rÉservoirs carbonatÉs le défi de la valorisation · d’un point de vue ... vue des trains de...

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EXPLORATION & PRODUCTION RÉSERVOIRS CARBONATÉS LE DÉFI DE LA VALORISATION Collection SAVOIR-FAIRE

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ExpLORATION & pROduCTION

RÉSERVOIRSCARbONATÉSLe défi de La vaLorisation

Collection SAVOIR-FAIRE

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Page 04 repères // LES ENJEUX Les réservoirs carbonatés, principalement concentrés au Moyen-Orient, recèlent la moitié des ressources mondiales d’hydrocarbures. Leur hétérogénéité et les gaz acides qu’ils contiennent généralement en rendent l’exploitation complexe.

Page 06 CArTes eN MAIN // TOTAL, ACTEUR DE RÉFÉRENCE Fort de son expérience et d’une politique d’innovation continue, Total se fixe des objectifs ambitieux pour accroître la maîtrise des gisements carbonatés, encore largement inexploités.

Page 08 rÉFÉreNCes // L’EXPERTISE EN œUVRE Du golfe Arabo-Persique aux confins du cercle polaire, focus sur les sites clés où Total déploie un faisceau de technologies de pointe.

P. 09 Dolphin P. 10 Abu Al Bukhoosh P. 13 Al Khalij P. 14 Kharyaga et Kashagan

Page 16 sAvoIr-FAIre // à LA POINTE DES TEChNOLOgIES De l’histoire longue de la géologie d’un bassin à l’optimisation de la production d’un puits, les gisements carbonatés exigent la mobilisation de tous les métiers.

P. 17 Décrire et modéliser les hétérogénéités P. 20 La difficile prédiction des réserves P. 23 Optimiser la production

Page 26 deMAIN // DE NOUVEAUX DÉFIS En amont comme en aval, c’est dans l’intégration complète de tous ses métiers que Total puise la force d’innovation qui lui vaudra de rester pionnier dans le domaine stratégique de la valorisation des réservoirs carbonatés.

P. 27 Surmonter les obstacles à la caractérisation sismique des carbonates

P. 29 Enrichir les modèles géologiques conceptuelsP. 30 Pour des puits plus performants

RÉSERVOIRS CARBONATÉS

Le dÉFI de LA vALorIsATIoN

//. SOmmAIRE

En 2006, Total décidait d’ajouter la maîtrise des réservoirs carbonatés à la liste des thématiques qui constitueront, demain, les leviers majeurs de l’indispensable croissance de la production mondiale d’hydrocarbures. Parallèlement, était lancé un programme de Recherche & Développement transverse et multidisciplinaire, entièrement dévolu à ces réservoirs d’avenir. Ces gisements calcaires et/ou dolomitiques, beaucoup plus complexes que les réservoirs gréseux, et dont la diversité géologique répond à la diversité des organismes vivants fossilisés qui leur ont donné naissance, sont d’une extrême hétérogénéité. La grande variabilité de leurs propriétés,

à petite comme à grande échelle, et les fluides souvent acides qu’ils contiennent en font des cibles difficiles et encore largement inexploitées. Ils recèlent cependant la moitié des ressources mondiales et Total, fort de l’expertise qu’il a déjà acquise dans le domaine, a l’ambition résolue de compter parmi ceux qui sauront forger les innovations indispensables à leur valorisation optimale.

« L’ambition résolue  de forger les innovations indispensables. »

Un enjeU poUr l’expansion Des ressources pétrolières

Le désert d’Abu Dhabi, aux Émirats Arabes Unis.

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Les réservoirs carbonatés, principalement concentrés au Moyen-orient, même si l’on en trouve sur tous les continents, recèlent environ 50 % des ressources mondiales d’hydrocarbures. C’est dire l’enjeu considérable qu’ils représentent pour le développement durable des ressources pétrolières. Les défis que pose leur production sont à la mesure de ce potentiel. Issus du vivant fossilisé, de multiples paléoenvironnements, ils en reflètent toute la complexité. L’extrême variété de leurs dépôts sédimentaires et des conditions climatiques qui les ont vus naître ainsi que les nombreuses transformations physico-chimiques qu’ils ont subies au fil du temps se traduisent par une géologie très hétérogène. et, pour les compagnies pétrolières, par des challenges difficiles à relever : caractériser ces réservoirs, maîtriser leurs hétérogénéités fondamentales, réduire les incertitudes sur la quantification de leurs réserves, améliorer leur productivité et le taux de récupération, etc.

Qu’est-ce qu’un réservoir carbonaté ?Les carbonates sont les produits  de l’activité biologique développée dans des environnements marins peu profonds et aux eaux chaudes.  Ils résultent de l’accumulation  de multiples organismes ou débris organiques fossilisés, de taille et de nature très diverses : bactéries, foraminifères, coquilles de gastéropodes, lamellibranches, rudistes, etc. (voir photos). 

Ces gisements reflètent ainsi l’évolution, la diversité et l’extension des espèces au cours des temps géologiques. À cette forte hétérogénéité sédimentaire originelle se sont superposées les multiples transformations (diagenèse) qui,  au fil de milliers d’années, ont  modifié les propriétés primaires  de ces réservoirs. D’un point de vue chimique, les réservoirs carbonatés 

sont généralement caractérisés par de fortes concentrations de gaz acides  – sulfure d’hydrogène (H2S) et dioxyde de carbone (CO2). Leur présence est liée à deux facteurs : l’absence de fer dans ce type de gisement et la présence de sulfates. Si, dans les réservoirs gréseux, l’H2S réagit très facilement avec les minéraux ferreux présents et s’y minéralise pour former 

LA MOiTiÉ DEs rÉsErvEs mONDIALES

repères // LES ENJEUX

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Moyen-Orient, la région clé

Très présents au Moyen-Orient, et notamment dans les pays limitrophes du golfe Arabo-Persique (Arabie saoudite, Iran, Irak, Émirats Arabes Unis, Oman, Qatar et Bahreïn), les carbonates représentent 80 % des 

réserves d’huile et 90 % des réserves de gaz régionales (soit 45 % des réserves d’huile et 30 % des réserves de gaz mondiales). La CEI se place au deuxième rang, l’essentiel des gisements cibles se concentrant 

en Russie et au Kazakhstan. D’autres pièges carbonatés sont également disséminés en Amérique du Sud et en Amérique centrale (Mexique) ainsi qu’en Afrique, en Europe et en Asie.

Des récupérations difficilesLes taux de récupération obtenus aujourd’hui sur les principaux champs carbonatés sont loin d’être conditionnés par la seule perméabilité. Ils peuvent ainsi varier de moins de 10 % à plus de 40 % sur des gisements de perméabilité moyenne (10 à 100 md). La fracturation et l’existence de drains perméables, qui sont des hétérogénéités fondamentales et dont dépend le comportement dynamique du gisement, sont déterminantes et peu aisées à modéliser, d’où des récupérations difficiles à prédire et très hétérogènes. À ces paramètres s’ajoute la diversité des mécanismes de récupération, des schémas de développement et leurs effets.

Qu’est-ce qu’un réservoir carbonaté ?de la pyrite, cette minéralisation  est impossible dans les carbonates.  Cela explique que l’H2S peut aisément s’y accumuler, via des mécanismes physico-chimiques  qui sont susceptibles, conjointement, de générer du CO2. D’autre part, les sulfates fournissent le soufre nécessaire à la fabrication d’H2S, que ce soit par biodégradation ou par des réactions thermochimiques. 

1. Calcaires laminés, riches en matière organique.

2. Ciment frangeant autour de grains carbonatés.

3. enveloppes concentriques d’ooide en partie dissoutes.

4. Terrier d’organisme fouisseur, remplissage de calcite et d’anhydrite.

5. Colonie de rudistes (mollusques géants du Crétacé).

répartition des récupérations sur champs carbonatés mixtes à travers le monde (source : IHs, spe).

Champs carbonatés de différentesgammes deperméabilité et mécanismes de récupération associés (source : IHs, spe).

