70

100 90 100

Dolomie calcaire

25

50

95

Dolomie Marne

10 35

30 50

90 65

Argile calcaire

05

06

10

Argile dolomie

00

07

15

Introduction des données de géologie - GEOSERVICES

A

B

A: Échantillon de cuttings(Argile noire Radioactive à la base du SILURIEN-Région In Salah B: Échantillon de cuttings (Grès siliceux, silico-quartzitique top ordovicien Région In Salah)

ROP

-

%

-

Total Gas

- Chromatography -

- Lith -

Exemple d' un Masterlog – Région In Salah. ALGERIE

Description

Remarque: La reconnaissance des formations traversées par un sondage se fait tout d'abord en exploitant les informations obtenues pendant le forage, on enregistre les paramètres suivants : Vitesse d'avancement ROP. Analyse des déblais(cuttings) pour déterminer les tops et les épaisseur de couches Analyse qualitatif et quantitatif de la boue, indices de gaz ou d'huile etc. Tous ces renseignements sont d'accès pratiquement direct. On appelle l'ensemble de ces enregistrements les diagraphies instantanées. Le Masterlog établis par le service Mud logging est un log de diagraphies instantanées. Mais on se heurte à un obstacle inévitable : la dispersion dans le temps et dans l'espace qu'impose le transit par la boue de tout échantillon venant du fond du trou, aggravée souvent par la contamination due à l'éboulement plus ou moins important des parois, il peut en résulter une grande confusion. Seul le carottage mécanique continu donne l'image exacte de la succession des couches géologiques et certaines de leurs caractéristiques physiques. Pour les forages profonds il faut de plus remarquer que l'étude des carottes n'est faite que ponctuellement sur des échantillons prélevés parfois à intervalles réguliers, d'autres fois sélectionnées en fonction de critères subjectifs. Certaines informations ne peuvent être fournies par le carottage : la valeur et la direction des pendages, la nature et la quantité exacte des fluides en place, etc. D'autre part, les opérations de carottage sont d'un prix de revient très élevé. Pour pallier ces inconvénients est apparue, en 1927, la technique des enregistrements dans les forages. On parle de diagraphies ou logging.

•

Wireline Logging (Diagraphies Différées)

• Introduction Une diagraphie est un enregistrement continu des variations d'un paramètre donné en fonction de la profondeur. Les diagraphies sont enregistrées lors d'un arrêt ou en fin de forage, et les paramètres mesurés ne sont accessibles qu'avec un certain retard sur l'exécution du forage d'où le nom de diagraphies différées. Des outils, ou sondes, conçus dans ce but, sont descendus dans le trou de forage à l'extrémité d'un câble qui assure la liaison avec les instruments de surface commandant les opérations, et groupés soit dans un camion, soit dans une cabine fixe pour les forages en mer. Pour autant que l'on sache relier les paramètres mesurés et leurs variations aux propriétés physiques et/ou chimiques des formations géologiques et des fluides contenus dans ces formations, on dispose d'un instrument sans égal pour étudier les roches et leur contenu éventuel. Il existe des relations étroites entre les paramètres physiques enregistrés et les paramètres géologiques. On peut définir un "faciès géophysique" qui est pour un niveau donné, la somme des caractéristiques vues par les diagraphies. Le "faciès géophysique" reste inchangé pour un même niveau au cours de plusieurs enregistrements successifs avec les même outils, dans le même trou. Il en résulte que la modification d'un paramètre géologique doit se répercuter sur un ou plusieurs paramètres physiques. De même, une variation de paramètre physique aura une signification géologique. Les diagraphies sont donc très utiles pour faire des corrélations de puits à puits et donnent des indications très précieuses sur les variations lithologiques. La combinaison des diagraphies instantanées et différées forme un log habillé, ce dernier est très utile pour un géologue sur site afin de pouvoir corréler.

• Applications: Les raisons pour lesquelles ont effectue des mesures diagraphiques (logging job) sont: •

Tops des formations géologiques et limites des différents faciès.

•

Détermination de la lithologie.

•

Classes et qualité des minéraux.

•

Corrélation entre les puits.

•

Cartographie des structures.

•

Détermination des pendages.

•

Résistance des roches.

•

Détermination de la direction de contrainte in-situ (Break out ou sens de déformation du puits).

•

Fréquences de fractures.

•

Porosité.

•

Types des fluides et leur salinité.

