FR3127250A1 - Method for determining the apparent viscosity of a foam to be injected with a view to recovering an organic phase present in an underground formation - Google Patents
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Abstract
L’invention concerne un procédé pour déterminer une viscosité apparente d’une mousse à injecter dans une formation souterraine fracturée pour récupérer une phase organique. On décompose la formation fracturée en un milieu fractures et un milieu matriciel, puis on détermine trois seuils de viscosité apparente : i) un premier seuil pour éviter une fracturation de la formation lors de l’injection de la mousse ; ii) un deuxième seuil pour maximiser le gradient de pression dans le milieu fractures et limiter la pénétration de la phase gazeuse de la mousse dans le milieu matriciel ; iii) un troisième seuil permettant de maximiser un rapport entre viscosité apparente et une tension interfaciale prédéfinie pour minimiser la saturation en huile résiduelle dans le milieu matriciel et garantir une stabilité de la mousse. La viscosité apparente de la mousse est alors choisie entre le troisième seuil et un minimum entre les premier et deuxième seuils. Figure 1 à publierThe invention relates to a method for determining an apparent viscosity of a foam to be injected into a fractured subterranean formation to recover an organic phase. The fractured formation is decomposed into a fracture medium and a matrix medium, then three apparent viscosity thresholds are determined: i) a first threshold to avoid fracturing of the formation during foam injection; ii) a second threshold to maximize the pressure gradient in the fracture medium and limit the penetration of the gaseous phase of the foam into the matrix medium; iii) a third threshold making it possible to maximize a ratio between apparent viscosity and a predefined interfacial tension in order to minimize the saturation with residual oil in the matrix medium and guarantee stability of the foam. The apparent viscosity of the foam is then chosen between the third threshold and a minimum between the first and second thresholds. Figure 1 to be published
Description
La présente invention concerne le domaine de la récupération d’une phase organique contenue dans une formation souterraine comportant un réseau de fractures, par injection d’une mousse tensio-active.The present invention relates to the field of the recovery of an organic phase contained in an underground formation comprising a network of fractures, by injecting a surfactant foam.
En particulier, la présente invention peut concerner la récupération assistée d’hydrocarbures présents naturellement dans la formation souterraine fracturée, ou bien la récupération assistée de produits organiques d’origine anthropique et potentiellement polluants présents dans cette formation.In particular, the present invention may relate to the enhanced recovery of hydrocarbons naturally present in the fractured underground formation, or else the enhanced recovery of organic products of anthropogenic origin and potentially pollutants present in this formation.
En particulier dans le domaine de l’exploitation pétrolière, la récupération primaire consiste à extraire, via un puits dit de production, le pétrole présent du réservoir par l’effet de surpression régnant naturellement au sein du réservoir. Cette récupération primaire ne permet d’accéder qu’à une faible quantité du pétrole contenu dans le réservoir, de l’ordre de 10 à 15% tout au plus.In particular in the field of oil exploitation, primary recovery consists in extracting, via a so-called production well, the oil present in the reservoir by the effect of overpressure naturally prevailing within the reservoir. This primary recovery only allows access to a small quantity of the oil contained in the reservoir, around 10 to 15% at most.
