EP3436808A1 - Dispositif pour la determination de parametres petrophysiques d'une formation souterraine - Google Patents

Dispositif pour la determination de parametres petrophysiques d'une formation souterraine

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Publication number
EP3436808A1
EP3436808A1 EP17709699.7A EP17709699A EP3436808A1 EP 3436808 A1 EP3436808 A1 EP 3436808A1 EP 17709699 A EP17709699 A EP 17709699A EP 3436808 A1 EP3436808 A1 EP 3436808A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
measurements
formation
electrodes
sample
measuring
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Withdrawn
Application number
EP17709699.7A
Other languages
German (de)
English (en)
Inventor
Adrian CEREPI
Hervé Deschamps
Bruno Garcia
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
IFP Energies Nouvelles IFPEN
Original Assignee
IFP Energies Nouvelles IFPEN
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by IFP Energies Nouvelles IFPEN filed Critical IFP Energies Nouvelles IFPEN
Publication of EP3436808A1 publication Critical patent/EP3436808A1/fr
Withdrawn legal-status Critical Current

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Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N27/00—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means
    • G01N27/02—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means by investigating impedance
    • G01N27/026—Dielectric impedance spectroscopy
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
    • G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
    • G01V3/20—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with propagation of electric current
    • G01V3/24—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with propagation of electric current using ac
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
    • G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
    • G01V3/26—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with magnetic or electric fields produced or modified either by the surrounding earth formation or by the detecting device

Definitions

  • the present invention relates to the field of exploration and exploitation of a fluid contained in an underground formation.
  • the present invention may relate to the exploration and exploitation of petroleum reservoirs, or geological gas storage sites, such as carbon dioxide (noted C0 2 thereafter) or methane.
  • Exploration and exploitation of oil deposits requires the acquisition of as precise a knowledge of underground geology as possible, in order to effectively provide a reserve assessment, a production modeling, or a pipeline management. exploitation.
  • the determination of the location of a production well or injection well within a hydrocarbon deposit, the formation of drilling mud, the completion characteristics, the choice of a process for the recovery of hydrocarbons (such as water injection for example) and the parameters necessary for the implementation of this process need to be well known the deposit.
  • a good knowledge of a deposit means a description as accurate as possible of the structure of the deposit studied, its petrophysical properties, or the properties of the fluids present in the deposit studied.
  • the oil industry combines measurements made in situ (during seismic surveys, measurements in wells, coring, etc.), measurements made in the laboratory (study of thin sections, permeability measurements, etc.), as well as that numerical simulations (realized by means of software, aimed at reproducing as precisely as possible the physical and / or chemical phenomena occurring in situ or at laboratory scale).
  • This knowledge is generally formalized in the form of a mesh, known as the "geological model", each mesh comprising one or more petrophysical parameters (such as porosity, permeability, lithology).
  • the tank engineering specialist implements a calculation software, called "tank simulator”.
  • the reservoir simulator is a flow simulator, which calculates the flows and pressure evolution within the reservoir represented by a "reservoir model". The results of these calculations make it possible in particular to predict and optimize exploitation schemes (definition the number of wells to be implanted, their position, the mode of assisted recovery, etc.) of the deposit studied in order to improve the flows and / or the quantities of recovered hydrocarbons.
  • the present invention aims at the determination of petrophysical parameters relating to the subterranean formation studied, at a given stage of its exploitation or throughout its exploitation, and this on the basis of electrical type measurements, preferably carried out at different scales (at the same time). laboratory scale and well scale).
  • PS Spontaneous potential measurements
  • the measurement of PS is used in order to highlight the presence of a rise of electrically charged hot fluids, inducing an electric signal by electrofiltration, and producing a negative PS anomaly.
  • PSI Induced spectral polarization
  • PPS Spectral Induced Polarization
  • these PSI measurements were in the past carried out in the field of low frequencies (maximum 10 kHz), only under surface conditions, and targeted measurements on portions of unconsolidated underground formations, c. that is to say, portions of subterranean formations of near surface.
  • resistivity logging tools
  • the existing resistivity log tools measure the resistivity in single-frequency mode, the transmission frequency being for example equal to 500 Hz, or 1 kHz or 100 MHz depending on the tools used.
  • One of the objects of the present invention is a device integrating both a spontaneous potential measuring means and a means for measuring the complex electrical resistivity in a wide frequency band (for example between 10mHz and 30 MHz).
  • a wide frequency band for example between 10mHz and 30 MHz.
  • This device can be declined both at the laboratory scale and at the well scale (it is a logging tool in this case).
  • measurements made from the device according to the invention can be fully automated and / or collected and / or analyzed without human intervention.
  • One of the objects of the invention consists of a method implementing both the laboratory device and the well device thus described.
  • this method can make it possible, by calibrating between the well measurements and the laboratory measurements, to quantify petrophysical parameters relating to the formation studied, such as relative permeability and water saturation. These petrophysical parameters are then useful for the determination of an optimal exploitation scheme of the formation.
  • the subject of the invention relates to a device for the determination of petrophysical parameters of a portion of a subterranean formation comprising a fluid, said device comprising: at least two electrodes;
  • said frequencies may be in a frequency range whose lower limit is between 1 and 20 mHz, and the upper bound is between 28 and 32 MHz.
  • said electrodes may be of impolarisable metallic material.
  • the number of said electrodes may be between 4 and 8, preferably 6.
  • a part of the electrodes may be distributed over a length of a support formed of an insulating material.
  • said device may be intended for laboratory measurements, said portion of said formation being a sample of said formation, for example taken by coring, and:
  • said support may be a flexible sleeve of substantially cylindrical shape intended to receive said sample
  • said electrodes may be at least four in number and two of said electrodes are placed so as to be in contact with each of the free sections of said sample;
  • said length of said support may be oriented along the axis of revolution of said support.
  • said sleeve may be a heat-shrinkable sheath and at least two of said electrodes may be stitched onto said sheath, so as to pass through said sheath.
  • said device may furthermore comprise means for injecting a working fluid into said sample and for regulating the flow rate of said working fluid, and means for measuring the fluid pressure in at least two locations of said sample.
  • said device may further comprise a hydraulic confinement cell and / or temperature control means.
  • said device may further comprise geochemical measurement means such as means for measuring the alkalinity, the conductivity, the major cation-anion contents, trace element contents, the dissolved gas content after sampling.
  • geochemical measurement means such as means for measuring the alkalinity, the conductivity, the major cation-anion contents, trace element contents, the dissolved gas content after sampling.
  • said device may be intended for measurements within at least one well drilled in said formation such as logging measurements, said portion of said formation being an area surrounding said well in which device is inserted, said device being of substantially cylindrical shape, said electrodes possibly being rings of diameter slightly greater than the diameter of said support and being able to be distributed along the axis of revolution of said cylinder.
  • said resistivity measuring means, said electrical potential difference measuring means, said means for measuring emission of an electric current may be intended to be placed on the surface of said formation and may cooperate with said electrodes by means of connection resistant to the pressure and temperature conditions inherent to measurements in wells.
  • the invention also relates to a method of operating a subterranean formation comprising a fluid, from at least one sample of said formation, said formation being traversed by at least one well, said method possibly comprising at least the following steps :
  • At least spontaneous potential and induced spectral polarization measurements are performed on said sample by one of the embodiments of the device for laboratory measurements, and representative petrophysical parameters are determined said sample;
  • spontaneous potential and induced spectral polarization measurements are carried out in said well by means of at least one device according to one of the embodiments of the device intended for measurements within a well;
  • said measurements made in said well are calibrated using said measurements made on said sample and deduced petrophysical parameters representative of said formation;
  • step i) it is possible to measure:
  • said measures a), b) and c) can be repeated for different confining pressures and / or different temperatures.
  • said petrophysical parameters representative of said formation and / or of said sample may be relative permeability and / or saturation.
  • step ii) can be repeated as and when the said formation is used.
  • Figure 2 shows an alternative embodiment of the device according to the invention for laboratory measurements.
  • Figure 3 shows an alternative embodiment of the device according to the invention for well measurements.
  • FIG. 4 shows an exemplary configuration intended for the permanent monitoring of a site for operating a fluid contained within a formation, comprising two devices according to the invention intended for well measurements.
  • Figure 5 shows the evolution of the electrical potential difference dV as a function of the fluid pressure variation dP for different samples from a subterranean formation.
  • Figure 6 shows the evolution of the relative electrokinetic coupling coefficient Cr as a function of the fluid saturation Sw, for different electrode positions illustrated in Figure 2, in the case of a Brauvilliers limestone.
  • Figure 7 shows the evolution of the phase angle P of the complex electrical resistivity as a function of the frequency F in the case of a Brauvilliers limestone, and for different saturations in brine Sw. Detailed description of the device
  • One of the objects of the invention relates to a device for an integrated measurement of the complex electrical resistivity and the spontaneous potential, with a view to determining petrophysical parameters relating to a portion of a subterranean formation comprising a fluid. These petrophysical parameters are particularly useful for defining an optimal exploitation scheme of the underground formation studied.
  • a portion of the underground formation studied can be for example:
  • the device according to the invention is intended for so-called “laboratory” measurements and is called “laboratory device according to the invention” thereafter;
  • the device according to the invention is intended for so-called
  • the device according to the invention comprises:
  • a means for measuring the electrical resistivity in amplitude and in phase (or means for measuring complex electrical resistivity) connected to at least two other electrodes;
  • a means for measuring an electric potential difference connected to at least two electrodes.
  • the device according to the invention makes it possible, in an integrated manner and in a single experiment, to perform at least two types of measurements: a measurement of spontaneous potential (by means of at least two of the electrodes and the means for measuring a difference of electric potential) and an induced spectral polarization measurement (by means of at least two of the electrodes, the means for transmitting a frequency-variable electric current, and the means for measuring the amplitude and phase electrical resistivity ).
  • the device according to the invention makes it possible to guarantee that two types of measurements, namely measurements of Spontaneous Potential and Induced Spectral Polarization measurements, are carried out under the same experimental conditions (portion of the formation that is identical and not degraded by successive measures, positions strictly identical electrodes for both types of measurement, strictly identical pressure and temperature conditions, etc.), which increases the reliability of the measurement.
  • having a single integrated measurement device makes it possible, for an industrialist, to reduce the overall operating costs of the device (purchase and maintenance costs reduced to a single device, reducing the number of operations by the technician in charge of the experiments).
  • the means for measuring the electrical resistivity in amplitude and in phase comprises a means for measuring the electrical potential difference and a means for processing the measurement of the electrical potential difference.
  • the means for processing the electrical potential difference measurement makes it possible to determine the amplitude and the phase of the electrical potential difference measurement made for an electric current emitted at a given frequency by means of the means for emitting a current. variable frequency electric.
  • the device according to the invention comprises means for automating the measurements made by the device according to the invention, and / or a means for collecting and / or analyzing said measurements.
  • the measurements to be made by the device according to the invention can be pre-programmed and do not require human intervention to manually change the measurement parameters (intensity of the injected current, sampled frequencies, etc. ) and / or the measurement conditions (surrounding pressure, temperature, fluid saturation, etc.).
  • the means for collecting the measurements also makes it possible to collect, centralize and store all the measurements made by the device according to the invention, automatically via the means of automation, or with human intervention.
  • the measurement analysis means performed automatically or manually by a technician, collected by a collection means or manually by a technician, can be analyzed automatically and systematically by an analysis means.
  • This analysis means may comprise a computer on which software is implemented to analyze the measurements from the device according to the invention.
  • this software can make it possible to draw a plurality of curves, representing the measured values as a function of different measurement parameters and / or measurement conditions, parameters and conditions which have been for example pre-programmed in advance by the specialist.
  • the frequencies emitted by the means for transmitting a frequency-variable electric current are between 1 ⁇ and 1 GHz.
  • the PSI is particularly sensitive, in the case of a 100% brine saturation, the size of the polarizable grains, the specific surface area, the pore size, the permeability, and the Archie cementation factor, whereas in the case of a two-phase medium ( comprising water or brine, and another non-conductive fluid such as gas and / or oil), at the saturation percentage in brine S w .
  • a relaxation time also called a low frequency critical frequency
  • phase angle also called a phase angle
  • the device according to the invention makes it possible to emit an electrical signal in a frequency range whose lower limit is between 1 and 20 mHz (and preferably equal to 10 mHz), and the upper bound is between 28 and 32. MHz (and preferably equal to 30 MHz), which limits the time allotted to the measurement, while allowing access to the aforementioned quantities. Indeed, as shown in FIG.
  • these limit values of the preferential frequency range are sufficient to "capture" the major trends in the variations of the complex electrical resistivity as a function of the frequency emitted, which will make it possible to deduce petrophysical parameters (such as saturation, permeability, porosity etc.) characteristics of the formation portion considered.
