WO2003071253A2 - Methode et dispositif pour evaluer des parametres physiques d'un gisement souterrain a partir de debris de roche qui y sont preleves - Google Patents

Methode et dispositif pour evaluer des parametres physiques d'un gisement souterrain a partir de debris de roche qui y sont preleves Download PDF

Info

Publication number
WO2003071253A2
WO2003071253A2 PCT/FR2003/000547 FR0300547W WO03071253A2 WO 2003071253 A2 WO2003071253 A2 WO 2003071253A2 FR 0300547 W FR0300547 W FR 0300547W WO 03071253 A2 WO03071253 A2 WO 03071253A2
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
enclosure
fragments
pressure
evolution
rock
Prior art date
Application number
PCT/FR2003/000547
Other languages
English (en)
Other versions
WO2003071253A3 (fr
Inventor
Roland Lenormand
Patrick Egermann
Daniel Longeron
Original Assignee
Institut Francais Du Petrole
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
Priority claimed from FR0202242A external-priority patent/FR2836227B1/fr
Application filed by Institut Francais Du Petrole filed Critical Institut Francais Du Petrole
Priority to CA2474712A priority Critical patent/CA2474712C/fr
Priority to BR0303214-0A priority patent/BR0303214A/pt
Priority to MXPA04008018A priority patent/MXPA04008018A/es
Priority to US10/505,006 priority patent/US7131317B2/en
Priority to AU2003247372A priority patent/AU2003247372A1/en
Priority to EP03742593A priority patent/EP1521957A2/fr
Publication of WO2003071253A2 publication Critical patent/WO2003071253A2/fr
Priority to NO20034691A priority patent/NO20034691L/no
Publication of WO2003071253A3 publication Critical patent/WO2003071253A3/fr

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
    • G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
    • G01N15/082—Investigating permeability by forcing a fluid through a sample
    • G01N15/0826—Investigating permeability by forcing a fluid through a sample and measuring fluid flow rate, i.e. permeation rate or pressure change
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
    • G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
    • G01N15/088—Investigating volume, surface area, size or distribution of pores; Porosimetry
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
    • G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
    • G01N2015/0833—Pore surface area
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
    • G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
    • G01N2015/0866—Sorption
    • G01N2015/0873—Dynamic sorption, e.g. with flow control means

