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Département Exploitation Sonatrach /IAP Présenté par : Dr. E. H. SADOK.

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1 Département Exploitation Sonatrach /IAP Présenté par : Dr. E. H. SADOK

2 INTRODUCTION METHODOLOGIE DE DEVELOPPEMENT DES GISEMENTS D HUILE : 1)- Analyse des propri é t é s de la roche est des fluides; 2) – Estimations des r é serves en place par cubature et par Bilan Mati è re: Gisement d huile sous-satur é e Gisement d huile satur é e 3) – D é finition des r é gimes de drainage (WDI, SDI, GDI etc … ); 4) – Calcul des entr é es d eau par les diff é rentes m é thodes (Schilthuis, Van Everdirgen & Hurst); 5) – Etude des efficacit é s de d é placements, d invasion verticale & superficielle. 6) – Analyse des pr é visions de production (Decline Curve Analysis DCA). 7)- Calcul de la r é cup é ration secondaire avec maintien de pression par injection d eau ou de gaz; 8)- Calcul de la r é cup é ration tertiaire (EOR Methods) par injection de gaz immiscible ou miscible CO 2 pour (Volatile or Heavy oil). III- METHODOLOGIE DE DEVELOPPEMENT DES GISEMENTS DE GAZ : 1)- Dry Sweet Gas (MBE and AOF) 2)- Dry Sour Gas (H 2 S and CO 2 correction) 3)- Condensate Gas (CVD) IV – ETUDE DE CAS.

3 Méthodologie de Développement des Gisements dHuile : 1)– Analyse des propriétés de la roche est des fluides; 2) – Estimations des réserves en place par cubature et par Bilan Matière: Gisement dhuile sous-saturée Gisement dhuile saturée 3) – Analyse de la participation des régimes de drainage; 4) – Calcul des entrées deau par les différentes méthodes; 5) – Analyse des prévisions de production en déplétion naturelle et avec maintien de pression par injection deau ou de gaz; 6) – Calcul de la récupération à travers les différentes théories [efficacités de déplacement, dinvasion verticaleet superficielle].

4 Méthodologie de Développement des Gisements de Gaz : 1) – Analyse des propriétés de la roche et de la composition du gaz étudié; 2) – Estimations des réserves en place par cubature et par BM daprès la courbe P/Z = f (G p ) ; 3) – Etablissement de la courbe indicatrice selon la loi quadratique ou selon léquation empirique; 4) – Intereprétation des tests de puits par Back Pressure Test ou Isochronal Test; 5) – Etude des pertes de charge à travers la colonne de production; 6) – Analyse des différents étapes de production (que de production); 7) – Calcul du nombre total de puits nécessaire à lexploitation; 8) – Calcul de la teneur en produits condensables pour les gaz à condensat à travers une libération différentielle.

5 Introduction : Les réserves pétrolières et gazières continuent à jouer un rôle primordial dans léconomie des pays exportateurs. La consommation dénergie ne cesse daugmenter, cest pourquoi le développement et la gestion Monitoring de telles ressources deviennent plus quindispensable. Cest dans ce contexte, quon présente ce résumé afin dévaluer les réserves en place par les méthodes statiques et dynamiques Material Balance Equation et de prévoir les moyens adéquats damélioration de la récupération.

6 On cite à titre dexemple le gisement dGhawar en Arabie Saoudite dune surface fermée > 8000 km 2 et ses réserves sont estimées à 10 Gt (10 Milliards de tonnes). En Algérie, les réserves sont de lordre de 9.2 GBbl, doù 80% au champ de Hassi Messaoud, soit 7.4 GBbl. Parmi les pays OPEP, ceci représente 1.2 %.

7 En dautres termes, et dans un sens large, il sagit dun projet de développement initial qui sélabore en fin de la phase dappréciation ou un projet ultérieur qui modifie la stratégie de lexploitation par exemple une campagne de forage de puits intercalaires, ou la mise en œuvre dun nouveau procédé de récupération (secondaire ou tertiaire).