Pour permettre de poursuivre l’extraction du pétrole, des méthodes secondaires de production sont employées, quand la pression du réservoir devient insuffisante pour déplacer le pétrole encore en place. Notamment, on injecte un fluide (ré-injection de l'eau produite diluée ou non, injection d'eau de mer ou de rivière, ou encore injection de gaz, par exemple) au sein du réservoir hydrocarboné, en vue d'exercer au sein du réservoir une surpression propre à entraîner le pétrole vers le ou les puits de production. Une technique usuelle dans ce cadre est l'injection d'eau (désignée également par le terme anglais « waterflooding »), dans laquelle de grands volumes d'eau sont injectés sous pression dans le réservoir via des puits injecteurs. L'eau injectée entraîne une partie du pétrole qu'elle rencontre et le pousse vers un ou plusieurs puits producteurs. Les méthodes secondaires de production telles que l’injection d'eau ne permettent toutefois d’extraire qu’une partie relativement faible des hydrocarbures en place (typiquement de l’ordre de 30%). Ce balayage partiel est dû notamment au piégeage de l’huile par les forces capillaires, aux différences de viscosité et de densité existant entre le fluide injecté et les hydrocarbures en place, ainsi qu’à des hétérogénéités à des échelles micro- ou macroscopiques (échelle des pores et aussi échelle du réservoir).To allow further oil extraction, secondary production methods are employed, when the reservoir pressure becomes insufficient to displace the oil still in place. In particular, a fluid is injected (re-injection of the water produced, diluted or not, injection of sea or river water, or even injection of gas, for example) within the hydrocarbon reservoir, with a view to exerting within the reservoir an overpressure capable of driving the oil towards the production well or wells. A common technique in this context is water injection (also referred to by the English term “waterflooding”), in which large volumes of water are injected under pressure into the reservoir via injection wells. The injected water drags some of the oil it encounters and pushes it towards one or more producing wells. Secondary production methods such as water injection, however, only extract a relatively small part of the hydrocarbons in place (typically around 30%). This partial sweeping is due in particular to the trapping of the oil by capillary forces, to the differences in viscosity and density existing between the injected fluid and the hydrocarbons in place, as well as to heterogeneities at micro- or macroscopic scales (scale pores and also reservoir scale).
Pour essayer de récupérer le reste du pétrole, qui demeure dans les formations souterraines à l’issue de la mise en œuvre des méthodes primaires et secondaires de production, il existe différentes techniques dites de récupération assistée (connue sous l’acronyme « EOR », correspondant à «Enhanced Oil Recovery»). Parmi ces techniques, on peut citer des techniques s’apparentant à l’injection d'eau précitée, mais employant une eau comprenant des additifs tels que, par exemple, des agents tensio-actifs solubles dans l’eau (on parle alors de «surfactant flooding»). L’emploi de tels agents tensio-actifs induit notamment une diminution de la tension interfaciale eau/pétrole, ce qui est propre à assurer un entraînement plus efficace du pétrole piégé au niveau des constrictions de pores.To try to recover the rest of the oil, which remains in the underground formations after the implementation of the primary and secondary production methods, there are various techniques known as enhanced recovery (known by the acronym "EOR", corresponding to " Enhanced Oil Recovery "). Among these techniques, mention may be made of techniques similar to the aforementioned water injection, but using water comprising additives such as, for example, water-soluble surfactants (we then speak of " surfactant flooding ”). The use of such surfactants induces in particular a reduction in the water/oil interfacial tension, which is suitable for ensuring more effective entrainment of the oil trapped at the level of the pore constrictions.
On connaît également la récupération assistée par injection de gaz, miscibles ou non (gaz naturel, azote ou CO2). Cette technique permet de maintenir la pression dans le réservoir pétrolier au cours de son exploitation, mais peut aussi permettre, dans le cas de gaz miscibles, de mobiliser les hydrocarbures en place et ainsi d’en améliorer le débit. Un gaz couramment utilisé est le dioxyde de carbone lorsqu’il est disponible à bas coût.Assisted recovery by gas injection, miscible or not (natural gas, nitrogen or CO 2 ), is also known. This technique makes it possible to maintain the pressure in the petroleum reservoir during its exploitation, but can also make it possible, in the case of miscible gases, to mobilize the hydrocarbons in place and thus to improve the flow rate. A commonly used gas is carbon dioxide when available at low cost.
On connaît aussi des techniques alternatives reposant sur une injection de mousse dans le réservoir pétrolier. Cette mousse résulte du mélange intime de gaz et d’une solution d’un additif tensio-actif, aussi appelé agent moussant. En raison de sa viscosité apparente élevée, la mousse est considérée comme une alternative au gaz comme fluide d’injection dans les réservoirs d’hydrocarbures.Alternative techniques based on an injection of foam into the petroleum reservoir are also known. This foam results from the intimate mixture of gas and a solution of a surfactant additive, also called a foaming agent. Due to its high bulk viscosity, foam is considered an alternative to gas as an injection fluid in hydrocarbon reservoirs.