60 %89 % 40 %

11 %

80 %

20 %

87 %

13 %

74 %

26 %

87 %13 %

75 %25 %

86 %

14 %75 %25 %

YÉMEN0,1 Gbep

EAU99 Gbep

BAHREÏN28 Gbep

KOWEIT45 Gbep

QATAR71 Gbep

OMAN6,8 Gbep

Golfed’Oman

Golfe d’Aden

Merd’Oman

IRAN220 GbepIRAK

91 Gbep

SYRIE3,1 Gbep

ARABIESAOUDITE

263 Gbep

Récif

Shelf carbonates

Carbonates profonds

Régions pétrolières à réservoirs carbonatés

Pétrole

Gaz

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présent, en tant qu’opérateur ou associé, dans les zones prolifiques du Moyen-orient, en CeI et sur la mer Caspienne, en Afrique et en europe, Total dispose de multiples opportunités de renforcer sa maîtrise des réservoirs carbonatés. sa connaissance du domaine est déjà ancienne. elle est notamment nourrie de son expérience à Abu dhabi depuis 1939, de la mise en production de l’immense champ de gaz acide de Lacq (France), dès les années 1950, ou de celle d’Abu Al Bukhoosh (Abu dhabi), opéré depuis plus de trente ans.Mais, aujourd’hui, la valorisation des carbonates figure comme un objectif stratégique et prioritaire. en raison de leur complexité, l’essentiel de ces réserves restent inexploitées. Chaque gisement est singulier et constitue un défi en soi : hétérogénéité extrême, caractérisation difficile, insuffisance des outils classiques pour quantifier les réserves et comprendre la dynamique au sein du réservoir, complexité du forage et de la production, présence forte de gaz acides, etc. C’est pourquoi, en 2006, Total a lancé un projet dédié de r&d multidisciplinaire et intégré, afin de développer outils et technologies de pointe pour mieux caractériser, modéliser et produire ces cibles d’avenir.

CArTes eN MAIN // TOTAL, ACTEUR DE RÉFÉRENCE

R&D au cœur du Moyen-OrientLe Total Research Center-Qatar® (TRCQ), premier et tout nouveau centre de R&D de Total au Moyen-Orient, abrite des laboratoires consacrés à deux axes d’intérêt majeur pour  la maîtrise des réservoirs carbonatés :  la géochimie, et en particulier l’étude des  hétérogénéités de composition  et de distribution des gaz acides,  ainsi que l’optimisation des procédés  de stimulation de la production.

Modélisation de l’écoulement des fluides, champ d’Al Khalij, au Qatar.

LEs cArbOnATEs, UNE CIBLE PRIORITAIREs s s

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Les positions majeures de Total sur les carbonates

Abu Al Bukhoosh (EAU) Trente-cinq ans de production et une vaste gamme de technologies pour aller plus loin dans la récupération.

Dolphin (Qatar) des avancées majeures dans la compréhension dynamique de ce champ à composante dolomitique.

Al Khalij (Qatar) Le défi de la maîtrise des venues d’eau.

Qatargas I (Qatar)

South Pars (Iran)

Yadana (Myanmar)

Ekofisk (Norvège)

Lacq (France)

N’kossa (Congo)

Valhall (Norvège)

Qatargas II (Qatar)

Tempa Rossa (Italie)

Al Jurf (Libye)

Kharyaga (Russie) Une dynamique compliquée par la karstification.

Kashagan (Kazakhstan) Un géant qui initiera, en 2012, la réinjection de H2s à haute pression.

Total s’est engagé dans une quête continue d’optimisation de la caractérisation et de la production des réservoirs carbonatés. Pour relever les multiples défis posés par ces objets géologiques complexes, le groupe, qu’il intervienne comme opérateur ou comme partenaire, met ainsi ses savoir-faire au service de problématiques majeures, misant sur la synergie. Des eaux du golfe Arabo-Persique aux horizons glacés de l’Arctique, aperçu des technologies de pointe qu’il déploie.

vue des trains de gaz numéros 1 et 2 à l’usine de traitement de gaz polyphasique de Dolphin, au Qatar.

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dépassant les limites auxquelles se heurte souvent l’imagerie des carbonates, la caractérisation sismique du réservoir de dolphin, au Qatar, éclaire la dynamique du champ.

Nouveau développement phare du North Field, l’un des plus grands gisements gaziers du monde, dolphin exporte sa production du Qatar vers les Émirats Arabes Unis et oman. Les difficultés de la modélisation – statique comme dynamique – de cette formation du permo-Trias sont à la mesure de ses dimensions (225 × 120 km). outre la distribution complexe de ses multiples faciès à l’échelle régionale, de très fortes altérations issues de plusieurs séquences diagénétiques amplifient les hétérogénéités et les propriétés du réservoir à l’échelle métrique.dolphin offre cependant un exemple rare où la sismique, souvent impuissante à imager avec précision les carbonates, a pu être mise au service de la caractérisation du réservoir. Utilisant pour la première fois un nouvel algorithme, des travaux menés de 2004 à 2007 ont abouti à une inversion sismique de haute qualité : des cubes sismiques d’amplitude (exprimant l’énergie du signal réfléchi par le sous-sol) ont été “transformés” en cubes de porosité et de lithologie pour contribuer à l’optimisation du géomodèle. La forte atténuation des multiples (des réflexions successives “parasitant” les données sismiques très fréquentes dans les carbonates) a permis d’obtenir une qualité de l’inversion telle que les porosités modélisées sont en parfaite corrélation avec les valeurs mesurées aux puits par logs.

rÉFÉreNCes // L’EXPERTISE EN œUVRE

DOLPhINQUAnD LA sisMiQUE iMAgE LA POrOsiTÉ

doLpHIN eN BreF_Opérateur : Dolphin Energy Limited (Mubadala development Company, 51 % - Total, 24,5 % - occidental petroleum, 24,5 %)_Entrée en production : 2007_Plateau de production : 2,5 gpc/j2 plates-formes12 puits de production forés en étoile autour de chaque plate-formeTransport polyphasique par deux conduites de 70 et 90 km jusqu’à l’usine de traitement de ras-Laffan

Modéliser la dolomitisationEn 2009, une modélisation du réservoir a été construite sur un périmètre incluant Dolphin, Qatargas 1 et Qatargas 2, trois développements dont Total est partenaire. Contrainte par des données dynamiques et sismiques, elle visait à optimiser la cartographie de drains dolomitiques très perméables, créés lors de la diagenèse tardive de la formation. En parallèle, Dolphin a bénéficié d’une première application d’un outil très innovant de modélisation de la diagenèse développé par Total, avec pour objectif de reproduire le processus  de la dolomitisation. Une étape vers l’optimisation de la modélisation de la dynamique complexe de ces carbonates.

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ABK eN BreF_Opérateur : Total (75 %)• 115 km2 de superficie• 1974 : première huile• 1992 : début de la production de gaz• 19 plates-formes• 56 km de lignessous-marines• 107 puits forés, dont– 73 producteurs d’huile

(déviés, horizontaux, multidrains)

– 1 producteur d’eau– 9 producteurs de gaz– 10 injecteurs de gaz– 14 injecteurs d’eau

Champ mature toujours en développement trente-cinq ans après sa mise en production, Abu Al Bukhoosh (ABK) a bénéficié d’un déploiement continu de technologies de pointe pour contrer son déclin.

Le champ abudhabien ABK recouvre la partie sud d’une accumulation d’huile qui se prolonge, pour les deux tiers, sous les eaux iraniennes du golfe Arabo-persique. sa géologie, représentative de celle de l’Émirat, consiste en un empilement de plates-formes carbonatées formées dans de multiples paléoenvironnements. La grande variété des dépôts et de leur diagenèse, à l’origine de fortes hétérogénéités en termes de perméabilité et de porosité, et la complexité de la structure des formations, qui induit failles et fractures, ont guidé un développement phasé dans une recherche constante d’optimisation des productions. Total n’a eu de cesse, au gré de la maturité croissante de ce champ en production depuis les années 1970, d’améliorer sa productivité et ses réserves, relevant un grand nombre de défis technologiques. À l’origine estimées sur une vingtaine d’années, les réserves initiales ont presque triplé sur une période de trente ans, du pétrole continuant toujours à être extrait. Aujourd’hui, le taux de récupération sur le réservoir principal du champ a ainsi atteint 53 %. La poursuite du développement d’ABK, tourné vers ses réservoirs les plus tight, nécessite la mise en place de nouvelles méthodes et des savoir-faire de pointe pour repousser les limites de la récupération, aiguisant l’expertise du Groupe sur la maturité des carbonates.

rÉFÉreNCes // L’EXPERTISE EN œUVRE

ABU AL BUKhOOShjUsQU’AUx LiMiTEs DE LA rÉcUPÉrATiOn

1. 2. plates-formes sur le champ d’Abu Al Bukhoosh, à Abu dhabi, aux Émirats Arabes Unis.

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Thamama (Crétacé inférieur)• Réservoir à huile de 550 à 600 m d’épaisseur, calcaires séparés  par des intervalles denses de carbonates compacts, argileux et stylolitiques.• Zones les plus tight : porosité de  5 à 20 %, perméabilité de 1 à 2 mD. 

