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