Definitions

  • the present invention relates to a method and experimental devices for evaluating, with the same apparatus and at the same time, the porosity and the absolute permeability of any fragmented natural or artificial porous medium and in particular of an area of an underground deposit of hydrocarbons or other fluids, from rock samples taken in this environment.
  • fragments obtained during well drilling operations drill cuttings or obtained by crushing larger samples: cores or side cores taken from a well.
  • Drill debris brought up by mud has long been the subject of on-site examinations. They are carried out by the teams responsible for analyzing the sludge (known as “Mud Logging”) and are essentially used to complete the description of the geological layers crossed during drilling carried out using logs.
  • the piece of rock is previously coated in resin.
  • a thin slice is cut from the coated rock and placed in a measuring cell. It includes means for injecting a pressurized fluid at a controlled rate therein and means for measuring the pressure drop created by the sample.
  • the absolute permeability is deduced from the Darcy equation taking into account the real surface occupied by the rock fragments.
  • RM ⁇ Nuclear Magnetic Resonance
  • the object of the method according to the invention is to evaluate, with the same apparatus and simultaneously, physical parameters such as the absolute permeability and the porosity of a fragmented natural or artificial porous medium such as an area of an underground deposit. , from rock fragments taken from this medium.
  • It comprises a step of immersing fragments contained in a confinement enclosure in a viscous fluid and placing the enclosure containing the fragments in communication with a source of pressurized fluid so as to compress the gas trapped in the pores of the rock, a step of measuring a physical quantity indicative of the evolution of the absorption of fluid by the rock, a modeling of the evolution of the physical quantity in the enclosure, from initial values for the physical parameters fragments, and a step of iterative adjustment of the values of the physical parameters of the rock fragments so that the modeled evolution fits as best as possible with the measured evolution of the physical parameter in the enclosure.
  • the method is characterized in that:
  • the evolution of the fluid injection pressure or the volume of fluid injected is modeled from initial values chosen a priori for the permeability (K) and the saturation in residual gas and the porosity ( ⁇ );
  • the value of the permeability and the porosity of the rock fragments is iteratively adjusted so that the modeled evolution of the pressure or of the volume injected is best adjusted with the measured evolution of the pressure or the volume injected into the enclosure.
  • the method comprises a preliminary step of introducing the washed and dried rock fragments into the confinement enclosure which is first placed in communication with a gas tank under a defined pressure, so as to determine the solid volume of the fragments, the envelope volume and the mass of the fragments are measured and the porosity and density of the rock fragments are deduced therefrom.
  • the evolution of the fluid injection pressure or of the volume of fluid injected is modeled from initial values chosen a priori for the permeability (K) and the saturation in residual gas, and of the measured value for porosity ( ⁇ ), and in the adjustment step, iteratively adjusts the value of the only permeability of the rock fragments so that the modeled evolution of the pressure or volume injected is best adjusted with the measured change in pressure or volume injected into the enclosure.
  • the step of placing in communication with a viscous fluid with the container containing fluid under a determined pressure comprises a brief period of setting in communication so as to cause a rapid increase in the pressure in the the enclosure and a compression of the gas trapped in the pores of the rock followed by a relaxation period after isolation of the enclosure, and the evolution of the pressure in the enclosure during the two periods is measured.
  • the step of placing in communication with a viscous fluid 1 comprises placing the enclosure in communication with the container containing fluid under a determined pressure, so as to cause a rapid and prolonged increase in the pressure in the enclosure and a compression of the gas trapped in the pores of the rock, and the evolution of the volume of fluid injected is measured as a function of time. (NB procedure III).
  • the confinement cell can be loaded with drill cuttings or rock fragments obtained by crushing cores taken from a well and in particular carrots obtained by lateral coring of a well, whether they are flooded with drilling fluids or previously cleaned.
  • the implementation device mainly comprises a containment enclosure for the fragments, means for injecting a viscous fluid into the enclosure to fill the enclosure containing the fragments of the medium, firstly, and to produce a cycle comprising a phase of injecting fluid into the enclosure, means for measuring the evolution of a physical quantity in the enclosure and a processing system for modeling the evolution of this quantity from initial values chosen for the physical parameters of the rock fragments, and to iteratively adjust the values to be given to these physical parameters so that the modeled evolution of the physical quantity fits as best as possible with the measured evolution of the said quantity in the enclosure .
  • It also comprises a container containing fluid under a determined pressure (such as a buffer bottle containing viscous oil and a gas cap under a predefined pressure), and means controlled by the treatment system to control the setting in communication with the container with the enclosure containing the rock fragments.
  • a container containing fluid under a determined pressure such as a buffer bottle containing viscous oil and a gas cap under a predefined pressure
  • the device is also used to determine the porosity of the fragments, it also comprises a gas reservoir which can be put into communication with the enclosure by means of a valve, an apparatus for measuring the volume envelope for determining the porosity of the fragments and a means of measuring the mass of the fragments.
  • the device comprises for example means for measuring the evolution of the pressure in the enclosure, as a function of time, the treatment system being adapted to model the evolution of the pressure (or of the volume as the case may be) of fluid viscous injected into the enclosure, from initial values chosen for the physical parameters of the rock fragments, and to iteratively adjust the values to be given to these physical parameters so that the modeled evolution of the pressure is best adjusted with l 'measured change in pressure (or volume as appropriate) in the enclosure.
  • the means for measuring the change in the volume of fluid injected comprise for example a flow meter or differential pressure sensor and the means for measuring the envelope volume of the fragments to be tested is for example a powder pycnometer.
  • the method is satisfactory for a wide variety of rocks over a wide range of permeability and porosity.
  • - Fig.1 schematically shows the device
  • - Fig.2 schematically shows the structure of a fragment or particle of porous rock in which the effects of the injection of a high viscosity fluid such as oil are modeled
  • FIG. 3A to 3C schematically show the. pressure variation curves prevailing in the cell of the device of Fig.l, during the injection and relaxation phases, for four different rocks with experimental procedure 1;
  • Fig.4 shows the good agreement between the permeabilities obtained for several types of rock, by a conventional method of measurement on cores and by the method according to the invention (procedure 1);
  • FIG. 5A to 5D show for the four preceding rocks, the precision which is obtained in the adjustment of the pressure curves modeled compared to the experimental curves in the case where one operates according to a first procedure which will be described further;
  • FIG. 6 shows experimental pressure developments in the context of a second procedure
  • FIG. 7 A and 7B show two examples of adjustment (solid lines) to the experimental curves (represented by crosses) in the context of the second procedure;
  • Fig. 8 shows experimental changes in the volume of oil injected into the enclosure of the fragments, within the framework of a third procedure
  • FIG. 9 A and 9B show two examples of adjustment (diamond points) to the experimental curves (solid lines) in the context of the third procedure;
  • - Fig. 10 shows the good agreement between the permeabilities obtained according to the third procedure, with measurements carried out on cores
  • Fig. 11 highlights the good agreement which one obtains between the values of the porosity ( ⁇ or Phi c ) of the rock fragments tested and those (Phi s ) which one obtains for samples or cores in the case where l 'the a priori values of porosity and permeability are adjusted iteratively; and - Fig. 12 shows the improved result of the determination of the porosity of the rock fragments tested, when the porosity (Phi c ) of the fragments is measured beforehand.
  • the device as shown diagrammatically in FIG. 1, comprises a confinement cell 1 into which the drilling fragments are initially introduced.
  • a constant flow water pump 2 communicates via a pipe 3 with the base of a buffer tank 4 containing oil having a high viscosity.
  • the opposite end of the buffer tank 4 communicates by a valve N6 with a line L1.
  • a first end of the confinement cell 1 communicates with the line L1 by means of two valves NI, N2.
  • the opposite end of the confinement cell 1 communicates by means of an isolation valve V5 with a separator 6.
  • a pressure gauge 7 is connected to the outlet of the cell 1.
  • the pressure variations measured by the pressure gauge 7, are acquired by a processor 8 such as a microcomputer.
  • the valve V2 is controlled directly by the processor 8.
  • the line L1 also communicates via a valve N7 with a buffer bottle 9 containing viscous oil put under a pressure determined by a cap of gas under pressure.
  • a flow meter or a differential pressure sensor 10 is placed if necessary on the line L1 between the cell 1 and the bottle 9 to measure the flow rate of injected fluid.
  • the enclosure 1 is also connected to a tank 11 filled with helium and of known volume by means of the valves VI and V3.
  • the enclosure 1 can be placed in communication with the reservoir 11 initially at a known pressure by opening VI or V3, the valves V2 and V4 being closed.
  • the device further comprises a balance 12 and an apparatus 13 of the powder pycnometer type making it possible to measure the envelope volume of the fragments introduced.
  • the determination of the porosity comprises a step of acquiring experimental measurements of the envelope volume Ne of the fragments introduced, of the solid volume Ns of rock introduced and of the mass m e of rock introduced, and a step of calculating the porosity and the rock density.
  • the dry and cleaned fragments are previously weighed on the balance 12 and their envelope volume is measured by means of the device 13.
  • the fragments are then introduced into the confinement enclosure 1 which is placed under a helium atmosphere by setting in communication with the helium 5 reservoir so as to expel the air.
  • the enclosure 1 is then connected to the reservoir 11 filled with helium and of known volume by opening the valves NI and N3, the valves N2 and N4 being closed.
  • the equilibrium pressure makes it possible to deduce the value of the solid volume of the rock from the initial pressures in the enclosure 1 and the reservoir 11 and their volumes. All these measurements make it possible to determine the porosity of the samples.
  • the density of the rock is also obtained by measuring the mass of the fragments introduced.
  • the envelope volume Ne is obtained by means of a powder pycnometer according to a technique well known to specialists.
  • PI be the initial pressure in 1
  • Ph the pressure the initial pressure in the tank 11
  • Pe the equilibrium pressure after the connection
  • Ul the volume of the enclosure 1
  • Nh the volume of the tank 11 and me the mass fragments used.
  • Ns, ⁇ and d respectively denote the solid volume, the porosity and the rock density.
  • Fig. 11 shows that a very good estimate of the porosity of the rocks tested is obtained.
  • Cell 1 is filled with a high viscosity oil via the pump.
  • the oil occupies the free space between the drilling fragments and it also penetrates by spontaneous imbibition inside the rock.
  • degassing the intensity and duration of which depends on the nature of the rock (mainly the porosity). This degassing only affects part of the gas.
  • a certain residual volume remains trapped in the drilling fragments in the form of disconnected clusters.
  • procedure 1 essentially consists in injecting oil from constant flow of the buffer tank 4 by gradually increasing the injection pressure by means of the pump 2 (part C1 of the pressure curve).
  • the amount of oil entering the pores of the rock is measured as the residual gas trapped in the pores is compressed.
  • the pressure reaches a certain fixed threshold PM, the oil injection is stopped.
  • the fluids tend to rebalance in the drilling fragments and a slow rebalancing of the pressure is observed (part C2 of the pressure curve: Fig. 3).
  • the second procedure essentially consists in putting the cell 1 containing the rock fragments C in communication with the buffer bottle 9 containing viscous oil under pressure by opening the valve N2 controlled by the control computer 8.
  • the valve is closed.
  • the pressure is equal to Pmax while on the side of cell 1, the pressure is equal to the ambient pressure.
  • the valve N2 controlled by the processor 8 is then opened for a few tenths of a second to rapidly increase the pressure of the cell 1 up to the pressure Pmax then this valve is closed and a relaxation of the pressure is observed which in this case also corresponds a return to equilibrium of the pressure in the rock fragments (Fig. 6).
  • the pressure rise time is minimized, which increases the sensitivity of the system in terms of permeability detection.
  • this procedure is less precise in terms of volumetric balance (oil injected) compared to injection at constant flow.
  • Figures 3A to 3D show examples of changes in the pressure signal observed for fragments of four different rocks for a flow rate of 480 cc / h (procedure 1). Whatever the rock considered, we observe the same general evolution of the pressure. There is a gradual rise during the injection phase as the residual gas compresses. The time required to increase the pressure by 5 bars varies depending on the rocks from 15 to 40 seconds depending on the initial volume of trapped gas. As soon as the injection is stopped, the pressure decreases. If this decrease is significant for rocks 1 and 2, it remains more moderate for rocks 3 and 4. At long times, we observe a gradual stabilization of the signal.
  • FIG. 6 shows examples of the evolution of the pressure in the context of procedure 2. As in the context of procedure 1, there are significant variations in the relaxation curves depending on the nature of the rocks tested. The lower the permeability of the rocks, the more marked pressure relaxation is observed.
  • Figure 8 shows examples of pressure evolution in the context of procedure 3.
  • the purpose of the following two steps is to obtain from the pressure measurements or the volume of oil injected, an estimate of the only permeability K (if the porosity has been measured beforehand as seen above. ) or a joint estimate of the permeability K and the porosity ( ⁇ )
  • the drilling fragments are of homogeneous size and spherical in shape and that the gas is assumed to be perfect.
  • the viscous pressure drop of the gas is neglected compared to that of the oil, given the difference between the viscosities.
  • the residual gas trapped in the rock fragments after the spontaneous imbibition of the oil is in the form of disconnected clusters distributed homogeneously. It is also considered that the capillary pressure is negligible.
  • N makes it possible to deduce the local saturation in gas Sg once the pressure is known
  • the model is implemented in a computer such as the computer 8 (cf. Fig.l) in the form of software and inserted in an iterative optimization loop.
  • a computer such as the computer 8 (cf. Fig.l) in the form of software and inserted in an iterative optimization loop.
  • ⁇ porosity
  • FIGS. 5 A to 5D show the good agreement which is quickly obtained by successive iterations, between the theoretical and experimental curves for four rock fragments tested by means of procedure 1. As also shown in FIG. 4, the results obtained by applying the method are entirely comparable with those obtained in the laboratory after long periods of conditioning by conventional methods for several rocks of different permeabilities.
  • Figures 7A and 7B show two examples of adjustment by successive iterations on experimental results using procedure 2.
  • FIGS. 9A and 9B show two examples of adjustment by successive iterations on experimental results using procedure 3.

