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

INTRODUCTION METHODOLOGIE DE DEVELOPPEMENT DES GISEMENTS D’HUILE : 1)- Analyse des propriétés de la roche est des fluides; 2) – Estimations des réserves en place par cubature et par Bilan Matière: Gisement d’huile sous-saturée Gisement d’huile saturée 3) – Définition des régimes de drainage (WDI, SDI, GDI etc…); 4) – Calcul des entrées d’eau par les différentes méthodes (Schilthuis, Van Everdirgen & Hurst); 5) – Etude des efficacités de déplacements, d’invasion verticale & superficielle. 6) – Analyse des prévisions de production (Decline Curve Analysis DCA). 7)- Calcul de la récupération secondaire avec maintien de pression par injection d’eau ou de gaz; 8)- Calcul de la récupération tertiaire (EOR Methods) par injection de gaz immiscible ou miscible CO2 pour (Volatile or Heavy oil). III- METHODOLOGIE DE DEVELOPPEMENT DES GISEMENTS DE GAZ : 1)- Dry Sweet Gas (MBE and AOF) 2)- Dry Sour Gas (H2S and CO2 correction) 3)- Condensate Gas (CVD) IV – ETUDE DE CAS.

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

5) – Etude des pertes de charge à travers la colonne de production; 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 d’après la courbe P/Z = f (Gp) ; 3) – Etablissement de la courbe indicatrice selon la loi quadratique ou selon l’équation 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 l’exploitation; 8) – Calcul de la teneur en produits condensables pour les gaz à condensat à travers une libération différentielle.

Introduction : Les réserves pétrolières et gazières continuent à jouer un rôle primordial dans l’économie des pays exportateurs. La consommation d’énergie ne cesse d’augmenter, c’est pourquoi le développement et la gestion “ Monitoring ” de telles ressources deviennent plus qu’indispensable. C’est dans ce contexte, qu’on présente ce résumé afin d’évaluer les réserves en place par les méthodes statiques et dynamiques “ Material Balance Equation ” et de prévoir les moyens adéquats d’amélioration de la récupération.

On cite à titre d’exemple le gisement d’Ghawar en Arabie Saoudite d’une surface fermée > 8000 km2 et ses réserves sont estimées à 10 Gt (10 Milliards de tonnes). En Algérie, les réserves sont de l’ordre de 9.2 GBbl, d’où 80% au champ de Hassi Messaoud, soit 7.4 GBbl. Parmi les pays OPEP, ceci représente 1.2 %.

En d’autres termes, et dans un sens large, il s’agit d’un projet de développement initial qui s’élabore en fin de la phase d’appréciation ou un projet ultérieur qui modifie la stratégie de l’exploitation par exemple une campagne de forage de puits intercalaires, ou la mise en œuvre d’un nouveau procédé de récupération (secondaire ou tertiaire).

Définition d’un réservoir pétrolier : Un gisement est formé d’un ou plusieurs réservoirs rocheux souterrains contenant des HC liquides et / ou gazeux, souvent d’origine 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.

The Reservoir

Ceci nécessite notamment l’estimation : Des volumes d’Hydrocarbures en place ; Des réserves récupérables (estimées à partir de plusieurs modes d’exploitation possibles) ; Des potentiels de production des puits (productivité initiale et son évolution), avec la recherche de la rentabilité optimale pour un projet donné. L’organigramme ci-dessous permet de schématiser les différentes étapes d’étude de gisements :

L’étude d’un gisement a pour but, à partir de la découverte d’un réservoir productif, d’établir un projet de développement qui cherchera à optimiser la récupération des HC dans le cadre d'une politique économique donnée. L’organigramme ci-dessous permet de schématiser les différentes étapes d’étude de gisements :

Etude d’un gisement Schéma du gisement Développement 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 d’écoulement Analogie avec d’autres champs Mécanismes de récupération Récupération assistée Economie Etude d’un gisement

Image du gisement : sera définie lorsque les formes, les limites, l’architecture 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 l’élaboration de l’image du gisement (Formes et volumes ; Schéma architectural ; Schéma tectonique et Fluides.). Les techniques utilisées ont pour base la géophysique et la géologie pétrolière.

Les techniques de caractérisation des gisements font appel à l’analyse 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.

ESTIMATION DES RESERVES EN PLACE

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 l’équation du bilan matière (Matérial Balance Eq.).

I) - Principes des méthodes volumétriques (cubature) : L’évaluation des accumulations est rendue délicate par la complexité du milieu poreux : incertitude sur la forme exacte du gisement , peu de forage d’exploration , 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 d’HC en place, plutôt que dans le volume, lequel se réduit aux opérations simples ci-après :

CALCUL DES RESERVES EN PLACE Pour l’huile : Ces quantités s’expriment 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 d’eau, soit : h utile = h totale – h argile – h eau

Swi A 

- 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 :

Dans le système Anglo-Saxon , les réserves s’expriment en Std Barrels, et avec : Aire en acres ; H en feet ; Bo en Bbl / Bbl ; Et comme : 1 acre = 4047 m2 = 43560 ft 2 , 1 Bbl = 5.615 ft 3 ; 1 m3 = 6.29 Bbl ; Soit : 1acre * 1 ft = 4047 * 0.3048 m3 et pour avoir en Bbl, à multiplier par 6.29. la formule de calcul des réserves d’huile devient :

Estimation des réserves par la méthodes des isobathes Z S Ztoit Zmur ZE Oil Water Estimation des réserves par la méthodes des isobathes

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 d’augmenter le volume, si la pression des fluides contenus dans les pores diminue. Cette capacité d’expansion des fluides et de la roche est l’agent moteur principal du drainage naturel. Ces mécanismes permettent la production dite primaire et permettent le calcul de l’indice de drainage, défini comme l’expansion d’un mécanisme sur la production d’huile et de son gaz associé.

