FR2918701A1 - Methode pour determiner des conditions de remise en production d'un puits a gaz apres fracturation. - Google Patents
Methode pour determiner des conditions de remise en production d'un puits a gaz apres fracturation. Download PDFInfo
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Abstract
- La présente invention concerne une méthode de détermination des conditions de remise en production d'un puits foré dans une zone d'un réservoir souterrain contenant au moins du gaz, la zone ayant été traitée par l'injection d'un fluide de fracturation. Dans la méthode, on effectue les étapes suivantes:- on détermine la perméabilité relative à l'eau et la perméabilité relative au gaz, au sein du réservoir souterrain, après injection du fluide de fracturation ;- on en déduit, à l'aide d'un simulateur d'écoulement, la production du gaz après fracturation, et la production d'un liquide de dégorgement.
Description
10
Les puits produisant dans des réservoirs de gaz de faible perméabilité sont généralement fracturés pour améliorer leur productivité. Cependant, la pénétration du fluide de fracturation dans le réservoir au voisinage de la 15 fracture endommage sérieusement les abords de fracture, ce qui a pour conséquence de réduire la production de gaz et de limiter les effets bénéfiques attendus par l'opération de fracturation.
L'endommagement dû à la formation d'une saturation en eau est 20 particulièrement important dans le cas des réservoirs de très faible perméabilité contenant des argiles sensibles à l'eau. Récemment, ce sujet a trouvé un regain d'intérêt. Gdansky (SPE 094649-SPE Formation Damage Conference, Scheveningen, The Netherlands, 25-27 May 2005) présente une évaluation de l'endommagement en explicitant par le calcul l'impact des 25 saturations en eau sur la productivité des puits fracturés. Kamath (SPE 083659-SPE Journal. March 2003, p. 71) et Sharma (SPE 094215-Production and Operation Symposium, Oklahoma City, 17-19 April 2005) proposent de limiter l'endommagement en réduisant par évaporation la saturation en eau sur la face de fracture et donnent un calcul de l'évolution de la saturation en 30 eau en fonction du temps. 1
Cependant, on ne trouve pas dans l'état de l'art actuel de méthode permettant d'acquérir les données nécessaires au calcul de la productivité d'une fracture. L'acquisition des données de saturation locale a permis d'améliorer considérablement le degré d'analyse et d'interprétation des expériences menées dans les laboratoires de pétrophysique. On parle alors d'expériences de type SCAL (Special Core Analysis Laboratories). Ces expériences permettent de visualiser l'évolution des saturations locales au cours des injections de gaz ou de fluide de fracturation.
La présente méthode permet de déterminer les perméabilités relatives à l'eau et au gaz et de calculer la productivité de la fracture. La valeur des perméabilités relatives au gaz, mais également à l'eau, est très importante pour l'évaluation du temps de nettoyage. L'invention concerne une méthode pour analyser l'endommagement d'une roche réservoir ayant été envahie par un fluide de fracturation, généralement une solution aqueuse comportant des additifs polymériques, tensioactifs, sels, ou autres. Cette méthode permet de répondre aux besoins des ingénieurs réservoirs pour définir les meilleures conditions de remise en production des puits après fracturation. La méthode permet notamment de calculer le temps de dégorgement du fluide de fracturation à partir des données expérimentales d'endommagement et l'utilisation d'un simulateur de production.
Ainsi, la méthode selon l'invention concerne une méthode de détermination des conditions de remise en production d'un puits foré dans une zone d'un réservoir souterrain contenant au moins du gaz, ladite zone ayant été traitée par l'injection d'un fluide de fracturation. Dans la méthode, on effectue les étapes suivantes: - on détermine la perméabilité relative à l'eau et la perméabilité relative 30 audit gaz, au sein dudit réservoir souterrain, après injection du fluide de fracturation ;
- on en déduit, à l'aide d'un simulateur d'écoulement, la production du gaz après fracturation, et la production d'un liquide de dégorgement, ledit liquide étant les fluides contenus dans le gisement, eau, fluide de fracturation, hydrocarbures.