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Immunology (AREA)
  • Pathology (AREA)
  • Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
  • Testing Or Calibration Of Command Recording Devices (AREA)
  • Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)

Abstract

Méthode et dispositif pour évaluer dans le même temps et avec le même appareillage, des paramètres physiques tels que la perméabilité absolue et la porosité, de fragments extraits d’un milieu poreux naturel ou artificiel fragmenté. On mesure la porosité des fragments au moyen de tests de pression à l’hélium suivant un protocole connu en soi. L’enceinte (1) qui les contient, est mise en communication avec un réservoir (11) de volume connu également, contenant de l’hélium sous une pression connue. A l’équilibre des pressions, on peut déduire la valeur du volume solide. On mesure également le volume enveloppe de roche et la masse en fragments. En combinant ces mesures, on détermine la porosité des échantillons ainsi que la densité de la roche. On mesure ensuite leur perméabilité en les immergeant dans un fluide visqueux et en mettant l’enceinte en communication avec du fluide visqueux sous une pression définie contenu dans un récipient (9) de manière à comprimer le gaz piégé dans les pores de la roche, suivant deux protocoles différents. Par le biais d’une modélisation de l’évolution de la pression ou du volume dans l’enceinte, et d’un ajustement itératif, on détermine les valeurs des paramètres physiques. Applications par exemple à des mesures pétrophysiques à partir de déblais de forage ou de carottes concassées.

