Initiation Au Reservoir Engenneering Production 3 [PDF]

Zitiervorschau

Bases du réservoir Engineering www.iap.dz

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Objectifs du cours

A la fin de ce cours vous serez en mesure de :  connaitre les grandes phases de la vie d’un champs  Savoir de quoi s’agit le réservoir engineering .  Connaitre les taches de l’ingénieur réservoir.  D’avoir une vue global sur le domaine du réservoir

engineering.

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Sommaire Introduction au réservoir engineering Propriétés des roches réservoir- Pétrophysique Propriété du fluide du réservoir et les études PVT Mécanisme de drainage et Récupération primaire Estimation des réserves par la méthode volumétrique et bilan matière Récupération secondaire Récupération tertiaire (EOR) Well test Introduction à la simulation dynamique du réservoir

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Introduction Au Réservoir Engineering

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Introduction

Le développement et la production d’un champ pétrolier implique un éventail de techniques qui peuvent être groupé sous les intitulés suivants : Géologie et géophysique

Ingénierie du gisement Forage Production de fond Production de surface

Ces disciplines étant interdépendantes, il est donc nécessaire de comprendre les différentes techniques afin de faciliter la communication entre les différentes professions concernées.

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Introduction

projet de développement d’un champ (FDP) nécessite une équipe multidisciplinaire Mme L. SACI – UFR GGR - IAP

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Introduction •C’est quoi le réservoir engineering ? Après la découverte d’un réservoir Le but du l’ingénierie des réservoirs

consiste à élaborer un

projet de

développement afin d’optimiser la récupération des hydrocarbures dans le

cadre d’une politique économique globale.

Pendant la vie du champ Les spécialistes poursuivent ainsi l’étude du réservoir tout au long de la vie du

champ afin d’obtenir les informations indispensable à une production optimale du gisement.

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Introduction

Il convient d’évaluer les points suivants  Le volume d’HC en place  Les réserves récupérables (estimée selon plusieurs méthodes)  Le profil de production. Les objectifs de l’ingénierie des réservoirs  Estimation des réserves  Prévision de la production

 Optimisation du schéma de développement

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Au commencement, il y a …

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1. LA ROCHE-MÈRE • La roche-mère désigne la roche où se forment des hydrocarbures. Ceux-ci sont issus de la transformation de sédiments riches en matière organique qui se déposent généralement sur les fonds océaniques. À l’échelle des temps géologiques, les sédiments marins s’enfoncent et se

solidifient tandis que la matière organique (sous l’effet de l’enfouissement et de la température géothermique) se décompose en hydrocarbures liquides et gazeux. Généralement, une roche mère de pétrole s'est déposée dans un bassin

anoxique dépourvue d'oxygène ce qui explique les conditions favorables à la préservation de la matière organique dans les sédiments.

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Réservoirs conventionnels d’hydrocarbures

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2. MIGRATION

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3. LA ROCHE-RÉSERVOIR

La roche-réservoir se définit comme une roche où des hydrocarbures s’accumulent. Sous l’effet de la pression, les hydrocarbures de la roche-mère migrent vers la surface à travers les strates de roches sédimentaires. Au cours de cette migration, les hydrocarbures peuvent rencontrer une couche imperméable. Ils se retrouvent piégés en dessous de ce « toit » (appelé roche-couverture), au sein d’une roche poreuse et perméable qui devient la roche-réservoir. Celle ci est capable de concentrer de

grandes quantités d’hydrocarbures, aboutissant à des gisements de pétrole et/ou de gaz conventionnels.

