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Département ExploitationSonatrach /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 :
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) – 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].
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).
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.
Définition d’un réservoir pétrolier :
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 :
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 gisementEtude 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.
Mécanismes de récupération : consiste à étudier lesmécanismes de drainage naturels (primary recovery) et ceuxsecondaire et tertiaires.
Ces études de gisement, caractérisant : L’image du gisement volume en place; Les potentiels des puits productivité ; Les mécanismes de récupération réserves
récupérables,Permettent d’obtenir le schéma du gisement , quireprésente la synthèse des données et de nosconnaissances sur chaque réservoir.
ESTIMATION
DES
RESERVES EN
PLACE
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.).
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
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
oiwi
tot
utr B
sh
hVN
1*)1(***
oiwi
tot
utr B
sh
hVN
1*)1(***
SwiA
- 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 :
oiwiut B
shAN1
*)1(***
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 :
oiwiut B
shAN1
*)1(***615.5
43560
oiwiut B
shAN1
*)1(***7758
5858
Reservoir RocksA-02
Reservoir Mapping
Reservoir contours are usually measured to bebelow Mean Sea Level (MSL).
They can represent either the reservoirformation structure or fluid layers.
Z
S
Ztoit
Zmur
ZE
Oil
Water
Estimation des réserves par la méthodes des isobathes
Zm
ZE
Zt
ZE
roche dZmurSdZtoitSV )(__)(
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.
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.
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
4040
Reservoir FluidsA-03
Drive Problems
Water Drive:
Water can cone upwardsand be produced throughthe lower perforations.
Gas Cap Drive:
Gas can cone downwardsand be produced throughthe upper perforations.
Pressure is rapidly lost asthe gas expands.
Gas Solution Drive:
Gas production can occurin the reservoir, skindamage.
Very short-lived.
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.
Bo
P
II I
Pbulle
Fig. 2 : Evolution du FVF
(I) : Expansion monophasique
(II) : Expansion diphasique + libération du gaz.
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)oio BBN
B*N op
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.
oio BBN
B*N op
Indice de drainage par l’huile monophasique :
Drive Idex =
A ne pas confondre avec la récupération R = Np / N
B N
] B - B [ N
Op
OiO
L o r s q u ’ o n t i e n t c o m p t e d e c e s r é g i m e s d e d r a i n a g e , e t p a r t a n t d e :
V H C i n i t i a l = V H C r e s t a n t + E x p a n s i o n ( W a t e r - F o r m a t i o n ) + W e . … ( A )
A v e c : V p * S o i n i t i a l = N * B o i V p = ( N * B o i / S o i n i t i a l ) ; e t c e l a à l ’ é t a t i n i t i a l
E t : V w = C w V w * P e t , V w = V p * S w i , d ’ o ù :
V w = C w * V p * S w i * P = C w * ( N * B o i / S o i n i t i a l ) * S w i * P
S o i t d ’ a p r è s ( A ) :
V p * S o i n i t i a l = ( N – N p ) B O + N * B o i ( C w S w i / S o i n i t i a l ) * P + N * B o i ( C F / S o i n i t i a l ) * P
N * B o i = N B O - N p B O + N * B o i * P (i
Fiw
Sw-1
CSw C )
N p B O = N ( B O - B O i ) + N * B o i * P (i
Fiw
Sw-1
CSw C )
N [ ( B O - B O i ) + B o i * P (i
Fiw
Sw-1
CSw C ) ] = N p B O
E t a v e c :
C o = PP
BB
B i
oio
oi 1
,
E t a u s s i :
C e q = C o + i
Fiw
Sw-1
CSw C
O n a u r a :
N p B O = N [ ( C o * B o i * P ) + B o i * P (i
Fiw
Sw-1
CSw C ) ] = N * B o i * P [ C o +
(i
Fiw
Sw-1
CSw C ) ] = N * B o i * P [ C e q ]
D ’ o ù :
N p B O = N * B o i * P [ C e q ]
E t o n o b t i e n t F i n a l e m e n t l e s r é s e r v e s e n p l a c e , p o u r d e t e l s m é c a n i s m e s d ed r a i n a g e s , c o m m e s u i t :
PCBN
eqoi
**
B*N op
… … … … . ( 3 )
R a p p e l :T h e r o c k m a t r i x v o l u m e i s V r , t h e r e f o r e , t h e p o r o s i t yi s : = 1 – V r
w i t h , cteTP
V
VC )(
1
a n d ,
cteTr
rr P
V
VC )(
1
f o r t h e p o r o s i t y , t h e e q u a t i o n i s :
cteTf PC )(
1
i c i d i m i n u e s i P
d i m i n u e .