  • the Induced Spectral Polarization measurements are made for about fifty different frequency values and sampling, on a logarithmic scale, the frequency range chosen regularly.
  • the electrodes of the device according to the invention consist of a conductive material (such as metal) impolarisable (for example composed of silver or silver chloride).
  • a conductive material such as metal
  • impolarisable for example composed of silver or silver chloride.
  • the device comprises between four and eight electrodes, preferably six.
  • the plurality of electrodes makes it possible to carry out measurements of electrical potential difference and / or electrical resistivity at different locations of the formation portion studied and thus to better characterize the formation portion.
  • the device further comprises a support formed of an insulating material, at least a portion of the electrodes being distributed over a length of the support in question.
  • the dimensions and the shape of the support are a function of the dimensions and the shape of the portion of the formation considered, so that the portion of the electrodes of the device distributed over a length of the support are in contact with the portion of the the training studied.
  • the support in which the portion of the formation studied is a sample of the formation, taken for example by coring, the support may be a flexible sleeve, along which part of the electrodes are distributed, the dimensions of the support allowing the electrodes in question to be in contact with the sample studied when the latter is inserted into the sleeve.
  • the sleeve is preferably also of substantially cylindrical shape; its circumference may be slightly greater than that of the sample, so that the sample can be inserted into the sleeve while being held.
  • the support is substantially cylindrical in shape (a well having a very generally cylindrical shape).
  • the electrodes are distributed along the axis of revolution of the support, and the circumference of the support is related to the circumference of said well so that the support can be inserted into the well and that the electrodes are in contact with the portion of the training to study.
  • the electrodes are rings of diameter slightly greater than the diameter of the support, and fixed to said support. Reception and current emission is then possible radially in the formation studied.
  • two electrodes are arranged regularly along the axis of revolution of the sleeve and two other electrodes are free and may be placed so as to establish an electrical contact on each of the free sections of the Training sample inserted into the sleeve.
  • the electrodes placed on the free sections are connected to the means for emitting the frequency-variable electric current, and the at least two other electrodes distributed on the sleeve are connected to the means for measuring the electrical resistivity in amplitude and in phase.
  • all the electrodes are also connected to the electrical potential difference measurement means, for example via a multiplexer.
  • the sleeve in question may comprise a heat-shrinkable sheath.
  • This type of sheath is particularly resistant to high temperatures and high pressures while preserving the tightness of the sheath.
  • This type of sheath is also more inert from a physicochemical point of view.
  • two electrodes are stitched through the sheath (so as to pass through this sheath), and thus allow contact with the sample inserted into the sheath. These electrodes are electrically connected by means of measurements of the complex electrical resistivity, and preferably also by means of measuring the electrical potential. At least two other electrodes are in direct contact with the sample and are electrically connected to the emission means of a variable frequency electric current, and preferably also by means of electrical potential measurement.
  • the device further comprises means for injecting a working fluid into the sample and for regulating the flow rate of said working fluid.
  • the means for injecting a working fluid into said sample and for regulating the flow rate of said working fluid can make it possible to carry out complex electrical resistivity measurements and spontaneous potential measurements for different types of fluids (water, oil, gas in particular) and for different respective saturation values of these fluids.
  • This makes it possible to evaluate petrophysical parameters relating to a sample of an underground formation for different fluid saturation conditions (different fluids and for different saturations).
  • These various measurements can in particular make it possible to draw abacuses which make it possible to inform the specialist of the petrophysical parameters expected for the formation considered, according to the various possible conditions of saturation.
  • a means for measuring the fluid pressure in at least two places in the sample will advantageously be combined with the means for injecting a working fluid into the sample and for regulating the flow rate of said working fluid.
  • This measurement configuration makes it possible in particular to carry out measurements of electrokinetic coupling coefficient in a saturated medium.
  • the first main mode of implementation of the invention may further comprise a hydraulic confinement cell for receiving the sample.
  • the confinement cell can make it possible to subject the sample of the formation in question to high pressures (for example of the order of 5 MPa).
  • high pressures for example of the order of 5 MPa.
  • This makes it possible to simulate, in the context of a laboratory measurement, the existing pressure conditions in the underground formation, which can be of the order of 8 to 40 MPa.
  • the measurements of spontaneous potential and electrical resistivity carried out under conditions approaching the conditions in situ that is to say under the pressure conditions of the fluid reservoir studied
  • the petrophysical parameters that can be deduced from these Measurements are representative of the actual petrophysical parameters, in situ, in contrast to measurements that are performed under surface conditions (pressure of about 1 MPa).
  • the first main embodiment of the invention may further comprise a means for regulating the temperature, within said containment confinement cell, so as to simulate the temperature conditions within the studied formation (and which can reach 60 to 150 ° C).
  • the first main mode of implementation of the invention may comprise geochemical measurement means such as means for measuring alkalinity, conductivity, major cation-anion contents, trace element contents. as well as the dissolved gas content after sampling.
  • geochemical measurement means such as means for measuring alkalinity, conductivity, major cation-anion contents, trace element contents. as well as the dissolved gas content after sampling.
  • the specialist in the field of petroleum geochemistry has perfect knowledge of ways to carry out such measurements. These measurements make it possible to inform the specialist about the precise characteristics of the fluids and gases present, which can contribute to refine the optimal exploitation scheme targeted by the present invention.
  • FIG. 2 shows a variant of the first main mode of implementation of the device according to the invention, the various elements of the device in question can be arranged differently.
  • this figure describes a device comprising a support SU of cylindrical shape, 4 EL electrodes including two electrodes distributed along the support SU and two other electrodes EL free, intended to be placed on each of the free sections of the inserted training sample. in the SU holder.
  • the electrodes EL to be placed on the free sections are connected to the means for transmitting the MEC frequency-variable electric current, and the two other electrodes EL distributed on the sleeve S S are connected to the means for measuring the electrical resistivity MRE in amplitude and frequency. phase.
  • the electrical potential difference measuring means MDP only two of the four electrodes A, D are connected to the electrical potential difference measuring means MDP, allowing measurements of spontaneous potential difference only between the electrodes A and D, but connections could be made between each of the electrodes A, B, C, D and the electrical potential difference measuring means MDP in order to allow a measurement of potential difference between the electrodes A and B, A and C, and A and D for example.
  • the means for transmitting the frequency-variable electric current MEC, the means for measuring the electrical resistivity MRE in amplitude and in phase, and the means for measuring the electrical potential difference MDP are connected.
  • Second main embodiment device for logging measurements
  • the device according to the invention is intended for measurements within at least one well drilled in the studied formation such as logging measurements (said second main embodiment of the invention).
  • the means for measuring the complex resistivity, the electrical potential difference measuring means, the means for emitting an electric current are intended to be placed on the surface of said formation and are connected to said electrodes by connection means resistant to the pressure and temperature conditions inherent to measurements in wells.
  • This main embodiment of the device according to the invention allows, with a single logging tool, two types of measurement (electrical in this case), which is very advantageous from an operational point of view because the implementation Logging measurements are well known for being highly technical and costly. In addition, it is ensured in this way that the two measurements are perfectly performed at the same depth in the well and are representative of the same portion.
  • the electrodes are put in direct contact with the wall of the well and therefore with the geological formation.
  • the dimensions of the device for well measurements are of the order of 2500 mm in length and 45 mm in diameter.
  • the electrodes are distributed uniformly over a length of the support of 2100 mm, the distance between two consecutive electrodes being 30 mm.
  • Figure 3 shows a variant of the second main embodiment of the device according to the invention, for well measurements, the various elements of the device in question can be arranged differently.
  • the support SU is a cylindrical tube placed in a well W drilled in a formation F, along which 7 annular electrodes EL are distributed, each electrode being connected to the means for measuring the spontaneous potential MDP and by means of measuring the complex electrical resistivity MRE, the electrodes at the two ends of the support being further connected to the means for transmitting the MEC frequency-variable electric current.
  • the means for measuring the complex electrical resistivity MRE, the spontaneous potential MDP and the means for transmitting the frequency-variable electric current MEC are placed on the surface.
  • the invention relates to a method of operating a subterranean formation comprising a fluid.
  • This method requires at least one sample taken from the studied formation, the formation being traversed by at least one well, and comprises at least the following steps: Step 1: for at least one measurement condition, spontaneous potential and induced spectral polarization measurements are carried out on the sample in question by means of an embodiment of the device for laboratory measurements comprising means for injecting a sample. working fluid in the sample, means for regulating the flow of the working fluid, and a means for measuring the fluid pressure in at least two locations of said sample, and determining petrophysical parameters representative of said sample;
  • Step 2 Spontaneous potential and induced spectral polarization measurements are carried out in the well in question by means of at least one device according to any of the variants of the second main mode of implementation of the device according to the invention (FIG. that is, the embodiment for well measurements);
  • Step 3 the values of the measurements made in the well are compared with the measurements made on the said sample, and by calibration, representative of the petrophysical parameters representative of said formation are deduced;
  • Step 4 from said representative parameters of said formation, an optimal exploitation scheme of the fluid of the studied formation is defined and the fluid of the formation is exploited on the basis of said diagram.
  • the method according to the invention comprises the implementation of measurements of different types (PS and PSI at least) and at different scales (well scale and laboratory scale). We will hereinafter detail the various steps of the method according to the invention.
  • the method according to the invention is implemented by means of a variant of the first main mode of implementation of the device according to the invention, comprising means for injecting a working fluid into said sample and for regulating the flow rate of said working fluid, as well as a means for measuring the fluid pressure in at least two places of said sample.
  • Measurements made using this device are performed for at least one measurement condition.
  • Measurement condition means all the parameters according to which the measurement is carried out, such as, for example, the pressure, the temperature, the fluid or fluids present in the sample, the saturation of each of the fluids present in the sample.
  • the laboratory measurements are carried out under measurement conditions representative of the conditions (pressure, temperature, saturations of the fluids present) to which the studied formation is subjected, which will be called “conditions in situ” by the after.
  • conditions in situ are not usually known but the specialist can have orders of magnitude or ranges of in situ conditions (ranges relating to pressures and / or temperatures and / or saturations of the fluids present).
  • the laboratory measurements are advantageously carried out for a plurality of measurement conditions, in particular sampling the ranges of the presumed values of the conditions in situ.
  • petrophysical parameters relating to the sample considered for the measurement condition (s) under consideration are determined.
  • the specialist has perfect knowledge of methods for determining petrophysical parameters from measurements of PSI and PS.
  • the petrophysical parameters representative of the sample are relative permeability and / or fluid saturation.
  • the measurements a), b) and c) are repeated for different fluid flow rates and / or for different fluid saturations and / or for different working fluids.
  • the following nonlimiting methods for exploiting the measurements thus made to determine relative permeability and fluid saturation are described below.
  • R w is the resistivity of the R. brine
  • the permeability K (which may be known elsewhere, from petrophysical measurements in the laboratory, such measurements being well known to the specialist), D ⁇ +) is the diffusion coefficient (which can be known elsewhere, from petrophysical laboratory measurements by laboratory, such measurements being well known to the specialist or then determined by a formula).
  • the measures described above may be additionally repeated for different confining pressures and / or different temperatures.
  • the device according to the first main mode of implementation of the device according to the invention may comprise a hydraulic containment cell and / or temperature control means.
  • the invention makes it possible to perform laboratory measurements for different measurement conditions (pressure, temperature, fluid, and respective saturation of the fluids).
  • the specialist can for example establish an abacus of the petrophysical parameters determined according to these measurement conditions.
  • measurements of spontaneous potential and induced spectral polarization are also carried out in the well considered by means of the device according to any variant of the second main mode of implementation of the device according to the invention. invention. These measures will be called “well measurements” afterwards.
  • the petrophysical parameters of the studied formation are determined according to the petrophysical parameters obtained by the laboratory measurements.
  • This determination can take different forms: a direct attribution of the parameters obtained by laboratory measurements (especially if there is perfect correspondence between laboratory measurements and logging measurements), or else by interpolation of several parameters, by extrapolation, or by application of any ad hoc function.
  • a scaling function of the measurements made in the laboratory is applied with respect to the measurements made in the well, so as to take into account the different scale factors between these two. types of measurement.
  • the measurements made in the laboratory are first scaled compared to the measurements made in the well, to take account of the different measurement conditions.
  • FIG. 4 An example of an implementation variant of the method according to the invention is presented in FIG. 4.
  • this variant comprises two well measurement devices, one placed in an injection well W1 and one placed in a WP production well. fluid contained in the formation studied, the two wells being spaced a hundred meters apart.
  • the injected fluid is C0 2
  • such a configuration can make it possible to investigate variations in Petrophysical parameters between the two wells and thus follow the front of C0 2 (via saturation) between the wells.