Arab supérieur (Jurassique supérieur)• Réservoir à huile de 80 à 120 m d’épaisseur contenant quatre réservoirs principaux formés de dépôts dolomitiques (1 à 7 m d’épaisseur) séparés par des barrières anhydritiques.

• Porosité de 2 à 20 %, perméabilité moyenne tight  avec des niveaux plus productifs.Arab inférieur (Jurassique supérieur)• Réservoir à huile de 160 m d’épaisseur composé de calcaires et de dolomies, producteur principal d’ABK. • Les meilleures caractéristiques  du réservoir, dans les dolomies, sont  de 10 à 28 % pour la porosité et  de 10 à 1 000 mD pour la perméabilité. Khuff supérieur (Permien-Trias)• Réservoir à gaz exploité pour  le compte de l’ADnOC.

Ère

MA Période

Pléistocène

ÉpoqueHolocène

Pléistocène Récent

PliocèneMiocène

Mishan Zibara

GachsaranOligocène Asmari

Dammam

Unayzah

Rus

Simsima

Sudair

HamlahIzhara

Fiqa

ShilaifRuwaid

a

Mishrif

Tuway

il

Halul / Ilam

MauddudNahr Umr

HabshanLekhwairKharaibShuaiba

MID. ANHYDRITE

Laffan

UmmEr Radhuma

Éocène

Paléocène

Supérieur

SupérieurInférieur

Supérieur

Araej

A

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D

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KD

KC

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IIIBCD E

Tuwaig MiAraej supérieur

UweinatAraej inférieur

FGH

Calcaires

Calcaires argileux

Dolomies

Anhydrites

Schistes

Grès

Pétrole et gaz

Pétrole

Gaz

Roche mère

Discontinuité

Minjur

?

Marrat

Bassinintrashelf

Gulailah (Jilh)

Diyab (Jubailah) HanifaSupérieur

Moyen

Moyenà

Inférieur

Inférieur

Supérieurà Moyen

Inférieur

Grou

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Néogène

Paléogène

Crétacé

Jurassique

Trias

Permien

Roch

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Rése

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Formation Lithologie

1,8

3333,9

55,8

65,5

89,3

112

145,5

161

200

251

255

Quatre réservoirs principaux

LE DÉFI DU mODèLE STRUCTURALABK compte parmi les champs carbonatés où la sismique, de qualité médiocre, éclaire mal la structure des formations, notamment des plus profondes. La maîtrise du modèle structural représente donc un défi majeur, d’autant que la complexité du réseau de failles et de fractures a un fort impact sur la production. d’abord fondée sur l’interprétation de sismiques 2d, sa modélisation n’a cessé d’être affinée. Une première interprétation d’une sismique 3d oBC (Ocean Bottom Cable) tirée en 1995, un retraitement des données en 2003 (psTM–Pre-Stack Time Migration), une nouvelle méthodologie d’interprétation basée sur l’outil maison sismageTM (2006), puis une acquisition 3d vsp (Vertical Seismic Profile) en 2008 ont permis d’aboutir à une cartographie plus précise de la structure ainsi qu’à une meilleure détection des failles et de leur direction.

Un développement phasé1973-1978 Production primaire • Production du réservoir principal d’huile, l’Arab inférieur, par déplétion.• Installation de pompes électriques immergées (ESP)  pour activer les puits en raison  de percées d’eau.1978-1982 Production secondaire et gas lift• Développement des réservoirs d’huile de l’Arab supérieur  avec maintien de la pression.

• Injection d’eau, puis gas lift.1983-1991 Extension• Extension du développement des réservoirs de l’Arab.• Pilote d’injection de gaz tertiaire.• Intensification de l’injection d’eau via trois puits  d’injection sous-marins en dumpflood (injection directe,  par gravité, d’un aquifère  vers un réservoir plus profond).• Début de l’exploitation  

du réservoir tight Thamama (Crétacé inférieur).1992-1996 Infill drilling• Début de la production  du gaz du Khuff (Permien-Trias) pour le compte d’Adnoc et poursuite du développement  des réservoirs d’Arab. • Premiers puits infill horizontaux forés à Abu Dhabi.1997-2009 Injection tertiaire• Mise en œuvre d’une injection de gaz tertiaire en conditions  non miscibles sur la totalité des réservoirs de l’Arab inférieur.• Forage de puits multidrains  pour l’exploitation des couches très minces et peu perméables  de l’Arab supérieur, une première à Abu Dhabi.Et demain…• Poursuite du développement  des réservoirs les plus tight avec les techniques les plus sophistiquées.• Injection de CO2 en étude.• Contrôle des venues d’eau par injection de RPM (Relative Permeability Modifier) en étude.

Janv.1974

Janv.78

Janv.82

Janv.86

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Janv.2002

Janv.06

1 2001 0509007506004503001500

160 000140 000120 000100 00080 000

60 00040 00020 000

0

Production tertiaire : injection

de gaz non miscible

Production primaire de l'Arab inférieur

pompes électriques fond de puits

Production secondaire de l'Arab supérieur :

Injection d'eau et gaz lift Développement du

réservoir de Thamama

Production primaire de l’Arab inférieur :

EPS

PHASE 1Réservoirs de l'Arab : puits infill

horizontaux

PHASE 2Réservoir de l'Arab

supérieur : puits multidrains

PHASE 1Réservoirs de l’Arab : puits infill

horizontaux

Production secondaire de l’Arab supérieur :

injection d’eau et gas lift développement du

réservoir de Thamama

PHASE 2Réservoir de l’Arab

supérieur : puits multidrains

GOR (v/v)

Estim

atio

n de

la p

rodu

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n (s

tb/j)

opérateur sur l’une des plates-formes d’Abu Al Bukhoosh, à Abu dhabi.

s s

n Production d’eau n Production d’huile n Injection de gaz

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Afin d’améliorer la compréhension du comportement dynamique de ce réservoir atypique, les technologies les plus innovantes sont mises en œuvre.

découvert au Qatar en 1991 dans les calcaires cénomaniens du Mishrif, Al Khalij compte parmi les réservoirs carbonatés les plus difficiles opérés par Total. son réservoir, atypique, est en effet situé en grande partie dans une zone de transition capillaire, où l’huile se trouve mélangée à jusqu’à 60 % d’eau. Il est constitué d’alternances de niveaux calcaires à porosité matricielle poreux, mais peu perméables, le plus souvent aquifères, et de bancs très perméables à huile, de faible épaisseur (1 à 3 m). À cette hétérogénéité se surimpose celle d’un réseau de fractures et de zones où des vacuoles, connectées entre elles lors de la diagenèse, offrent des chemins préférentiels pour des venues d’eau rapides difficilement appréhendées par la sismique. Face aux incertitudes qui règnent sur le comportement dynamique de ce champ très complexe, Total a opté pour une stratégie de développement phasé fondée sur la mise en œuvre de technologies innovantes. L’enjeu majeur est ici la maîtrise des venues d’eau, préjudiciables à la productivité. Un challenge relevé par le Groupe qui, depuis la mise en production d’Al Khalij, n’a eu de cesse d’optimiser la caractérisation et la modélisation dynamique du réservoir afin de mieux les prédire et de déployer des solutions pour remédier aux percées d’eau et les limiter.

rÉFÉreNCes // L’EXPERTISE EN œUVRE

AL KhALIJ LA cOMPLExiTÉ DE LA MAîTrisE DEs vEnUEs D’EAU

Réservoir• Acquisition sismique 3DHR (1999).• Retraitements sismiques avancés pour mieux identifier les couloirs de fracturation (2004 et 2009). • Construction d’un modèle réservoir synthétisant toutes les connaissances statiques et dynamiques  du champ (2007).• Construction d’un nouveau modèle structural pour une meilleure prise en compte des failles (2009).• Acquisition de multiples données pour optimiser la maîtrise de la dynamique du champ (tests d’interférence, Production Logging Tool [PLT],  Modular Formation Dynamics Tester [MDT], Drill Stem Tests [DST], monitoring permanent de deux puits par fibre optique, sismique de puits, traceurs  dans l’eau d’injection, etc.).

Production• Plates-formes inhabitées et pipe d’évacuation polyphasique.• Puits horizontaux à longs déports (2 000 à 4 000 m).• Stimulations sélectives.• Pompes électriques de fond monitorées au quotidien.• Pilote d’une complétion par swell packers pour optimiser l’isolation des zones à venues d’eau.

Des technologies de pointe

AL KHALIj eN BreF_Opérateur : Total (100 %)• 1997 : première huile• production : 37 500 b/j en 2008 (BsW * de 80 %)• Injection d’eau : 170 000 b/j• 4 plates-formes puits • 3 plates-formes satellites • 1 plate-forme de production• 39 puits producteurs d’huile• 2 puits producteurs d’eau• 6 puits injecteurs de gaz* Basic Sediment & Water.