cteTr
f P
VC )(
1
a l o r s ,
rrf
VCC =
1
rC
C f = )1
(
rC
Réservoir d’huile sous - saturéeLe 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
L a p r o d u c t i o n d ’ h u i l e , ( c o n d i t i o n s g i s e m e n t ) e s t :N p B o = l a s o m m e d e c e s t r o i s t e r m e s , s o i t :
N p * B o = V o + V w + V p = V p * P ( C o * S o + C w * S w i + C p )
N p * B o = V p * P * S o [ C o + ( C w * S w i + C p ) / S o ] = V p * P * S o * C e q
E t a v e c :V p * S o = N * B o i
S o i t :N * B o i * C e q * P = N p * B o
A l o r s ,
PCBN
eqoi
**
B*N op… … … ( 3 )
Remarque :
A titre d’exemple , l’expansion de l’eau (Vw ) se traduit par :
N*Boi (Cw Swi/ Soinitial ) *P = VP * Soinitial *(Cw Swi/ Soinitial ) *P
= Vp *Sw *Cw *P = Vw *Cw *P = Vw
et ainsi de suite.
Solution Gas Drive
2 ème étape : « Expansion des gaz sortis de solution » : P < Pbulle
Dite encore expansion des gaz dissous, ici le GOR deproduction augmente rapidement, chaque volume d’huile coûte deplus en plus cher en énergie de gisement.
Etablissons l’équation du bilan matière pour un tel cas :- A l’instant t = 0 et P = Pi , on a : le volume d’huile avec son
gaz dissous, conditions fonds = NBoi
- A l’instant t > 0 et P< Pbulle , on a :
VHC restant = (N – Np) BO + [ N (Rsi – Rs)*Bg – Np (Rp – Rs)*Bg ]
I = (N – Np) BO : volume d’huile restante avec son gaz dissous ; II = N (Rsi – Rs)*Bg : volume total du gaz libéré ; III = Np (Rp – Rs) *Bg : volume du gaz libéré et produit ; IV = II – III = volume du gaz restant libre dans la formation ;
D e c e f a i t , e t p a r t a n t d e l ’ é g a l i t é d u v o l u m e p o r e u x à t o u t i n s t a n t , o n a u r a :
N B o i = ( N – N p ) B O + [ N ( R s i – R s ) * B g – N p ( R p – R s ) * B g ]
N p [ B O + B g ( R P – R s ) ] = N [ ( B O - B O i ) + B g ( R s i – R s ) ]
D ’ o ù :
)R - (R B ) B - (B
] )R - (R B B [ N
ssigOiO
sPgOp
N … … … . ( 4 )
N . B . :
L ’ é q u a t i o n ( 4 ) n e t i e n t p a s c o m p t e d e l ’ e x p a n s i o n d e s e a u x i n t e r s t i t i e l l e s e t d e l af o r m a t i o n .
L e t e r m e N p B O : e x p r i m e l a p r o d u c t i o n d ’ h u i l e e t s o n g a z d i s s o u s ; L e t e r m e N p [ B g ( R P – R s ) ] : e x p r i m e l e s o u t i r a g e d u g a z l i b r e ; L e t e r m e N [ ( B O - B O i ) ] : e x p r i m e l ’ e x p a n s i o n d e l ’ h u i l e e t d e s o n g a z d i s s o u s ; L e t e r m e N [ B g ( R s i – R s ) ] : e x p r i m e l ’ e x p a n s i o n d u g a z l i b r e .
L’indice de drainage est défini comme l’expansion sur la production d’huile et de songaz associé.