  • an optimal exploitation scheme of the fluid contained in the formation studied that is to say an exploitation diagram allowing an optimal exploitation of a fluid considered following technico-economic criteria predefined by the specialist. It can be a scenario with a high fluid recovery rate over a long operating life and requiring a limited number of wells.
  • the optimal exploitation scheme can be defined by determining a fluid recovery process (primary, secondary or tertiary recovery process), as well as a number, an implantation and a geometry of injectors wells and / or producers to meet predefined technical and economic criteria.
  • Different scenarios can be envisaged and their respective profitability approximated using a reservoir simulation. For example, the scenario offering the highest predicted profitability may be retained.
  • the fluid of the studied formation is exploited according to the exploitation scheme determined in step 3, best satisfying the technico-economic criteria predefined by the specialist.
  • the exploitation of the fluid of the studied formation can then consist of the drilling of the number and the implantation determined in step 3, some of these wells being intended to be injection wells and others well producing, injecting into the injection wells any fluids aimed at improving the recovery of fluids in place.
  • the laboratory measurements having been carried out beforehand for various conditions From a number of measurements, the petrophysical parameters such as relative permeability and fluid saturation can be monitored in real time, as the fluid is produced.
  • the operating scheme determined in step 3 can then be revised as exploitation of the formation fluid, and the recovery of fluid in step 4 improved.
  • a Coreflood containment cell (Vinci Technologies, France): this is an adjustable piston containment cell, with three inputs on an injection spiral, three outputs on an output spiral, and transparent to X-rays. Such a cell can make it possible to measure up to a hydraulic confining pressure of 50 bar in Marcol. The latter ensures the electrical isolation of the contacts.
  • a heat-shrinkable Viton ® sheath (Hellermann-Tyton, France) equipped with 12 connections distributed along the generatrix of the sheath and making it possible to introduce the electrical contacts (2 diametrically opposite taps by electrical measurement).
  • An ISCO 260 D type pump with a remote pressure sensor, regulates the hydraulic pressure of the containment up to 50 bar as close as possible to the cell and absorbs pressure fluctuations related to temperature.
  • Amersham / Bioscience P920 Liquid Injection Pump covers a flow rate range of 0.00 to 20.00 mL / min, and is used to inject brine into the porous media.
  • a Pharmacia P500 1 - 499 mL / h liquid injection pump is used to top up the system volume following brine sampling and recirculation on the back side of the porous media, in order to maintain capillary contact and zero capillary pressure at the outlet.
  • a system of 3 outlet valves allows to purge the dead volumes of the cell in brine and to improve the determination of the pore volume.
  • Two Keller PAA-33X pressure sensors (0-30 bar) measure the relative pressure upstream and downstream of the assembly. They also allow the control of the injection pressure at the top of the porous medium and the adjustment of the pore pressure. In addition, the downstream sensor makes it possible to balance the pressure of the sampling loop with the pore pressure after sampling, so as not to destabilize the pore pressure of the system.
  • a Keller PD39X pressure sensor measures the differential pressure generated by the flow in the porous medium.
  • a Bronhkorst gas pressure regulator type P702CV (Bronhkorst, France), allows to control the pore pressure up to 20 bar, by regulating the pressure of the gas fraction contained in the separator.
  • a Bronkorst F-201 -CV (Bronhkorst, France) gas flow regulator calibrated in N 2 and C0 2 , covers a range of standardized pressure and temperature flow rates (P atm and 0 ° C) of 1 at 310 mLn / min. It serves to inject the gas at the inlet of the porous medium and makes it possible to regulate the flow rate up to a pressure of 20 bar.
  • a PT100 temperature sensor measures the temperature of the brine entering the porous medium. It makes it possible to correct the viscosity of the brine, the density and the resistances measured by the law of Arps.
  • a brine / gas two-phase separator placed downstream of the cell, it allows to reinject the collected brine having already passed through the porous medium. It also makes it possible to measure the volume variations resulting from the porous medium during the Kr experiment.
  • a Solartron SH260 it is an impedance / Gain-Phase analyzer, allowing measurements of resistance and phase shift (R, X) in frequency sweep over a range of 1 mHz to 32 MHz, in adjustable steps. Measurements are made with the generator set to 1 Volt AC. The coupling with the Agilent multiplexer allows to work in measurement with 2 or 4 electrodes.
  • the Solartron also allows to inject a DC voltage from 0 to +/- 40 Volts to calculate the electro-osmosis coefficient of the system.
  • An Agilent 34970A acquisition system equipped with a multiplexing board allows the acquisition of potentials between the selected sections of the porous medium.
  • An acquisition unit retrieves all the measurements made on a PC, via the Labview acquisition system.
  • the porous medium comes from a referenced career block. It is cored in diameter 40 mm and sawn with the saw with parallel face, under water. The samples are dried in an oven at 60 ° C. The sample is weighed dry. The geometric characteristics of the experimental sample are determined by vernier caliper: diameter and length. The sample is photographed and referenced. Setting up the sample in the cell
  • the sample is mounted in the Viton sheath, the electrodes are connected and the contacts checked using a multimeter.
  • the sample and its sheath are mounted in the cell and placed under Marcol hydraulic confinement, at the chosen confining pressure (30 bar).
  • the confining pressure is at least 15 bar greater than the pore pressure chosen for the experiment.
  • the sample is then placed under a primary vacuum.
  • a brine of selected concentration is produced (here 10 g / l of NaCl), its conductivity is measured.
  • the sample is saturated with the brine, at the pore pressure chosen for the experiment, using an Isco pump in pressure regulation.
  • Figure 5 shows the variation curves of the electrical potential difference dV as a function of the fluid pressure variation dP for Brauvilliers (white rounds), Saint-Emilion limestone (black squares) type samples, and dolomites LS2 (cross). From the slopes of these curves, the electrokinetic coupling coefficient (in a saturated medium in the present case) is deduced respectively for each of the samples considered.
  • FIG. 6 shows the evolution of the relative electrokinetic coupling coefficient Cr as a function of the fluid saturation Sw, in the case of Brauvilliers limestone, and for different positions of the electrodes, the positions of the electrodes ABCD being presented in FIG. 2.
  • Figure 7 shows the evolution of the phase angle P of the complex electrical resistivity as a function of the frequency F in the case of Brauvilliers limestone, and for different saturations in brine Sw (between 27% and 100%, l increasing saturation values being represented by an arrow in Figure 7).
  • ⁇ ordinate of the first peak formed by the curve
  • ⁇ abcissa of the first peak formed by the measurement curve
  • Fc critical frequency

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Abstract

L'invention concerne un dispositif pour la détermination de paramètres pétrophysiques d'une formation souterraine, comprenant au moins deux électrodes (EL), un moyen d'émission d'un courant électrique variable en fréquences (MEC) et un moyen de mesure de la résistivité électrique (MRE) en amplitude et en phase, deux des électrodes (EL) coopérant avec le moyen d'émission (MEC) et au moins deux des électrodes (EL) coopérant avec le moyen de mesure de la résistivité (MRE), un moyen de mesure d'une différence de potentiel électrique (MDP) coopérant avec au moins deux des électrodes (EL). Application à l'exploration et à l'exploitation pétrolière notamment.

Description

DISPOSITIF POUR LA DETERMINATION DE PARAMETRES PETROPHYSIQUES D'UNE
FORMATION SOUTERRAINE
La présente invention concerne le domaine de l'exploration et de l'exploitation d'un fluide contenu dans une formation souterraine.
Notamment, la présente invention peut concerner l'exploration et l'exploitation de réservoirs pétroliers, ou de sites géologiques de stockage de gaz, tel que le dioxyde de carbone (noté C02 par la suite) ou le méthane.
L'exploration et l'exploitation de gisements pétroliers nécessitent d'acquérir une connaissance aussi précise que possible de la géologie souterraine, et ce, afin de fournir de façon efficace une évaluation des réserves, une modélisation de la production, ou de la gestion de l'exploitation. Par exemple, la détermination de l'emplacement d'un puits de production ou d'un puits d'injection au sein d'un gisement d'hydrocarbures, la constitution de la boue de forage, les caractéristiques de complétion, le choix d'un procédé de récupération des hydrocarbures (tel que l'injection d'eau par exemple) et des paramètres nécessaires à la mise en œuvre de ce procédé (tels que la pression d'injection, le débit de production etc.) nécessitent de bien connaître le gisement. Par bonne connaissance d'un gisement, on entend une description aussi précise que possible de la structure du gisement étudié, de ses propriétés pétrophysiques, ou encore des propriétés des fluides présents dans le gisement étudié.
Pour acquérir cette connaissance, l'industrie pétrolière allie les mesures réalisées in situ (lors de campagnes sismiques, de mesures dans des puits, de carottages etc), les mesures réalisées en laboratoire (étude de lames minces, mesures de perméabilité etc), ainsi que les simulations numériques (réalisées au moyen de logiciels, visant à reproduire aussi précisément que possible les phénomènes physiques et/ou chimiques se produisant in situ ou à l'échelle du laboratoire). Cette connaissance est généralement formalisée sous la forme d'un maillage, connu sous le terme de « modèle géologique », chaque maille comprenant un ou plusieurs paramètres pétrophysiques (tels que porosité, perméabilité, lithologie). Afin de reproduire ou prédire (i.e. "simuler") la production d'hydrocarbures réelle, le spécialiste en ingénierie de réservoir met en œuvre un logiciel de calcul, appelé « simulateur de réservoir ». Le simulateur de réservoir est un simulateur d'écoulement, qui calcule les écoulements et l'évolution des pressions au sein du réservoir représenté par un « modèle de réservoir ». Les résultats de ces calculs permettent notamment de prévoir et d'optimiser des schémas d'exploitation (définition du nombre de puits à implanter, de leur position, du mode de récupération assistée, etc.) du gisement étudié afin d'améliorer les débits et/ou les quantités d'hydrocarbures récupérés.
Ainsi, l'exploitation du fluide présent dans une formation souterraine nécessite notamment une bonne connaissance de la formation souterraine dans laquelle est piégé le fluide d'intérêt. La présente invention vise à la détermination de paramètres pétrophysiques relatifs à la formation souterraine étudiée, à un stade donné de son exploitation ou tout au long de son exploitation, et ce à partir de mesures de type électrique, réalisées préférentiellement à différentes échelles (à l'échelle du laboratoire et à l'échelle du puits).
Etat de la technique
Les documents suivants seront cités dans la suite de la description :
Binley, A., Later D.L., Fukes, M., Cassiani, G.I., 2005. Relationship between spectral induced polarization and hydraulic properties of saturated and unsaturated sandstone, Water Ressources Research, vol. 41 , W12417, 2005.
Chilingar, G.V., Haroun, M., 2014. Electrokinetics for Petroleum and Environmental Engineers, book, ed. Wiley, ISBN: 978-1 -1 18-84269-0, 264 pages, January 2015.
Cuevas, N., Rector, J.W., Moore, J.R., Glaser, S.D., 2009. Electrokinetic Coupling in Hydraulic Fracture Propagation, SEG International Exposition and Annual Meeting, 2009, p 1721 -1725.
Daily, W., Ramirez, A., Binley, A., 2004, Remote Monitoring of Leaks in Storage Tanks using Electrical Résistance Tomography: Application at the Hanford Site, Journal of Environmental and Engineering Geophysics, March-April 2004, Vol. 9, No. 1 : pp. 1 1 -24.
Olhoeft, G.R. (1985), Low-frequency electrical properties ; Geophysics, v. 50, no. 12, pp. 2492- 2503.
Onizawa, S., Matsushima, N., Ishido, T., Hase, H., Takakura, S., Nish., Y., 2009. Self-potential distribution on active volcano controlled by three-dimensional resistivity structure in Izu-Oshima, Japan, Geop ys. J. Int. (2009) 178, 1 164-1 181 .
Saunders, J., Jackson, M., and Pain, C, 2008. Fluid flow monitoring in oil fields using downhole measurements of electrokinetic potential, Geophysics, vol. 73, no. 5 september - october 2008, 10.1 190/1 .2959139.
Scott, J.B.D. and Barker, R.D., 2003. Determining pore-throat size in Permo-Triassic sandstones from low-frequency electrical spectroscopy, Geophysical Research Letters, Volume 30, Issue 9, May 2003. Les mesures électriques de matériaux issus d'une formation souterraine sont de façon générale bien connues dans le domaine des géosciences. Parmi ces mesures, figurent les mesures de Potentiel Spontané et les mesures de Polarisation Spectrale Induite.
Les mesures de Potentiel Spontané (noté PS par la suite) sont utilisées dans le but d'améliorer la vision de la structure des objets se trouvant en proche surface (de quelques centaines de mètres à quelques milliers de mètres de profondeur) ou encore la connaissance des volumes de fluides présents au sein d'une formation souterraine et la circulation de ces fluides. Par exemple, dans le domaine de la volcanologie, la mesure de PS est utilisée dans le but de mettre en évidence la présence d'une remontée de fluides chauds chargés électriquement, induisant un signal électrique par électrofiltration, et produisant une anomalie négative de PS.