8 Un gisement est formé dun ou plusieurs réservoirs rocheux souterrains contenant des HC liquides et / ou gazeux, souvent dorigine sédimentaires. La roche-réservoir est poreuse et perméable, la structure est limitée par des barrières imperméables qui piègent les HC. La disposition verticale des fluides contenus dans la structure est régie par la pesanteur. Définition dun réservoir pétrolier :

9 The Reservoir

10 Ceci nécessite notamment lestimation : Des volumes dHydrocarbures en place ; Des réserves récupérables (estimées à partir de plusieurs modes dexploitation possibles) ; Des potentiels de production des puits (productivité initiale et son évolution), avec la recherche de la rentabilité optimale pour un projet donné. Lorganigramme ci- dessous permet de schématiser les différentes étapes détude de gisements :

11 Létude dun gisement a pour but, à partir de la découverte dun réservoir productif, détablir un projet de développement qui cherchera à optimiser la récupération des HC dans le cadre d'une politique économique donnée. Lorganigramme ci-dessous permet de schématiser les différentes étapes détude de gisements :

12 Image du gisement (exploration, carottes, logs and PVT). Schéma du gisement Modes de simulation de différents cas traités. Prévisions de production Développement Tests de puits Lois découlement Analogie avec dautres champs Mécanismes de récupération Récupération assistée Economie Etude dun gisement

13 Image du gisement : sera définie lorsque les formes, les limites, larchitecture interne (hétérogénéité), la répartition et les volumes des fluides contenus dans le gisement seront connus ou évalués. Ils constituent les quatre aspects fondamentaux nécessaires à lélaboration de limage du gisement (Formes et volumes ; Schéma architectural ; Schéma tectonique et Fluides.). Les techniques utilisées ont pour base la géophysique et la géologie pétrolière.

14 Les techniques de caractérisation des gisements font appel à lanalyse directe (mesure sur carottes, analyse PVT des fluides au laboratoire) et indirecte (diagraphies enregistrées pendant le forage ou la production) des informations obtenus dans le puits.

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16 ESTIMATION DES RESERVES EN PLACE ESTIMATION DES RESERVES EN PLACE

17 CALCUL DES RESERVES EN PLACE Il existe deux groupes de méthodes pour évaluer les réserves (quantités) en place : Les méthodes volumétriques Les méthodes dynamiques basées sur léquation du bilan matière (Matérial Balance Eq.). CALCUL DES RESERVES EN PLACE Il existe deux groupes de méthodes pour évaluer les réserves (quantités) en place : Les méthodes volumétriques Les méthodes dynamiques basées sur léquation du bilan matière (Matérial Balance Eq.).

18 I) - Principes des méthodes volumétriques (cubature) : Lévaluation des accumulations est rendue délicate par la complexité du milieu poreux : incertitude sur la forme exacte du gisement, peu de forage dexploration, et faible échantillonnage pour bien évaluer les données pétrophysiques (K et et So ).  La difficulté réside donc, dans la détermination des paramètres caractérisant le volume dHC en place, plutôt que dans le volume, lequel se réduit aux opérations simples ci- après :

19 CALCUL DES RESERVES EN PLACE Pour lhuile : Ces quantités sexpriment souvent en Millions de Stockage mètres cubes. - La hauteur utile ne prend pas en compte les hauteurs dues aux argiles, au silts, et celles imprégnées deau, soit : h utile = h totale – h argile – h eau CALCUL DES RESERVES EN PLACE Pour lhuile : Ces quantités sexpriment souvent en Millions de Stockage mètres cubes. - La hauteur utile ne prend pas en compte les hauteurs dues aux argiles, au silts, et celles imprégnées deau, soit : h utile = h totale – h argile – h eau

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21 Swi A

22 - le volume de la roche : Vr = A * h utile - le volume des pores : Vp = A * hutile * - le volume d HC en place = Vp * (1 –swi) - le volume d HC en surface est : Volume( conditions Fond) / Facteur de volume Fond, soit :

23 Dans le système Anglo-Saxon, les réserves sexpriment en Std Barrels, et avec : Aire en acres ; H en feet ; Bo en Bbl / Bbl ; Et comme : 1 acre = 4047 m 2 = ft 2, 1 Bbl = ft 3 ; 1 m 3 = 6.29 Bbl ; Soit : 1acre * 1 ft = 4047 * m 3 et pour avoir en Bbl, à multiplier par la formule de calcul des réserves dhuile devient :

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26 Z S Z toit Z mur ZEZE Oil Water Estimation des réserves par la méthodes des isobathes

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28 II ) MECANISMES DE DRAINAGE & BILAN MATIERE Les fluides contenus dans un gisement vierge, qui sont à une pression assez importante, sont susceptibles de se détendre. La matrice solide de la roche poreuse est également susceptible daugmenter le volume, si la pression des fluides contenus dans les pores diminue. Cette capacité dexpansion des fluides et de la roche est lagent moteur principal du drainage naturel. Ces mécanismes permettent la production dite primaire et permettent le calcul de lindice de drainage, défini comme lexpansion dun mécanisme sur la production dhuile et de son gaz associé. II ) MECANISMES DE DRAINAGE & BILAN MATIERE Les fluides contenus dans un gisement vierge, qui sont à une pression assez importante, sont susceptibles de se détendre. La matrice solide de la roche poreuse est également susceptible daugmenter le volume, si la pression des fluides contenus dans les pores diminue. Cette capacité dexpansion des fluides et de la roche est lagent moteur principal du drainage naturel. Ces mécanismes permettent la production dite primaire et permettent le calcul de lindice de drainage, défini comme lexpansion dun mécanisme sur la production dhuile et de son gaz associé.