Soit :
Indice de drainage par l’huile et son gaz dissous « Solution Drive Index » :
(SDI) =
] )R - (R B B [ N
] Rs) - (Rsi* Bg) B - (B [ N
sPgOp
OiO
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.
oi
gi
lOi
capGas
BN
BG
V
Vm
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 :
gi
oi
B
BNmG
: ( c o n d i t i o n s s t a n d a r d s ) ;
à l a p r e s s i o n P , c e g a z o c c u p e u n v o l u m e é g a l à G ’ = G * B g
ggi
oi BB
BNmG *'
: ( c o n d i t i o n s d e f o n d s ) .
L ’ e x p a n s i o n d u g a s - c a p , e x p r i m é e e n v o l u m e à l a p r e s s i o n P , s ’ é c r i t :
G * B g – G * B g i … … … … . . ( 1 2 )o u e n c o r e :
).1(
)(**
gi
goi
gi
gigoigi
gi
oig
gi
oi
B
BBNm
B
BBBNmB
B
BNmB
B
BNm
P
NP
m = 0.1
m = 1 m = 10
Evolution de la pression
Fig. 7 et 8 : Evolution de P
RP
NP
m = 0.1
m = 1
m = 10
Evolution du GOR
Analyse :
Lorsque m = 10, le gisement se comporte comme un gisement à WD. Lapression est maintenue. Le GOR est constant, le chapeau de gaz esttellement important qu’il arrive à maintenir P et remplacer l’huileproduite.
Pour m = 1, il y a un maintien partiel de P, le gaz n’arrive ni à maintenirP, ni à remplacer toute l’huile produite.
Pour m = 0.1, le gisement se comporte comme un gisement à gaz dissous.Pas de maintien de P et on a un déclenchement du GOR..
DRAINAGE PAR SEGREGATION :
Le gaz migre vers le sommet de la structure une fois qu’il est libéré del’huile, en empruntant la perméabilité verticale, raison de plus si K > 50 mD.Cette migration ne peut se faire que si les forces de gravité sont plus grandesque celles de viscosités.
Certains réservoirs n’ayant pas de gaz cap initial, la récupération estparfois plus grande que dans le cas où il existe. Le contact O/W n’a pasd’importance car la dépression est due essentiellement à la ségrégation.
Ce mécanisme est similaire aux mécanismes de drainage de gravité, lorsquela structure est inclinée. Lorsque l’inclinaison est importante l’huile sedéplace vers le puits par la partie basse de la couche, alors que le gaz semigre vers le top de la structure et forme un coning.
Fig. : Performances d’un réservoir d’huile en cas de ségrégation.
P
I
II
NP
GOR
I : étape où le gaz est libéré et produit ;II : étape 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 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.
L ’ é q u a t i o n g é n é r a l i s é e d u b i l a n m a t i è r e s o u v e n t a p p e l é e é q u a t i o n d eS C H I L T H U I S , e s t v a l a b l e p o u r u n g i s e m e n t d ’ h u i l e à g a s c a p l i é à u na q u i f è r e d o n t l ’ a c t i v i t é d é p e n d d e l a v a l e u r d e s e n t r é e s d ’ e a u .
S o i t :
V H C i n i t i a l = V H C r e s t a n t + E x p a n s i o n ( W a t e r - F o r m a t i o n ) + W e n e t t e . . ( 1 4 )
W e n e t t e = W e – W p B w … … … … … . . ( 1 5 )
E x p a n s i o n ( W a t e r i n t e r s t i t i e l l e + F o r m a t i o n ) = N e x p a n s i o n =
)
S-1
S (**)1(
)S-1
S (**
w
w
w
w
fw
fw
CCPBoimN
ou
CCPBoiN
… … . . ( 1 6 )
s i o n e s t e n p r é s e n c e d ’ u n g a s c a p .