On peut déterminer les perméabilités relatives après injection, en réalisant les étapes suivantes : - on détermine des perméabilités relatives avant injection en eau et en gaz ; - on détermine des profils expérimentaux de production en eau et en gaz, et des profils expérimentaux de saturation en eau et en gaz, au moyen d'expériences d'injection de fluide de fracturation dans un échantillon du réservoir ; - on simule des profils de production en eau et en gaz, et des profils de saturation en eau et en gaz au moyen d'un simulateur d'écoulement, à partir desdits profils expérimentaux et desdites perméabilités relatives avant injection ; - on détermine les perméabilités relatives en eau et en gaz après injection, en modifiant lesdites perméabilités relatives avant injection de façon à ce que les profils simulés se calent avec les profils expérimentaux.
On peut déduire un indice de productivité, après fracturation, à l'aide d'une perméabilité retour en gaz calculée à partir de ladite production en gaz. On peut décluire un AP minimum (différentiel de pression entre la pression du gisement et la pression dans le puits) de production de liquide de dégorgement/nettoyage.
On peut déduire un temps de dégorgement, c'est-à-dire le temps nécessaire pour pomper tout le fluide de fracturation injecté dans le réservoir.
La méthode comporte les étapes ci-après décrites. La figure 1 montre clairement l'enchaînement de 5 phases: la phase 1 consiste en la caractérisation des fluides et de l'échantillon, la phase 2 consiste en l'expérimentation 1, la phase 3 consiste en l'expérimentation 2. L'ensemble de ces trois phases permettent la phase 4 d'interprétation avec un simulateur, puis les calculs des conditions de production en phase 5. 1. caractérisation du milieu poreux et des fluides.
La caractérisation du milieu poreux se fait sur un échantillon de milieu
(carotte), le même échantillon sera aussi utilisé pour l'expérience N 1.
a) on détermine la porosité et la perméabilité absolue au gaz,
b) on détermine les courbes de pression capillaire de l'échantillon de
roche, par exemple par centrifugation, ou par la méthode dite "porous plate", en drainage et en imbibition,
c) on mesure la tension interfaciale entre le fluide de fracturation et le gaz, à la température de l'expérience,
d) on détermine les courbes de perméabilité relative en premier
drainage (c'est-à-dire, avant injection du fluide de fracturation) en eau et en gaz par la méthode "Unsteady State" avec mesure de saturations locales. 2. Expérience N 1 : injection du fluide de fracturation dans un
échantillon de milieu poreux (carotte) saturé en saumure (eau de gisement):
a) on sature la carotte en saumure et on mesure la perméabilité initiale à la saumure,
b) on place la carotte dans une cellule porte-échantillon,
c) on injecte le fluide de fracturation sous pression,
d) on injecte la saumure dans le sens inverse de la fracturation ("back flow"), et on mesure la perméabilité absolue à la saumure. 25
3. Expérience N 2: expérience d'injection du fluide de fracturation dans une carotte mise préalablement en saturation irréductible en eau:
a) on place la carotte dans une cellule porte-échantillon portée à la température désirée,
30 b) on mesure la perméabilité initiale au gaz,
c) on injecte le fluide de fracturation sous l'effet de la pression,
d) on mesure le volume filtré en fonction du temps, e) on injecte le gaz dans le sens inverse ("back flow") sous l'effet d'une pression AP, f) on mesure la perméabilité au gaz, g) on mesure les profils de saturation en eau et au gaz dans l'échantillon par RX (rayon X) au cours de l'injection du gaz en "back flow", et la production d'eau et de gaz à la sortie de l'échantillon en fonction du temps. 4. Interprétation: modélisation de l'injection du gaz et calage des profils de saturation et de production. On modélise l'expérience N 2 à l'aide d'un simulateur d'écoulement polyphasique.