Dans le domaine pétrolier, on connaît l'utilisation des mesures de PS dans le cadre du stockage de gaz (de type gaz naturel et/ou C02), ou de la production d'hydrocarbures conventionnels et non conventionnels, en production primaire (détermination de la saturation eau/huile/gaz), secondaire (impact de l'injection d'eau de mer par exemple) ou encore tertiaire (récupération assistée, ou Enhanced Oil Recovery (EOR) en anglais, par injection de produits chimiques tels des polymères/su rfactants). Par exemple, dans le domaine de la production pétrolière, on connaît le document (Saunders et al., 2008), qui modélise le comportement du signal PS dans un forage lors d'un pompage d'hydrocarbures dans un réservoir pétrolier. Ces auteurs mettent notamment en évidence la pertinence des mesures de PS pour un suivi de la propagation de l'interface eau/hydrocarbure avec de l'eau injectée lors du pompage. Toujours dans le domaine de la production d'hydrocarbures, on connaît par le document (Chilingar and Haroun, 2014) l'utilisation des techniques d'injection de courant électrocinétique pour améliorer le processus de récupération assistée dans les réservoirs par injection de C02.
On connaît également par le document (Cuevas et al., 2009) l'utilisation du coefficient de couplage électrocinétique en géomécanique, notamment pour le suivi des procédés de fracturation hydraulique. En effet, dans le domaine pétrolier, la technique de la fracturation de la roche réservoir sous l'effet de la haute pression hydraulique exercée sur la roche est largement utilisée pour améliorer les propriétés d'un réservoir (notamment sa perméabilité), permettant ainsi d'améliorer la récupération du pétrole dans le réservoir. Cette fracturation hydraulique est accompagnée par des ouvertures progressives de fractures et provoque une augmentation de la densité du champ électrocinétique et du potentiel spontané. Ainsi, la mesure et le suivi de ce potentiel spontané PS permet de « monitorer » (ou surveiller en temps réel) l'ouverture de ces fractures et de quantifier l'amélioration de la perméabilité du réservoir.
On peut aussi noter qu'il existe, dans le domaine pétrolier, des dispositifs de mesures de Potentiel Spontané à l'échelle du puits (mesures dites diagraphiques). On connaît par exemple les brevets US 2713146 et EP 0426563 (US 5008625) qui permettent de réaliser des mesures de Potentiel Spontané dans un puits traversant une formation géologique. De tels dispositifs sont notamment utilisés afin d'évaluer la quantité d'argile dans les formations sédimentaires.
La polarisation spectrale induite (notée PSI par la suite), aussi appelée Polarisation Provoquée Spectrale (PPS ; Spectral Induced Polarization en anglais), mesure un spectre de résistivité complexe (que l'on peut représenter par une partie réelle R et une partie imaginaire X, ou encore par une amplitude et une phase) dans une gamme de fréquences donnée. Cette technique a été notamment utilisée en prospection minière par Conrad Schlumberger qui constate en 1912 un effet de polarisation sur les gisements de minerais de fer. Puis, son application s'est étendue à la recherche de nappes phréatiques, de fronts salins et de lentilles d'argiles. Ce n'est que vers les années 80 que les recherches se focalisent sur la sensibilité de la polarisation aux contaminants.
Notamment le document (Olhoeft, 1985) catalogue différents effets de polarisation des roches (réactions d'oxydo-réduction, échanges ioniques et interaction entre le solvant organique et l'argile) à partir de mesures de résistivité électrique complexe en laboratoire. Ces mesures ont été réalisées sur des échantillons non consolidés (c'est-à-dire prélevés en proche surface) et dans des conditions de mesure de surface (pression atmosphérique et température ambiante notamment). Il établit alors une gamme de fréquences effectives (c'est-à-dire permettant d'observer les effets souhaités pour les échantillons considérés dans les conditions considérées) comprise entre 1 mHz et 10KHz. Cette gamme de fréquences est alors reprise par différents auteurs pour réaliser des mesures de terrain, notamment en vue de la détection de contaminants. Ainsi, en suivant le protocole établi dans Olhoeft (1985), Daily et al. (2004) ont montré que les zones contaminées par des hydrocarbures pouvaient être identifiées par de faibles valeurs de phase (inférieures à 350 mrad) et par des anomalies sur l'amplitude et la phase aux fréquences comprises entre 0.01 et 100 Hz. Les travaux de Binley et al. (2005) montrent l'apport de la mesure de la PSI pour l'estimation des propriétés de transport (c'est-à- dire la perméabilité) et la détermination de l'état de saturation en eau des aquifères en zone non saturée et saturée. Ces auteurs ont notamment établi une image 2D-3D de PSI de la proche surface et ont transcrit cette image en une image de perméabilité et de saturation en eau du milieu. Notamment Scott and Barker (2003) ont montré que l'analyse des PSI à faibles fréquences (inférieures à 100 Hz) permet de déterminer directement la taille de connexion des pores dans un réservoir donné. Ainsi, ces mesures de PSI ont par le passé été réalisées sur le terrain dans le domaine des basses fréquences (au maximum 10 kHz), uniquement dans des conditions de surface, et ont visé des mesures sur des portions de formations souterraines non consolidées, c'est-à-dire des portions de formations souterraines de proche surface. A noter qu'il existe des outils de diagraphies dits de « résistivité » (par exemple le brevet EP 0384823 A1 ) qui permettent de mesurer la résistivité d'une formation souterraine dans une région autour du puits. Toutefois, les outils de diagraphies de résistivité existants mesurent la résistivité en mode mono-fréquentiel, la fréquence d'émission étant par exemple égale à 500 Hz, ou à 1 kHz ou à 100 MHz en fonction des outils utilisés.
Ainsi, les mesures de potentiel spontané et de polarisation spectrale induite ont déjà été mises en œuvre par le passé. Toutefois, il n'est à ce jour pas connu ni de dispositif ni de procédé intégrant ces deux types de mesures, ni à l'échelle du laboratoire, ni à l'échelle du puits. De plus, il n'est à ce jour pas connu de procédé incluant une étape de mesures de la résistivité complexe dans une large bande de fréquences, et ce, ni au cours de mesures de laboratoire ni au cours de mesures de puits.
L'un des objets de la présente invention est un dispositif intégrant à la fois un moyen de mesure du potentiel spontané et un moyen de mesure de la résistivité électrique complexe dans une large bande de fréquences (par exemple entre 10mHz et 30 MHz). Un tel dispositif intégré permet de garantir que les deux types de mesure soient réalisés strictement dans les mêmes conditions, ce qui accroit la fiabilité de la mesure. Ce dispositif peut être décliné à la fois à l'échelle du laboratoire et à l'échelle du puits (c'est un outil de diagraphie dans ce cas). De plus, les mesures réalisées à partir du dispositif selon l'invention peuvent être entièrement automatisées et/ou collectées et/ou analysées sans intervention humaine.
L'un des objets de l'invention consiste en un procédé mettant en œuvre à la fois le dispositif de laboratoire et le dispositif de puits ainsi décrits. Notamment, ce procédé peut permettre, par une calibration entre les mesures de puits et les mesures de laboratoire, de quantifier des paramètres pétrophysiques relatifs à la formation étudiée, telles que la perméabilité relative et la saturation en eau. Ces paramètres pétrophysiques sont alors utiles pour la détermination d'un schéma d'exploitation optimal de la formation.
Le dispositif selon l'invention
De façon générale, l'objet de l'invention concerne un dispositif pour la détermination de paramètres pétrophysiques d'une portion d'une formation souterraine comprenant un fluide, ledit dispositif comprenant : - au moins deux électrodes ;
un moyen d'émission d'un courant électrique variable en fréquences et un moyen de mesure de la résistivité électrique en amplitude et en phase, deux dites électrodes coopérant avec ledit moyen d'émission et au moins deux desdites électrodes coopérant avec le dit moyen de mesure de la résistivité ;
- un moyen de mesure d'une différence de potentiel électrique coopérant avec au moins deux desdites électrodes ;
- un moyen d'automatisation des mesures réalisées par lesdits moyens de mesure, et/ou un moyen de collecte desdites mesures et/ou un moyen d'analyse desdites mesures.
Selon un mode de mise en œuvre de l'invention, lesdites fréquences peuvent être comprises dans une gamme de fréquences dont la borne inférieure est comprise entre 1 et 20 mHz, et la borne supérieure est comprise entre 28 et 32 MHz.
Avantageusement, lesdites électrodes peuvent être en matériau métallique impolarisable.
Préférentiellement, le nombre desdites électrodes peut être compris entre 4 et 8, de préférence 6.
Selon un mode de mise en œuvre de l'invention, une partie des électrodes peut être distribuées sur une longueur d'un support formé d'un matériau isolant.
Selon un mode de mise en œuvre de l'invention, ledit dispositif peut être destiné à des mesures de laboratoire, ladite portion de ladite formation étant un échantillon de ladite formation, par exemple prélevé par carottage, et :
- ledit support peut être un manchon souple de forme sensiblement cylindrique destiné à recevoir ledit échantillon ;
- lesdites électrodes peuvent être au moins au nombre de quatre et deux desdites électrodes sont placées de manière à être en contact avec chacune des sections libres dudit échantillon ;
- ladite longueur dudit support peut être orientée selon l'axe de révolution dudit support. Selon un mode de réalisation dudit dispositif pouvant être destiné à des mesures de laboratoire, ledit manchon peut être une gaine thermo-rétractable et au moins deux desdites électrodes peuvent être piquées sur ladite gaine, de manière à traverser ladite gaine.
Selon un mode de réalisation dudit dispositif pouvant être destiné à des mesures de laboratoire, ledit dispositif peut comprendre en outre des moyens pour injecter un fluide de travail dans ledit échantillon et pour réguler le débit dudit fluide de travail, et un moyen de mesure de la pression fluide en au moins deux endroits dudit échantillon.
Selon un mode de mise en oeuvre dudit dispositif pouvant être destiné à des mesures de laboratoire, ledit dispositif peut comprendre en outre une cellule de confinement hydraulique et/ou des moyens de régulation de la température.
Selon un mode de réalisation dudit dispositif pouvant être destiné à des mesures de laboratoire, ledit dispositif peut comprendre en outre des moyens de mesures géochimiques tels que des moyens de mesure de l'alcalinité, de la conductivité, des teneurs en cations-anions majeurs, des teneurs en éléments traces, de la teneur en gaz dissous après prélèvement.
Selon un mode de mise en œuvre de l'invention, ledit dispositif peut être destiné à des mesures au sein d'au moins un puits foré dans ladite formation telles que des mesures diagraphiques, ladite portion de ladite formation étant une zone entourant ledit puits dans lequel est inséré ledit dispositif, ledit dispositif pouvant être de forme sensiblement cylindrique, lesdites électrodes pouvant être des anneaux de diamètre légèrement supérieur au diamètre dudit support et pouvant être distribuées le long de l'axe de révolution dudit cylindre.
Selon un mode de mise en œuvre dudit dispositif pouvant être destiné à des mesures au sein d'au moins un puits foré dans ladite formation, lesdits moyens de mesures de la résistivité, lesdits moyens de mesure de différence de potentiel électrique, lesdits moyens d'émission d'un courant électrique peuvent être destinés à être placés à la surface de ladite formation et peuvent coopérer avec lesdites électrodes par des moyens de connexion résistants aux conditions de pression et de température inhérentes à des mesures dans des puits. L'invention concerne également un procédé d'exploitation d'une formation souterraine comportant un fluide, à partir d'au moins un échantillon de ladite formation, ladite formation étant traversée par au moins un puits, ledit procédé pouvant comporter au moins les étapes suivantes :
i. pour au moins une condition de mesure, on réalise au moins des mesures de potentiel spontané et de polarisation spectrale induite sur ledit échantillon au moyen d'un des modes de réalisation du dispositif destiné à des mesures de laboratoire, et on détermine des paramètres pétrophysiques représentatifs dudit échantillon ;
ii. on réalise des mesures de potentiel spontané et de polarisation spectrale induite dans ledit puits au moyen d'au moins un dispositif selon un des modes de réalisation du dispositif destiné à des mesures au sein d'un puits ;
iii. on calibre lesdites mesures réalisées dans ledit puits à l'aide desdites mesures réalisées sur ledit échantillon et on déduit des paramètres pétrophysiques représentatifs de ladite formation ;
iv. à partir desdits paramètres pétrophysiques représentatifs de ladite formation, on définit un schéma d'exploitation optimal de ladite formation et on exploite ladite formation à partir dudit schéma.