V H C i n i t i a l = N B o i + m N B o i = N B o i ( 1 + m ) … … … … . . ( 1 7 ) V H C r e s t a n t = ( N – N p ) B o + m N B o i
g i
g
B
B + [ N ( R s i – R s ) B g – N p ( R p – R s ) B g ] . . ( 1 8 )
L e t e r m e e n t r e c r o c h e t s , r e p r é s e n t e l e v o l u m e d e g a z r e s t a n t l i b r e d a n s l a z o n e àh u i l e « O i l Z o n e »
N e x p a n s i o n « W a t e r , F o r m ) = )S-1
S (**)1(
w
w fw CCPBoimN
… . . . . ( 1 9 )
E n r e m p l a ç a n t l e s e x p r e s s i o n s c i - d e s s u s d a n s l ’ é q u a t i o n d u B M , o n a u r a :
N B o i ( 1 + m ) = [ ( N – N p ) B o ] + [ m N B o i g i
g
B
B ] + [ N ( R s i – R s ) B g – N p ( R p – R s ) B g ] +
[ )S-1
S (**)1(
w
w fw CCPBoimN
] + [ W e – W p B w ] … … . ( 2 0 )
S o i t :. .
P) S-1
CSCm)((1B 1)-
B
B( B m)R - (R B ) B - (B
)B W- W(] )R - (R B B [ N
wi
fwiwoi
gi
goissigOiO
wpesPgOp
N
( 2 1 )
S o i t :
F = s o u t i r a g e = N p [ B o + B g ( R p – R s ) ] + W p B w … … … ( 2 2 )
E o = ( B o – B o i ) + ( R s i – R s ) * B g … … … … … … … … … … ( 2 3 )
E g = B o i * ( 1gi
g
B
B ) … … … … … … … … … … … … … . . . . ( 2 4 )
E F , W = )S-1
S (**)1(
w
w fwoi
CCPBm
… … . . . … … ( 2 5 )
D ’ o ù , o n a u r a :
WF,go E mE E
WeF
N… … .. .… ( 2 6 )
o u b i e n :
F = N [ E o + m * E g + E F , W ] + W e … … … … … … (2 7 )
Et = [ E o + m *E g + E F,W ]
d ’où :
F = N * Et + We
Np
Na
We = 0
We > 0
Fig. : Evolution de Na = f(Np)
IV) - CALCUL DES ENTREES D’EAUIntroduction :
Le calcul des entrées d’eau se fait d’après lesmodèles suivants :
Modèle de SCHILTHUIS Modèle de VAN EVERDINGEN et HURST Modèle de FETKOVITCH.
Aussi, les indicateurs de présence d’un régimeWDI (Water Drive Index) sont :
Inondation des Hydrocarbures par l’eau Grande perméabilité du réservoir (KV > 50 mDarcy) Production cumulée d’eau augmente avec le temps Le tracé des réserves apparentes d’après l’équation
du bilan matière est le meilleur indicateur (si Na
augmente avec Np, alors on a des entrées d’eau).
D’après ce qui précède, les entrées d’eau sont évaluéespar :
We = Withdrawls – Expansion
IV – 1 : Modèle Permanent de SCHILTHUIS :
Basé sur les hypothèses suivantes :
Aquifère large et très perméable ; Gradient de pression faible ; Pression constante et est égale à la pression initiale de
l’aquifère.On peut représenter l’aquifère par le schéma suivant :
Pi
P
Pipe de communication
Aquifère
Réservoir d’huile
Fig. 1 : Représentation du modèle de SCHILTHUIS
Autrement dit, on peut dire que le volume d’aquifère fait environ 10 foiscelui du réservoir d’huile, présente une bonne perméabilité ( K > 50 mD).La pression de l’aquifère est constante par contre celle du réservoirdiminue à cause du soutirage. Le débit d’aquifère est traité comme unesuccession de différents débits permanents et réguliers (Succession ofSteady States).
SCHILTHUIS a utilisé l’équation de Darcy, d’où :
…….(IV –1)Avec :
qw = débit de l’aquifère Cs = cste de l’aquifère, qui est fonction de la viscosité , de la géométrie,
exprimée en [ Bbl/Time/Psi ] ; Paverage = pression statique du réservoir d’huile.
qw = Cs * ( Pi – Paverage)
E t a n t d o n n é q u e l e b i l a n m a t i è r e u t i l i s e d e s q u a n t i t é s c u m u l é e s , a l o r sS C H I L T H U I S a f a i t l ’ i n t é g r a l e s u i v a n t :
dtPPiCWt
Se 0
)( … … . ( I V – 2 )
P o u r d i f f é r e n t s i n t e r v a l l e s d e t e m p s , o n a :
j
n
jjj tPPPiCSnWe
11 )(5.0)(
… … … . . ( I V - 3 )
A n o t e r q u e :
j
n
jj tPCSnWe
*)(1
… … … … … … … . . … … . ( I V – 4 )
e t : P 1 = P i – 0 . 5 ( P i + P 1 ) = 0 . 5 ( P i - P 1 )
P 2 = P i – 0 . 5 ( P 1 + P 2 ) P j = P i – 0 . 5 ( P j - 1 + P j ) , p o u r j 2 . t j = t j - t j - 1 .