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4. LE PIÈGE

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5. LA COUVERTURE

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Les roches impliquées dans un système pétrolier conventionnel • Pour que le système pétrolier fonctionne, les roches doivent avoir des propriétés physiques particulières:

• Pour la roche-mère – il faut une roche riche en matière organique ( Total Organic Carbon ≥ 3% et une maturation thermique adéquate). • Pour les roches de réservoir et de couverture, ce sont les propriétés physiques de la porosité et de la perméabilité qui sont importantes

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Structure du réservoir

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Carte du réservoir

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Réservoirs non-conventionnels d’hydrocarbures

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Roche-mère de gaz de schiste (gas shale)

Ce type de gisement où la couche de « schiste » est à la fois rochemère et roche-réservoir

A ce jour, seule la fracturation hydraulique permet de libérer une fraction du volume d’hydrocarbure

contenu dans la roche-mère.

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Les bassins identifiés en Algérie comme potentiels en gaz de schiste

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Le gaz compact ( tight gas)

• Le tight gas a migré de la roche-mère et a été piégé dans des réservoirs ultra-compacts de grès ou de craie, dont la porosité et la perméabilité sont très faibles souvent liées à une cimentation naturelle (bactéries)

postérieure à l’accumulation. Les pores de la roche réservoir contenant le gaz sont minuscules, et la compacité de la roche est telle que le gaz ne peut s’y mouvoir que très difficilement. • On a obligatoirement recours au forage horizontal et à la fracturation hydraulique pour le libérer.

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Gaz de charbon ou Grisou (Coal Bed Methane)

• Le "gaz de charbon" ou Grisou est

un nom donné au méthane, c’estàdire le gaz naturel, récupéré à partir des veines de charbon.

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Huile de schiste (Shale oil)

• Comme le gaz de schiste, ce pétrole est resté piégé dans la roche mère pour former un gisement de pétrole « nonconventionnel ». • On a obligatoirement recours au forage horizontal et à la fracturation hydraulique pour l’extraire.

schiste

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Huiles lourdes (heavy oil) Généré dans une roche-mère ayant eu une température inferieure à 80°C, le pétrole lourd est un hydrocarbure naturellement biodégradé. Il se caractérise par une nature visqueuse asphaltique, dense, Il est constitué de très grosses molécules incorporant environ 90%

desoufre et des métaux lourds. Il contient également des impuretés telles que de la paraffine et des résidus de carbone qui doivent être filtrés avant raffinage. Ila une viscosité qui

peut

varier

de

100

cp

à

1,000,000

cp

(centipoise)

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Schiste Bitumineux (Oil shale)

Les schistes bitumineux sont abondants, mais produire son pétrole peut être compliqué. Depuis 1800, ces roches ont été exploitées dans des installations de surface où les hydrocarbures sont extraits. Maintenant, les pétroliers développent des méthodes pour chauffer la roche in-situ et ainsi pomper le pétrole à la surface. Le schiste bitumineux est le terme donné à

cette roche sédimentaire, ayant une très fine granulométrie, contenant des quantités relativement importantes de matière organique immature (kérogène).

• C’est essentiellement une roche-mère qui aurait dû générer des hydrocarbures si elle avait été soumise durant l'enfouissement géologique aux températures et pressions nécessaires pendant un temps suffisant. Mme L. SACI – UFR GGR - IAP

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Les hydrates de méthane

La glace qui brule : Les hydrates de méthane sontils la prochaine “fantastique” réserve mondiale de gaz?

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Les hydrates de méthane

Ce composé glacé est inflammable dès qu'il fond et en présence d'oxygène ou d'un oxydant : il s’agit en effet d’une fine « cage » de glace dans laquelle est piégé du méthane issu de la décomposition de matière organique relativement récente (par rapport à celle qui a donné le pétrole et le gaz naturel) effectuée par des bactéries.

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Estimation des réserves mondiales d’ huiles

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Phases de développement des champs pétroliers conventionnel

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1. Exploration

EXPLORATION PROCESS PRODUCTION

EXPLORATION BASIN ANALYSIS

1 - 3 YEARS

PROSPECTION 3 – 5 YEARS DELINEATION 3 - 5 YEARS

REGIONAL GEOLOGY GRAVIMETRY MAGNETROMETRY GEOLOGY OF SURFACE

DEVELOPMENT DETAILED SEISMIC PROSPECT DEFINITION

DRILLING

DEVELOPMENT PLAN COMMERCIAL

PRODUCTIVITY

DECISION GATE Mme L. SACI – UFR GGR - IAP

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2. Développement

La phase développement établie les points suivants: 

Le nombre de puits à forer pour atteindre les objectifs de production.