• Équipements d'enregistrement L'ensemble des équipements utilisés pour l'enregistrement des diagraphies comprend : • Un treuil volumineux et puissant, sur le tambour duquel sont enroulés plusieurs milliers de mètres de câble. Le câble est un organe essentiel dont le rôle est à la fois mécanique et électrique. Fixé à une extrémité du tambour, il se termine à l'autre extrémité par un raccord rapide qui permet la connexion mécanique et électrique avec l'outil descendu dans le trou de forage. Le câble assure la transmission, vers l'outil, de l'énergie électrique assurant son fonctionnement, et permet le retour en surface des signaux émis par l'outil. C'est le défilement du câble qui permet la mesure des profondeurs. La mesure des profondeurs est une mesure imparfaite ; le câble en effet, est soumis à des efforts considérables, il peut s'allonger sous l'effet de son poids ou par vieillissement, certains outils collent à la paroi du trou, il peut aussi y avoir des dépôts de boue sur le câble ou sur la molette. Une première chose à faire avant toute interprétation est donc de recaler les diagraphies entre elles. • Les circuits de contrôle et de commande des appareils de mesure, ainsi que les équipements de traitement de l'information. Ils sont réunis dans des "panels " que l'on met en place dans des supports adaptés en fonction des outils utilisés. • Les outils, ce sont les appareils que l'on descend dans le trou de forage, à l'extrémité du câble. Cela peut aller de la simple électrode aux outils à plusieurs patins et aux outils de diagraphies de production en prospection pétrolière. • Un système d'enregistrement, l'avancement du film ou du papier était synchrone du déroulement du câble et l'enregistrement se faisait en fonction de la profondeur. Dorénavant un enregistreur digital est utilisé. A

B

A: Typical wireline logging setup in a deep mine environment using agamma ray, density and caliper tool B: Schematic of wireline logging surface and downhole equipment

• Présentation d'une diagraphie: La présentation est très importante. Sur l'en tête du log on doit voir figurer un certain nombre de renseignements : • Le nom de la compagnie.

• Le numéro du forage et ces coordonnées. • L'outil utilisé. • Tous les autres logs enregistrés en même temps, c'est-à-dire pendant la même opération. • Depth - driller = la profondeur atteinte par le forage. • Depth - logger = la profondeur maximum atteinte par le log. • Btm log interval = La profondeur à laquelle le log commence véritablement. • Top log interval = la profondeur à laquelle le log est arrêté. • Type fluid in hole = le type de fluide remplissant le trou de forage, type de boue avec ses caractéristiques, densité, viscosité, PH, etc. • Source sample = l'endroit ou l'on a prélevé l'échantillon de boue, généralement à la dernière circulation dans le bac à boue. • Rm (de m = mud = boue) = résistivité de la boue. • Rmf (mud filtrate) = résistivité du filtrat. • Rmc (mud cake) = résistivité du mud cake. En-tete d'un Log HNGS. Exemple de présentation d'une diagraphie DATE : LOG : COMPAGNIE : FORAGE N° : Coordonnées : Pays : Altitude : Opérateur : Origine des profondeurs : Profondeur du forage : Diamètre du forage : Tubage : Nature de la boue : Provenance de l'échantillon :

Densité : Viscosité : Rm : à T : Rmf : à T : Roc : à T : Température du fond du trou (B.H.T.) : Température de surface : Temps après la dernière circulation : Autres logs effectués : Echelle verticale choisie : Vitesse d'enregistrement : Remarques : Time since last circulation = temps qui s'est écoulé après la dernière circulation jusqu'à l'enregistrement du log Permanent datum = niveau de référence Casing = tubage KB= Kelly bush

Schéma simplifié pour une présentation complète d'un log.

•

Les différentes mesures diagraphiques:

Les mesures diagraphiques les plus utilisées dans l'exploration sont:

Gamma Ray et Gamma Ray Spectrale, Densité et Neutron Porosité, Sonic, Résistivité, Polarisation Spontanée et Caliper. •

•

Gamma Ray et GR spectrale:

Mesure de la radioactivité naturelle dans les formations géologiques, cette radioactivité est émise par l'Uranium, le Thorium et le Potassium présents généralement dans les argiles et faciès argileux (silts, grès argileux, marnes, calcaires argileux, etc.). L'outil de Gamma Ray Spectrale mesure non seulement le GR totale mais aussi l'abondance en 03 différents éléments radioactifs K, Th et U. Les évaporites constitués essentiellement de sels minéraux de Potassium, sont aussi radioactifs. Mais la spectrométrie du rayonnement gamma naturel peut différencier les argiles des sels minéraux de K, ces derniers ayant une teneur en K beaucoup plus élevée que les minéraux argileux, et ne contenant pas de Th (élément insoluble), ce dernier est un indicateur de dépôts détritique. Ainsi par rapport aux évaporites, dont l'un des éléments fondamentaux est le K, la courbe de Th sera aplatie et tendra vers zéro, tandis que la courbe de K présentera un % très élevé et une forme généralement tés proche de celle du rayonnement Gamma totale. Utilité: -Principaux usages du GR-Principaux usages du GR Spectrale L'unité de mesure de GR est API (American Petroleum Institute). •