There are also the secondary drives, gravity drive, compaction and fluid expansion. In reality all reservoirs have both primary and secondary mechanisms. 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).

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

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.

Drives General

Expansion monophasique : Elle se manifeste dans les gisements de gaz ou d’huile sous-saturée, très importante pour les gaz, mais faible pour les huiles (récupération de quelques %), ceci s’explique par la grande différence entre les compressibilités du gaz et de l’huile.

Durant l’étape monophasique (P > P bulle), le déclin de pression est important, le GOR reste constant, car on produit de l’huile avec son gaz dissous. On peut écrire et en considérant que le volume dans le réservoir est resté constant que : VHCinitial = VHC 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 ( l’huile, l’eau même immobile et les pores ) sont compressibles.

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 d’huile vers le puits producteur . Tant que la pression n’atteint pas celle de bulle, les gaz restent dissous dans l’huile. 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.

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

Vp * Soi = N * Boi = (N – Np) BO …….(1) On peut écrire, durant l ’étape monophasique, et en considérant que le volume dans le réservoir est resté constant que : Vp * Soi = N * Boi = (N – Np) BO …….(1) D’où : ………..(2)

Analyse : Dans la formule : on n’a pas tenu compte de l’expansion des eaux interstitielles et de la formation. Le terme : NpBo : représente le soutirage d’huile exprimé en conditions fonds. Le terme : N (Bo – Boi): représente l’expansion d’huile exprimé en conditions fonds.

Indice de drainage par l’huile monophasique : Drive Idex = A ne pas confondre avec la récupération R = Np / N

Réservoir d’huile sous - saturée Le même résultat peut être obtenu par le biais des compressibilités isothermes, de la façon suivante : Compressibilité totale d’un réservoir pétrolier : Le bilan matière exprime quantitativement l’égalité 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 : - l’huile, - l’eau, même immobile, - les pores. Lors d’une décompression (chute de pression P ), le fluide est produit par :

Expansion des fluides : Huile : le volume d’huile (Vp *So) s’accroît de : Vo = ( Co *Vo * P ) = (Co *Vp *So * P) Eau : le volume d’eau (Vp *Swi) s’accroît de : Vw = ( Cw * Vw * P ) = (Cw * Vp *Swi * P) Par diminution du volume des pores VP : Le volume des pores se contracte de : Vp = (Cp *Vp *1 * P), il est équilibré sous l’influence de la pression des fluides et la pression hydrostatique. Lors d’une décompression, la pression fluide décroît alors que la pression hydrostatique reste constante. Le volume des pores décroît, conduisant à une production globale de fluide : VP = CP *VP *1 * P

Solution Gas Drive

Solution Gas Drive 2

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.

Gas Invasion

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

Gas Cap Drive 2

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.

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.

DRAINAGE PAR UN CHAPEAU DE GAZ “ Gas-Cap ” : C’est souvent le cas des gisements d’huile saturée surmontés d’un gas-cap. On définit au préalable le facteur du gas-cap “ m ” par rapport au volume d’huile de la façon suivante : il est déterminé d’après les DST, les Logs, et les calculs volumétriques. d’où :

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

RP NP m = 0.1 m = 1 m = 10 Evolution du GOR

I : étape où le gaz est libéré et produit ; II : étape de ségrégation. NP GOR I : étape où le gaz est libéré et produit ; II : étape de ségrégation. Fig. : Performances d’un réservoir d’huile en cas de ségrégation.

Water Invasion 1

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.

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.

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

Water Drive 2

This type of drive usually keeps the reservoir 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.

Et = [ E o + m *E g + E F,W ] d ’où : F = N * Et + We

Fig.  : Evolution de Na = f(Np)

Fig. 1 : Représentation du modèle de SCHILTHUIS Pi P Pipe de communication Aquifère Réservoir d’huile Fig. 1 : Représentation du modèle de SCHILTHUIS

Fig. 2 : Evolution de P, d’après SCHULTHUIS. Delta P Fig. 2 : Evolution de P, d’après SCHULTHUIS.

Représentation du modèle de Van Everdingen & Hurst reservoir Re rw Aquifère ----------------------- Pi P3 P2 P aquifère réservoir NP Représentation du modèle de Van Everdingen & Hurst 

Secondary recovery 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.

Most modern reservoirs have some sort of secondary recovery built into their management from their initial production. The aim of all these schemes is to maintain the pressure in the reservoir as high as possible for as long as possible. The main problem with heavy oil is its high viscosity. Reduction of the viscosity is achieved by heating the fluid, hence the steam injection and the in-situ combustion or by adding CO2. This substance reduces the viscosity of the oil by two orders of magnitude, for example from 500 centipoise to 5. Polymer injection adds polymers to the injection water to increase the viscosity of this fluid. Ordinary water has a much lower viscosity and hence does not sweep the heavy oil efficiently. 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.

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

 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)

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

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

Secondary Recovery 2 water injection gas injection

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