Les techniques de récupérations à utilisé pour extraire les fluides du

réservoir 

Le système de séparation pour les fluides



Le système de traitement nécessaire pour préserver l’environnement

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3. Exploitation (production)

La période d’extraction peut varier de 15 à 30 ans et peut s’étendre jusqu’à 50ans voir plus pour les grands gisements.  augmentation de la période de production

Phase de stabilisation ’’ plateau’’ Phases d’injection (eau, gaz ou produits chimiques) pour assister la récupération des hydrocarbures et maintenir un volume de production satisfaisant Période de déplétion lorsque la production décline progressivement

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4. Déclin et Abandon

Lorsque le taux de production devient non économique, le réservoir est abandonner. Avant d’abandonner le champs les compagnies pétrolières

 Démontent les installations telles que les plateformes Mettent le puits dans un état sre Nettoient , dépolluent et réhabilitent le site

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Roche couverture et réservoir

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Caractéristiques réservoirs et fluides

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Propriétés des roches réservoir

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Sommaire -Introduction à la petrophysique -Structures et propriétés des matériaux poreux Porosité- distribution de la taille des pores -Paramètres statiques des fluides dans les milieux poreux Saturation –pression capillaire- mouillabilité Mesures électriques -Dynamique des fluides dans les milieux poreux perméabilité- perméabilité relative.

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Introduction à la Pétrophysique Notion de réservoir et de piège

HUILE/EAU

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Notion de réservoir et de piège

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Introduction à la Pétrophysique

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Introduction à la Pétrophysique

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Porosité

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Porosité

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Porosité

Rock matrix Mme L. SACI – UFR GGR - IAP

Pore space juin 2016

Porosité

Rock matrix Mme L. SACI – UFR GGR - IAP

Water

Oil and/or gas juin 2016

Exemple de porosité

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Paramètres affectants la porosité • Remblyage (Packing) • Tri (Sorting) (grains de tailles différentes) • compaction • sphéricité des particules et angularité (circularité) • Tri (tailles de grains variables) • matériaux de cimentation • Cavité, dissolution et fractures

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Remblyage

Cubic Packing of Spheres Porosity = 48%

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Remblyage

Rhombic Packing of Spheres Porosity = 27 %

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Remblyage

Packing of Two Sizes of Spheres Porosity = 14%

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Tri (Sorting)

Very Well

Well

Moderately

Poorly

Very Poorly

Sorted

Sorted

Sorted

Sorted

Sorted

SORTING

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sphéricité des particules et angularité

Porosity

Roundness and sphericity of grains

High

Low Very Angular Angular

SubSubWellRounded Rounded Angular Rounded

ROUNDNESS

Porosity Mme L. SACI – UFR GGR - IAP

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Porosité

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Mesure de la Porosité au laboratoire

Mesure sur carottes:

V

On a

On détermine donc sur un échantillon, de forme géométrique simple généralement,

deux des trois grandeurs Vp, Vm et Vb(Vt) L’échantillon le plus classique

( plug) est

cylindrique; sa section est de l’ordre de 4 à

Fraction of volume consisting of pores or voids

12cm2 et sa longueur varie entre 2 et 5 cm. Les plugs sont , au préalable lavés et Fraction of volume consistingof matrix

séchés. Mme L. SACI – UFR GGR - IAP

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b

V mV

p

Mesure de Vb.