Selon un mode mise en œuvre du procédé selon l'invention, au cours de l'étape i), on peut mesurer :
a) un gradient de pression induit dans ledit échantillon, au moyen dudit moyen de mesure de la pression du fluide ;
b) une différence de potentiel électrique induit dans ledit échantillon, au moyen dudit moyen de mesure d'une différence potentiel électrique ;
c) une polarisation spectrale induite au sein dudit échantillon, au moyen dudit moyen de mesure de la polarisation spectrale induite ;
et on répète lesdites mesures a), b) et c) pour différents débits de fluide et pour différentes saturations en fluide.
Selon un mode mise en œuvre du procédé selon l'invention, lesdites mesures a), b) et c) peuvent être répétées pour différentes pressions de confinement et/ou différentes températures. Selon un mode mise en œuvre du procédé selon l'invention, lesdits paramètres pétrophysiques représentatifs de ladite formation et/ou dudit échantillon peuvent être la perméabilité relative et/ou la saturation.
Selon un mode mise en œuvre du procédé selon l'invention, l'étape ii) peut être répétée au fur et à mesure de l'exploitation de ladite formation.
D'autres caractéristiques et avantages du procédé selon l'invention, apparaîtront à la lecture de la description ci-après d'exemples non limitatifs de réalisations, en se référant aux Figures annexées et décrites ci-après.
Présentation succincte des figures - la Figure 1 correspond à un exemple de mesures de Polarisation Spectrale
Induite réalisées au moyen d'une variante du dispositif selon l'invention, dans le cas d'un échantillon de calcaire de Brauvilliers et pour différentes saturations Sw en saumure de cet échantillon.
la Figure 2 présente une variante de réalisation du dispositif selon l'invention destinée à des mesures de laboratoire.
la Figure 3 présente une variante de réalisation du dispositif selon l'invention destinée à des mesures de puits.
la Figure 4 présente un exemple de configuration destinée à la surveillance permanente d'un site d'exploitation d'un fluide contenu au sein d'une formation, comprenant deux dispositifs selon l'invention destinés à des mesures de puits.
La Figure 5 présente l'évolution de la différence de potentiel électrique dV en fonction de la variation de pression fluide dP pour différents échantillons provenant d'une formation souterraine.
La Figure 6 présente l'évolution du coefficient de couplage électrocinétique relatif Cr en fonction de la saturation en fluide Sw, pour différentes positions d'électrodes illustrées en Figure 2, dans le cas d'un calcaire de Brauvilliers.
La Figure 7 présente l'évolution de l'angle de phase P de la résistivité électrique complexe en fonction de la fréquence F dans le cas d'un calcaire de Brauvilliers, et ce pour différentes saturations en saumure Sw. Description détaillée du dispositif
L'un des objets de l'invention concerne un dispositif pour une mesure intégrée de la résistivité électrique complexe et du potentiel spontané, en vue de déterminer des paramètres pétrophysiques relatifs à une portion d'une formation souterraine comportant un fluide. Ces paramètres pétrophysiques sont notamment utiles pour définir un schéma d'exploitation optimal de la formation souterraine étudiée. Une portion de la formation souterraine étudiée peut être par exemple :
- un échantillon de la formation, prélevé par carottage par exemple : dans ce cas, le dispositif selon l'invention est destiné à des mesures dites « de laboratoire » et est appelé « dispositif de laboratoire selon l'invention » par la suite ;
- une zone entourant un puits foré dans la formation étudiée et dans lequel le dispositif est inséré ; dans ce cas, le dispositif selon l'invention est destiné à des mesures dites
« diagraphiques » et est appelé « dispositif de puits selon l'invention » par la suite.
Le dispositif selon l'invention comprend :
- au moins deux électrodes ;
- un moyen d'émission d'un courant électrique variable en fréquences, connecté à au moins deux électrodes ;
- un moyen de mesure de la résistivité électrique en amplitude et en phase (ou moyen de mesure de résistivité électrique complexe), connecté à au moins deux autres électrodes ;
- un moyen de mesure d'une différence de potentiel électrique, connecté à au moins deux électrodes.
Ainsi, le dispositif selon l'invention permet de réaliser de façon intégrée et en une seule expérience au moins deux types de mesures : une mesure de potentiel spontané (au moyen d'au moins deux des électrodes et du moyen de mesure d'une différence de potentiel électrique) et une mesure de polarisation spectrale induite (au moyen d'au moins deux des électrodes, du moyen d'émission d'un courant électrique variable en fréquences, et du moyen de mesure de la résistivité électrique en amplitude et en phase).
Par conséquent, le dispositif selon l'invention permet de garantir que deux types de mesures, à savoir des mesures de Potentiel Spontané et des mesures de Polarisation Spectrale Induite, soient réalisés dans les mêmes conditions d'expérience (portion de la formation identique et non dégradée par des mesures successives, positions strictement identiques des électrodes pour les deux types de mesure, conditions de pression et de température strictement identiques, etc), ce qui accroît la fiabilité de la mesure.
De plus, disposer d'un seul et même dispositif de mesures intégrées permet, pour un industriel, de réduire les coûts globaux d'exploitation du dispositif (frais d'achat et de maintenance réduits à un seul dispositif, réduction du nombre de manipulations par le technicien en charge des expériences).
En outre, la combinaison des mesures de Potentiel Spontané et des mesures de Polarisation Spectrale Induite permet d'accéder à des paramètres pétrophysiques primordiaux pour la caractérisation de la portion de la formation étudiée, et par la même pour la définition d'un schéma d'exploitation optimale de la formation étudiée. Ce point sera plus largement développé ci-après dans la description du procédé selon l'invention.
Selon une mise en œuvre de l'invention, le moyen de mesure de la résistivité électrique en amplitude et en phase comprend un moyen de mesure de la différence de potentiel électrique et un moyen de traitement de la mesure de la différence de potentiel électrique. Le moyen de traitement de la mesure de différence de potentiel électrique permet de déterminer l'amplitude et la phase de la mesure de différence de potentiel électrique réalisée pour un courant électrique émis à une fréquence donnée au moyen du moyen d'émission d'un courant électrique variable en fréquences.
Par ailleurs, le dispositif selon l'invention comporte un moyen d'automatisation des mesures réalisées par le dispositif selon l'invention, et/ou un moyen de collecte et/ou d'analyse desdites mesures. De cette manière, via le moyen d'automatisation, les mesures à réaliser par le dispositif selon l'invention peuvent être pré-programmées et ne nécessitent pas une intervention humaine pour modifier manuellement les paramètres de mesure (intensité du courant injecté, fréquences échantillonnées etc) et/ou les conditions de mesure (pression environnante, température, saturation en fluide etc). Le moyen de collecte des mesures permet en outre de récolter, centraliser et stocker l'ensemble des mesures réalisées par le dispositif selon l'invention, de façon automatique via le moyen d'automatisation, ou avec intervention humaine. Enfin, le moyen d'analyse des mesures, réalisées de manière automatisée ou manuellement par un technicien, collectées par un moyen de collecte ou manuellement par un technicien, peuvent être analysées de façon automatique et systématique par un moyen d'analyse. Ce moyen d'analyse peut comprendre un ordinateur sur lequel est implémenté un logiciel permettant d'analyser les mesures issues du dispositif selon l'invention. Par exemple, ce logiciel peut permettre de tracer une pluralité de courbes, représentant les valeurs mesurées en fonction de différents paramètres de mesure et/ou conditions de mesure, paramètres et conditions qui ont été par exemple pré-programmés à l'avance par le spécialiste. Selon un mode de mise en œuvre de l'invention, les fréquences émises par le moyen d'émission d'un courant électrique variable en fréquences sont comprises entre 1 μΗζ et 1 GHz. De cette manière, et à l'aide du moyen de mesure de la résistivité électrique en amplitude et en phase selon l'invention, on accède à une estimation de la polarisation spectrale induite (notée PSI par la suite) dans une large gamme de fréquences. La Figure 1 présente un exemple de résultat de mesures de Polarisation Spectrale Induite, notamment leur partie réelle R et leur partie imaginaire X, pour des fréquences comprises entre 1 μΗζ et 1 GHz, les mesures ayant été réalisées sur un échantillon de roche donné (calcaire de Brauvilliers de type « grainstone à oolithes »), et ce pour différentes saturations Sw en saumure (entre 27% et 100%, les valeurs croissant selon la direction indiquée par la flèche, une valeur de Sw=100% correspondant à une saturation totale en saumure) et différents types de saumure (saumure à 10g de NaCI et saumure à 5g de NaCI en l'occurrence). On peut notamment distinguer sur cette figure trois domaines dans lesquelles les mesures de PSI ont des comportements sensiblement distincts : celui des basses fréquences (domaine D1 ), celui des moyennes fréquences (domaine D2), et celui des hautes fréquences (domaine D3). Ainsi, dans le domaine :
- des basses fréquences (domaine D1 ), c'est-à-dire pour des fréquences inférieures par exemple à 20 Hz (à noter que cette fréquence peut être fonction des matériaux), la PSI est particulièrement sensible, dans le cas d'une saturation en saumure de 100%, à la taille des grains polarisables, à la surface spécifique, à la taille des pores, à la perméabilité, et au facteur de cimentation m d'Archie, alors que dans le cas d'un milieu diphasique (comprenant de l'eau ou saumure, et un autre fluide non conducteur tel que du gaz ou/et de l'huile), au pourcentage de saturation en saumure Sw. On peut montrer que la PSI peut être caractérisée dans le domaine des basses fréquences par deux paramètres : un temps de relaxation (aussi appelé fréquence critique basse fréquence) et un angle de phase ;
- des moyennes fréquences (domaine D2), c'est-à-dire pour des fréquences comprises par exemple entre et 20 Hz et 30 kHz, les variations de la PSI se présentent sous la forme d'un plateau et la PSI est sensible notamment à la saturation du milieu, à la perméabilité, et à la surface spécifique ;
- des hautes fréquences (domaine D3), c'est-à-dire pour des fréquences supérieures par exemple à 0.03 MHz, les variations de PSI sont à nouveau très sensibles à la fréquence, ce qui permet d'obtenir des informations notamment sur la permittivité diélectrique relative, la saturation du milieu poreux, la porosité et la capacité d'échange cationique. Préférentiellement, le dispositif selon l'invention permet d'émettre un signal électrique dans une gamme de fréquences dont la borne inférieure est comprise entre 1 et 20 mHz (et préférentiellement égale à 10 mHz), et la borne supérieure est comprise entre 28 et 32 MHz (et préférentiellement égale à 30 MHz), ce qui permet de limiter les temps dévolus à la mesure, tout en permettant d'accéder aux quantités précitées. En effet, comme montré en Figure 1 , ces valeurs limites de la gamme de fréquences préférentielle sont suffisantes afin de « capturer » les grandes tendances des variations de la résistivité électrique complexe en fonction de la fréquence émise, ce qui permettra d'en déduire des paramètres pétrophysiques (tels que saturation, perméabilité, porosité etc) caractéristiques de la portion de formation considérée.
Selon un mode de mise en œuvre de l'invention, les mesures de Polarisation Spectrale Induite sont réalisées pour une cinquantaine de valeurs de fréquence distinctes et échantillonnant, sur une échelle logarithmique, la gamme de fréquence choisie de manière régulière.
Selon un mode de mise en œuvre de l'invention, les électrodes du dispositif selon l'invention sont constituées dans un matériau conducteur (tel que du métal) impolarisable (par exemple composé d'argent ou de chlorure d'argent). Ce mode de réalisation permet de réaliser des mesures électriques successives, sans avoir à attendre un temps de retour des électrodes à un état électrique neutre. Un gain de temps sur l'ensemble des expériences à réaliser, pour une succession de fréquences comprises dans une gamme donnée et selon un pas d'échantillonnage donné, est ainsi obtenu.
Selon un mode de mise en œuvre de l'invention, le dispositif comprend entre quatre et huit électrodes, de préférence six. La pluralité d'électrodes permet de réaliser des mesures de différence de potentiel électrique et/ou de résistivité électrique à différents emplacements de la portion de formation étudiée et ainsi de mieux caractériser la portion de formation.
Préférentiellement, le dispositif comprend en outre un support, formé d'un matériau isolant, au moins une partie des électrodes étant distribuées sur une longueur du support en question. Les dimensions et la forme du support sont fonction des dimensions et de la forme de la portion de la formation considérée, et ce, de manière à ce que la partie des électrodes du dispositif distribuées sur une longueur du support soient en contact avec la portion de la formation étudiée.