Le simulateur d'écoulement polyphasique décrit le déplacement de deux 15 fluides immiscibles dans un milieu poreux. La formulation mathématique du calcul repose sur: (1) deux équations de perméabilités relatives, (2) deux équations de conservation de la matière, (3) l'équation de continuité pour la vitesse, 20 (4) la relation de pression capillaire reliant la pression à la saturation. Le simulateur d'écoulement polyphasique permet de calculer les productions d'eau et de gaz à partir des conditions imposées pour l'écoulement (débit ou pression) et des caractéristiques du milieu poreux (porosité, perméabilité absolue, courbe de pression capillaire) et des fluides (viscosité, densité). 25 On utilise ici le simulateur d'écoulement polyphasique pour caler les profils de production et de saturation obtenus expérimentalement et déduire le jeu de perméabilités relatives décrivant l'écoulement de l'eau et du gaz en second drainage. En effet, le jeu de perméabilités relatives intrinsèque à 30 l'échantillon est généralement le jeu de perméabilités relatives obtenu en premier drainage. Cependant, l'imbibition du fluide de fracturation a pour
conséquence une nouvelle répartition des fluides dans le milieu poreux. Le jeu de perméabilités relatives obtenu en premier drainage ne permet plus de décrire l'écoulement des fluides et doit être recalculé. Le calcul se fait par calage des résultats expérimentaux. Le jeu de perméabilités relatives décrivant le premier drainage est utilisé pour initialiser la simulation.
Les données initiales à entrer dans le simulateur sont: Les caractéristiques des fluides à la température et à la pression de l'expérience: viscosité, tension interfaciale. a) Les caractéristiques de l'échantillon: longueur, diamètre, porosité et perméabilité absolue mesurée dans l'expérience N 1, b) les données d'initialisation: perméabilité relatives intrinsèques à l'échantillon (données des perméabilités relatives de 1" drainage par exemple ou un jeu de perméabilités relatives de type Corey), c) la courbe de pression capillaire pour le second drainage affectée des effets d'hystérésis dans le cas d'hétérogénéités.
Le simulateur calcule les profils de saturation dans l'échantillon et les courbes de production d'eau et de gaz. On modifie progressivement les courbes de perméabilités relatives du premier drainage jusqu'à obtenir: (1) le calage des profils de saturation calculés aux profils de saturation mesurés; (2) le calage des courbes de production d'eau et de gaz. A l'issue de cette étape, on obtient les courbes de perméabilité relatives décrivant le mouvement de l'eau et du gaz en second drainage quand le gaz est 25 injecté en back flow.
Calcul de la perméabilité retour en fonction des conditions de back flow du gaz. Cette étape permet de calculer les données nécessaires au producteur: 30 temps de dégorgement, perméabilité retour du gaz après fracturation suivant les conditions de pression imposées. Elle consiste en une généralisation de l'expérience réalisée à l'étape N 3 (Expérience N 2). Cette généralisation est possible par l'utilisation du simulateur d'écoulement avec les données spécifiques au cas considéré (nature du fluide de fracturation, caractéristiques du milieu poreux).
Le calcul est réalisé en utilisant le simulateur d'écoulement polyphasique et les courbes de perméabilités relatives du second drainage déterminées à l'étape N 4. Les données d'entrée sont les caractéristiques du milieu poreux, les caractéristiques des fluides et les données de pression imposées pour l'écoulement du gaz. Le calcul fournit la production du gaz et de l'eau (dégorgement) en fonction du temps et le débit de gaz qui permet de calculer la perméabilité retour au gaz par la loi de Darcy. L'exemple décrit ci-après illustre la méthode selon l'invention, à l'aide 15 des figures ci-après annexées, parmi lesquelles:
la figure 1 représente schématiquement l'enchaînement des étapes;
la figure 2 donne la mesure de perméabilité à l'eau avant et après filtration du fluide de fracturation
20 la figure 3 montre les profils de saturation en eau dans la carotte au cours des injections de gaz à 5 et 10 bars,
la figure 4 donne les productions d'eau et de gaz,
la figure 4 montre les données de pression capillaire utilisées dans la simulation,
25 la figure 6 montre les données de perméabilités relatives,
la figure 7 montre la comparaison des profils de saturation expérimentaux et calculés pour le palier de pression de 5 bars de pression différentielle,
la figure 8 montre la comparaison des profils de saturation 30 expérimentaux et calculés pour le palier de pression de 10 bars de pression différentielle, la figure 9 donne la comparaison des productions d'eau et de gaz obtenues par simulation avec celles obtenues expérimentalement. la figure 10 montre l'effet du AP de production sur la 5 perméabilité retour au gaz, la figure 11 donne le débit de gaz en fonction du temps, la figure 12 donne la quantité d'eau dégorgée en fonction du temps.