Description

METHODE ET DISPOSITLF POUR EVALUER DES PARAMETRES PHYSIQUES D'UN GISEMENT SOUTERRAIN A PARTIR DE DEBRIS DE ROCHE QUI Y SONT PRELEVES
La présente invention concerne une méthode et des dispositifs expérimentaux pour évaluer, avec le même appareillage et dans le même temps, la porosité et la perméabilité absolue de tout milieu poreux naturel ou artificiel fragmenté et notamment d'une zone d'un gisement souterrain d'hydrocarbures ou autres fluides, à partir d'échantillons de roche prélevés dans ce milieu. Il s'agit par exemple de fragments obtenus lors d'opérations de forage de puits : déblais de forage ou obtenus par concassage d'échantillons plus gros : carottes ou carottes latérales prélevées dans un puits.
Le contexte pétrolier actuel conduit les opérateurs à s'intéresser à de nouvelles zones (« offshore » profond) mais aussi à de nouveaux types de gisements (structures marginales situées à proximité d'installations de surface existantes). Compte tenu des coûts de forage liés à l'environnement difficile de ces nouvelles découvertes ou à la taille limitée de certaines structures, les opérateurs ne peuvent plus se permettre de forer des puits d'appréciation complémentaires sans risquer de compromettre la viabilité économique du projet. La stratégie de développement fixée avant le démarrage de l'exploitation est donc moins stricte de façon à pouvoir s'adapter "en temps réel" à la nature des informations collectées par le forage des puits de production. On parle de développement appréciatif.
Les mesures pétrophysiques jouent un rôle clé dans l'appréciation de la qualité d'un réservoir. Néanmoins, les délais associés à ce type de mesures sont souvent très longs et donc incompatibles avec la réactivité nécessaire à la réussite des développements appréciatifs. De nouveaux moyens d'évaluation plus rapides et moins coûteux sont donc recherchés comme support à la prise de décision. Les débris de forage (« cuttings ») remontés par la boue, font depuis longtemps l'objet d'examens sur sites. Ils sont réalisés par les équipes chargés de l'analyse des boues (dites de « Mud Logging ») et servent essentiellement à compléter la description des couches géologiques traversées au cours du forage réalisée à partir de diagraphies.
ETAT DE LA TECHNIQUE
Des travaux ont déjà été réalisés pour essayer d'évaluer des propriétés pétrophysiques à partir de fragments de forage. On a mesuré par exemple les propriétés acoustiques relativement à des ondes S et P (cisaillement et compression). Différents paramètres ont également été étudiés tels que la dureté et la déformation des fragments de roche ou leur porosité et perméabilité.
Suivant une première méthode connue pour réaliser la mesure de perméabilité, le morceau de roche est préalablement enrobé dans de la résine. On découpe une tranche de faible épaisseur dans la roche enrobée et on la place dans une cellule de mesure. Elle comporte des moyens pour y injecter un fluide sous pression à débit contrôlé et des moyens de mesure de la perte de charge créée par l'échantillon. Comme la résine est imperméable, la perméabilité absolue est déduite de l'équation de Darcy en tenant compte de la surface réelle occupée par les fragments de roche.
Cette méthode est décrite par exemple par :
Santarelli F.J., et al ; « Formation évaluation from logging on cuttings », SPERE, June 1998 ; ou
- Marsala A.F., et al ; « Transient Method Implemented under Unsteady State Conditions for Low and Nery Low Permeability Measurements on Cuttings » ; SPE/ISRM n°47202, Trondheim, 8-10 July 1998.
Ce type de mesure ne s'obtient qu'en laboratoire après de longues opérations de conditionnement des fragments.
Une autre méthode connue repose sur une mesure RMΝ (Résonance Magnétique Nucléaire) qui est faite directement sur les fragments de forage après un lavage préalable suivi d'une saturation en saumure. Ce type de mesure fournit une valeur directement exploitable de la porosité. La perméabilité K est déterminée par l'intermédiaire de corrélations de même nature que celles utilisées dans le cadre des diagraphies RMN.
On trouve une illustration de cette méthode dans le document suivant :
- Nigh E., et al ; P-K™ : Wellsite Détermination of Porosity and Permeability Using Drilling Cuttings", CWLS Journal, Vol 13, n°l, Dec 1984.
Par la demande de brevet européen EP 1 167 948, on connaît un système pour évaluer des paramètres physiques tels que leur perméabilité absolue de roches poreuses d'une zone d'un gisement souterrain, à, partir de fragments de roche prélevés dans cette zone tels que des fragments rocheux remontés dans la boue d'un forage. Après immersion des fragments dans un fluide visqueux contenu dans une enceinte, on injecte du fluide sous une pression croissante avec le temps, jusqu'à un seuil de pression définie, de manière à comprimer le gaz piégé dans les pores de la roche. Cette phase d'injection est suivie d'une phase de relaxation avec arrêt de l'injection. La variation de pression durant ces deux phases successives est enregistrée. L'évolution de la pression durant le processus d'injection ayant été modélisée à partir de valeurs initiales choisies pour les paramètres physiques des fragments, le calculateur les ajuste itérativement pour faire coïncider au mieux la courbe de pression modélisée avec la courbe de pression réellement mesurée
LA METHODE ET LE DISPOSITIF SELON L'INVENTION
La méthode selon l'invention a pour objet d'évaluer, avec le même appareillage et simultanément, des paramètres physiques tels que la perméabilité absolue et la porosité d'un milieu poreux naturel ou artificiel fragmenté tel qu'une zone d'un gisement souterrain, à partir de fragments de roche prélevés dans ce milieu. Elle comporte une étape d'immersion de fragments contenus dans une enceinte de confinement dans un fluide visqueux et de mise en communication de l'enceinte contenant les fragments avec une source de fluide sous pression de manière à comprimer le gaz piégé dans les pores de la roche, une étape de mesure d'une grandeur physique indicative de l'évolution de l'absorption de fluide par la roche, une modélisation de l'évolution de la grandeur physique dans l'enceinte, à partir de valeurs initiales pour les paramètres physiques des fragments, et une étape d'ajustement itératif des valeurs des paramètres physiques des fragments de roche pour que l'évolution modélisée s'ajuste au mieux avec l'évolution mesurée du paramètre physique dans l'enceinte. La méthode est caractérisée en ce que :
- dans l'étape d'immersion dans le fluide visqueux des fragments contenus dans l'enceinte de confinement (1) , on mesure la pression d'injection du fluide ou du volume de fluide injecté ;
- - dans l'étape de modélisation, on modélise l'évolution de la pression d'injection du fluide ou du volume de fluide injecté à partir de valeurs initiales choisies a priori pour la perméabilité (K) et la saturation en gaz résiduelle et la porosité ( Φ ) ; et
dans l'étape d'ajustement, on ajuste itérativement la valeur de la perméabilité et de la porosité des fragments de roche pour que l'évolution modélisée de la pression ou du volume injecté s'ajuste au mieux avec l'évolution mesurée de la pression ou du volume injecté dans l'enceinte.
Selon un mode de mise en œuvre, la méthode comporte une étape préalable d'introduction des fragments de roche lavés et séchés dans l'enceinte de confinement que l'on met d'abord en communication avec un réservoir de gaz sous une pression définie, de manière à déterminer le volume solide des fragments, on mesure le volume enveloppe et la masse des fragments et on en déduit la porosité et la densité des fragments de roche. Dans l'étape de modélisation, on modélise l'évolution de la pression d'injection du fluide ou du volume de fluide injecté à partir de valeurs initiales choisies a priori pour la perméabilité (K) et la saturation en gaz résiduelle, et de la valeur mesurée pour la porosité (Φ ), et dans l'étape d'ajustement, on ajuste itérativement la valeur de la seule perméabilité des fragments de roche pour que l'évolution modélisée de la pression ou du volume injecté s'ajuste au mieux avec l'évolution mesurée de la pression ou du volume injecté dans l'enceinte.