Selon un mode de mise en œuvre de l'invention dans lequel la portion de la formation étudiée est un échantillon de la formation, prélevé par carottage par exemple, le support peut être un manchon souple, le long duquel une partie des électrodes sont distribuées, les dimensions du support permettant que les électrodes en question soient en contact avec l'échantillon étudié lorsque ce dernier est inséré dans le manchon. Un échantillon prélevé d'une formation souterraine étant en général de forme sensiblement cylindrique, le manchon est de préférence également de forme sensiblement cylindrique ; sa circonférence peut être légèrement supérieure à celle de l'échantillon, de manière à ce que l'échantillon puisse être inséré dans le manchon tout en étant maintenu.
Selon un mode de mise en œuvre de l'invention dans lequel la portion de la formation est une zone entourant un puits foré dans la formation étudiée, le support est de forme sensiblement cylindrique (un puits ayant une forme très généralement cylindrique). Les électrodes sont distribuées le long de l'axe de révolution du support, et la circonférence du support est en relation avec la circonférence dudit puits de manière à ce que le support puisse être inséré dans le puits et à ce que les électrodes soient en contact avec la portion de la formation à étudier. Avantageusement, les électrodes sont des anneaux de diamètre légèrement supérieur au diamètre du support, et fixés audit support. La réception et l'émission de courant est alors possible de façon radiale dans la formation étudiée.
Premier mode principal de réalisation : dispositif pour mesures de laboratoire
Selon un mode de mise en œuvre de l'invention dans lequel le dispositif selon l'invention est destiné à des mesures de laboratoire sur un échantillon de la formation étudiée (dit premier mode principal de réalisation de l'invention par la suite ou encore dispositif pour mesures de laboratoire selon l'invention), deux électrodes sont disposées régulièrement le long de l'axe de révolution du manchon et deux autres électrodes sont libres et pourront être placées de façon à établir un contact électrique sur chacune des sections libres de l'échantillon de formation inséré dans le manchon. Les électrodes placées sur les sections libres sont reliées au moyen d'émission du courant électrique variable en fréquences, et les au moins deux autres électrodes distribuées sur le manchon sont reliées au moyen de mesure de la résistivité électrique en amplitude et en phase. Avantageusement l'ensemble des électrodes est aussi relié au moyen de mesure de différence de potentiel électrique, par exemple via un multiplexeur.
Dans une variante de ce premier mode principal de réalisation de l'invention, le manchon en question peut comprendre une gaine thermo-rétractable. Ce type de gaine résiste notamment aux fortes températures et aux fortes pressions tout en préservant l'étanchéité de la gaine. Ce type de gaine est de plus inerte du point de vue physico-chimique. Avantageusement, deux électrodes sont piquées au travers de la gaine (de manière à traverser cette gaine), et à permettre ainsi le contact avec l'échantillon inséré dans la gaine. Ces électrodes sont reliées électriquement au moyen de mesures de la résistivité électrique complexe, et préférentiellement également au moyen de mesure du potentiel électrique. Au moins deux autres électrodes sont en contact direct avec l'échantillon et sont reliées électriquement au moyen d'émission d'un courant électrique variable en fréquences, et préférentiellement également au moyen de mesure du potentiel électrique.
Dans une autre variante de ce premier mode principal de mise en œuvre de l'invention, le dispositif comprend en outre des moyens pour injecter un fluide de travail dans l'échantillon et pour réguler le débit dudit fluide de travail.
Les moyens pour injecter un fluide de travail dans ledit échantillon et pour réguler le débit dudit fluide de travail peuvent permettre de réaliser des mesures de résistivité électrique complexe et des mesures de potentiel spontané pour différents types de fluides (eau, huile, gaz notamment) et pour différentes valeurs de saturation respective de ces fluides. Ceci permet d'évaluer des paramètres pétrophysiques relatifs à un échantillon d'une formation souterraine pour différentes conditions de saturation en fluide (différents fluides et pour différentes saturations). Ces différentes mesures peuvent notamment permettre de tracer des abaques qui permettent d'informer le spécialiste des paramètres pétrophysiques attendus pour la formation considérée, en fonction des différentes conditions de saturation possibles.
Un moyen de mesure de la pression fluide en au moins deux endroits de l'échantillon sera avantageusement combiné aux moyens pour injecter un fluide de travail dans l'échantillon et pour réguler le débit dudit fluide de travail. Cette configuration de mesure permet notamment de réaliser des mesures de coefficient de couplage électrocinétique en milieu saturé.
Avantageusement, le premier mode principal de mise en œuvre de l'invention peut comprendre en outre une cellule de confinement hydraulique, destinée à recevoir l'échantillon. La cellule de confinement peut permettre de soumettre l'échantillon de la formation considérée à des fortes pressions (par exemple de l'ordre de 5 MPa). Ceci permet de simuler, dans le cadre d'une mesure de laboratoire, les conditions de pression existantes dans la formation souterraine, qui peuvent être de l'ordre de 8 à 40 MPa. Les mesures de potentiel spontané et de résistivité électrique réalisées dans des conditions se rapprochant des conditions in situ (c'est-à-dire dans les conditions de pression du réservoir de fluide étudié), les paramètres pétrophysiques que l'on peut déduire de ces mesures sont représentatifs des paramètres pétrophysiques réels, in situ, contrairement à des mesures qui sont réalisées dans des conditions de surface (pression de 1 MPa environ).
Avantageusement, le premier mode principal de réalisation de l'invention peut comprendre en outre un moyen de régulation de la température, au sein de ladite cellule de confinement le confinement, de sorte à simuler les conditions de température au sein de la formation étudiée (et qui peuvent atteindre 60 à 150 °C). En outre, le premier mode principal de mise en œuvre de l'invention peut comprendre des moyens de mesures géochimiques tels que des moyens de mesure de l'alcalinité, de la conductivité, des teneurs en cations-anions majeurs, des teneurs en éléments traces ainsi que la teneur en gaz dissous après prélèvement. Le spécialiste dans le domaine de la géochimie pétrolière a parfaite connaissance de moyens pour effectuer de telles mesures. Ces mesures permettent de renseigner le spécialiste sur les caractéristiques précises des fluides et gaz en présence, ce qui peut contribuer à affiner le schéma d'exploitation optimal visé par la présente invention.
La Figure 2 présente une variante du premier mode principal de mise en œuvre du dispositif selon l'invention, les différents éléments du dispositif en question pouvant être agencés de façon différente. Ainsi, cette figure décrit un dispositif comprenant un support SU de forme cylindrique, 4 électrodes EL dont deux électrodes distribuées le long du support SU et deux autres électrodes EL libres, destinées à être placées sur chacune des sections libres de l'échantillon de formation inséré dans le support SU. Les électrodes EL à placer sur les sections libres sont reliées au moyen d'émission du courant électrique MEC variable en fréquences, et les deux autres électrodes EL distribuées sur le manchon SU sont reliées au moyen de mesure de la résistivité électrique MRE en amplitude et en phase. Selon cet exemple non limitatif de réalisation de l'invention, seules deux des quatre électrodes A, D sont reliées au moyen de mesure de différence de potentiel électrique MDP, permettant des mesures de différence de potentiel spontané uniquement entre les électrodes A et D, mais des connections pourraient être réalisées entre chacune des électrodes A, B, C, D et le moyen de mesure de différence de potentiel électrique MDP afin de permettre une mesure de différence de potentiel entre les électrodes A et B, A et C, et A et D par exemple. Par ailleurs, dans cet exemple de réalisation, le moyen d'émission du courant électrique MEC variable en fréquences, le moyen de mesure de la résistivité électrique MRE en amplitude et en phase, et le moyen de mesure de différence de potentiel électrique MDP sont reliés à un automate AUT permettant que les mesures à réaliser par le dispositif selon l'invention soient pré-programmées, permettant ainsi d'éviter toute intervention humaine pour modifier manuellement les paramètres de mesure (intensité du courant injecté, fréquences échantillonnées etc).
Deuxième mode principal de réalisation : dispositif pour mesures diagraphiques
Selon un mode de mise en œuvre de l'invention dans lequel le dispositif selon l'invention est destiné à des mesures au sein d'au moins un puits foré dans la formation étudiée telles que des mesures diagraphiques (dit second mode principal de réalisation du dispositif selon l'invention, ou encore dispositif pour des mesures de puits par la suite), les moyens de mesures de la résistivité complexe, les moyens de mesure de différence de potentiel électrique, les moyens d'émission d'un courant électrique sont destinés à être placés à la surface de ladite formation et sont reliés auxdites électrodes par des moyens de connexion résistants aux conditions de pression et de température inhérentes à des mesures dans des puits.
Ce mode principal de réalisation du dispositif selon l'invention permet de réaliser, avec un seul outil de diagraphie, deux types de mesure (électriques en l'occurrence), ce qui est très avantageux d'un point de vue opérationnel car la mise en œuvre des mesures diagraphiques est bien connue pour être de haute technicité et coûteuse. De plus, on est assuré de cette façon que les deux mesures sont parfaitement réalisées à la même profondeur dans le puits et sont représentatives de la même portion.
Selon un mode de mise en œuvre de ce deuxième mode principal de réalisation de l'invention, les électrodes sont mises en contact direct avec la paroi du puits et donc avec la formation géologique. Selon un mode de réalisation de ce deuxième mode principal de réalisation de l'invention, les dimensions du dispositif pour mesures de puits sont de l'ordre de 2500 mm de longueur et 45 mm de diamètre. Avantageusement, les électrodes sont réparties de façon uniforme sur une longueur du support de 2100 mm, la distance entre deux électrodes consécutives étant de 30 mm.
La Figure 3 présente une variante du deuxième mode principal de réalisation du dispositif selon l'invention, pour des mesures de puits, les différents éléments du dispositif en question pouvant être agencés de façon différente. Dans l'exemple présenté, le support SU est un tube cylindrique placé dans un puits W foré dans une formation F, le long duquel sont distribuées 7 électrodes annulaires EL, chaque électrode étant reliée au moyen de mesure du potentiel spontané MDP et au moyen de mesure de la résistivité électrique MRE complexe, les électrodes se trouvant aux deux extrémités du support étant de plus reliées au moyen d'émission du courant électrique MEC variable en fréquences. De plus, les moyens de mesure de la résistivité électrique MRE complexe, du potentiel spontané MDP et les moyens d'émission du courant électrique MEC variable en fréquences sont placés en surface.
Procédé d'exploitation d'une formation souterraine :
En outre, l'invention concerne un procédé d'exploitation d'une formation souterraine comportant un fluide. Ce procédé requiert au moins un échantillon prélevé au sein de la formation étudiée, la formation étant traversée par au moins un puits, et comprend au moins les étapes suivantes : Etape 1 : pour au moins une condition de mesure, on réalise des mesures de potentiel spontané et de polarisation spectrale induite sur l'échantillon considéré au moyen d'un mode de mise en œuvre du dispositif pour mesures de laboratoire comprenant des moyens pour injecter un fluide de travail dans l'échantillon, des moyens pour réguler le débit du fluide de travail, ainsi qu'un moyen de mesure de la pression fluide en au moins deux endroits dudit échantillon, et on détermine des paramètres pétrophysiques représentatifs dudit échantillon ;
Etape 2 : on réalise des mesures de potentiel spontané et de polarisation spectrale induite dans le puits considéré au moyen d'au moins un dispositif selon l'une quelconque des variantes du deuxième mode principal de mise en œuvre du dispositif selon l'invention (c'est-à-dire le mode de réalisation destiné aux mesures de puits) ;
Etape 3 : on compare les valeurs des mesures réalisées dans le puits avec les mesures réalisées sur le dit échantillon, et par calibration, on déduit des paramètres pétrophysiques représentatifs de ladite formation ;
- Etape 4 : à partir desdits paramètres représentatifs de ladite formation, on définit un schéma d'exploitation optimal du fluide de la formation étudiée et on exploite le fluide de la formation à partir dudit schéma.
Ainsi, le procédé selon l'invention comprend la mise en œuvre de mesures de différents types (PS et PSI au moins) et à des échelles différentes (échelle du puits et échelle du laboratoire). Nous allons ci-après détailler les différentes étapes du procédé selon l'invention.
Etape 1
Au cours de cette étape, le procédé selon l'invention est mis en œuvre au moyen d'une variante du premier mode principal de mise œuvre du dispositif selon l'invention, comprenant, des moyens pour injecter un fluide de travail dans ledit échantillon et pour réguler le débit dudit fluide de travail, ainsi qu'un moyen de mesure de la pression fluide en au moins deux endroits dudit échantillon.