Dans le domaine de l’environnement, l’injection de mousse offre des potentialités analogues pour extraire la phase organique saturant les blocs de matrice de formations superficielles fracturées qui ont subi une imprégnation accidentelle (pollution) par des fluides organiques d’origine anthropique.In the field of the environment, foam injection offers similar potentialities for extracting the organic phase saturating the matrix blocks of fractured superficial formations which have undergone accidental impregnation (pollution) by organic fluids of anthropic origin.
L’injection de mousse est particulièrement attractive dans le cas de réservoirs fracturés ou hétérogènes car elle permet de ralentir la progression des fluides dans les fractures, et de manière générale dans les niveaux perméables des réservoirs, et ainsi d’améliorer le balayage des zones peu perméables mal balayées. Par ailleurs, de manière générale, l’injection d’une solution aqueuse tensio-active favorise le dépiégeage des phases organiques demeurant piégées au sein des pores de la roche à l’issue du balayage.Foam injection is particularly attractive in the case of fractured or heterogeneous reservoirs because it makes it possible to slow down the progression of fluids in the fractures, and in general in the permeable levels of the reservoirs, and thus to improve the sweeping of the weak zones. badly swept permeable. In addition, in general, the injection of an aqueous surfactant solution promotes the detrapping of the organic phases remaining trapped within the pores of the rock at the end of the sweeping.
Ainsi, l’injection d’une mousse, qui possède de fait des propriétés tensio-actives, fait ainsi l’objet d’un intérêt particulier, en particulier dans le cas de réservoirs fracturés, car elle permet de bénéficier d’une part d’un bon balayage, en réduisant le rôle de court-circuit joué par les fractures, d’autre part d’une réduction de l’huile résiduelle qui demeure piégée à l’issue d’un balayage conventionnel par de l’eau et/ou du gaz en l’absence de tensio-actif.Thus, the injection of a foam, which in fact has surfactant properties, is thus the subject of particular interest, in particular in the case of fractured reservoirs, because it makes it possible to benefit on the one hand from good sweeping, by reducing the role of short circuit played by fractures, on the other hand a reduction in the residual oil which remains trapped after conventional sweeping with water and/ or gas in the absence of surfactant.
Le document suivant sera cité au cours de la description :The following document will be cited during the description:
Warren, J. E. & Root, P. J. (1963) “The Behavior of Naturally Fractured Reservoirs”, SPE Journal, Volume 3, pp. 245-255.Warren, J. E. & Root, P. J. (1963) “The Behavior of Naturally Fractured Reservoirs”, SPE Journal, Volume 3, pp. 245-255.
En pratique, préalablement à toute injection d’une mousse, on cherche à déterminer les propriétés de la mousse permettant une récupération optimale de la phase organique présente dans la formation souterraine considérée (plus précisément au système roche-fluides considéré), par exemple permettant de dépiéger une quantité maximale de phase organique localisée dans les zones peu perméables de la formation et/ou de minimiser le nombre de puits injecteurs/producteurs et/ou de réduire la durée totale de la récupération, etc. Autrement dit, on cherche à déterminer les propriétés de la mousse à injecter permettant, pour le réservoir considéré, de satisfaire à au moins un critère prédéfini relatif à la récupération.In practice, prior to any injection of a foam, one seeks to determine the properties of the foam allowing an optimal recovery of the organic phase present in the underground formation considered (more precisely in the rock-fluid system considered), for example allowing to detrapping a maximum quantity of localized organic phase in the low permeability zones of the formation and/or minimizing the number of injector/producer wells and/or reducing the total recovery time, etc. In other words, one seeks to determine the properties of the foam to be injected allowing, for the reservoir considered, to satisfy at least one predefined criterion relating to recovery.
La détermination des caractéristiques de la mousse la plus adaptée à un réservoir donné est généralement réalisée de manière numérique, au moyen d’une simulation d’écoulement (ou encore d’une simulation de réservoir) incorporant un modèle de déplacement de la mousse dans le réservoir. Autrement dit, à partir d’un simulateur d’écoulement apte à simuler le balayage réalisé par une mousse ayant des caractéristiques prédéfinies dans un réservoir, on teste différentes mousses, caractérisées par exemple par un type d’agent moussant, une concentration en agent moussant, une viscosité apparente, et on choisit la mousse qui satisfait au mieux au(x) critère(s) prédéfini(s) relatif(s) à la récupération.The determination of the characteristics of the most suitable foam for a given reservoir is generally carried out numerically, by means of a flow simulation (or alternatively a reservoir simulation) incorporating a model of the movement of the foam in the reservoir. In other words, from a flow simulator capable of simulating the scavenging carried out by a foam having predefined characteristics in a reservoir, different foams are tested, characterized for example by a type of foaming agent, a concentration of foaming agent , an apparent viscosity, and the foam is chosen which best satisfies the predefined criterion(s) relating to recovery.