Suivant un mode de mise en œuvre, l'étape de mise en communication avec un fluide visqueux avec le récipient contenant du fluide sous une pression déterminée, comporte une brève période de mise en communication de façon à provoquer une rapide augmentation de la pression dans l'enceinte et une compression du gaz piégé dans les pores de la roche suivie d'une période de relaxation après isolement de l'enceinte, et l'on mesure l'évolution de la pression dans l'enceinte au cours des deux périodes. Suivant un mode de mise en œuvre, l'étape de mise en communication avec un fluide1 visqueux comporte une mise en communication de l'enceinte avec le récipient contenant du fluide sous une pression déterminée, de façon à provoquer une augmentation rapide et prolongée de la pression dans l'enceinte et une compression du gaz piégé dans les pores de la roche, et l'on mesure l'évolution du volume de fluide injecté en fonction du temps. (N.B. procédure III).
Dans les applications où le milieu est un gisement souterrain, on peut charger la cellule de confinement avec des déblais de forage ou des fragments de roche obtenus par concassage de carottes prélevées dans un puits et notamment de carottes obtenues par carottage latéral d'un puits, qu'il soient envahis de fluides de forage ou préalablement nettoyés.
Le dispositif de mise en œuvre comporte principalement une enceinte de confinement pour les fragments, des moyens d'injection d'un fluide visqueux dans l'enceinte pour remplir l'enceinte contenant les fragments du milieu, dans un premier temps, et pour réaliser un cycle comprenant une phase d'injection de fluide dans l'enceinte, des moyens pour la mesure de l'évolution d'une grandeur physique dans l'enceinte et un système de traitement pour modéliser l'évolution de cette grandeur à partir de valeurs initiales choisies pour les paramètres physiques des fragments de roche, et pour ajuster itérativement les valeurs à donner à ces paramètres physiques pour que l'évolution modélisée de la grandeur physique s'ajuste au mieux avec l'évolution mesurée de la dite grandeur dans l'enceinte. Il comporte en outre un récipient contenant du fluide sous une pression déterminée (tel qu'une bouteille tampon contenant de l'huile visqueuse et un chapeau de gaz sous une pression prédéfinie), et des moyens commandés par le système de traitement pour contrôler la mise en communication du récipient avec l'enceinte contenant les fragments de roche.
Dans le cas où l'on utilise le dispositif également pour déterminer la porosité des fragments, il comporte en outre un réservoir de gaz pouvant être mis en communication avec l'enceinte par l'intermédiaire d'une vanne, un appareil de mesure de l'enveloppe de volume pour la détermination de la porosité des fragments et un moyen de mesure de la masse des fragments. Le dispositif comporte par exemple des moyens de mesure de l'évolution de la pression dans l'enceinte, en fonction du temps, le système de traitement étant adapté à modéliser l'évolution de la pression (ou du volume selon les cas) de fluide visqueux injecté dans l'enceinte, à partir de valeurs initiales choisies pour les paramètres physiques des fragments de roche, et à ajuster itérativement les valeurs à donner à ces paramètres physiques pour que l'évolution modélisée de la pression s'ajuste au mieux avec l'évolution mesurée de la pression (ou du volume selon les cas) dans l'enceinte.
Les moyens pour la mesure de l'évolution du volume de fluide injecté comportent par exemple un débitmètre ou capteur différentiel de pression et les moyens pour mesurer le volume enveloppe des fragments à tester est par exemple un pycnomètre à poudre.
La méthode se révèle satisfaisante pour des roches très variées sur une large gamme de perméabilité et de porosité.
Compte tenu de la faible place occupée par le dispositif, de la facilité de mise en œuvre mais aussi de la rapidité avec laquelle il est possible de réaliser les mesures et le calage entre les données théoriques et les données expérimentales, la méthode se prête particulièrement bien aux conditions de chantier. Il est donc tout à fait possible d'envisager une mesure et une interprétation directement sur site dans un délai très court, sans commune mesure par conséquent avec ceux qui sont nécessaires pour obtenir des résultats équivalents par les méthodes de laboratoire. Cela ouvre des perspectives importantes au niveau de la caracterisation pétrophysique dans le domaine pétrolier et hydrologique, perméabilité, porosité, densité de roche, puisque l'on peut tirer partie de cette nouvelle source d'information comme support à l'interprétation des diagraphies électriques et affiner l'évaluation d'un puits en terme de potentiel de production. Cela ouvre aussi des perspectives importantes au niveau de la caracterisation pétrophysique de tout autre milieu poreux naturel ou artificiel fragmenté.
PRESENTATION SOMMAIRE DES FIGURES
D'autres caractéristiques et avantages de la méthode et du dispositif selon l'invention, apparaîtront à la lecture de la description ci-après d'exemples non limitatifs de réalisation, en se référant aux dessins annexés où :
- la Fig.1 montre schématiquement le dispositif ; - la Fig.2 montre schématiquement la structure d'un fragments ou particule de roche poreuse dans lequel on modélise les effets de l'injection d'un fluide à forte viscosité tel que de l'huile ;
- les Fig.3A à 3C montrent schématiquement les . courbes de variation de la pression régnant dans la cellule du dispositif de la Fig.l, durant les phases d'injection et de relaxation, pour quatre roches différentes avec la procédure expérimentale 1 ;
la Fig.4 montre le bon accord entre les perméabilités obtenues pour plusieurs types de roche, par une méthode classique de mesure sur carottes et par la méthode selon l'invention (procédure 1) ;
- les Fig.5A à 5D montrent pour les quatre roches précédentes, la précision que l'on obtient dans l'ajustement des courbes de pression modélisées par rapport aux courbes expérimentales dans le cas où l'on opère suivant une première procédure qui sera décrite plus loin ;
- la Fig. 6 montre des évolutions expérimentales de pression dans le cadre d'une deuxième procédure ;
- les Fig. 7 A et 7B montrent deux exemples d'ajustement (traits pleins) aux courbes expérimentales (représentées par des croix) dans le cadre de la deuxième procédure ;
la Fig. 8 montre des évolutions expérimentales du volume d'huile injecté dans l'enceinte des fragments, dans le cadre d'une troisième procédure ;
- les Fig. 9 A et 9B montrent deux exemples d'ajustement (points en losange) aux courbes expérimentales (traits pleins) dans le cadre de la troisième procédure ;
- la Fig. 10 montre le bon accord entre les perméabilités obtenues suivant la troisième procédure, avec des mesures réalisées sur carottes ;
la Fig. 11 met en évidence le bon accord que l'on obtient entre les valeurs de la porosité ( Φ ou Phic) des fragments de roche testés et celles (Phis ) que l'on obtient pour des échantillons ou carottes dans le cas où l'on ajuste itérativement à la fois les valeurs a priori de la porosité et de la perméabilité ; et - la Fig. 12 met en évidence le résultat amélioré de la détermination de la porosité des fragments de roche testés, lorsque l'on mesure expérimentalement au préalable la porosité (Phic) des fragments.
DESCRIPTION DETAILLEE
Le dispositif tel que schématisé en Fig.l, comporte une cellule de confinement 1 dans laquelle sont initialement introduits les fragments de forage. Une pompe à eau à débit constant 2 communique par une canalisation 3 avec la base d'un réservoir tampon 4 contenant de l'huile présentant une forte viscosité. L'extrémité opposée du réservoir tampon 4 communique par une vanne N6 avec une ligne Ll. Une première extrémité de la cellule de confinement 1 communique avec la ligne Ll par l'intermédiaire de deux vannes NI, N2. L'extrémité opposée de la cellule de confinement 1 communique par le biais d'une vanne d'isolement V5 avec un séparateur 6. Un manomètre 7 est connecté à la sortie de la cellule 1. Les variations de pression mesurées par le manomètre 7, sont acquises par un processeur 8 tel qu'un micro-ordinateur. La vanne V2 est pilotée directement par le processeur 8. La ligne Ll communique également par l'intermédiaire d'une vanne N7 avec une bouteille tampon 9 contenant de l'huile visqueuse mise sous une pression déterminée par un chapeau de gaz sous pression. Un débitmètre ou un capteur de pression différentielle 10 est placé si nécessaire sur la ligne Ll entre la cellule 1 et la bouteille 9 pour mesurer le débit de fluide injecté.