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en russie et au Kazakhstan, Total fait face à un double défi : la compréhension et la modélisation des karsts.

Kharyaga, premier champ russe onshore à avoir produit dans le cadre d’un accord de partage de production, est situé dans le bassin de Timan-pechora, au nord du cercle polaire, dans le territoire autonome des Nenets. Les deux réservoirs de ce gisement carbonaté d’origine récifale, formé à l’ère primaire, posent avec acuité le défi de la maîtrise de leur modélisation structurale et sédimentaire. en cause, la densité et la complexité de leurs réseaux de failles et de fractures ainsi que leur importante karstification. Karsts et fissurations sont, en effet, des paramètres déterminants de la compréhension de la dynamique du champ, dont le maintien de pression est assuré par injection d’eau et la production, assistée par des pompes électriques submersibles (esp) afin de compenser sa faible énergie. La réduction des fortes incertitudes qui perdurent sur la modélisation de ces réseaux de “cavités” à forte perméabilité potentielle est l’un des axes majeurs de la r&d de Total.Au Kazakhstan, en mer Caspienne, la “cartographie” des zones karstiques apparaît également comme l’un des paramètres clés de la maîtrise du champ de Kashagan, plate-forme carbonatée d’âge carbonifère dont l’entrée en production est prévue pour 2012. C’est la karstification et son hétérogénéité fondamentale qui sont porteuses de l’incertitude majeure de ce champ à haute pression (800 bar), contenant de 15 à 20 % de H2s. La répartition des zones karstiques aura, en effet, un impact déterminant sur le projet de réinjection à haute pression d’H2s, en particulier sur les risques de percée précoce et de recyclage de ce gaz acide.

rÉFÉreNCes // L’EXPERTISE EN œUVRE

KhARyAgA ET KAShAgANLE DÉFi DE LA kArsTiFicATiOn

Qu’est-ce que la karstification ?Phénomène physico-chimique majeur de la diagenèse des carbonates, la karstification se traduit par des cavités, appelées “karsts”, issues  de la dissolution du calcaire par l’action des eaux chargées en CO2 qui circulent dans la formation. La karstification impacte fortement la perméabilité du champ, pouvant, à l’instar des fractures, créer des voies privilégiées pour la circulation des fluides.

KAsHAGANeN BreF_Opérateur : NCOC (North Caspian operating Company), consortium dont Total est l’un des partenaires._géologie :• 800 km2 de superficie• épaisseur réservoir : 600 m à Kashagan est-1 et 200 m à Kashagan ouest-1• porosité de la matrice inférieure à 10 %• perméabilité de la matrice : de l’ordre du millidarcy• perméabilité “karstique” : jusqu’à plusieurs darcys• pression initiale : 800 bar_Plan de développement phasé :• phase 1 en cours : première huile en 2012 pour une production de 350 000 b/j• phase 2 : première huile en 2018 pour une production de 800 000 b/j_Plateau de production (horizon 2023) : 1,5 mb/j

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Opérer dans des cOnditiOns extrêmesKharyaga et Kashagan connaissent le même enclavement et un climat également difficile. Le premier impose la rigueur des conditions arctiques, avec des températures variant de + 35 à - 40 °C. Les travaux ne peuvent y être menés qu’en hiver, quand les sols, instables en été, sont gelés. Bien que moins septentrional, Kashagan, en mer Caspienne, est aussi synonyme de conditions climatiques extrêmes : si l’été est chaud, l’hiver, les eaux surplombant le champ (bathymétrie de 2 à 10 m) sont gelées et balayées par des vents violents.

Kharyaga• 2005 : application de la première version de gOkarstTM, outil maison de modélisation de la karstification.• 2009 : retraitement AVAZ (Amplitude Versus Azimuth) de données sismiques 3D, conduit par les équipes des services centraux de Total afin de réduire les incertitudes sur la direction des réseaux de fractures.

Kashagan• 2008 : pilote de sismique 3D à quatre composantes, avec traitements spécifiques pour mesurer l’anisotropie du champ et maîtriser l’orientation des fractures.• 2009 : appel d’offres pour une acquisition de même nature à l’échelle globale du champ.

Des outils sophistiqués

1. Vue du champ de Kashagan, au Kazakhstan. 2. Opérateurs sur le site de Kharyaga, en Russie arctique. 3. Vue du site de Kharyaga. KhaRyaga

en BRef_Opérateur : total (50 %)_partenaires : norsk hydro (40 %), Compagnie pétrolière des nenets (10 %)• 1999 : première huile _phase 2 de développement achevée :• 10 puits de production• 5 puits d’injection d’eau_phase 3 de développement en cours :• 20 puits (producteurs et injecteurs)

reconstitution de l’histoire des dépôts, depuis la sismique jusqu’à la lame mince, en passant par l’affleurement et la carotte.

Caractériser l’abondante diversité du vivant fossilisé pour la synthétiser dans des modélisations : tel est l’immense défi lancé par les carbonates. L’intégration de toutes les expertises, du sous-sol jusqu’à la production, des équipes comme des outils est plus que jamais le maître mot pour comprendre les multiples hétérogénéités de ces objets complexes. Des interprétations croisées, nourries d’allers-retours dans de véritables boucles d’interprétation, sont, en effet, seules capables de mettre en lumière la plus fondamentale de toutes ces hétérogénéités, celle qui sera la clé de la dynamique du champ, de la quantification de ses réserves et de l’optimisation de ses productions.

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résultat d’une véritable enquête géologique menée de l’échelle des bassins à celle de la lame mince, la construction du géomodèle d’un réservoir carbonaté exige la symbiose de toutes les spécialités des géosciences.

pour comprendre le comportement d’un réservoir carbonaté, prédire ses réserves et son comportement dynamique, c’est tout le cours des temps géologiques qu’il faut remonter. Cette investigation scientifique complexe est indispensable pour décrypter la géométrie des corps sédimentaires du réservoir. première étape : replacer l’objet carbonaté cible dans son paléoenvironnement. À quelle époque et sous quelle latitude les dépôts se sont-ils accumulés ? Étaient-ils continentaux, lacustres, marins, récifaux ? Quels étaient les vents, les climats, les courants, la hauteur d’eau qui les recouvrait, la force des vagues ? Autant de passages obligés pour savoir quels organismes vivants ont été à l’origine des accumulations et pour prédire la nature des dépôts, leur organisation et leur diversité potentielle. Ainsi, si certaines conditions sont propices à l’accumulation de coquilles aragonitiques, d’autres le seront plutôt aux calcitiques, et les unes se conserveront mieux que les autres au fil du temps. Au bilan, une très forte variabilité latérale et verticale à l’échelle du bassin, mais aussi à celle de la carotte – autrement dit, une hétérogénéité extrême.

DE LA CAROTTE AU mODèLE CONCEPTUELreconnaître des organismes (bioclastes) sur une lame mince prélevée sur une carotte et les situer dans un paléoenvironnement, une paléobathymétrie, cela ne s’improvise pas. La présence de carbonatistes au sein de ses équipes d’interprétation des systèmes sédimentaires représente donc pour Total, rare major à détenir cette ressource en interne, un atout précieux. C’est, en effet, à partir de quelques carottages seulement qu’il faut “habiller” les puits en environnements de dépôts pour bâtir in fine des modèles sédimentologiques conceptuels qui serviront de base aux géomodèles. Cette étape d’extrapolation,

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DÉCRIRE ET mODÉLISER LEs hÉTÉrOgÉnÉiTÉs

Qu’est-ce que la dolomitisation ?C’est la transformation  de calcite en dolomie.  Elle intervient lorsque  le magnésium, dont certains fluides circulant dans  la roche sont fortement chargés, se substitue aux  ions calcium de la calcite.

La modélisation de la karstification est allée de pair avec un accroissement des connaissances sur ce processus. Reproduire le phénomène impliquait, en effet, de progresser dans sa compréhension, notamment de rechercher des indices évaluant la sensibilité d’un caillou à l’agression du CO2, donc 

d’approfondir les investigations sur le terrain. Une importante étude a ainsi été menée dans le sud-est de la France sur un réservoir analogue du Moyen-Orient et synthétisée dans un modèle conceptuel de la plate-forme urgonienne (calcaires Crétacé à rudistes) et de sa karstification.