Densité (Density Log):

Mesure la perte d'énergie entre la source d'émission radioactive et le détecteur de retour des rayons gamma (GRays). Cette perte d'énergie est causée par la collision des GRays et les électrons dans la formation, la densité de l'électron est directement proportionnelle de la densité de masse de la formation (roches). Utilité:

-Principaux usages du Log Densité -

•

Neutron Porosité :

Une source de neutrons bombarde la formation, causant ainsi une dispersion et un ralentissement des neutron, ces réactions dépendent directement de la teneur en hydrogène détecté dans la formation ( étroitement liée à la contenance de la formation en eau et en hydrocarbures). Utilité:

- Principaux usages du Log Porosité -

•

Sonic log:

Mesure le temps de parcours de l'onde sonique dans la formation. Cette mesure est donnée en µs/feet. Utilité; - Principaux usages du Log Sonic -

•

Résistivité:

La résistivité électrique des roches R, est dans la plupart des cas de type électrolytique, c’est à dire que les roches conduisent le courant électrique grâce au fluide qu’elles contiennent. On peut dire que la résistivité électrique d’une roche dépend essentiellement : • de la qualité de l’électrolyte, c’est à dire de la résistivité du fluide d’imbibition Rw et, par conséquent, de la quantité de sels dissous (salinité du fluide), • de la quantité d’électrolyte contenue dans l’unité de volume de la roche, c’est-à-dire de la porosité φ, • du mode de distribution de l’électrolyte qui dépend de régularité ou non de la distribution de la porosité et perméabilité.

Utilité: - Principaux usages de la Résistivité.-

•

Potentiel Spontané ou PS (Spontaneous Potential ou SP):

Le log P.S. ou log de potentiel spontanée (S,P. en anglais), enregistre des différences de potentiel électrique dues à des causes naturelles. Ces différences sont mesurées entre une électrode de référence fixe, placée en surface, et une électrode mobile qui parcourt toute la longueur du forage. Utilité: - Principaux usages de la PS-

LISTE DES TERMES UTILISES EN DIAGRAPHIE

•

BHT Température du fond du trou [°C] ou [°F]

•

Tf Température de la formation [°C] ou [°F]

•

TD Profondeur totale [m] ou [ft]

•

d Diamètre du forage [inches]

•

di Diamètre moyen de la zone envahie [inches]

•

Rm Résistivité de la boue [Ohms.m]

•

Rmc Résistivité du mud-cake [Ohms.m]

•

Rmf Résistivité du filtrat [Ohms.m]

•

Rw Résistivité de l’eau d’imbibition [Ohms.m]

•

Rt Résistivité de la formation (zone vierge) [Ohms.m]

•

Rxo Résistivité de la zone lavée [Ohms.m]

•

F Facteur de formation sans unité

•

ö Porositι [%] ou [0-1]

•

Sw Saturation en eau (zone vierge) [%] ou [0-1]

•

Sxo Saturation en filtrat dans la zone lavée [%] ou [0-1]

•

K Perméabilité [mDarcies]

•

Ät Temps de transit [ìsec/ft]

•

ñb Densité de la formation [g/cm3]

•

ñma Densité de la matrice [g/cm3]

•

ñf Densité du fluide [g/cm3]

•

cps Coups par seconde [cps]

•

cpm coups par minute [cps]

•

m facteur de cémentation sans unité

•

n exposant de saturation sans unité

•

Essais de Puits en Cours de Forage (Drill Stem Test ou DST)

Les techniques d'exploration profonde (carottage, logs électrique et diagraphies instantanées) ne donnent que des présomptions sur la nature des fluides contenus dans les zones poreuses au fur et à mesure de leur traversée. Or, il est important de savoir avec certitude si les indices révélés proviennent d'horizons contenant de l'huile, du gaz ou de l'eau et d'estimer les débits de ces couches et leur pression statique. Ces renseignements doivent être obtenus en cours de forage et non pas à la suite d'essais de fin de sondage, car la présence ou non d'huile ou de gaz dans un horizon traversé conduit souvent à modifier la suite du programme de forage. Dans le cas d'un résultat positif, on décidera de la prise fréquente de carotte ou même d'un carottage continu du réservoir pour permettre la détermination de ses caractéristiques petrophysiques (porosité, perméabilité et saturation). Conjointement, il y aura renforcement des consignes de sécurité. Puis le programme de tubage prévoira la mise en place d'une colonne de production pour effectuer des essais de longue durée et mettre si possible le puits en exploitation. Dans le cas d'un résultat négatif, on poursuivra le forage vers des objectifs plus profonds ou on abandonnera le puits.