L a v a r i a t i o n d e p = f ( t ) , e s t c o m m e s u i t : t 1 … … . P 1 t 2 … … P 2
A p a r t i r d e l ’ é q u a t i o n d e s r é s e r v e s a p p a r e n t e s N a ;
N a = N + W e / D … … … … ( I V . 5 )
t
P
Delta P
Fig. 2 : Evolution de P, d’après SCHULTHUIS.
Modèle d’aquifère non Permanent d’après Van Everdingen &Hurst :
Basé sur les hypothèses suivantes :
L’écoulement entre l’aquifère et le réservoir d’huile esttransitoire,
L’écoulement est considéré radial et circulaire, Pertes de charge constantes dans le réservoir et existent
toujours, Le puits est le réservoir d’huile de rayon rW , L’aquifère ayant un rayon re , Les propriétés de l’aquifère sont constantes et uniformes.
L’équation des entrées d’eau est proportionnelle à la différence de pressionP et un débit adimensionnel Q(tD). Soit :
We = Cv * P * Q( tD )………………(IV.7)Avec :
Cv = 2 * * h * * Ce * r w 2………..(IV.8)
e t : W e = e n t r é e d ’ e a u c u m u l é e = / 3 6 0 = a n g l e d ’ o u v e r t u r e d e l ’ a q u i f è r e , c o m p r i s e n t r e 0 e t 1 , h = h a u t e u r d e l ’ a q u i f è r e , = p o r o s i t é d e l ’ a q u i f è r e , C e = c o m p r e s s i b i l i t é e f f e c t i v e d e l ’ a q u i f è r e , C e = C w + C f , r w
= r a y o n e x t é r i e u r d u r é s e r v o i r , P = p e r t e d e c h a r g e d a n s l ’ a q u i f è r e , Q ( t D ) = f o n c t i o n t a b u l é e d e s i n f l u x d ’ e a u , t D = t e m p s a d i m e n s i o n n e l .
2wew
DrC
tKt
… … … . ( I V . 9 )
w = v i s c o s i t é d e l ’ e a u .
K = p e r m é a b i l i t é d e l ’ a q u i f è r e .
reservoir Re
rw
Aquifère
----------------------- ----------------------- -----------------------
Pi P3 P2
P
aquifère réservoir
NP
Représentation du modèle de Van Everdingen & Hurst
E n u n i t é s p r a t i q u e s , l ’ é q u a t i o n d e s i n f l u x d ’ e a u s ’ é c r i t :
W e = 1 . 1 1 9 * * h * C e * r w 2 * * P * Q ( t D )
I c i : W e e n B b l C e e n 1 / P s i h e n f t P e n P s i r w e n f t t D = d i m e n s i o n l e s s t i m e , h e r e :
2
00633.0
wew
DrC
tKt
, o r t D = A * t
A = c o n s t a n t e d u t e m p s ( t ) e n j o u r s .
D ’ a p r è s c e m o d è l e , l ’ é c o u l e m e n t d a n s l ’ a q u i f è r e e s t r é g i s p a rl ’ é q u a t i o n d e d i f f u s i v i t é :
t
P
k
c
r
P
rr
Pew
12
2
… … … ( I V . 1 1 )
i c i :
p = p r e s s u r e a t a n y r a d i a l p o s i t i o n , r , a n d t i m e t r = r a d i a l p o s i t i o n f r o m c e n t e r o f r e s e r v o i r , c m t = t i m e , s e c o n d s .
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
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
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 EngineeringAutors: Tarek Ahmed, Senior Staff Advisor Anadarko Petroleum CorporationPaul D. McKinney, V.P. Reservoir EngineeringAnadarko Canada Corporation
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