29 Drive Mechanisms A virgin reservoir has a pressure controlled by the local gradient. Hydrocarbons will flow if the reservoir pressure is sufficient to drive the fluids to the surface (otherwise they have to be pumped).

30 As the fluid is produced reservoir pressure drops. The rate of pressure drop is controlled by the Reservoir Drive Mechanism. Drive Mechanism depends on the rate at which fluid expands to fill the space vacated by the produced fluid. Main Reservoir Drive Mechanism types are: Water drive. Gas cap drive. Gas solution drive

31 A water drive can recover up to 60% of the oil in place. A gas cap drive can recover only 40% with a greater reduction in pressure. A solution gas drive has a low recovery.

32 Drives General

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35 Expansion monophasique : Elle se manifeste dans les gisements de gaz ou dhuile sous- saturée, très importante pour les gaz, mais faible pour les huiles (récupération de quelques %), ceci sexplique par la grande différence entre les compressibilités du gaz et de lhuile.

36 Durant létape monophasique (P > P bulle ), le déclin de pression est important, le GOR reste constant, car on produit de lhuile avec son gaz dissous. On peut écrire et en considérant que le volume dans le réservoir est resté constant que : V HCinitial = V HC restant + Expansion (Water interstitielle + Formation) Le même résultat peut être obtenu par le biais des compressibilités isothermes, du fait que dans un réservoir pétrolier plusieurs entités ( lhuile, leau même immobile et les pores ) sont compressibles.

37 Ce mécanisme de drainage est appelé aussi drainage volumétrique ou expansion des fluides. Il se manifeste par une détente qui entraîne avec elle une quantité dhuile vers le puits producteur. Tant que la pression natteint pas celle de bulle, les gaz restent dissous dans lhuile. Quoique, la capacité de ce complexe liquide conjuguée à celle des eaux interstitielles et de la roche, ne dépasse pas quelques centièmes des réserves en place.

38 Bo P II Pbulle Fig. 2 : Evolution du FVF (I) : Expansion monophasique (II) : Expansion diphasique + libération du gaz.

39 On peut écrire, durant l étape monophasique, et en considérant que le volume dans le réservoir est resté constant que : V p * S oi = N * B oi = (N – N p ) B O …….(1) Doù : ………..(2)

40 Analyse : Dans la formule : on na pas tenu compte de lexpansion des eaux interstitielles et de la formation. Le terme : N p B o : représente le soutirage dhuile exprimé en conditions fonds. Le terme : N (B o – B oi ): représente lexpansion dhuile exprimé en conditions fonds.

41 Indice de drainage par lhuile monophasique : Drive Idex = A ne pas confondre avec la récupération R = N p / N

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45 Réservoir dhuile sous - saturée Le même résultat peut être obtenu par le biais des compressibilités isothermes, de la façon suivante : Compressibilité totale dun réservoir pétrolier : Le bilan matière exprime quantitativement légalité du volume des fluides contenus dans un gisement au volume des pores à une époque quelconque. Aussi dans un réservoir pétrolier plusieurs entités sont compressibles, ce sont : - lhuile, - leau, même immobile, - les pores. Lors dune décompression (chute de pression P ), le fluide est produit par :

46 Expansion des fluides : Huile : le volume dhuile (V p *S o ) saccroît de : V o = ( C o *V o * P ) = (C o *V p *S o * P) Eau : le volume deau (V p *S wi ) saccroît de : V w = ( C w * V w * P ) = (C w * V p *S wi * P) Par diminution du volume des pores V P : Le volume des pores se contracte de : V p = (C p *V p *1 * P), il est équilibré sous linfluence de la pression des fluides et la pression hydrostatique. Lors dune décompression, la pression fluide décroît alors que la pression hydrostatique reste constante. Le volume des pores décroît, conduisant à une production globale de fluide : V P = C P *V P *1 * P

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49 Solution Gas Drive

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53 Solution Gas Drive 2

54 After some time the oil in the reservoir is below the bubble point. An initial high oil production is followed by a rapid decline. The Gas/Oil ratio has a peak corresponding to the higher permeability to gas. The reservoir pressure exhibits a fast decline.

