Département Exploitation Sonatrach /IAP

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

2. 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.

3. 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].

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 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.

5. 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.

6. 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 %.

7. 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).

8. 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.

9. The Reservoir

10. 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 :

11. 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 :

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

13. 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.

14. 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.

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

18. 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 :

19. 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

21. A Swi 

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 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 :

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

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 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.

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

35. 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.

36. 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.

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 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.

38. Bo Fig. 2 : Evolution du FVF I I I P Pbulle (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 : Vp * Soi = N * Boi = (N – Np) BO …….(1) D’où : ………..(2)

40. 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.

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

45. 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 :

46. 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

49. Solution Gas Drive