Les modèles de déplacement de la mousse utilisés par l’industrie sont des modèles relativement simples qui, sous les conditions d’existence de la mousse, simulent les effets de la mousse en termes de réduction de mobilité. De façon générale, les modèles de déplacement de la mousse dépendent non linéairement de nombreux paramètres (constantes de calibration). La détermination des paramètres de ces modèles passe donc par la résolution d’un problème inverse non linéaire. Toutefois, la complexité du déplacement d’une mousse dans un milieu confiné que constitue tout milieu poreux naturel rend la calibration et la modélisation difficiles, car le grand nombre de paramètres influençant la mousse peut conduire à des indéterminations (solutions multiples).Foam displacement models used by industry are relatively simple models which, under the conditions of foam existence, simulate the effects of foam in terms of reduced mobility. In general, foam displacement models depend non-linearly on many parameters (calibration constants). Determining the parameters of these models therefore involves solving a nonlinear inverse problem. However, the complexity of the movement of a foam in a confined medium that constitutes any natural porous medium makes calibration and modeling difficult, because the large number of parameters influencing the foam can lead to indeterminations (multiple solutions).
On connaît notamment la demande de brevet EP 3276124 B1 (US 10669818 B) qui décrit une méthode de calibration des paramètres du modèle de déplacement de la mousse de manière séquentielle, à partir de différents jeux de données expérimentales acquises sur divers systèmes roches-fluides-mousse caractérisés notamment par diverses qualités de mousse, diverses concentrations d’agent moussant, diverses saturations en huile. Le caractère séquentiel de l’ajustement des paramètres du modèle de déplacement de la mousse permet de minimiser les ajustements numériques, au contraire de procédés réalisant un ajustement global, tout en essayant d’extraire le maximum d’informations sur le comportement dynamique de la mousse à partir des données expérimentales. Le procédé fournit alors un modèle de déplacement de la mousse, qualifié d’empirique, reproduisant fidèlement les données expérimentales.Patent application EP 3276124 B1 (US 10669818 B) is known in particular, which describes a method for calibrating the parameters of the foam displacement model in a sequential manner, from different sets of experimental data acquired on various rock-fluid-systems. foam characterized in particular by various qualities of foam, various concentrations of foaming agent, various saturations in oil. The sequential character of the adjustment of the parameters of the foam displacement model makes it possible to minimize the numerical adjustments, contrary to processes carrying out a global adjustment, while trying to extract the maximum of information on the dynamic behavior of the foam. from experimental data. The process then provides a foam displacement model, qualified as empirical, faithfully reproducing the experimental data.
On connait en outre la demande de brevet EP 3358129 A1 (US 10830026) qui décrit une méthode de calibration du modèle de déplacement de la mousse destiné à la simulation de réservoir tenant compte de lois physiques relatives aux mousses et à leurs propriétés d’écoulement. Plus précisément, ce document décrit l’utilisation d’un modèle à lamelles comme intermédiaire pour calibrer le modèle de déplacement de la mousse à partir des données expérimentales. De cette manière, la calibration étant basée sur des lois physiques, le modèle de déplacement de la mousse calibré est plus réaliste et prédictif et permet, au moyen d’un simulateur de réservoir, des prévisions de production plus fiables. Ce procédé contribue ainsi à une meilleure évaluation des procédés de récupération assistée à base de mousse pour récupérer l’huile du réservoir considéré.Patent application EP 3358129 A1 (US 10830026) is also known, which describes a method for calibrating the foam displacement model intended for reservoir simulation taking into account physical laws relating to foams and their flow properties. Specifically, this paper describes the use of a lamella model as an intermediary to calibrate the foam displacement model from experimental data. In this way, the calibration being based on physical laws, the calibrated foam displacement model is more realistic and predictive and allows, by means of a reservoir simulator, more reliable production forecasts. This process thus contributes to a better evaluation of foam-based assisted recovery processes for recovering oil from the reservoir under consideration.