Les mesures effectuées à l'aide de ce dispositif (appelées « mesures de laboratoire » par la suite) sont réalisées pour au moins une condition de mesure. On entend par « condition de mesure » l'ensemble des paramètres selon lesquels est effectuée la mesure, comme par exemple la pression, la température, le ou les fluides présents dans l'échantillon, la saturation de chacun des fluides présents dans l'échantillon. Très préférentiellement, les mesures de laboratoire sont réalisées dans des conditions de mesure représentatives des conditions (de pression, de température, de saturations des fluides en présence) auxquelles est soumise la formation étudiée, que l'on appellera « conditions in situ » par la suite. A noter que les conditions in situ ne sont généralement pas précisément connues mais le spécialiste peut disposer des ordres de grandeur ou gammes des conditions in situ (gammes relatives aux pressions et/ou aux températures et/ou aux saturations des fluides en présence). Les mesures de laboratoire sont avantageusement réalisées pour une pluralité de conditions de mesure, échantillonnant notamment les gammes des valeurs présumées des conditions in situ.
A partir desdites mesures de laboratoire, on détermine des paramètres pétrophysiques relatifs à l'échantillon considéré pour la ou les conditions de mesures considérées (conditions de pression et/ou de température et/ou de saturation en fluides). Le spécialiste a parfaite connaissance de méthodes pour déterminer des paramètres pétrophysiques à partir de mesures de PSI et de PS. Selon un mode de mise en œuvre de l'invention, les paramètres pétrophysiques représentatifs de l'échantillon sont la perméabilité relative et/ou la saturation en fluide. Lorsque des mesures ont été réalisées pour une pluralité de conditions de mesure, le spécialiste peut dresser un abaque représentant les valeurs des mesures réalisées, les paramètres pétrophysiques déduits de ces mesures, et ce pour chaque condition de mesure.
Selon un mode de mise en œuvre du procédé selon l'invention, pour au moins une pression de confinement prédéfinie, une température, une saturation en fluide prédéfinie, un débit de fluide prédéfini, et une injection de fluide de travail donné dans ledit échantillon, on mesure :
a. le gradient de pression induit dans l'échantillon, au moyen du moyen de mesures de la pression fluide ;
b. la différence de potentiel électrique induit dans l'échantillon, au moyen du moyen de mesure de différence de potentiel électrique ;
c. la polarisation spectrale induite au sein dudit échantillon, au moyen du moyen de mesure de la polarisation spectrale induite ;
et on répète les mesures a), b) et c) pour différents débits de fluide et/ou pour différentes saturations en fluide et/ou pour différents fluides de travail. On décline ci-après des méthodes non limitatives d'exploitation des mesures ainsi réalisées afin de déterminer la perméabilité relative et la saturation en fluide.
Détermination de paramètres pétrophysiques
Les mesures de potentiel spontané permettent de mesurer une différence de potentiel électrique (que l'on notera dV par la suite). Combinées aux mesures de gradient de pression (que l'on notera dP par la suite), on obtient un coefficient couplage électrocinétique C selon une formule du type :
C = dV/dP, Selon le mode de mise en œuvre décrit ci-dessus, les mesures étant réalisées pour différentes conditions de saturation en fluide, on peut définir un coefficient de couplage électrocinétique en milieu saturé Csat et un coefficient de couplage électrocinétique en milieu non saturé C(Sw<=l). On définit alors un coefficient de couplage électrocinétique relatif Cr, correspondant au rapport entre le coefficient électrocinétique en milieu saturé Csat et le coefficient électrocinétique en milieu non saturé C(Sw<=l). On peut également estimer un coefficient d'électroosmose Celectw qui quantifie la variation de pression fluide induite par une différence de potentiel électrique.
Par ailleurs, les mesures de PSI réalisées selon le mode de mise en œuvre décrit ci- dessus permettent de mesurer la résistivité complexe, en milieu saturé et en milieu non saturé. De ces mesures, on peut déduire par exemple les paramètres suivants :
- un angle de phase Θ, à partir d'une formule du type : tan Θ = X/R, où R est la partie réelle de la résistivité et X est la partie imaginaire ;
- un temps de relaxation τ, une fréquence critique Fc ; - un indice de résistivité IR =— , où Rt et R0 sont respectivement la partie réelle de la
R
résistivité en milieu non saturé et en milieu saturé ;
- un facteur de formation F =— , où Ro est la résistivité du milieu saturé à 100% en
R
saumure, Rw est la résistivité de la saumure R.
A partir de l'angle de phase Θ, du facteur de formation F, du temps de relaxation x, et de la fréquence critique Fc, le spécialiste peut en déduire la saturation en fluide Sw. Le spécialiste connaît notamment la formule :
qui permet de déduire la saturation Sw à partir du facteur de formation F, de la perméabilité K (qui peut être connue par ailleurs, à partir de mesures pétrophysiques en laboratoire, de telles mesures étant bien connues du spécialiste), D{+) est le coefficient de diffusion (qui peut être connu par ailleurs, à partir de mesures pétrophysiques en laboratoire par laboratoire, de telles mesures étant bien connues du spécialiste ou alors déterminée par une formule).
Puis, à partir de la saturation en fluide Sw et sachant par ailleurs que l'indice de résistivité peut aussi s'écrire IR = S~n , on en déduit n, l'exposant de saturation de la loi d'Archie. La perméabilité relative peut alors être obtenue selon une formule du type : Kr = Cr S
Avantageusement, les mesures décrites ci-dessus peuvent être en sus répétées pour différentes pressions de confinement et /ou différentes températures. Pour ce faire, le dispositif selon le premier mode principal de mise œuvre du dispositif selon l'invention peut comprendre une cellule de confinement hydraulique et/ou des moyens de régulation de la température. Ainsi, l'invention permet de réaliser des mesures de laboratoire pour différentes conditions de mesures (de pression, de température, de fluide, de saturation respective des fluides). De cette manière, le spécialiste peut par exemple établir un abaque des paramètres pétrophysiques déterminés en fonction de ces conditions de mesure.
Etape 2
Selon le procédé selon l'invention, on réalise en outre des mesures de potentiel spontané et de polarisation spectrale induite dans le puits considéré au moyen du dispositif selon l'une quelconque des variantes du deuxième mode principal de mise en œuvre du dispositif selon l'invention. Ces mesures seront appelées « mesures de puits » par la suite.
Par comparaison des valeurs des mesures réalisées dans le puits avec celles réalisées en laboratoire, on détermine les paramètres pétrophysiques de la formation étudiée en fonction des paramètres pétrophysiques obtenus par les mesures de laboratoire. Cette détermination peut revêtir différentes formes : une attribution directe des paramètres obtenus par mesures de laboratoire (notamment s'il y a parfaite correspondance entre mesures de laboratoire et mesures diagraphiques), ou bien encore par interpolation de plusieurs paramètres, par extrapolation, ou encore par application de toute fonction ad hoc. Selon un mode de mise en œuvre de l'invention, on applique une fonction de mise à l'échelle des mesures réalisées en laboratoire par rapport aux mesures réalisées dans le puits, de façon à tenir compte des facteurs d'échelle différents entre ces deux types de mesure.
Selon un mode de mise en œuvre de l'invention, on applique préalablement une mise à l'échelle des mesures réalisées en laboratoire par rapport aux mesures réalisées dans le puits, pour tenir compte des conditions de mesure différentes.
Un exemple de variante de mise en œuvre du procédé selon l'invention est présenté en Figure 4. Ainsi, cette variante comporte deux dispositifs de mesures de puits, un placé dans un puits d'injection Wl et un placé dans un puits de production WP du fluide contenu dans la formation étudiée, les deux puits étant espacés d'une centaine de mètres. Par exemple, lorsque le fluide injecté est du C02, une telle configuration peut permettre d'investiguer les variations de paramètres pétrophysiques entre les deux puits et ainsi de suivre le front de C02 (via la saturation) entre les puits.
Etape 3
A partir des paramètres pétrophysiques ainsi déterminés pour la formation étudiée, on peut définir un schéma d'exploitation optimal du fluide contenu dans la formation étudiée, c'est- à-dire un schéma d'exploitation permettant une exploitation optimale d'un fluide considéré suivant des critères technico-économiques prédéfinis par le spécialiste. Il peut s'agir d'un scénario offrant un fort taux de récupération du fluide, sur une longue durée d'exploitation, et nécessitant un nombre de puits limité. Selon un mode de mise en œuvre de l'invention, le schéma d'exploitation optimal peut être défini en déterminant un procédé de récupération du fluide (procédé de récupération primaire, secondaire ou tertiaire), ainsi qu'un nombre, une implantation et une géométrie de puits injecteurs et/ou producteurs permettant de satisfaire des critères technico-économiques prédéfinis. Différents scenarii peuvent être envisagés et leur rentabilité respective approchée à l'aide d'une simulation de réservoir. Le scénario offrant la rentabilité prédite la plus forte pourra par exemple être retenu.
Etape 4
Puis, selon l'invention, on exploite le fluide de la formation étudiée en fonction du schéma d'exploitation déterminé à l'étape 3, satisfaisant le mieux les critères technico-économiques prédéfinis par le spécialiste.
L'exploitation du fluide de la formation étudiée peut alors consister en la réalisation de forages selon le nombre et l'implantation déterminés à l'étape 3, certains de ces puits étant destinés à être des puits injecteurs et d'autres des puits producteurs, à injecter dans les puits injecteurs d'éventuels fluides visant à l'amélioration de la récupération des fluides en place.
Selon un mode de mise en œuvre de l'invention dans lequel les mesures de puits décrites à l'étape 2 sont répétées à différents instants de l'exploitation du fluide de la formation étudiée, les mesures de laboratoire ayant été réalisées préalablement pour diverses conditions de mesures, les paramètres pétrophysiques tels que la perméabilité relative et la saturation en fluide pourront être suivis en temps réel, au fur et à mesure de la production du fluide. Le schéma d'exploitation déterminé à l'étape 3 pourra être alors révisé au fur et à mesure de l'exploitation du fluide de la formation, et la récupération de fluide à l'étape 4 améliorée. Exemple de réalisation
Les caractéristiques et avantages du procédé selon l'invention apparaîtront plus clairement à la lecture de l'exemple de réalisation ci-après.
L'exemple de réalisation en question a été mis en œuvre avec un dispositif selon le premier mode principal de mise en œuvre de l'invention (dispositif de laboratoire) comprenant les éléments suivants :
Matériel de confinement
• Une cellule de confinement de type Coreflood (Vinci Technologies, France) : il s'agit d'une cellule de confinement à piston réglable, avec trois entrées sur une spirale d'injection, trois sorties sur une spirale de sortie, et transparente aux rayons X. Une telle cellule peut permettre de réaliser des mesures jusqu'à une pression de confinement hydraulique de 50 bar en Marcol. Ce dernier assure l'isolation électrique des contacts.
• Une gaine thermorétractable en Viton ® (Hellermann-Tyton, France) munie de 12 piquages répartis le long de la génératrice de la gaine et permettant d'introduire les contacts électriques (2 piquages diamétralement opposés par prise de mesure électrique).
Matériel de mesure et de régulation (P, T, débit)
• Une pompe ISCO de type 260 D, munie d'un capteur de pression déporté, régule la pression hydraulique du confinement jusqu'à 50 bar au plus près de la cellule et absorbe les fluctuations de pression liées à la température.
• Une pompe d'injection liquide de type P920 Amersham/Bioscience couvre une gamme de débit de 0.00 à 20.00 mL/min, et sert à l'injection de la saumure dans le milieu poreux.
• Une pompe d'injection liquide de type Pharmacia P500 de gamme 1 -499 mL/h sert pour l'appoint du volume du système suite aux échantillonnages et à la recirculation de la saumure sur la face arrière du milieu poreux, afin de maintenir le contact capillaire et la pression capillaire nulle en sortie.
Un système des 3 vannes de sorties permet de purger les volumes morts de la cellule en saumure et d'améliorer la détermination du volume poreux.
• Deux capteurs de pression Keller PAA-33X (0-30 bar), mesurent la pression relative en amont et en aval du montage. Ils permettent aussi le contrôle de la pression d'injection en tête du milieu poreux et l'ajustement de la pression de pore. De plus, le capteur aval permet d'équilibrer la pression de la boucle d'échantillonnage avec la pression de pore suite à un prélèvement, de manière à ne pas déstabiliser la pression de pore du système. • Un capteur de pression Keller PD39X, mesure la pression différentielle générée par l'écoulement dans le milieu poreux.
• Un régulateur de pression gaz Bronhkorst, type P702CV (Bronhkorst, France), permet de contrôler la pression de pore jusqu'à 20 bar, par la régulation de pression de la fraction gaz contenue dans le séparateur.
• Un régulateur de débit gaz de type Bronkorst F-201 -CV (Bronhkorst, France), étalonné en N2 et en C02, couvre une gamme de débits normalisés en pression et en température (Patm et 0°C) de 1 à 310 mLn/min. Il sert à injecter le gaz en entrée du milieu poreux et permet de réguler le débit jusqu'à une pression de 20 bar.
· Une sonde température PT100 mesure la température de la saumure entrant dans le milieu poreux. Elle permet de corriger la viscosité de la saumure, la densité et les résistances mesurées par la loi d'Arps.