55 Gas Invasion

56 Gas Cap Drive Gas from the gas cap expands to fill the space vacated by the produced oil.

57 Gas Cap Drive 2

58 As oil production declines, gas production increases. Rapid pressure drop at the start of production. This type of drive usually keeps the reservoir pressure fairly (assez, équitablement)constant. After the initial dry oil production, water may be produced. The amount of produced water increases as the volume of oil in the reservoir decreases. Dissolved gas in the oil is released to form produced gas.

59 Gas is more mobile than oil and takes the path of least resistance along the center of the larger channels. As a result, oil is left behind in the smaller, less permeable, channels. As oil production declines, gas production increases. Rapid pressure drop at the start of production.

60 DRAINAGE PAR UN CHAPEAU DE GAZ Gas-Cap : Cest souvent le cas des gisements dhuile saturée surmontés dun gas-cap. On définit au préalable le facteur du gas-cap m par rapport au volume dhuile de la façon suivante : il est déterminé daprès les DST, les Logs, et les calculs volumétriques. doù :

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62 P NP m = 0.1 m = 1 m = 10 Evolution de la pression Fig. 7 et 8 : Evolution de P

63 RPRP NP m = 0.1 m = 1 m = 10 Evolution du GOR

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66 Fig. : Performances dun réservoir dhuile en cas de ségrégation. P I II NP GOR I : étape où le gaz est libéré et produit ; II : étape de ségrégation.

67 Water Invasion 1

68 Water invading an oil zone, moves close to the grain surface, pushing the oil out of its way in a piston- like fashion. The capillary pressure gradient forces water to move ahead faster in the smaller pore channels.

69 Water Invasion 2 The remaining thread of oil becomes smaller. It finally breaks into smaller pieces. As a result, some drops of oil are left behind in the channel.

70 Water Drive Water moves up to fill the "space" vacated by the oil as it is produced.

71 Water Drive 2

72 This type of drive usually keeps the reservoir pressure fairly constant. After the initial dry oil production, water may be produced. The amount of produced water increases as the volume of oil in the reservoir decreases. Dissolved gas in the oil is released to form produced gas.

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76 E t = [ E o + m *E g + E F,W ] d où : F = N * E t + W e

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78 Fig. : Evolution de Na = f(Np)

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81 Pi P Pipe de communication Aquifère Réservoir dhuile Fig. 1 : Représentation du modèle de SCHILTHUIS

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85 t P Delta P Fig. 2 : Evolution de P, daprès SCHULTHUIS.

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91 reservoir Re rw Aquifère PiP3P3P2 P aquifère réservoir NP Représentation du modèle de Van Everdingen & Hurst

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94 Secondary recovery covers a range of techniques used to augment the natural drive of a reservoir or boost production at a later stage in the life of a reservoir. A field often needs enhanced oil recovery (EOR) techniques to maximise its production. Common recovery methods are: Water injection. Gas injection. Secondary recovery

95 Secondary Recovery 1 In difficult reservoirs, such as those containing heavy oil, more advanced recovery methods are used: Steam flood. Polymer injection.. CO2 injection. In-situ combustion.

96 Problem Well Analysis WHAT IS A PROBLEM WELL? INFLOW RESTRICTIONS OUTFLOW RESTRICTIONS RESERVOIR PROBLEMS ARTIFICIAL LIFT MECHANICAL FAILURES SAND CONTROL RE-COMPLETIONS PLUG AND ABANDONMENT WORKOVER ECONOMICS

97 WHAT IS A PROBLEM WELL? – LOW OIL OR GAS PRODUCTION – HIGH GOR – HIGH WATER CUT – MECHANICAL PROBLEMS SHOULD BE DIFFERENTIATED FROM A RESERVOIR PROBLEM (Formation Damage)

98 Formation Damage PARAFFIN OR ASPHALTENE PLUGGING EMULSION BLOCKS WATER BLOCKING FINE PARTICLES

99 Reservoir Problems LOW RESERVOIR PERMEABILITY LOW RESERVOIR PRESSURE WATER PRODUCTION PROBLEMS GAS PROBLEMS IN GAS WELLS HIGH VISCOSITY OIL

100 Secondary Recovery 2 water injection gas injection

101 Source: Advanced Reservoir Engineering Autors: Tarek Ahmed, Senior Staff Advisor Anadarko Petroleum Corporation Paul D. McKinney, V.P. Reservoir Engineering Anadarko Canada Corporation

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