10 Les expériences sont réalisées sur des carottes de grès de très faible perméabilité représentatives des réservoirs de gaz peu perméables (communément appelés "tight gas reservoirs"). La perméabilité absolue du grés est de l'ordre de 0,001 mDarcy. Le fluide de fracturation est un fluide polymérique classique, c'est-à-dire une solution aqueuse de polymère 15 viscosifiant.
1. Expérience N 1. Les résultats de l'expérience d'endommagement N 1 sont représentés sur la Figure 1. La perméabilité est de 0,0013 mD et 0,0009 mD, 20 respectivement avant et après la filtration du fluide de fracturation. On en déduit un endommagement de la perméabilité absolue de 30%.
2. Expérience N 2. L'expérience est réalisée à 90 C. La perméabilité absolue au gaz est de 25 0,0013 mD. Les résultats de saturation en eau à l'état initial et après le back flow de gaz à 5 et 10 bars sont montrés sur la Figure 2. On constate une saturation en eau plus importante sur la face d'entrée du fluide de fracturation. La saturation en eau maximale est de l'ordre de 0,85, ce qui correspond au Sgrmax pour ces échantillons de grès.
On a injecté le gaz en back flow avec des AP de 2,5 et 10 bars. On n'a pas produit de gaz au palier de 2 bars. Les productions de gaz et d'eau sont données sur la figure 3. 3. Modélisation des profils de saturation et calage des profils de production. Les données d'entrée pour la simulation sont les suivantes: • perméabilité absolue: 0,0009 mD • courbes de pression capillaires représentées sur la Figure 4.
En effet, compte tenu de l'hétérogénéité de la saturation initiale de l'échantillon, on a choisi de considérer un état de saturation en gaz réparti suivant 3 tronçons (0,16, 0,29 et 0,37). Les courbes d'hystérésis de pression capillaire sont calculées pour chaque tronçon suivant la méthode de Kleppe et al. (SPE 38899 presented at the ATC, San Antonio, Texas, 5-8 October 1997). Le calcul est basé sur une pression capillaire du 2'èIDe drainage mesurée dans un système air/eau. Noter que dans le cas de la roche considérée, la courbe expérimentale de pression capillaire pour le leL drainage est superposée à la courbe du 2'e drainage. Une correction des pressions capillaires par la tension interfaciale a été appliquée. La tension interfaciale entre le fluide de fracturation et l'air est de 27,7 mN/m. Les méthodes de Killough ou de Carlson peuvent être éventuellement utilisées. • données de perméabilités relatives pour initialiser la simulation (Figure 5).
Les perméabilités relatives utilisées pour initialiser la simulation sont celles du lQ1 drainage.
Les résultats de la simulation sont: • ].e jeu de perméabilité relative calé pour simuler les profils 30 de saturation et les courbes de production. Le jeu de perméabilité relative calé est un jeu de perméabilité relative de 2'éme drainage (Figure
5). On constate que la perméabilité relative au gaz ne se superpose pas à la perméabilité relative de 1e7 drainage. Il y a un hystérésis de perméabilité relative au gaz à attribuer à un piégeage irréversible de gaz lors de l'imbibition. • les profils de saturation et de production sont raisonnablement restitués aux paliers de 5 et 10 bars (Figures 6 à 8).