Du modèle au terrain

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de la lame mince observée au microscope à l’accumulation dans toute son étendue, passe par la construction d’une série d’hypothèses elles-mêmes nourries par de nombreuses études sur des gisements analogues actuels ou des affleurements fossiles. L’étude de ces formations est, en effet, indispensable à la compréhension de la géométrie des corps sédimentaires et des hétérogénéités des faciès de dépôts à différentes échelles. Géophysiciens, sédimentologues, experts de géologie structurale, de micropaléontologie ou de stratigraphie sismique sont étroitement impliqués dans cette étape fondamentale.

mAîTRISER L’ImPACT DE LA DIAgENèSE POUR ACCÉDER à LA DyNAmIqUE DU gISEmENTLa diagenèse, fruit de processus dynamiques et physico-chimiques, transforme le sédiment en roche réservoir lors de son enfouissement. son impact est d’autant plus fort sur les réservoirs carbonatés que les minéraux composant ces sédiments sont fortement instables chimiquement, au point de pouvoir fortement modifier leurs propriétés originelles. des cimentations et la compaction réduiront généralement l’espace poreux primaire, alors que des dissolutions ou une dolomitisation créeront de la porosité. et là encore, les séquences diagénétiques qui s’enchaînent et se superposent créent d’énormes hétérogénéités, latérales comme verticales, sur l’intégralité d’une séquence de dépôt, mais aussi de manière très localisée. Clé de la maîtrise des carbonates, ces phénomènes diagénétiques sont l’un des axes majeurs des travaux de Total sur les réservoirs carbonatés.

Des millions de mailles gOkarstTM et gOdiagTM offrent un surmaillage du modèle géologique. Si ce dernier distribue faciès et propriétés dans un maximum de 1 million de mailles environ, les premiers travaillent sur 200 millions de mailles. Leur développement a donc nécessité de créer également des outils d’upscaling pour intégrer leurs données à l’échelle du maillage du géomodeleur gOcadTM (ou d’un autre logiciel approprié). À venir, une évolution majeure de ces outils, à l’instar de celle dont a bénéficié gOcadTM : des mailles hétérogènes épousant la géométrie du réservoir.

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LA VOIE INNOVANTE DE LA mODÉLISATIONsi la dissolution des calcaires par des eaux chargées en Co2 est l’un des facteurs essentiels de l’amélioration des caractéristiques des réservoirs (porosité, perméabilité), c’est aussi une source de lourdes incertitudes en raison de l’extrême difficulté qu’il y a à maîtriser le processus. en 2002, le Groupe a initié le développement de gokarstTM, outil de nouvelle génération dévolu à la modélisation de la karstification, et l’a appliqué notamment en sibérie sur le champ très karstifié de Kharyaga qu’il opère. Il s’agit d’aboutir à une représentation phénoménologique du processus à partir de méthodes mathématiques et statistiques : initiée sur un modèle sédimentologique encore “vierge” de karstification, la simulation reproduit le déroulement du phénomène jusqu’à ce qu’elle coïncide avec les données dynamiques acquises aux puits, livrant in fine une géométrie du karst et de ses propriétés (perméabilité, porosité) à grande échelle. Avec pour atout majeur une intégration des données dynamiques au cœur du processus de modélisation permettant un calage dynamique du modèle réservoir autour des puits, l’une des clés de la réduction des incertitudes.godiagTM, nouvel outil lui aussi issu de la recherche interne, vise à élargir la modélisation à d’autres phénomènes importants de diagenèse liés au transport de fluides, en particulier la dolomitisation. première application : la simulation de la dolomitisation tardive liée aux failles.

LES RÉSEAUX DE FRACTURES : UN DÉFI RELEVÉon estime que 80 % des réservoirs carbonatés sont fracturés. Cette hétérogénéité, qui se surimpose et se conjugue à toutes les autres (variété des dépôts, séquences diagénétiques), induit la coexistence, à petite échelle, de deux milieux (matrice et fractures) aux propriétés très différentes. La modélisation des réservoirs fracturés apparaît dès lors comme un enjeu majeur de la caractérisation des carbonates et de la prédiction de leur comportement dynamique ; pour progresser dans leur maîtrise, un saut technologique devait être franchi. pari tenu grâce à gofrakTM. À l’instar de gokarstTM, cet outil a été développé en tant qu’implémentation sur le géomodeleur gocadTM. des liens sont ainsi établis entre les différents outils d’interprétation de la chaîne des géosciences, concrétisant l’intégration étroite de toutes les spécialités pour la caractérisation des carbonates. C’est donc dans un workflow parallèle à l’interprétation sédimentologique et géologique que gofrakTM est mis en œuvre. son objectif : intégrer l’ensemble des données sur la fracturation, données issues de multiples indicateurs (imagerie de puits, carottes, diagraphies, logs, tests de puits, etc.), du puits à l’échelle réservoir, par des drivers géologiques, géophysiques ou géomécaniques. Avec comme résultat une répartition 3d de la densité du réseau de fractures, incluant sa distribution et son calcul d’écoulement local (champ de perméabilité équivalente), pour une prédiction de son impact dynamique à l’échelle du réservoir.

Bloc 3d d’un réservoir faillé et fracturé. Modélisation de la fracturation avec l’outil gofrakTM.

Modélisation de conduits karstiques avec gokarstTM.

vue d’artiste du futur site de production de Tempa rossa, Italie.

Du laboratoire aux filiales Développé par les services centraux du Groupe à partir de 2002, gOfrakTM, déjà appliqué sur Tempa Rossa (Italie), Pecorade (France),  Al Jurf (Libye), Umm Shaif et ABK (Émirats Arabes Unis), est en phase d’industrialisation au sein de Total. Son déploiement dans les filiales débutera en 2010.

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Évaluer le volume des fluides et prédire leur écoulement est beaucoup plus ardu dans les réservoirs carbonatés, très hétérogènes, que dans les réservoirs clastiques. La réduction des incertitudes, nombreuses par nature sur de tels objets, demande de multiplier les mesures et d’associer étroitement le pétrophysicien, le géologue et le dynamicien.

dans les réservoirs carbonatés, la forte complexité de l’évaluation de la nature, du volume et de l’écoulement des fluides présents s’explique par la grande variabilité du réseau poreux (forme, taille et seuils de pores) et par la rapidité de ses variations spatiales.

DE L’INTERPRÉTATION DES PUITS…La première tâche du pétrophysicien est l’interprétation des fluides et de leur volume aux puits. Cette étape fondamentale nécessite de mettre en œuvre des outils plus sophistiqués que pour les réservoirs clastiques. elle ne peut, en effet, se contenter des modèles binaires sable/argile utilisés pour ces derniers, une plus grande variété de minéraux devant être prise en compte. Cette interprétation “multiminérale”, qui s’appuie sur le logiciel Multimin, peut conduire à plusieurs solutions équiprobables. pour lever les ambiguïtés sur la quantité des phases minérales en présence, la multiplication des mesures s’impose (Neutron-densité, gamma ray, Photo Electric Factor, mesures soniques, électriques, etc.).L’estimation de la saturation en fluides des réseaux poreux soulève, quant à elle, une autre difficulté : les lois reliant porosité et saturation dans les clastiques se révèlent inopérantes dans les carbonates. Un gros travail d’interprétation, calibré sur les données des carottes, de la sédimentologie et de multiples acquisitions aux puits indépendantes des résistivités (soniques, nucléaires, etc.), est donc indispensable.

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LA DiFFiciLE PRÉDICTION DES RÉSERVES

1. exemple de distribution porosité et permeabilité à l’air des types de roches dans un réservoir carbonaté.

2. Micrites calcaires du champ d’Al Khalij (photographie prise au microscope électronique à balayage).

réseau poreux dans une dolomite sucrosique.

… à CELLE DU RÉSERVOIR…passer de l’échelle du puits à celle du réservoir constitue la deuxième étape fondamentale du travail du pétrophysicien. L’enjeu : établir les distributions de porosité, de perméabilité et de saturation pour calculer, via le géomodèle et le modèle réservoir, les volumes d’hydrocarbures en 3d, puis les réserves à partir des simulations de production du champ. Là encore, la multiplication des mesures pétrophysiques sur carottes (porosité, perméabilité, pression capillaire, perméabilité relative, mouillabilité, etc.) est indispensable à la fiabilisation de l’interprétation. Avec, de plus, la nécessité de s’appuyer sur une description géologique très fine des carottes, ce qui oblige dans certains cas à descendre à l’échelle du microscope à balayage électronique. L’interaction entre pétrophysicien et géologue est, on le voit, cruciale pour garantir la cohérence optimale entre la distribution en 3d des comportements pétrophysiques du champ et celle des faciès géologiques

… EN SImULANT LES ÉCOULEmENTSÀ la difficulté de représentation de la complexité du réseau poreux s’ajoute celle du réseau d’écoulement. si les carbonates se caractérisent par la variabilité des faciès rencontrés, leur aptitude à la dissolution et à la rupture introduit un autre niveau de difficulté dans la compréhension des mouvements fluides. Fondées sur une appréciation poussée de ces hétérogénéités et de leurs propriétés dynamiques anisotropes associées, des interactions roche-fluide des différentes échelles d’écoulements (matrice/fracture), seules des simulations prenant en compte ce milieu et ces phénomènes complexes pourront servir de base à des prédictions fiables du comportement des réservoirs et à des scénarios de production adaptés. C’est particulièrement vrai pour les processus de récupération eor, qui nécessitent une compréhension fine des échanges multi-échelles dans les domaines multiphasiques, thermiques, compositionnels et chimiques, et des formulations non standards des fonctions de transferts matrice-fractures, pour les modéliser.