On peut aussi utiliser des fragments disponibles après nettoyage d'où tous les fluides ont été préalablement chassés. Dans le cas où l'on charge la cellule de confinement 1 avec des fragments nettoyés, on injecte en ouvrant une vanne N4, de l'hélium provenant d'une bouteille 5, de façon à chasser l'air de la cellule.
L'enceinte 1 est reliée également à un réservoir 11 rempli d'hélium et de volume connu par l'intermédiaire des vannes VI et V3. L'enceinte 1 peut être mise en communication avec le réservoir 11 initialement à une pression connue par ouverture de VI ou V3, les vannes V2 et V4 étant fermées.
Le dispositif comporte en outre une balance 12 et un appareil 13 de type pycnomètre à poudre permettant de mesurer le volume enveloppe des fragments introduits. I) Mesure de la porosité
La détermination de la porosité comporte une étape d'acquisition de mesures expérimentales de volume enveloppe Ne des fragments introduits, du volume solide Ns de roche introduit et de la masse me de roche introduite, et une étape de calcul de la porosité et de la densité de roche.
a) Acquisition des mesures
- Les fragments secs et nettoyés sont préalablement pesés sur la balance 12 et leur volume enveloppe est mesuré au moyen de l'appareil 13. Les fragments sont ensuite introduits dans l'enceinte de confinement 1 qui est mise sous atmosphère d'hélium par mise en communication avec le réservoir d'hélium 5 de manière à chasser l'air.
L'enceinte 1 est ensuite reliée au réservoir 11 rempli d'hélium et de volume connu par ouverture des vannes NI et N3, les vannes N2 et N4 étant fermées. La pression d'équilibre permet de déduire la valeur du volume solide de la roche à partir des pressions initiales dans l'enceinte 1 et le réservoir 11 et de leurs volumes. Toutes ces mesures permettent de déterminer la porosité des échantillons. La densité de la roche est aussi obtenue par mesure de la masse des fragments introduits.
Le volume enveloppe Ne est obtenu au moyen d'un pycnomètre à poudre suivant une technique bien connue des spécialistes.
Soient PI la pression initiale dans 1, Ph la pression la pression initiale dans le réservoir 11, Pe la pression d'équilibre après la mise en communication, Ul le volume de l'enceinte 1, Nh le volume du réservoir 11 et me la masse des fragments utilisés.
Ns, φ et d désignent respectivement le volume solide, la porosité et la densité de roche.
On a Vs = Ul ~ Vh - υn ' (Pe - PÏ)
φ = Ne-Ns
Ne a roche = —
Ne
La Fig. 11 montre que l'on obtient une très bonne estimation de la porosité des roches testées.
II) Estimation de la perméabilité
L'estimation de la perméabilité absolue comporte essentiellement trois étapes :
1) une étape d'acquisition de mesures expérimentales des variations de pression (procédures 1 et 2) ou d'évolution de volume injecté (procédure 3) à partir des fragments de forage, donnant lieu à des courbes expérimentales ;
2) une étape de modélisation des phénomènes physiques intervenant au sein des fragments de forage durant le même cycle opératoire, pour des valeurs arbitraires de paramètres physiques recherchés (perméabilité K et porosité φ) intervenant dans le modèle, permettant d'établir des courbes théoriques analogues ; et
3) une étape d'ajustement ou de calage où l'on détermine les valeurs à donner aux paramètres physiques intervenant dans le modèle pour que les courbes expérimentales et théorique s'ajustent au mieux.
1) Acquisition des mesures
On remplit la cellule 1 avec une huile de forte viscosité par l'intermédiaire de la pompe. L'huile occupe l'espace libre entre les fragments de forage et elle pénètre aussi par imbibition spontanée à l'intérieur de la roche. H se produit un dégazage dont l'intensité et la durée dépend de la nature de la roche (principalement la porosité). Ce dégazage n'affecte qu'une partie du gaz. Un certain volume résiduel reste piégé dans les fragments de forage sous forme d'amas déconnectés.
Trois procédures sont possibles pour conduire la phase expérimentale :
Procédure 1
Comme elle a déjà été décrite en détail dans la demande de brevet européen déjà citée, la procédure 1 consiste essentiellement à injecter à débit constant de l'huile provenant du réservoir tampon 4 en augmentant graduellement la pression d'injection au moyen de la pompe 2 (partie Cl de la courbe de pression). On mesure la quantité d'huile qui pénètre dans les pores de la roche au fur et à mesure que le gaz résiduel piégé dans les pores est comprimé. Lorsque la pression atteint un certain seuil fixé PM, on arrête l'injection d'huile. On assiste alors à une relaxation. Les fluides tendent à se rééquilibrer dans les fragments de forage et l'on observe une lente remise en équilibre de la pression (partie C2 de la courbe de pression : Fig. 3).
Procédure 2
La deuxième procédure consiste essentiellement à mettre la cellule 1 contenant les fragments de roche C en communication avec la bouteille tampon 9 contenant de l'huile visqueuse sous pression en ouvrant la vanne N2 pilotée par l'ordinateur de contrôle 8.
Initialement, la vanne est fermée. Du côté de la bouteille tampon 9, la pression est égalé à Pmax tandis que du côté de la cellule 1, la pression est égale à la pression ambiante. La vanne N2 pilotée par le processeur 8 est alors ouverte durant quelques dixièmes de seconde pour augmenter rapidement la pression de la cellule 1 jusqu'à la pression Pmax puis cette vanne est refermée et on observe une relaxation de la pression qui correspond dans ce cas aussi à une remise à l'équilibre de la pression dans les fragments de roche (Fig. 6). Par rapport à la procédure 1, on minimise le temps de montée de la pression ce qui augmente la sensibilité du système en terme de détection de la perméabilité. Par contre, cette procédure est moins précise en terme de bilan volumetrique (huile injectée) comparée à l'injection à débit constant.
Procédure 3
Par rapport aux deux procédures précédentes où l'on distinguait une période d'injection et une période de relaxation, celle-ci ne comporte qu'une seule phase (injection). La préparation de l'expérience est exactement la même que dans le cadre de la procédure 2. On rajoute le débitmètre ou un capteur de pression différentielle 10 sur la ligne de liaison entre la cellule 1 et la bouteille tampon 9 (Fig. 1). Initialement, on se trouve dans les même conditions que pour la procédure 2, (le débitmètre ou le capteur de pression différentielle sont initialement en pression). On ouvre alors simplement la vanne V2 et on enregistre l'évolution du débit ou de la pression différentielle au cours du temps. Dans le cadre de l'utilisation du capteur différentiel, on se sert d'une courbe d'étalonnage préalablement mesurée par l'intermédiaire de la pompe 2 qui donne la relation entre le débit d'huile visqueuse et la pression différentielle. Cette permet alors de convertir les mesures expérimentales de pression différentielle et déduire l'évolution du volume d'huile injecté au cours du temps. L'évolution du volume injecté s'obtient directement si un débitmètre est utilisé.
Par rapport aux procédures précédentes, cette approche permet de simplifier le déroulement de l'expérience tout en gardant un bon contrôle du volume injecté ce qui facilite l'acquisition des mesures et l'interprétation des résultats avec le simulateur. D'autre part, comme la partie « parasite » du gaz piégé hors des fragments ou cuttings C (espace inter-fragments et compressibilité du système) est comprimée pendant les premiers instants de l'expérience, on observe une sorte de décorrélation naturelle du signal qui permet d'explorer, à taille égale, des plages de perméabilité beaucoup plus importantes par rapport aux autres méthodes mais aussi de mieux mesurer le volume de gaz effectivement piégé dans les cuttings.