1- Définition: Un essais de puits ou DST est la mise en production provisoire effectuée sans modifier l'équipement des puits et permettant: •

de recueillir des échantillons des fluides contenus dans les roches,

•

d'estimer grossièrement leur débit,

•

et de mesurer les pressions des réservoirs. Ces renseignement peuvent être obtenus: •

en cours de forage,

•

après le forage,

•

après cimentation d'une colonne.

2- Principes: les fluides contenus dans les formations étant contrôlés normalement pendant le forage par la pression exercée sur les couches par la colonne de boue de forage, la réalisation d'un test impose:

• La suppression de la pression exercée par la colonne de boue sur la couche à tester, ou sa diminution jusqu'à une valeur inférieure à celle des fluides contenus dans la couche, •

la canalisation de ces fluides jusqu'en surface sans risque de pollution de la boue ou d'éruption,

• le maintient, pendant toute la durée de l'essai, sur les formation non testées, de la pression exercée en forage par la colonne de boue pour éviter leur éboulement ou la venue des fluides qu'elles contiennent, •

la possibilité d'arrêter momentanément le débit des fluides pouvant être produits, Principe d'installation de test

toutes les conditions précédentes sont réalisées par l'emploi: d'un packer: manchon en caoutchouc qui, comprimé au-dessus de la couche à tester, s'applique contre les parois du trou, assure l'étanchéité et sépare le puits en deux zones non communicantes entre elles. •

D'un train de test: ensemble d'équipements dont la vanne de test est la principale. Elle est maintenue fermée pendant la descente du train de test. L'intérieur des tiges est alors plein d'air ou rempli d'un tampon d'eau d'une hauteur déterminée. •

Lorsque le packer est ancré, l'ouverture de la vanne permet de décomprimer les fluides sous packer ainsi que ceux contenus dans la formation jusqu'à la pression qui régnait au-dessus de la vanne, soit à la pression atmosphérique, soit à la pression hydrostatique du tampon d'eau. Cette décompression se traduit alors par un débit de fluide à l'intérieur de la garniture. La fermeture de la vanne principale (sans désancrer le packer) permet d'arrêter le débit sans utiliser la pression hydrostatique de la boue. Les enregistreurs de pression descendus au fond du trou peuvent enregistrer alors la courbe de recompressions des fluides. Des appareils de mesure pour enregistrer la pression du puits sous l'ensemble des vannes de fond peuvent être: •

à la lecture différée et nécessiter la remontée du train de test pour relever les enregistrements,

•

à la lecture directe: sonde descendue au câble et connectée sur le tester.

Exemples d'architectures des puits testés: Architecture d'un puits testé en open hole Architecture d'un puits testé en cased hole

3 - Équipement et déroulement de l'opération DST:

a - Outil de Fond: •

Assure la mise en production du puits, d'une façon temporaire et en sécurité.

•

Crée un ΔP sur la formation.

•

Assure la fermeture fond.

•

Assure la protection des enregistreurs.

•

Permet la circulation des fluides.

•

Permet l'échantillonnage des fluides.

•

Permet de tuer le puits en squeeze. Ainsi, éventuellement:

•

permet la lecture en surface des paramètres fond.

•

Permet les manœuvre au câble (slikline).

•

Être associé au moyen de perforation. •

Schéma simplifié d'un Outil de fond. -

Il existe deux familles de vannes de fond: • Vanne de fond actionnée par manœuvre de la garniture: rotation, translation. Ce modèle est très ancien et non utilisée actuellement. •

Vanne de fond actionnée par mise en pression dans l'annulaire. b – Installation de surface:

•

Flow head:

- Elle assure le rôle de tête de puits provisoire. - Elle permet les manœuvres de la garniture, le travail au câble, l'arrêt automatique de la production (association avec Emergency shut down), et le raccordement des unités de pompage pour tuer le puits. •

Manifold de duses: Il permet le contrôle de débit. Il comporte deux portes duses, un fixe et un variable. Il est équipé de prise de mesures amont et aval duse. Il permet l'injection de produit pour casser les émulsions ou prévenir la formation de d'hydrates.

Il fonctionne avec P aval