Toutefois, l’évaluation et le dimensionnement d’un procédé à base de mousse pour un formation donnée soulève le problème du choix des propriétés de la mousse la mieux adaptée aux caractéristiques de la formation considérée et aux conditions opératoires souhaitées (telles que le débit par puits), préalablement à la calibration d’un modèle de déplacement de cette mousse suivant les méthodes des brevets cités plus haut. Ce besoin est à l’origine du présent brevet qui cible les formations fracturées pour lesquelles l’extraction des fluides organiques piégés dans les pores des blocs matriciels constitue une difficulté bien connue des professions concernées.However, the evaluation and dimensioning of a foam-based process for a given formation raises the problem of choosing the properties of the foam best suited to the characteristics of the formation considered and the desired operating conditions (such as the flow rate per well), prior to calibrating a displacement model of this foam according to the methods of the patents cited above. This need is at the origin of the present patent which targets fractured formations for which the extraction of organic fluids trapped in the pores of the matrix blocks constitutes a difficulty well known to the professions concerned.
La présente invention permet de pallier ces inconvénients. Plus précisément, la présente invention permet de définir, sans recourir à une simulation numérique, une mousse à la fois stable et qui permet de maximiser la récupération de la phase organique par injection de mousse au niveau d’au moins un puits traversant une formation fracturée, tout en évitant la fracturation aux abords du/des puits et la pénétration du gaz dans le milieu matriciel. Notamment, la présente invention permet de définir une mousse optimale, adaptée aux formations fracturées et à la phase organique en place, car la présente invention repose sur des mesures relatives à la fracturation du réservoir et sur des mesures de laboratoire. Ainsi, la présente invention permet un prédimensionnement réaliste et optimal d’un procédé de récupération d’une phase organique, présente dans une formation naturellement ou suite à une pollution, par injection d’une mousse optimale en termes d’efficacité d’extraction des fluides retenus dans les pores des blocs de matrice de formations fracturées. Ce prédimensionnement et évaluation du procédé constituent un préalable aux étapes de simulation numérique détaillée du procédé sur la formation considérée.The present invention overcomes these drawbacks. More specifically, the present invention makes it possible to define, without resorting to numerical simulation, a foam which is both stable and which makes it possible to maximize the recovery of the organic phase by injection of foam at the level of at least one well passing through a fractured formation. , while avoiding fracturing around the well(s) and the penetration of gas into the matrix environment. In particular, the present invention makes it possible to define an optimal foam, adapted to the fractured formations and to the organic phase in place, because the present invention is based on measurements relating to the fracturing of the reservoir and on laboratory measurements. Thus, the present invention allows a realistic and optimal predimensioning of a method for recovering an organic phase, present in a formation naturally or following pollution, by injection of an optimal foam in terms of extraction efficiency of fluids retained in the pores of the matrix blocks of fractured formations. This predimensioning and evaluation of the process constitute a prerequisite for the detailed numerical simulation stages of the process on the formation considered.
L’invention concerne un procédé pour déterminer au moins une viscosité apparente d’une mousse à injecter dans une formation souterraine en vue de récupérer au moins une phase organique présente dans ladite formation souterraine, ladite formation souterraine comportant un réseau de fractures et au moins un puits, ladite mousse étant formée par une phase gazeuse dispersée dans une solution comprenant un tensio-actif, au moyen d’une représentation double milieu de ladite formation comportant ledit réseau de fractures, ladite représentation double milieu comprenant un milieu matriciel représentatif d’une matrice non fracturée de ladite formation, un milieu fractures représentatif desdites fractures de ladite formation orientées, lesdites fractures dudit milieu fractures étant orientées selon des directions orthogonales entre elles.The invention relates to a method for determining at least one apparent viscosity of a foam to be injected into an underground formation with a view to recovering at least one organic phase present in said underground formation, said underground formation comprising a network of fractures and at least one well, said foam being formed by a gaseous phase dispersed in a solution comprising a surfactant, by means of a double medium representation of said formation comprising said network of fractures, said double medium representation comprising a matrix medium representative of a matrix non-fractured of said formation, a fracture medium representative of said fractures of said oriented formation, said fractures of said fracture medium being oriented along mutually orthogonal directions.