Les figures 3A à 3D montrent des exemples d'évolution du signal de pression observé pour des fragments de quatre roches différentes pour un débit de 480 cc/h (procédure 1). Quelle que soit la roche considérée, on observe la même évolution générale de la pression. On note une montée progressive pendant la phase d'injection à mesure que le gaz résiduel se comprime. Le temps requis pour augmenter la pression de 5 bars varie suivant les roches de 15 à 40 secondes selon le volume initial de gaz piégé. Dès que l'injection est stoppée, la pression diminue. Si cette diminution est significative pour les roches 1 et 2, elle reste plus modérée pour les roches 3 et 4. Aux temps longs, on observe une stabilisation graduelle du signal.
La figure 6 montre des exemples d'évolution de la pression dans le cadre de la procédure 2. Comme dans le cadre de la procédure 1, on observe des variations significatives des courbes de relaxation suivant la nature des roches testées. Plus la perméabilité des roche est faible et plus on observe une relaxation de pression marquée.
La figure 8 montre des exemples d'évolution de la pression dans le cadre de la procédure 3. On observe des variations significatives des courbes de remplissage suivant la nature des roches testées. Plus la perméabilité des roches est faible et plus on observe une cinétique de remplissage lente. Plus la porosité des roches est forte et plus le volume d'huile injecté cumulé est important.
Le but des deux étapes suivantes est d'obtenir à partir des mesures de pression ou du volume d'huile injecté, une estimation de la seule perméabilité K (si l'on a mesuré au préalable la porosité comme on l'a vu plus haut) ou une estimation conjointe de la perméabilité K et de la porosité ( Φ )
2) Modélisation
On considère que les fragments de forage sont de taille homogène et de forme sphérique et que le gaz est supposé parfait. La perte de charge visqueuse du gaz est négligée par rapport à celle de l'huile compte tenu de l'écart entre les viscosités. Le gaz résiduel piégé dans les fragments de roche après l'imbibition spontanée de l'huile se présente sous forme d'amas déconnectés répartis de manière homogène. On considère aussi que la pression capillaire est négligeable.
Compte tenu de la forme sphérique des fragments, on va raisonner sur une calotte d'épaisseur dr (Fig.2). et calculer l'évolution de la pression à la frontière de la particule de roche lorsqu'un débit d'huile q est injecté.
On considère que les N particules de roche se partagent le débit total Q du fluide
injecté de manière équitable, et que chacune reçoit le débit q = — . La loi des gaz parfaits
N permet de déduire la saturation locale en gaz Sg dès lors qu'on connaît la pression
P P : Sg = SsQ — - (P0 est la pression de l'huile). Dans la calotte, on fait un bilan matière sur
l'huile. L'accumulation est égale à la différence entre ce qui rentre et ce qui sort. De là, on déduit :
divV + ^- = 0 0 Y dt
P
Comme S0 = (1 - Sg ) = (1 - Sg0 — ) , on en déduit que :
Figure imgf000015_0001
Comme par ailleurs, ° ~ ~~^~ Sm ° (K désigne la perméabilité et μ0 le viscosité de l'huile) et que la pression capillaire peut être considérée comme négligeable ce qui fait donc que P0 = Pgaz = P, l'équation précédente s'écrit :
K Pn dP
-AP + φSg0^- = 0
P2 dt
= o SlQ P0 dP
H en résulte que ΔP K P2 dt
On obtient donc la forme classique d'une équation de type diffusion avec toutefois un terme en 1/P facteur de l'accumulation qui provient de la nature compressible du gaz.
En coordonnées sphériques, le Laplacien est égal à Finalement,
Figure imgf000016_0001
l'équation à résoudre s'écrit :
Figure imgf000016_0002
Mo Ss0P0 avec a = K (2)
Lors de sa mise en place, l'huile chasse l'air dans l'espace libre entre les fragments de forage et pénètre dans la roche par imbibition spontanée. Malgré certaines précautions, il est possible qu'il reste un certain volume de gaz retenu à l'extérieur du fait de la forme non régulière des fragments de forage. Ce volume piégé (Ngp) joue un rôle direct sur la forme générale de la réponse en pression et doit être pris en compte dans la résolution.
Il faut tenir compte également d'une certaine compressibilité due au dispositif expérimental. Elle provient aussi bien de la cellule, des lignes que des propriétés de l'huile. La compressibilité équivalente observée est de l'ordre de 0.0005 bar"1.
Comme l'huile utilisée est saturée en gaz à pression atmosphérique, des phénomènes de dissolution se produisent lorsque la pression augmente au cours de la mesure. Ces aspects sont pris en compte en introduisant un paramètre de diffusion traduisant les échanges de molécules au niveau des interfaces gaz/huile. L'équation de diffusion est résolue par la méthode des différences finies avec un schéma explicite et en s'imposant les conditions aux limites en temps P(r,0)=Patm et en dP espace P(R,t)=Pext et — -(0,t) = 0. Lorsque l'on simule des expériences à pression dr imposée, la pression Pext est connue et l'équation se résout de manière explicite. Lorsque l'on simule des expériences à débit imposé, la valeur de Pext est calculée par l'intermédiaire d'une boucle de convergence dont le test repose sur une comparaison entre la saturation de gaz restant dans la particule de roche et la valeur obtenue par bilan volumique à partir de la quantité d'huile injectée.
La résolution de l'équation de diffusion durant la période de relaxation (procédures I et II) est identique et repose sur la même boucle de convergence. Seule la condition de test change puisque l'arrêt de l'injection entraîne un maintien du volume de gaz dans la particule de roche.
3) Ajustement du modèle aux résultats expérimentaux
Le modèle est implémenté dans un calculateur tel que l'ordinateur 8 (cf. Fig.l) sous la forme d'un logiciel et inséré dans une boucle d'optimisation itérative. On fait « tourner » le modèle avec des valeurs de perméabilité K et de saturation en gaz résiduelle choisies a priori, en imposant pour la porosité (Φ) la valeur trouvée expérimentalement, et on compare la courbe de pression simulée qui en résulte avec la courbe expérimentale et par itérations successives en changeant les valeurs de K et de saturation résiduelle en gaz dans le modèle. On trouve celles qui permettent d'ajuster au mieux les courbes théorique et expérimentale suivant une méthode d'optimisation classique de type Newton ou gradients.
Dans le cas où l'on n'a pas procédé au préalable à la mesure expérimentale de la porosité (Φ ), on fait « tourner » le modèle avec des valeurs de perméabilité K, de saturation en gaz résiduelle, et de porosité choisies a priori et on compare la courbe de pression simulée qui en résulte avec la courbe expérimentale et par itérations successives en changeant les valeurs de K, de Φ et de saturation résiduelle en gaz dans le modèle. La figure 11 montre que l'on obtient une estimation satisfaisante de la porosité des roches testées.
Quand on connaît la valeur de la porosité obtenue par mesure préalable, il n'y a que la seule valeur K de la perméabilité à ajuster dans l'étape de modélisation. La modélisation est de ce fait plus rapide. Elle est aussi plus précise, comme le montre très clairement la figure 12.
Les figures 5 A à 5D montrent le bon accord que l'on obtient rapidement par itérations successives, entre les courbes théorique et expérimentale pour quatre fragments de roche testés par l'intermédiaire de la procédure 1. Comme le montre aussi la Fig.4, les résultats obtenus par application de la méthode sont tout à fait comparables avec ceux obtenus en laboratoire après de longs délais de conditionnement par des méthodes classiques pour plusieurs roches de perméabilités différentes.
Les figures 7A et 7B montrent deux exemples d'ajustement par itérations successives sur des résultats expérimentaux utilisant la procédure 2.
Les figures 9A et 9B montrent deux exemples d'ajustement par itérations successives sur des résultats expérimentaux utilisant la procédure 3.
Dans tous les cas, on note un très bon accord entre les simulations et les résultats expérimentaux. Les résultats obtenus par application de la méthode sont tout à fait comparables avec ceux obtenus en laboratoire après de longs délais de conditionnement par des méthodes classiques pour plusieurs roches de perméabilités différentes comme le montrent la Fig. 4 (procédure 1) et la Fig. 10 (procédure 3).
La programmation de cette modélisation au sein d'un code, permet de caler les expériences à l'aide d'une boucle d'optimisation ce qui permet de déduire rapidement la valeur de K correspondante.