Interprétation d’un essai de puits sur bloc matriciel fracturé.

remplissage gravitaire dans un bloc de fissures diffuses.

Le sulfure d’hydrogène (H2S), présent dans tous les bassins pétroliers, dangereux et dévalorisant pour le gaz naturel, même à très faible concentration, est surtout abondant dans les réservoirs carbonatés, qui recèlent fréquemment des sulfates dissous, matière première de l’H2S. Le caractériser est donc stratégique pour mieux évaluer le risque H2S à l’échelle régionale (exploration) comme pour apprécier les gisements et leur développement. À l’échelle du champ, cette caractérisation vise à établir l’origine du H2S, à évaluer sa teneur, sa distribution au sein du réservoir et son évolution au fil 

de la production. Doté d’un laboratoire dédié au H2S, Total dispose des outils de caractérisation (isotopie, chromatographie en phase gazeuse, chromatographie liquide, spectrométrie de masse, etc.) nécessaires pour établir son origine. Le Groupe a également développé en interne des modélisations de la genèse des gaz acides ou des principaux mécanismes à la source de leur hétérogénéité dans les réservoirs. Car la variabilité des teneurs en H2S au sein d’un même réservoir est plus forte que celle de tous les autres produits présents.Fiabiliser les prédictions sur les 

teneurs et les hétérogénéités du H2S constitue un axe de recherche majeur, sur lequel Total s’est engagé dans de multiples collaborations. Le Groupe travaille ainsi avec le Centre de recherches sur la géologie des matières premières minérales et énergétiques (Cregu), avec l’université de Strasbourg et l’Institut français du pétrole (IFP), avec le California Institute of Technology (Caltech) de l’université de Los Angeles sur les mécanismes de formation de l’H2S, et avec l’École des mines de Paris sur les mécanismes contribuant à créer des hétérogénéités.

Des réservoirs à H2S

HScube et LIPS, innovations maisonHScube : ce dispositif permet d’échantillonner l’H2S sous forme solide (sulfure de cadmium). Le transport de l’échantillon du champ au laboratoire, stable et sans danger, est extrêmement simplifié, ce qui permet de réaliser aisément des analyses isotopiques, précieuses pour la détermination de l’origine du H2S.LIPS (Laser-Induced Pyrolysis System) : breveté récemment par Total, ce laser de puissance permet de volatiliser toute matière organique sur carotte (tarmat [bitume], roches mères, huiles lourdes, etc.). Des bitumes sont, en effet, parfois présents dans les réservoirs carbonatés, souvent en association avec l’H2S, où ils forment des barrières de perméabilité. 

Origine et distribution de l’H2S (> 1 %) dans les bassins pétroliers.

Le terminal soufrier des installations portuaires de Bayonne-Blancpignon, en France, travaille en étroite synergie avec Total.

Moyen-Orient

Angola

Philippines

Indonésie

Libye

Mer du Nord

Bangladesh

Thaïlande

Canada(Alberta)

France(Aquitaine)

Chine(Tarim)

Chine(Sichuan)

Kazakhstan(Caspienne Nord)

Allemagne(Weser Ems)

Russie(Oural-Volga)

Congo(Offshore)

États-Unis(Wyoming, Texas,

Mississippi)

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H2S > 10 %

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Une stratégie résolue d’innovation continue est dédiée à l’amélioration de la productivité des réservoirs carbonatés au travers de trois leviers technologiques : architecture, forage et stimulation des puits.

L’hétérogénéité des réservoirs carbonatés, qui rend si difficile leur caractérisation, est également source de nombreux défis pour leur production. Le forage de ces formations représente, dans certains cas, un véritable challenge technologique.

PILOTAgE DE TRAJECTOIRE hIgh-TECh POUR PUITS mULTIDRAINLa technologie du puits multidrain, que, à Abu dhabi, Total a été le premier à mettre en œuvre, est née de la nature même de l’un des réservoirs du champ d’ABK (Arab supérieur), véritable mille-feuille empilant des couches étanches isolant des réservoirs dolomitiques de faible épaisseur (2 à 5 mètres), aux perméabilités très contrastées (de quelque millidarcys à 100 md). Le développement des couches les moins perméables imposait un concept de puits horizontal, mais un unique drain ne pouvait suffire à produire suffisamment d’huile. La solution ? empiler plusieurs drains les uns au-dessus des autres au sein des couches productrices à partir d’un unique puits de forage “parent”, chacun des drains devant pouvoir être produit indépendamment des autres en vue d’optimiser la production.Cette option allait de pair avec des trajectoires complexes, afin d’atterrir dans les fines couches productrices ciblées. pour réaliser cet exploit, c’est notamment la technologie maison de pilotage des trajectoires en temps réel par geosteering (via le logiciel sismageTM) qui a été mise en œuvre.

S’AFFRANChIR DES FRACTURES EN COURS DE FORAgELa fracturation des carbonates complique singulièrement le forage. plus importantes et plus nombreuses que dans les réservoirs clastiques, difficilement repérées par la sismique, ces fractures posent, avec une acuité particulière, la question du contrôle des pertes en cours de forage. dans les réservoirs gréseux, des solides mêlés à la boue de forage (CML-Conventional Lost Circulation Material) peuvent permettre de bloquer la perte de fluides en colmatant les fractures au fil du forage, mais ils sont en général inopérants dans les carbonates : leur taille, limitée par les équipements de forage (MWd/LWd, etc.), est, en effet, insuffisante au regard de celle des fractures rencontrées.Une alternative possible est la mise en œuvre de composants thixotropiques qui, tel le ciment, sont liquides lorsqu’ils sont en mouvement, mais se figent à l’état statique. Mêlés à la boue de forage et pompés au niveau des fractures, polymères, ciments, mousses ou résines peuvent ainsi permettre d’éviter les pertes et de

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OPTImISER LA PrODUcTiOn

L’île d’Halul, sur le champ d’Al Khalij, au Qatar.

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poursuivre le forage s’ils se figent assez rapidement après invasion de la faille. Mais cette condition n’est pas toujours remplie, en particulier si la taille de la fracture est très importante (une fracture record de plus de 12,5 cm de large a ainsi été imagée par log en Libye) ou si elle est connectée à un réseau de fractures dans lequel le mélange thixotropique poursuit son avancée. Aucune solution robuste et universelle n’existe aujourd’hui et Total, au travers de jIp et d’essais de nouveaux composants, poursuit ses recherches.Une autre alternative, mécanique cette fois, est en cours de test. développée par enventure (États-Unis), elle consiste à colmater la fracture en “collant” un casing expansible contre la formation à l’aide de joints élastomères et en élargissant le trou à ce niveau. Cette expansion permet de ne pas perdre en diamètre et de poursuivre le forage.

STImULER EFFICACEmENT LES PUITSLa stimulation par pompage acide est la méthode la plus fréquemment utilisée pour remédier à la faible perméabilité matricielle des réservoirs carbonatés et Total met en œuvre une large gamme de techniques. Les puits à longs drains, l’une des configurations les plus critiques, posent le problème de l’homogénéité du traitement sur des distances de plusieurs milliers de mètres. La diversion mécanique par billes ainsi que le partitionnement du drain par packers gonflables pour un traitement plus ciblé, effectué par tranches successives, comptent parmi les solutions utilisées en trou tubé, des alternatives chimiques s’inscrivant aussi dans l’éventail des solutions maîtrisées par le Groupe – citons les sdA (Self Diverting Acids), mêlant acides et polymères, mais aussi les plus récents ves (Visco Elastic Surfactant), où des tensioactifs assurent la répartition régulière de l’acidification.