4. Calcul des conditions de dégorgement et de l'endommagement des faces de fracture en fonction du AP de production appliqué.
Le simulateur d'écoulement multiphasique est utilisé pour évaluer les endommagements et leur impact sur la production de gaz. Les données pétrophysiques introduites dans le simulateur sont les données validées par les expériences décrites ci-dessus. Les simulations sont à l'échelle de la carotte et doivent être considérées avec précaution en ce qui concerne leur extrapolation à l'échelle du réservoir. Elles supposent que les 6 cm au voisinage de la fracture sont complètement saturés avec le fluide de fracturation à la saturation résiduelle en gaz.
La figure 9 donne des informations sur l'effet du AP de production sur la productivité du gaz exprimée par la perméabilité retour (en % de la production initiale de gaz à Swi). On constate que pour des faibles AP de production de l'ordre de 70 psi (5 bars), il n'y a pas de production de gaz. Il faut atteindre des AP de production 7 fois plus élevés pour obtenir une perméabilité (ou production) de gaz qui, dans tous les cas, ne dépasse pas 40% de la perméabilité (ou productivité) initiale. On note également que le point obtenu expérimentalement, est très loin du point d'équilibre, ceci est due au fait que la production de gaz est très lente à se stabiliser. C'est donc un intérêt supplémentaire que de faire ces simulations puisqu'elles permettent d'explorer des domaines inaccessibles à l'échelle de temps du laboratoire.
Les figures 10 et 11 donnent des ordres de grandeur du temps nécessaire au dégorgement du puits. Si le dégorgement se fait rapidement dans les premières heures, on voit ensuite qu'il faut plusieurs jours, voire des temps extrêmement: longs pour dégorger le puits. A faible AP de production, on peut considérer qu'après la production de gaz, qui correspond au point d'inflexion sur les courbes de la figure 11, on ne dégorge pratiquement plus d'eau.
Claims (5)
1) Méthode de détermination des conditions de remise en production d'un puits foré dans une zone d'un réservoir souterrain contenant au moins du gaz, ladite zone ayant été traitée par l'injection d'un fluide de fracturation, méthode dans laquelle on effectue les étapes suivantes: - on détermine la perméabilité relative à l'eau et la perméabilité relative audit gaz, au sein dudit réservoir souterrain, après injection dudit fluide de fracturation ; - on en déduit, à l'aide d'un simulateur d'écoulement, la production du gaz après fracturation, et la production d'un liquide de dégorgement.
2) Méthode selon la revendication 1, dans laquelle on détermine les perméabilités relatives après injection, en réalisant les étapes suivantes : - on détermine des perméabilités relatives avant injection en eau et en gaz ; - on détermine des profils expérimentaux de production en eau et en gaz, et des profils expérimentaux de saturation en eau et en gaz, au moyen d'expériences d'injection de fluide de fracturation dans un échantillon du réservoir ; - on simule des profils de production en eau et en gaz, et des profils de saturation en eau et en gaz au moyen d'un simulateur d'écoulement, à partir desdits profils expérimentaux et desdites perméabilités relatives avant injection ; - on détermine les perméabilités relatives en eau et en gaz après injection, en modifiant lesdites perméabilités relatives avant injection de façon à ce que les profils simulés se calent avec les profils expérimentaux. 5
3) Méthode selon l'une des revendications 1 ou 2, dans laquelle on déduit un indice de productivité, après fracturation, à l'aide d'une perméabilité retour en gaz calculée à partir de ladite production en gaz.
4) Méthode selon l'une des revendications 1 ou 2, dans laquelle on déduit un AP minimum de production de liquide de dégorgement/nettoyage. 10
5) Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle on déduit un temps de dégorgement, c'est-à-dire le temps nécessaire pour pomper tout le fluide de fracturation injecté dans le réservoir.
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Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| FR2918701B1 (fr) | 2015-09-04 |
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