• Un séparateur diphasique saumure / gaz : placé en aval de la cellule, il permet de réinjecter la saumure collectée ayant déjà traversée le milieu poreux. Il permet également de mesurer les variations de volume issues du milieu poreux lors de l'expérience Kr.
Matériel de mesures de résistivité électrique et de potentiel spontané
• Un Solartron SH260 : il s'agit d'un impédance/Gain-Phase analyseur, permettant des mesures de résistance et de déphasage (R, X) en balayage fréquence sur une gamme de 1 mHz à 32 MHz, par pas réglables. Les mesures sont réalisées avec le générateur réglé à 1 Volt alternatif. Le couplage avec le multiplexeur Agilent permet de travailler en mesure avec 2 ou 4 électrodes.
Le Solartron permet également d'injecter une tension continue de 0 à +/- 40 Volt pour calculer le coefficient d'électro-osmose du système.
• Un système d'acquisition Agilent 34970A muni d'une carte de multiplexage permet l'acquisition des potentiels entre les sections sélectionnées du milieu poreux.
• Une centrale d'acquisition récupère l'ensemble des mesures réalisées sur un PC, via le système d'acquisition Labview.
· 4 électrodes impolarisables disposées tel que présenté en Figure 2.
Protocole expérimental
Préparation et caractéristiques de l'échantillon
Le milieu poreux est issu d'un bloc de carrière référencée. Il est carotté en diamètre 40 mm et scié avec la scie à face parallèle, sous eau. Les échantillons sont séchés à l'étuve à 60°C. L'échantillon est pesé à sec. Les caractéristiques géométriques de l'échantillon d'expérimentation sont déterminées au pied à coulisse : diamètre et longueur. L'échantillon est photographié et référencé. Mise en place de l'échantillon dans la cellule
L'échantillon est monté dans la gaine Viton, les électrodes sont connectées et les contacts vérifiés grâce à un multimètre. L'échantillon et sa gaine sont montés dans la cellule et mis sous confinement hydraulique de Marcol, à la pression de confinement choisie (30 bar). La pression de confinement est au moins supérieure de 15 bar par rapport à la pression de pore choisie pour l'expérience.
L'échantillon est ensuite mis sous vide primaire. Une saumure, de concentration choisie est réalisée (ici 10 g/L de NaCI), sa conductivité est mesurée. L'échantillon est saturé avec la saumure, à la pression de pore choisie pour l'expérience, à l'aide d'une pompe Isco en régulation de pression.
Mesures réalisées
Les mesures suivantes sont réalisées :
1 - Des mesures successives de potentiel spontané au niveau de chaque tranche de l'échantillon, couplées aux variations de dP (induites par une variation de débit) jusqu'à ce que le système soit à un pseudo-équilibre (c'est-à-dire jusqu'à ce que les potentiels spontanés PS se stabilisent). Cette mesure permet de déterminer le coefficient de couplage électrocinétique.
2- Des mesures par polarisation spectrale induite en balayage fréquentiel, à l'état 100% saturé en saumure et sous le débit d'expérimentation, avec 4 électrodes (2 d'injection et 2 de mesure), à 1 volt, sur la gamme allant de 1 mHz à 30 MHz. Cette mesure permet la mesure de l'indice de résistivité (IR) lorsque la mesure est répétée à différents états de saturation.
3- Des mesures par polarisation spectrale induite en balayage fréquentiel, à l'état 100% saturé en saumure et sous le débit d'expérimentation, avec 4 électrodes, à 1 volt sur la gamme allant de 1 mHz à 30 MHz. Le but de cette opération est d'obtenir un angle de phase (déphasage entre les « R » et les « X »), un temps de relaxation, ainsi qu'une fréquence critique pour chaque section analysée.
4- Des mesures de gradients de pression, en entrée et sortie de l'échantillon ;
5- Des mesures par potentiels induits, dans une gamme allant de 0 à +/- 40 Volt, sont effectuées sur l'ensemble du milieu poreux et provoquent des variations de dP. Ce type de mesure permet de déterminer le coefficient d'électro-osmose. Les 4 premières étapes précédentes ont été réalisées pour différentes saturations en fluide (étapes de drainage/imbibition).
L'ensemble des mesures réalisées selon le protocole expérimental défini ci-dessous permettent de tracer des courbes de variations des mesures réalisées en fonction des conditions de mesure. Des exemples de telles courbes, appelées aussi abaques sont présentées en Figures 5 à 7.
Ainsi, la Figure 5 présente les courbes de variations de la différence de potentiel électrique dV en fonction de la variation de pression fluide dP pour des échantillons de type calcaire de Brauvilliers (ronds blancs), calcaire de Saint-Emilion (carrés noirs), et dolomites LS2 (croix). A partir des pentes de ces courbes, on en déduit respectivement le coefficient de couplage électrocinétique (en milieu saturé dans le cas présent), et ce pour chacun des échantillons considérés.
La Figure 6 présente l'évolution du coefficient de couplage électrocinétique relatif Cr en fonction de la saturation en fluide Sw, dans le cas du calcaire de Brauvilliers, et pour différentes positions des électrodes, les positions des électrodes ABCD étant présentées en Figure 2.
La Figure 7 présente l'évolution de l'angle de phase P de la résistivité électrique complexe en fonction de la fréquence F dans le cas du calcaire de Brauvilliers, et ce pour différentes saturations en saumure Sw (entre 27% et 100%, l'augmentation des valeurs de saturation étant matérialisée par une flèche dans la Figure 7). Comme indiqué en Figure 7, on peut en déduire, pour chaque condition de saturation Sw, une valeur de l'angle de phase Θ (ordonnée du premier pic formé par la courbe), un temps de relaxation τ (abscisse du premier pic formé par la courbe de mesure) et une fréquence critique Fc (abscisse du premier creux formé par la courbe de mesure).
Ainsi de telles courbes, obtenues notamment par des mesures à la fois de type PS et PSI, pour différents échantillons représentatifs de la formation étudiée et pour différentes conditions de mesures, constituent des abaques, qui permettent au spécialiste, ayant en sus, à sa disposition, selon le procédé selon l'invention, des mesures électriques de même type (c'est-à- dire de type PS et PSI) réalisées dans le puits, de faire des correspondances, entre les valeurs des mesures de puits et les valeurs des mesures de laboratoire, et d'en déduire les paramètres pétrophysiques in situ, tels que la perméabilité relative et la saturation en fluide. Ces paramètres pétrophysiques sont particulièrement utiles au spécialiste pour définir un schéma d'exploitation optimale de la formation étudiée.

Claims

REVENDICATIONS
1 . Dispositif pour la détermination de paramètres pétrophysiques d'une portion d'une formation souterraine comprenant un fluide, caractérisé en ce que ledit dispositif comprend :
- au moins deux électrodes (EL) ;
- un moyen d'émission d'un courant électrique variable en fréquences (MEC) et un moyen de mesure de la résistivité électrique en amplitude et en phase (MRE), deux desdites électrodes (EL) coopérant avec ledit moyen d'émission (MEC) et au moins deux desdites électrodes (EL) coopérant avec ledit moyen de mesure de la résistivité (MRE) ;
- un moyen de mesure d'une différence de potentiel électrique (MDP) coopérant avec au moins deux desdites électrodes (EL) ;
- un moyen d'automatisation (AUT) des mesures réalisées par lesdits moyens de mesure, et/ou un moyen de collecte desdites mesures et/ou un moyen d'analyse desdites mesures.
2. Dispositif selon la revendication 1 , dans lequel lesdites fréquences sont comprises dans une gamme de fréquences dont la borne inférieure est comprise entre 1 et 20 mHz, et la borne supérieure est comprise entre 28 et 32 MHz.
3. Dispositif selon l'une des revendications précédentes, dans lequel lesdites électrodes (EL) sont en matériau métallique impolarisable.
4. Dispositif selon l'une des revendications précédentes, dans lequel le nombre desdites électrodes (EL) est compris entre 4 et 8, de préférence 6.
5. Dispositif selon l'une des revendications précédentes, dans lequel une partie des électrodes (EL) sont distribuées sur une longueur d'un support formé d'un matériau isolant.
6. Dispositif selon la revendication 5, dans lequel ledit dispositif est destiné à des mesures de laboratoire et dans lequel ladite portion de ladite formation est un échantillon de ladite formation, par exemple prélevé par carottage, caractérisé en ce que :
- ledit support (SU) est un manchon souple de forme sensiblement cylindrique destiné à recevoir ledit échantillon ;
- lesdites électrodes (EL) sont au moins au nombre de quatre et deux desdites électrodes (EL) sont placées de manière à être en contact avec chacune des sections libres dudit échantillon ;
- ladite longueur dudit support (SU) est orientée selon l'axe de révolution dudit support.
7. Dispositif selon la revendication 6, dans lequel ledit manchon est une gaine thermorétractable et au moins deux desdites électrodes (EL) sont piquées sur ladite gaine, de manière à traverser ladite gaine.
8. Dispositif selon l'une des revendications 6 à 7, dans lequel ledit dispositif comprend en outre des moyens pour injecter un fluide de travail dans ledit échantillon et pour réguler le débit dudit fluide de travail, et un moyen de mesure de la pression fluide en au moins deux endroits dudit échantillon.
9. Dispositif selon l'une des revendications 6 à 8, dans lequel ledit dispositif comprend en outre une cellule de confinement hydraulique et/ou des moyens de régulation de la température.
10. Dispositif selon l'une des revendications 6 à 9, comprenant en outre des moyens de mesures géochimiques tels que des moyens de mesure de l'alcalinité, de la conductivité, des teneurs en cations-anions majeurs, des teneurs en éléments traces, de la teneur en gaz dissous après prélèvement.
1 1 . Dispositif selon la revendication 5, dans lequel ledit dispositif est destiné à des mesures au sein d'au moins un puits foré dans ladite formation telles que des mesures diagraphiques, ladite portion de ladite formation étant une zone entourant ledit puits dans lequel est inséré ledit dispositif, caractérisé en ce que ledit support est de forme sensiblement cylindrique, et en ce que lesdites électrodes (EL) sont des anneaux de diamètre légèrement supérieur au diamètre dudit support (SU) et sont distribuées le long de l'axe de révolution dudit cylindre.
12. Dispositif selon la revendication 1 1 , dans lequel lesdits moyens de mesures de la résistivité (MRE), lesdits moyens de mesure de différence de potentiel électrique (MDP), lesdits moyens d'émission d'un courant électrique (MEC) sont destinés à être placés à la surface de ladite formation et coopèrent avec lesdites électrodes (EL) par des moyens de connexion résistants aux conditions de pression et de température inhérentes à des mesures dans des puits.
13. Procédé d'exploitation d'une formation souterraine comportant un fluide, caractérisé en ce que, à partir d'au moins un échantillon de ladite formation, ladite formation étant traversée par au moins un puits :
i. pour au moins une condition de mesure, on réalise au moins des mesures de potentiel spontané et de polarisation spectrale induite sur ledit échantillon au moyen du dispositif selon l'une des revendications 8 à 10, et on détermine des paramètres pétrophysiques représentatifs dudit échantillon ; ii. on réalise des mesures de potentiel spontané et de polarisation spectrale induite dans ledit puits au moyen d'au moins un dispositif selon l'une des revendications 1 1 à 12 ;
iii. on calibre lesdites mesures réalisées dans ledit puits à l'aide desdites mesures réalisées sur ledit échantillon et on déduit des paramètres pétrophysiques représentatifs de ladite formation ;
iv. à partir desdits paramètres pétrophysiques représentatifs de ladite formation, on définit un schéma d'exploitation optimal de ladite formation et on exploite ladite formation à partir dudit schéma.
14. Procédé selon la revendication 13, dans lequel, au cours de l'étape i), on mesure :
a. un gradient de pression induit dans ledit échantillon, au moyen dudit moyen de mesure de la pression du fluide ;
b. une différence de potentiel électrique induit dans ledit échantillon, au moyen dudit moyen de mesure d'une différence potentiel électrique ;
c. une polarisation spectrale induite au sein dudit échantillon, au moyen dudit moyen de mesure de la polarisation spectrale induite ; et on répète lesdites mesures a), b) et c) pour différents débits de fluide et pour différentes saturations en fluide.
15. Procédé selon la revendication 14, dans lequel lesdites mesures a), b) et c) sont répétées pour différentes pressions de confinement et /ou différentes températures.
16. Procédé selon l'une des revendications 13 à 15, dans lequel lesdits paramètres pétrophysiques représentatifs de ladite formation et/ou dudit échantillon sont la perméabilité relative et/ou la saturation.
17. Procédé selon l'une des revendications 13 à 16, dans lequel l'étape ii) est répétée au fur et à mesure de l'exploitation de ladite formation.
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