Trois drains (433 m - 771 m - 1 058 m) dans des tight layers.

sAvoIr-FAIre // à LA POINTE DES TEChNOLOgIES

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Le champ d’Al Khalij, au Qatar, et ses puits à longs drains offrent une parfaite illustration de l’optimisation de la stimulation mécanique. dans un premier temps, la diversion par billes a été massivement utilisée, avant que la mise en évidence d’un important réseau maillé de fractures au fil de l’exploitation du champ motive le passage à la diversion par straddle packers, qui offre une grande précision quant au placement du traitement. L’objectif consistait, en effet, à éviter de traiter les zones faillées, au travers desquelles l’acidification par billes était venue se connecter au niveau à eau du réservoir. Mais, bien que permettant de contourner ces chemins préférentiels de venue d’eau, cette solution s’est heurtée à des problèmes de cimentation des tubages – une opération très complexe sur des drains très longs, où l’isolation entre le tubage et la formation n’est pas toujours optimale. Total a donc lancé un pilote de complétion pour une stimulation par swell packers. Il s’agit de descendre dans le trou un tubage non cimenté, alternant zones préperforées et non perforées. Les sections vierges de perforations permettent d’éviter toute connexion à une zone à eau ou faillée, leur isolation des zones perforées étant assurée par des swell packers descendus avant le tubage. Composés d’élastomères, ces derniers gonflent au contact d’un fluide à base d’huile ou d’eau, atteignant ainsi le volume nécessaire pour assurer l’isolation entre le trou et le tubage. Avantage décisif : un placement et un contrôle optimaux de la stimulation.

Diversion chimique• SDA (Self Diverting Acids) : les polymères ajoutés à la solution acide réticulent lorsque le pH augmente au contact de la roche. Formant ainsi une sorte de résille, ils viscosifient le fluide qui, ayant alors de plus en plus de mal à pénétrer dans la roche, poursuit sa course le long du drain.• VES (Visco Elastic Surfactant) : un tensioactif  se substitue aux polymères. La diversion repose toujours sur l’augmentation de  la viscosité du fluide, mais  elle est obtenue par l’agglomération des micelles, qui se forment en raison  du caractère hydrophile  du tensioactif.

réservoirs et forages horizontaux sur le champ d’Al Khalij, au Qatar.

Swell completion (swell packer).

La dynamique complexe des carbonates fait de presque chaque réservoir un cas particulier. Progresser dans la maîtrise de ce domaine complexe exige un fort investissement de R&D, lequel est porté, chez Total, par un projet dédié. En amont, le géophysicien devra, au côté du géologue, prendre une plus grande place dans la chaîne de caractérisation des gisements carbonatés. En aval, l’élargissement attendu de la gamme des technologies de stimulation ou de contrôle des venues d’eau favorisera l’optimisation des productions.

campagne d’acquisition sismique au Moyen-Orient.

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L’hétérogénéité pluriéchelle des réservoirs carbonatés et leurs environnements géologiques se conjuguent souvent pour brouiller leur signature sismique. de multiples travaux de recherche sont en cours pour repousser les limites de la géophysique sur ces objets complexes.

Les nombreux obstacles à la qualité de l’image sismique, donc à la caractérisation sismique des réservoirs carbonatés, se divisent schématiquement en deux grandes familles. La première englobe les difficultés, particulièrement sensibles au Moyen-orient, liées à l’environnement géologique des réservoirs. La seconde tient à l’hétérogénéité de ces corps sédimentaires, difficile à caractériser par la sismique.

DE LA SURFACE…Les couches sédimentaires proches de la surface et au-dessus des réservoirs, par exemple les faciès anhydritiques au Moyen-orient, génèrent un grand nombre de multiples *, qui se superposent aux réflexions primaires * sur les couches géologiques profondes. Cette complexité des données est, de plus, aggravée par la nature des réservoirs eux-mêmes, également générateurs de multiples. Le challenge consiste à atténuer les multiples pour ne retenir que les réflexions primaires. des solutions efficaces ont déjà été développées pour s’affranchir des multiples de la surface libre, telles que la srMe (Surface Related Multiples Elimination). elles ont quitté le champ de la recherche pour celui de la production et sont désormais très utilisées, en particulier pour les données offshore. en revanche, les solutions visant l’atténuation des multiples internes * n’ont pas eu, jusqu’à présent, l’efficacité espérée. Les méthodes conventionnelles d’atténuation des multiples, comme la déconvolution prédictive 1d, ont trouvé leurs limites. des travaux en cours chez Total visent à dépasser ces limitations en se focalisant sur le développement d’algorithmes de déconvolution multidimensionnels. enfin, d’autres techniques fondées sur le concept de modélisation/soustraction de multiples, telles que l’IMA (Internal Multiple Attenuation), sont en cours de développement. Ces méthodes ont besoin d’une caractérisation précise des générateurs de multiples au niveau du champ, qui pourrait être apportée par des mesures géophysiques réalisées dans les puits (diagraphie sonique, sismique de puits, etc.).Les “statiques” *, autre obstacle à la qualité de l’imagerie des carbonates, sont aussi la cible d’une recherche active. Ils sont produits par la grande variabilité latérale des premières couches du sous-sol, induite par la présence de dunes, zones de sabkha, de Wadis, etc. d’épaisseur variable, donc impactant plus ou moins fortement les données sismiques suivant la position de la source et du récepteur, elles conduisent à une imagerie dégradée des réflecteurs cibles.

deMAIN // DE NOUVEAUX DÉFIS

SURmONTER LEs ObsTAcLEs à LA cArAcTÉrisATiOn sisMiQUE DEs cArbOnATEs

Les outils d’analyse et de correction des variations azimutales de vitesse résiduelle mis au point par Total livrent une image structurale de bien meilleure qualité que les outils d’imagerie classiques.

1. Image sans correction azimutale.

2. Avec une correction constante dans six secteurs d’azimuts.

3. Correction variable avec l’azimut.

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… JUSqU’à L’INTImITÉ DU RÉSERVOIRLes travaux de Total dans le domaine de la caractérisation sismique des réservoirs carbonatés se concentrent sur l’identification des zones fracturées et hétérogènes.Les milieux fracturés induisent une anisotropie * de propagation des ondes sismiques, qui se caractérise par une variation azimutale de la vitesse de propagation et de l’amplitude des ondes. Cette anisotropie de vitesse et d’amplitude en fonction de l’azimut * n’est pas exploitée par les séquences de traitements classiques, qui mélangent les informations provenant de directions différentes. Total a développé, en partenariat avec CGGveritas, une gamme d’outils de traitement permettant de préserver l’information azimutale au cours de la séquence de traitement. Ainsi, la migration * en domaine Cov (Common Offset * Vector Migration), qui migre séparément les différentes classes d’offsets et d’azimuts, est utilisée pour préserver l’information contenue dans une sismique 3d wide azimuth sur l’anisotropie de vitesse et d’amplitude. Cela permet ensuite d’analyser, pour chaque point imagé, les variations de vitesse et d’amplitude en fonction de l’azimut. Cette variation met en évidence une direction particulière, qui pourrait être reliée à la fracturation. Cependant, d’autres causes possibles de ces variations azimutales sont également en cours d’investigation, notamment les artefacts inhérents à l’imagerie temps, ou les artefacts liés à l’acquisition sismique elle-même. pour accéder à la caractérisation de l’hétérogénéité structurale des réservoirs carbonatés, un second projet de recherche vise à imager les hétérogénéités du réservoir (fractures, karsts, etc.) par l’analyse des diffractions * sismiques qu’elles induisent. des outils d’imagerie des diffractions sont en cours de test sur des données synthétiques générées sur des modèles numériques de milieux fracturés, afin de découvrir les clés sismiques révélant leur présence. pour générer ces données synthétiques, des outils de modélisation sismique spécifiques ont été développés, qui permettent de tenir compte de façon explicite de la forte hétérogénéité de ces milieux.

* Voir glossaire.

deMAIN // DE NOUVEAUX DÉFIS

La carte sur fond de couleur montre l’ampleur des variations azimutales de l’amplitude de l’onde réfléchie (rouge = haut). Les repères noirs superposés sur l’image indiquent l’orientation des anomalies.

• Anisotrope : se dit d’un matériau qui réagit différemment selon la direction de sollicitation. • Azimut : angle entre le nord et l’axe source sismique/récepteur.• Diffraction : génération d’onde créée par une anomalie ponctuelle dans le sous-sol.

• Migration : étape du traitement sismique où l’on construit l’image du sous-sol. • Multiple interne : l’onde ne se propage pas directement entre la source et l’objectif ou entre l’objectif et les récepteurs.• Offset : distance entre source sismique et récepteur.

• Réflexion primaire : onde se propageant directement de la source, réfléchie par l’objectif et enregistrée par les capteurs.• Statique : corrections de temps sismique à faire pour corriger les effets des zones dégradées superficielles.