Le procédé selon l’invention est caractérisé en ce qu’on réalise au moins les étapes suivantes pour au moins ledit puits :The method according to the invention is characterized in that at least the following steps are carried out for at least said well:
A) on détermine un premier seuil d’une viscosité apparente de ladite mousse correspondant à une valeur maximale de ladite viscosité apparente de ladite mousse permettant d’éviter une fracturation de ladite formation lors de ladite récupération par injection de ladite mousse dans ledit puits,A) a first threshold of an apparent viscosity of said foam is determined corresponding to a maximum value of said apparent viscosity of said foam making it possible to avoid fracturing of said formation during said recovery by injection of said foam into said well,
B) on détermine un deuxième seuil de ladite viscosité apparente de ladite mousse correspondant à une valeur maximale de ladite viscosité apparente de la mousse permettant à la fois de maximiser un gradient de pression dans ledit milieu fractures et de limiter la pénétration de ladite phase gazeuse de ladite mousse dans ledit milieu matriciel,B) a second threshold of said apparent viscosity of said foam is determined corresponding to a maximum value of said apparent viscosity of the foam making it possible both to maximize a pressure gradient in said fracture medium and to limit the penetration of said gaseous phase of said foam in said matrix medium,
C) on détermine un troisième seuil de ladite viscosité apparente de ladite mousse permettant de maximiser un rapport entre ladite viscosité apparente et une tension interfaciale entre ladite solution comprenant ledit tensio-actif et ladite phase organique à récupérer, ladite tension interfaciale étant prédéterminée de manière à minimiser une saturation en huile résiduelle dans ledit milieu matriciel et à garantir une stabilité de ladite mousse,C) determining a third threshold of said apparent viscosity of said foam making it possible to maximize a ratio between said apparent viscosity and an interfacial tension between said solution comprising said surfactant and said organic phase to be recovered, said interfacial tension being predetermined so as to minimize residual oil saturation in said matrix medium and guarantee stability of said foam,
et en ce qu’on détermine ladite au moins une valeur de ladite viscosité apparente de ladite mousse à injecter dans ledit au moins un puits en choisissant une valeur comprise entre ledit troisième seuil et un minimum pris entre lesdits premier et deuxième seuils.and in that said at least one value of said apparent viscosity of said foam to be injected into said at least one well is determined by choosing a value between said third threshold and a minimum taken between said first and second thresholds.
Selon une mise en œuvre de l’invention, on peut déterminer ledit premier seuil de ladite viscosité apparente à partir d’une expression d’une pression de fond de puits en fonction de ladite viscosité apparente de ladite mousse et à partir d’une pression de fracturation du milieu matricielAccording to one implementation of the invention, said first threshold of said apparent viscosity can be determined from an expression of a downhole pressure as a function of said apparent viscosity of said foam and from a pressure fracturing of the matrix medium
Selon une mise en œuvre de l’invention, on peut déterminer ledit premier seuil de ladite viscosité apparente à partir d’une formule du type :According to one implementation of the invention, said first threshold of said apparent viscosity can be determined from a formula of the type:
oùQ bh est un débit d’injection dudit puits, H est une épaisseur de ladite formation, ecest un exposant d’une loi de dépendance en vitesse de la viscosité apparente de ladite mousse, rwest un rayon dudit puits, kfest une perméabilité dudit milieu fractures, Presest une pression au sein de ladite formation, Pfracest ladite pression de fracturation dudit milieu matriciel, Rdest un rayon de drainage dudit puits.where Q bh is an injection rate of said well, H is a thickness of said formation, e c is an exponent of a rate dependence law of the apparent viscosity of said foam, r w is a radius of said well, k f is a permeability of said fracture medium, P res is a pressure within said formation, P frac is said fracturing pressure of said matrix medium, R d is a drainage radius of said well.
