Introduction au Reservoir Engineering

1. Introduction au Reservoir Engineering

2. Origine des Hydrocarbures • Organique • Inorganique

3. Cinq facteurs nécessaires: 1. Roche mère 2. Migration 3. Roche réservoir 4. Piège 5. Roche couverture Accumulation des Hydrocarbures

4. Accumulation de la matière organique Préservation de matière organique Maturité thermique Température de surface “Fenêtre à huile" Argile ~ 65% Marne ~ 12% Carbonate ~ 21% Charbon ~ 2% Source de la roche

5. Si la température est trop basse, La matière organique ne peut pas se transformer en hydrocarbure. Si la température est trop haute, le matière organique et les hydrocarbures seront détruits Fenêtre à huile

6. La migration des hydrocarbures se fait en 2 étapes: Migration primaire – de la roche mère vers la roche réservoir. C'est un processus complexe et pas entièrement compris à ce jour. Il est probablement limité à une centaine de mètres Migration secondaire – déplacement des HC le long de la réservoir jusqu’au piège. Ceci se traduit par la flottabilité des HC, la pression capillaire et par le système hydrodynamique Il peut s’étaler sur de grandes distances Migration des hydrocarbures

7. C’est une forme de structure géométrique, suceptible d’avoir une couche ayant de bonnes caractéristiques pétrophysiques, recouverte par une formation imperméable. Pièges structuraux: Anticlinal Anticlinal faillé Diapir de sel (Domes) Piéges stratigraphiques: Diapir de sel (Domes) Discordance Récifs Autres Pièges combinés Le piège

8. Piège structural AnticlinalL’huile et le gaz sinstalent au sommet de la structure, recouverte par une roche imperméable Roche imperméable

9. Piége dôme de sel

10. Piége en contre-faille

11. Piège sous la discordance

12. Piège lié aux changements des propriétés du réservoir

13. Types de pièges Pièges stratigraphiques Piéges structuraux Pièges combinés

14. Barrière d’imperméabilité Caprocks Types de couvertures Argiles ~ 65% Evaporites (Sel) ~ 33% Carbonates ~ 2% La couverture

15. Beaucoup d’autre structures. Les critères d’une bonne structure il faut que: Une bonne fermeture structurale. Une grande structure pour qu’elle soit économiquement rentable. Structure du réservoir

16. La carte au toit d’un réservoir est généralement établi à partir du niveau de la mer comme référence Les cartes peuvent également représenter les valeurs pétrophysiques et pétrographiques du réservoir. Carte du réservoir

17. Deux propriétés fondamentales de base pour un réservoir qui sont: Porosité: Espace vide entre les grains Perméabilité: Pouvoir de la formation de laisser passer un fluide à travers les pores La plupart des roches réservoirs sont constitués de: Grès ~ 60% Carbonates ~ 39% Le réservoir

18. Représentée par (Φ) très rarement par (m) Comprise entre 5 to 30% Porosité primaire: formée au cours de la sédimentation Porosité secondaire: Formée après le processus de sédimentation Porosity Pores remplis par la vase, argile ayant un effet de ciment Arrangement rombohedrique Φ=26%

19. 1. Inter-connecté Passage multiple entre les pores 2. connecté Un simple passage entre les pores 3. Isolé Pas de connection entre les pores 1 + 2 = Porosité effective Le rapport entre la porosité totale et effective est très important pour la perméabilité Trois types principaux de la porosité

20. Example Porosité inter connecté Porosité isolé Porosité connecté

21. Porosité primaire Porosité inter granulaire (Limestone's) Porosité inter granulaire (Sandstone's)

22. Porosité secondaire • Fenestral (Shrinkage) • Intercrystalline (entre • les cristaux) • Dissolution • Fracture

23. E-Logs ----------> Donne la porosité totale Sonic Logs Neutron Logs Density Logs Core Tests ----------> Donne la porosité effective Water Saturation Gas Saturation Mercury Injection Mesure de la porosité

24. C’est le paramètre clé pour le réservoiriste et le producteur. La perméabilité caractérise l’aptitude qu’à une roche à laisser s’écouler des fluides à travers ses pores. La perméabilité (K) est le coefficient de proportionnalité qui relie le débit (Q) d’un fluide de viscosité (μ) qui passe à travers un échantillon de roche de section (S) et de longueur (dl), à la chute de pression (dp) nécessaire à son passage La perméabilité

25. Il doit y avoir une certaine continuité entre les pores pour avoir la perméabilité. L’unité de la perméabilité est le Darcy. Le darcy est la perméabilité d’un milieu qui laisse passer 1 cm3 par seconde d’un fluide dont la viscosité est de 1 centipoise (viscosité de l’eau à 20°C) sous l’effet d’un gradient de pression d’une atmosphère par centimètre à travers une surface de 1cm2 Perméabilité

36. Effet de la taille des grains sur la perméabilité Fig 1-

37. Angle de contact sur la mouillabilité

38. Quantité d’eau par unité de volume = f Sw Quantité d’hydrocarbure par unité de volume = f (1 - Sw) Saturation

39. Relation entre la saturation et la taille des grains

40. Perméabilité et la saturation d’un fluide Relations entre un fluide et la permébilité • Perméabilité Absolue : Perméabilité de roche mesurée en présence d’un seul fluide dans les pores. • Perméabilité Efficace : Perméabilité mesurée avec un fluide en présence d’un autre fluide dans les pores. • Perméabilité Relative : Perméabilité Efficace/Perméabilité Absolue • Quelle perméabilité nous employons dans la loi de Darcy ?

41. Zone de transition : entre l’huile et l’eau

42. Comportement de phase d'un Simple-Composant

43. Diagramme en 3-D du Comportement de phase d'un Simple-Composant

44. Diagramme de phase pour deux composants purs

45. Volumes in Surface vs. Downhole Fig 1-33

46. Three principle Drive Mechanisms: Solution Gas Drive (Depletion Drive) Gas Cap Expansion Drive Water Drive Reservoir Drive Mechanisms

47. Solution Gas Drive (Depletion Drive): Oil is produced by the expansion of the reservoir fluids and the gas dissolved on the liquid phase. Pr > Pb Solution Gas Drive

48. 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. Solution Gas Drive 2

49. Below the bubble pt. the expansion of the fluids are negligible and the drive is achieved by the release of gas coming out of solution. Gas Cap Drive

50. Gas is more mobile than oil and takes the path of least resistance along the centre of the larger channels. As a result, oil is left behind in the smaller, less permeable, channels. Gas Invasion