Glossaire

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Base de la compréhension des réservoirs carbonatés, les modèles conceptuels sont continuellement affinés par de nombreuses études de terrain et d’analogues, avec pour objectif de comprendre les mécanismes de formation et de transformation des gisements de Total.

La r&d sur la sédimentologie des carbonates s’articule notamment autour de la caractérisation de leurs hétérogénéités. L’ensemble des projets de recherche s’appuie sur l’étude de gisements analogues, dont le catalogue doit être aussi riche et varié que possible pour refléter l’extrême diversité des configurations géologiques des réservoirs du portefeuille de l’exploration & production de Total.Caractériser les hétérogénéités des gisements carbonatés, c’est tenter de les comprendre une à une, mais aussi décrypter le jeu de leurs interactions potentielles, pour in fine transformer les données parcellaires livrées par les carottes en une modélisation réservoir maîtrisant les incertitudes. réaliser des modèles sédimentologiques conceptuels à partir de l’étude d’analogues est l’une des étapes fondamentales de ce travail. C’est, en effet, ce qui permettra d’accéder aux géométries 3d des structures et de comprendre les phénomènes qui régissent leur organisation.

CINq ThÉmATIqUES DE REChERChECe vaste champ de recherche s’organise autour de plusieurs thématiques.• les réservoirs microporeux de nanomètre constituent l’échelle de porosité de multiples réservoirs. Quel est le processus de genèse et de conservation de cette microporosité ?• La dolomitisation : ce réarrangement minéralogique des réservoirs est lié à des phénomènes diagénétiques très variés. parmi les axes d’étude, la dolomie liée aux failles et à l’hydrothermalisme, typique des réservoirs du Khuff.• La karstification : il s’agit de décrypter les nombreux mécanismes à l’origine des karsts, qu’il s’agisse de leur impact sur leur géométrie ou de leur caractérisation. Ainsi, si des karsts superficiels stratiformes sont liés à l’érosion sur tout un niveau de dépôt, d’autres, verticaux, sont généralement liés à un réseau de fractures. Comment évoluent les propriétés de la roche au fil de l’évolution du karst et par rapport à l’éloignement de ces fractures ?• Les réservoirs lacustres et marins d’origine microbienne : les réservoirs de ce type, situés de part et d’autre de la marge sud-Atlantique (Angola, Congo, Brésil, etc.), doivent être mieux cernés.• Les analogues des réservoirs principaux du Moyen-Orient : il s’agit de multiplier les études d’affleurements, à la fois dans l’actuel et dans le fossile (essentiellement formations Crétacé et jurassique).

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ENRIChIR LEs MODèLEs gÉOLOgiQUEs cOncEPTUELs

La lagune d’Al dakhirah, au Qatar, et son modèle conceptuel.

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POUr DEs PUiTs PLUs PERFORmANTS

1. extrémité d’une carotte injectée d’acide.

2. Tubage équipé de packers pour fracturation hydraulique.

L’optimisation de la production des carbonates peut prendre plusieurs voies : élargissement de la gamme des stimulations, optimisation de leur placement le long du drain, développement de solutions innovantes de contrôle des venues d’eau, etc.

Les actions de r&d dédiées à l’amélioration des performances de la stimulation visent deux objectifs majeurs : élargir la gamme des traitements pour répondre à la variété des architectures des puits et aux objectifs de productivité de chaque réservoir cible ; optimiser la maîtrise du placement de ces traitements, paramètre clé de leur efficacité.Les réservoirs carbonatés n’exigent pas systématiquement, en particulier au Moyen-orient, des stimulations lourdes et une dissolution importante du réservoir. or, la cinétique de réaction de l’acide chlorhydrique sur les carbonates est rapide et ce, d’autant plus que la température du réservoir est élevée. Le procédé peut même parfois aller à l’encontre de l’homogénéité du traitement en générant une zone “voleuse” qui absorbera la totalité du fluide de stimulation.

DES STImULATIONS “SUR mESURE”L’un des projets de recherche en cours étudie des formulations acides moins agressives, dites “soft” : les acides de type organique à faible cinétique de réaction et les self-generating acids. Ces derniers sont composés d’esters de formate ou d’acétate qui, sous l’effet de la température, génèrent un acide formique dont la cinétique est maîtrisée au moyen d’un retardateur.Autre objet de recherche : la stimulation par diversion chimique en trou ouvert (open hole). en l’absence de tubage, la diversion chimique ne peut être contrôlée par un revêtement (liner) perforé sélectionnant le nombre et la position des points d’entrée des traitements au long du puits. de plus, la surface de contact est beaucoup plus importante en open hole. L’idée consiste ici à mettre en œuvre un produit traitant “autodiverteur”, qui, pompé depuis la surface, développera son caractère diverteur au fil de sa progression dans le drain et assurera une couverture homogène du traitement.L’adaptation aux carbonates de la fracturation hydraulique, éprouvée notamment sur les réservoirs tight, constitue encore une piste possible

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31d’élargissement des solutions de stimulation. Cette fracturation “étagée” est réalisée au moyen d’un tubage équipé de packers segmentant le drain en sections isolables. Chaque segment peut être mis sélectivement en communication avec le drain via un système commandé depuis la surface, ce qui ouvre la voie à un traitement “individuel” de la zone.Le placement du traitement, enfin, conditionne sa réussite. or, dans la plupart des cas, il s’appuie sur des paramètres de surface (pression, débit) qui n’offrent qu’une représentation limitée des conditions en fond de trou. pour pallier cette insuffisance, Total travaille à un mécanisme de suivi du traitement par fibre optique permettant de visualiser en temps réel la répartition des débits d’injection le long du puits. À la clé : un contrôle optimisé du placement du traitement, mais aussi une aide précieuse à la validation des techniques et des produits mis en œuvre.

ISOLATION “INTELLIgENTE” DES VENUES D’EAUL’isolation des venues d’eau est classiquement réalisée par des traitements chimiques à base de polymères. L’un des points critiques de cette méthode est celui de la justesse du placement, alors que la localisation précise du point d’entrée dans le drain reste très délicate. C’est pourquoi Total évalue aujourd’hui des solutions mécaniques mettant en œuvre des dispositifs “intelligents” d’autorégulation. Avec ce type de dispositif, n’entrant en action que sur les zones à venues d’eau, connaître le point d’entrée de l’eau dans le drain devient superflu.

LE FUTUR : L’EOR APPLIqUÉ AUX RÉSERVOIRS CARBONATÉS • L’injection de gaz miscible Le Co2, qui présente des caractéristiques favorables pour la récupération des hydrocarbures (pression de miscibilité basse, viscosité d’un gaz et densité d’un liquide aux conditions réservoirs), offre une alternative avantageuse à l’injection de gaz hydrocarboné. Avec l’exploitation du champ de gaz acide de Lacq (30 % Co2, 16% H2s), situé dans le sud-ouest de la France, Total a acquis une solide expérience dans le domaine du traitement et de la séparation-capture du Co2. La miscibilité du Co2 dans l’huile étant rarement instantanée, le contrôle de mobilité sera assuré par une injection en WAG (Water-Alternating-Gas). • L’EOR chimique en est à ses balbutiements pour les champs carbonatés. en effet, les conditions de températures, de salinités des eaux de formations, de perméabilités et de complexité géologique des champs carbonatés font de l’injection de produits chimiques pour augmenter la récupération du pétrole un domaine de recherche et développement particulièrement stimulant. deux domaines d’application se distinguent.– Les champs carbonatés pour lesquels l’injection d’eau permet d’obtenir une amélioration de la récupération par un maintien de pression et balayage à l’eau. Leur comportement principalement matriciel est bien adapté au balayage par injection d’eau améliorée par l’ajout d’agents tensio-actifs et de polymères. Les équipes de physico-chimistes de Total travaillent à la mise au point de formulations efficaces et économiques.– Les champs carbonatés fracturés présentent habituellement des porosités matricielles faibles, souvent majoritairement mouillables à l’huile, qu’il est illusoire d’espérer balayer. L’altération des mouillabilités, l’effondrement des tensions interfaciales et des pressions capillaires permettent de libérer l’huile piégée. Ces voies de recherche sont largement explorées par les équipes de Total, en collaboration avec des équipes universitaires spécialisées.

1. Laboratoire de tests d’injection d’acide dans les carbonates du CsTjF.

2. Chambre confinée pour carottes.

Communication E&P – Conception et réalisation : – Crédits photo : AGIP/KCO, Castano, M. Dufour, DR Total, N. Galkin/Total, P. Marie/Total, L. Pascal, C. Rives/Merimages, M. Roussel/Total, Total Abu Al Bukhoosh – Infographies : Idé – © Total – Novembre 2009.

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