Selon une mise en œuvre de l’invention, on peut déterminer ledit deuxième seuil de ladite viscosité apparente à partir d’une expression d’un gradient de pression dans ledit milieu fractures en fonction de ladite viscosité apparente de ladite mousse, et d’une pression de seuil de pénétration de ladite phase gazeuse au sein dudit milieu matriciel.According to one implementation of the invention, said second threshold of said apparent viscosity can be determined from an expression of a pressure gradient in said fracture medium as a function of said apparent viscosity of said foam, and from a penetration threshold pressure of said gaseous phase within said matrix medium.
Selon une mise en œuvre de l’invention, on peut déterminer ledit deuxième seuil de ladite viscosité apparente selon une formule du type :According to one implementation of the invention, said second threshold of said apparent viscosity can be determined according to a formula of the type:
où GT est un rapport entre ladite pression de seuil de pénétration de ladite phase gazeuse dans ledit milieu matriciel et une dimension caractéristique des blocs matriciels, H est ladite épaisseur de ladite formation, kfest ladite perméabilité dudit milieu fractures, Rdest ledit rayon de drainage dudit puits, ecest ledit exposant de ladite loi de dépendance en vitesse de la viscosité apparente de ladite mousse,Q bh est ledit débit d’injection dudit puits,
Selon une mise en œuvre de l’invention, on peut déterminer ledit troisième seuil de ladite viscosité apparente à partir d’une expression de ladite viscosité apparente de ladite mousse en fonction de ladite tension interfaciale entre ladite solution comprenant ledit tensio-actif et ladite phase organique et d’une valeur minimale d’un nombre capillaire permettant de minimiser la phase organique résiduelle après une injection d’eau.According to one implementation of the invention, said third threshold of said apparent viscosity can be determined from an expression of said apparent viscosity of said foam as a function of said interfacial tension between said solution comprising said surfactant and said phase organic and of a minimum value of a capillary number making it possible to minimize the residual organic phase after an injection of water.
Selon une mise en œuvre de l’invention, on peut déterminer ledit troisième seuil de ladite viscosité apparente selon une formule du type :According to one implementation of the invention, said third threshold of said apparent viscosity can be determined according to a formula of the type:
où
Selon une mise en œuvre de l’invention, on peut déterminer ladite représentation en double milieu à partir au moins de mesures de propriétés relatives à ladite formation ou à une formation analogue géologiquement à ladite formation, à partir desquelles on définit au moins des paramètres statistiques relatifs audit réseau de fractures.According to one implementation of the invention, said double-medium representation can be determined from at least measurements of properties relating to said formation or to a formation geologically similar to said formation, from which at least statistical parameters are defined relating to said fracture network.
L’invention concerne en outre un procédé pour récupérer au moins ladite phase organique présente dans une formation souterraine comprenant un réseau de fractures et un puits, dans lequel on applique le procédé pour déterminer au moins une viscosité apparente d’une mousse tel que décrit ci-dessus pour au moins ledit puits, et dans lequel on injecte dans ladite formation, au moins au niveau dudit puits, une mousse ayant ladite viscosité apparente déterminée.The invention further relates to a method for recovering at least said organic phase present in an underground formation comprising a network of fractures and a well, in which the method is applied for determining at least an apparent viscosity of a foam as described above. above for at least said well, and in which is injected into said formation, at least at said well, a foam having said determined apparent viscosity.
Selon une mise en œuvre de l’invention, préalablement à l’injection de ladite mousse, on peut déterminer un schéma d’exploitation de la phase organique présente dans la formation, on fore au moins un puits injecteur et/ou producteur issu dudit schéma d’exploitation et on installe des infrastructures de production.According to one implementation of the invention, prior to injecting said foam, a scheme for exploiting the organic phase present in the formation can be determined, at least one injector and/or producer well from said scheme is drilled of exploitation and installation of production infrastructures.
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.Other characteristics and advantages of the method according to the invention will appear on reading the following description of non-limiting examples of embodiments, with reference to the appended figures and described below.