1.Mesure de la poussée d’archimède exercée par le mercure sur l’échantillon qui y est immergé (voltometre de l’IFP) - L’appareil comporte un cadre C lié par une tige à un flotteur F qui

plonge dans un bécher contenant du mercure. 1.Un index repère R est fixé sur la tige. 2.Un plateau B est accrocher sous le cadre.

voltomètre de l’IFP

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- 1ère mesure: on pose l’échantillon sur le plateau B avec un poids W1 pour amener R au contact du mercure.

- 2ème mesure : l’échantillon est placé sus les griffes du flotteur, on place le poids W2 sur B pour ramener R au contact du mercure

Vb=(W2-W1)/ρHg ρHg : masse spécifique du mercure à la température de mesure

NB: pour que la mesure de Vb soit valable il faut que le mercure ne pénètre pas dans l’échantillon Mme L. SACI – UFR GGR - IAP

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2. Mensuration Mesure directe du diamètre d et la hauteur h d’une carotte cylindrique

Vb 

d h 2

4

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Mesure de Vm.

1. Mesure De La Poussée archimédienne exercée sur l’échantillon

par un solvant dont il est saturé. La différence des pesés de l’échantillon sec dans l’air et dans le solvant ou il est immergé donne Vm

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Mesure de Vp

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Méthodes d’Archimède Wdry

Wsat

Vp =

Wsat - Wdry fluid

Vm =

Wdry - Wsub fluid

Vb =

Wsat - Wsub fluid

=

Wsat - Wdry Wsat - Wsub

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Wsub

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exercice A clean dry sample weighing 395 g was completely saturated with brine of density of 1.07 g/cm3 ; after saturation the weight of the plug is 420 g. Calculate the porosity of the plug if the dimensions of the plug are: diameter 3.5 cm and length 10 cm.

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solution Measurement of bulk volume: Direct measurement Vb 

 d2 L 4



 (3.5) 2  10 4

 96.16 cm3

Measurement of Pore: Fluid saturation method

V p  Vbrine  Vsaturated  Vdry 

Wsaturated  Wdry

brine



420  395  23.36 cm3 1.07

Calculation of porosity Φ:



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Vp Vb



23.36  0.24 96.16

   24 %

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- Saturation

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Porosité et saturation

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Porosité et saturation

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mouillabilité

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Paramètres statiques des fluides dans les milieux poreux - saturation- pression capillaire- mouillabilité - Mesures électriques

eau

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Paramètres statiques des fluides dans les milieux poreux - saturation- pression capillaire- mouillabilité - Mesures électriques

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Paramètres statiques des fluides dans les milieux poreux - saturation- pression capillaire- mouillabilité - Mesures électriques

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Water droplets on silica grains and clays

Non wetting Wetting

Clays

Silica Mme L. SACI – UFR GGR - IAP

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Paramètres statiques des fluides dans les milieux poreux - saturation- pression capillaire- mouillabilité - Mesures électriques

Application La mouillabilité joue un rôle majeur dans le réservoir car elle conditionne la distribution

des fluides dans la structure des pores

saturations résiduelles.

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affectant les

Paramètres statiques des fluides dans les milieux poreux - saturation- pression capillaire- mouillabilité - Mesures électriques

Pc Mme L. SACI – UFR GGR - IAP

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Application 1- la pression capillaire est importante dans le réservoir engineering car c’est un facteur majeur qui contrôle la distribution des fluides dans la roche réservoir. 2- Aide à la détermination des valeurs de saturation pour les l’estimation des hydrocarbures en place.

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Dynamique des fluides dans les milieux poreux - Perméabilité- Perméabilité relative

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Dynamique des fluides dans les milieux poreux - Perméabilité- Perméabilité relative

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Dynamique des fluides dans les milieux poreux - Perméabilité- Perméabilité relative

Ordre de grandeur k < 1 md

pauvre

1 < k < 10 md

raisonnable

10 < k < 50 md

modéré

50 < k < 250 md bonne 250 md < k

très bonne

Cette échelle peut changer avec le temps,

par exemple 30ans en arrière pour K