Liste des figuresList of Figures
[Fig 1][Fig 1]
La
Claims (10)
A) on détermine un premier seuil d’une viscosité apparente de ladite mousse correspondant à une valeur maximale de ladite viscosité apparente de ladite mousse permettant d’éviter une fracturation de ladite formation lors de ladite récupération par injection de ladite mousse dans ledit puits,
B) on détermine un deuxième seuil de ladite viscosité apparente de ladite mousse correspondant à une valeur maximale de ladite viscosité apparente de la mousse permettant à la fois de maximiser un gradient de pression dans ledit milieu fractures et de limiter la pénétration de ladite phase gazeuse de ladite mousse dans ledit milieu matriciel,
C) on détermine un troisième seuil de ladite viscosité apparente de ladite mousse permettant de maximiser un rapport entre ladite viscosité apparente et une tension interfaciale entre ladite solution comprenant ledit tensio-actif et ladite phase organique à récupérer, ladite tension interfaciale étant prédéterminée de manière à minimiser une saturation en huile résiduelle dans ledit milieu matriciel et à garantir une stabilité de ladite mousse,
et en ce qu’on détermine ladite au moins une valeur de ladite viscosité apparente de ladite mousse à injecter dans ledit au moins un puits en choisissant une valeur comprise entre ledit troisième seuil et un minimum pris entre lesdits premier et deuxième seuils.Method for determining at least one apparent viscosity of a foam to be injected into an underground formation with a view to recovering at least one organic phase present in said underground formation, said underground formation comprising a network of fractures and at least one well, said foam being formed by a gaseous phase dispersed in a solution comprising a surfactant, by means of a double medium representation of said formation comprising said network of fractures, said double medium representation comprising a matrix medium representative of an unfractured matrix of said formation , a fracture medium representative of said fractures of said oriented formation, said fractures of said fracture medium being oriented along mutually orthogonal directions, characterized in that at least the following steps are carried out for at least said well:
A) a first threshold of an apparent viscosity of said foam is determined corresponding to a maximum value of said apparent viscosity of said foam making it possible to avoid fracturing of said formation during said recovery by injection of said foam into said well,
B) a second threshold of said apparent viscosity of said foam is determined corresponding to a maximum value of said apparent viscosity of the foam making it possible both to maximize a pressure gradient in said fracture medium and to limit the penetration of said gaseous phase of said foam in said matrix medium,
C) determining a third threshold of said apparent viscosity of said foam making it possible to maximize a ratio between said apparent viscosity and an interfacial tension between said solution comprising said surfactant and said organic phase to be recovered, said interfacial tension being predetermined so as to minimize residual oil saturation in said matrix medium and guarantee stability of said foam,
and in that said at least one value of said apparent viscosity of said foam to be injected into said at least one well is determined by choosing a value between said third threshold and a minimum taken between said first and second thresholds.
oùQ bh est un débit d’injection dudit puits, H est une épaisseur de ladite formation, ecest un exposant d’une loi de dépendance en vitesse de la viscosité apparente de ladite mousse, rwest un rayon dudit puits, kfest une perméabilité dudit milieu fractures, Presest une pression au sein de ladite formation, Pfracest ladite pression de fracturation dudit milieu matriciel, Rdest un rayon de drainage dudit puits.Method according to claim 2, in which said first threshold of said apparent viscosity is determined from a formula of the type:
where Q bh is an injection rate of said well, H is a thickness of said formation, e c is an exponent of a rate dependence law of the apparent viscosity of said foam, r w is a radius of said well, k f is a permeability of said fracture medium, P res is a pressure within said formation, P frac is said fracturing pressure of said matrix medium, R d is a drainage radius of said well.
où GT est un rapport entre ladite pression de seuil de pénétration de ladite phase gazeuse dans ledit milieu matriciel et une dimension caractéristique des blocs matriciels, H est ladite épaisseur de ladite formation, kfest ladite perméabilité dudit milieu fractures, Rdest ledit rayon de drainage dudit puits, ecest ledit exposant de ladite loi de dépendance en vitesse de la viscosité apparente de ladite mousse,Q bh est ledit débit d’injection dudit puits,
where GT is a ratio between said penetration threshold pressure of said gaseous phase in said matrix medium and a characteristic dimension of the matrix blocks, H is said thickness of said formation, k f is said permeability of said fracture medium, R d is said radius drainage of said well, e c is said exponent of said velocity dependence law of the apparent viscosity of said foam, Q bh is said injection rate of said well,
où
Or
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