Claims

REVENDICATIONS
1) Méthode pour évaluer avec un même appareillage des paramètres physiques tels que la perméabilité absolue et la porosité d'un milieu poreux naturel ou artificiel fragmenté tel qu'une zone d'un gisement souterrain, à partir de fragments de roche (F) prélevés dans ce milieu, comportant une étape d'immersion de fragments contenus dans une enceinte de confinement (1) dans un fluide visqueux et de mise en communication de l'enceinte contenant les fragments avec une source de fluide sous pression de manière à comprimer le gaz piégé dans les pores de la roche, une étape de mesure d'une grandeur physique indicative de l'évolution de l'absorption de fluide par la roche, une modélisation de l'évolution de la grandeur physique dans l'enceinte, à partir de valeurs initiales pour les paramètres physiques des fragments (F), et une étape d'ajustement itératif des valeurs des paramètres physiques des fragments de roche pour que l'évolution modélisée s'ajuste au mieux avec l'évolution mesurée du paramètre physique dans l'enceinte, caractérisée en ce que :
- dans l'étape d'immersion dans le fluide visqueux des fragments contenus dans l'enceinte de confinement (1) , on mesure la pression d'injection du fluide ou du volume de fluide injecté (procédure I, JJ ou ILT) ;
- dans l'étape de modélisation, on modélise l'évolution de la pression d'injection du fluide ou du volume de fluide injecté à partir de valeurs initiales choisies a priori pour la perméabilité (K) et la saturation en gaz résiduelle et la porosité ( Φ ) ; et
dans l'étape d'ajustement, on ajuste itérativement la valeur de la perméabilité et de la porosité des fragments de roche pour que l'évolution modélisée de la pression ou du volume injecté s'ajuste au mieux avec l'évolution mesurée de la pression ou du volume injecté dans l'enceinte.
2) Méthode pour évaluer avec un même appareillage des paramètres physiques tels que la perméabilité absolue et la porosité d'un milieu poreux naturel ou artificiel fragmenté tel qu'une zone d'un gisement souterrain, à partir de fragments de roche (F) prélevés dans ce milieu, comportant une étape d'immersion de fragments contenus dans une enceinte de confinement (1) dans un fluide visqueux et de mise en communication de l'enceinte contenant les fragments avec une sourte de fluide sous pression de manière à comprimer le gaz piégé dans les pores de la roche, une étape de mesure d'une grandeur physique indicative de l'évolution de l'absorption de fluide par la roche, une modélisation de l'évolution de la grandeur physique dans l'enceinte, à partir de valeurs initiales pour les paramètres physiques des fragments (F), et une étape d'ajustement itératif des valeurs des paramètres physiques des fragments de roche pour que l'évolution modélisée s'ajuste au mieux avec l'évolution mesurée du paramètre physique dans l'enceinte, caractérisée en ce que :
elle comporte une étape préalable d'introduction des fragments de roche lavés et séchés dans l'enceinte de confinement (1) que l'on met d'abord en communication avec un réservoir de gaz sous une pression définie, de manière à déterminer le volume solide des dits fragments, on mesure le volume enveloppe et la masse des fragments et on en déduit la porosité et la densité des fragments de roche ;
dans l'étape d'immersion dans le fluide visqueux des fragments contenus dans l'enceinte de confinement (1) , on mesure la pression d'injection du fluide ou du volume de fluide injecté (procédure I, JJ ou IJJ) ;
- dans l'étape de modélisation, on modélise l'évolution de la pression d'injection du fluide ou du volume de fluide injecté à partir de valeurs initiales choisies a priori pour la perméabilité (K) et la saturation en gaz résiduelle, et de la valeur mesurée pour la porosité ( Φ ) ; et
dans l'étape d'ajustement, on ajuste itérativement la valeur de la seule perméabilité des fragments de roche pour que l'évolution modélisée de la pression ou du volume injecté s'ajuste au mieux avec l'évolution mesurée de la pression ou du volume injecté dans l'enceinte.
3) Méthode selon la revendication 1 ou 2, caractérisée en ce que l'étape de mise en communication avec un fluide visqueux avec le récipient contenant du fluide sous une pression déterminée, comporte une brève période de mise en communication de façon à provoquer une rapide augmentation de la pression dans l'enceinte et une compression du gaz piégé dans les pores de la roche suivie d'une période de relaxation après isolement de l'enceinte, et l'on mesure l'évolution de la pression dans l'enceinte au cours des deux périodes. 4) Méthode selon la revendication 1 ou 2, caractérisée en ce que l'étape de mise en communication avec un fluide visqueux comporte une mise en communication de l'enceinte avec le récipient contenant du fluide sous une pression déterminée, de façon à provoquer une augmentation rapide et prolongée de la pression dans l'enceinte et une compression du gaz piégé dans les pores de la roche, et l'on mesure l'évolution du volume de fluide injecté en fonction du temps.
5) Méthode selon l'une des revendications 1 à 4, caractérisée en ce que l'on charge la cellule de confinement avec des déblais de forage.
. 6) Méthode selon l'une des revendications 1 à 4, caractérisée en ce que l'on charge la cellule de confinement avec des fragments de roche obtenus par concassage de carottes prélevées dans un puits et notamment de carottes obtenues par carottage latéral d'un puits.
7) Méthode selon la revendication 5 ou 6, caractérisée en ce que l'on charge la cellule de confinement avec des fragments de roche envahis de fluides de forage.
8) Méthode selon la revendication 5 ou 6, caractérisée en ce que l'on charge la cellule de confinement avec des fragments de roche préalablement nettoyés.
9) Dispositif pour évaluer des paramètres physiques tels que la perméabilité absolue et la porosité d'un milieu poreux naturel ou artificiel fragmenté tel qu'une zone d'un gisement souterrain, à partir de fragments (F) prélevés dans ce milieu, comportant une enceinte de confinement (1) pour les fragments, des moyens d'injection d'un fluide visqueux dans l'enceinte pour remplir l'enceinte contenant les fragments de roche, dans un premier temps, et pour réaliser un cycle comprenant une phase d'injection de fluide dans l'enceinte, des moyens (7, 10) pour la mesure de l'évolution d'une grandeur physique dans l'enceinte et un système de traitement (8) pour modéliser l'évolution de la dite grandeur physique à partir de valeurs initiales choisies pour les paramètres physiques des fragments de roche, et pour ajuster itérativement les valeurs à donner à ces paramètres physiques pour que l'évolution modélisée de la grandeur physique s'ajuste au mieux avec l'évolution mesurée de la dite grandeur dans l'enceinte, caractérisé en ce qu'il comporte un récipient (9) contenant du fluide sous une pression déterminée et des moyens (N2) commandés par le système de traitement pour contrôler la mise en communication du récipient (9) avec l'enceinte (1) contenant les fragments de roche. 10) Dispositif selon la revendication 9, caractérisé en ce qu'il comporte un réservoir de gaz (11) pouvant être mis en communication avec l'enceinte (1) par l'intermédiaire d'une vanne (N3), un appareil (13) de mesure de l'enveloppe de volume pour la détermination de la porosité des fragments et un moyen (12) de mesure de la masse des fragments.
11) Dispositif selon la revendication 7 ou 8, caractérisé en ce que le dit récipient (9) est une bouteille tampon contenant de l'huile visqueuse et un chapeau de gaz sous une pression prédéfinie.
12) Dispositif selon l'une des revendications 9 à 11, caractérisé en ce qu'il comporte des moyens (7) de mesure de l'évolution de la pression dans l'enceinte, en fonction du temps, le système de traitement (8) étant adapté à modéliser l'évolution de la pression à partir de valeurs initiales choisies pour les paramètres physiques des fragments de roche, et à ajuster itérativement les valeurs à donner à ces paramètres physiques pour que l'évolution modélisée de la pression s'ajuste au mieux avec l'évolution mesurée de la pression dans l'enceinte.
13) Dispositif selon l'une des revendications 9 à 11, caractérisé en ce qu'il comporte des moyens (10) de mesure de l'évolution du volume d'huile injecté dans l'enceinte, en fonction du temps, le système de traitement (9) étant adapté à modéliser l'évolution du volume injecté à partir de valeurs initiales choisies pour les paramètres physiques des fragments de roche, et à ajuster itérativement les valeurs à donner à ces paramètres physiques pour que l'évolution modélisée du volume injecté s'ajuste au mieux avec l'évolution mesurée du volume de fluide dans l'enceinte.
14) Dispositif selon la revendication 13, caractérisé en ce que les moyens (10) pour la mesure de l'évolution du volume de fluide injecté comportent un débitmètre ou capteur différentiel de pression (10).
15) Dispositif selon la revendication 9, caractérisé en ce que les moyens pour mesurer le volume enveloppe des fragments à tester comportent un pycnomètre à poudre.
PCT/FR2003/000547 2002-02-21 2003-02-19 Methode et dispositif pour evaluer des parametres physiques d'un gisement souterrain a partir de debris de roche qui y sont preleves WO2003071253A2 (fr)

Priority Applications (7)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CA2474712A CA2474712C (fr) 2002-02-21 2003-02-19 Methode et dispositif pour evaluer des parametres physiques d'un gisement souterrain a partir de debris de roche qui y sont preleves
BR0303214-0A BR0303214A (pt) 2002-02-21 2003-02-19 Método e dispositivo para a avaliação de parâmetros fìsicos de um reservatório subterrâneo a partir de cortes
MXPA04008018A MXPA04008018A (es) 2002-02-21 2003-02-19 Metodo y dispositivo para evaluar parametros fisicos de yacimiento subterraneo a partir de cortes de roca muestreados alli.
US10/505,006 US7131317B2 (en) 2002-02-21 2003-02-19 Method and device for evaluating physical parameters of an underground deposit from rock cuttings sampled therein
AU2003247372A AU2003247372A1 (en) 2002-02-21 2003-02-19 Method and device for evaluating physical parameters of an underground deposit from rock cuttings sampled therein
EP03742593A EP1521957A2 (fr) 2002-02-21 2003-02-19 Methode et dispositif pour evaluer des parametres pyhsiques d'un gisement souterrain a partir de debris de roche qui y sont preleves
NO20034691A NO20034691L (no) 2002-02-21 2003-10-20 Fremgangsmåte og anordning for å evaluere fysikalske parametre for et underjordisk reservoir fra borekaks

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR02/02242 2002-02-21
FR0202242A FR2836227B1 (fr) 2002-02-21 2002-02-21 Methode pour evaluer des parametres physiques d'un gisement souterrain a partir de debris de roche qui y sont preleves
FR0300429A FR2836228B1 (fr) 2002-02-21 2003-01-16 Methode et dispositif pour evaluer des parametres physiques d'un gisement souterrain a partir de debris de roche qui y sont preleves
FR03/00429 2003-01-16

Publications (2)

Publication Number Publication Date
WO2003071253A2 true WO2003071253A2 (fr) 2003-08-28
WO2003071253A3 WO2003071253A3 (fr) 2005-02-17

Family

ID=27665283

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/FR2003/000547 WO2003071253A2 (fr) 2002-02-21 2003-02-19 Methode et dispositif pour evaluer des parametres physiques d'un gisement souterrain a partir de debris de roche qui y sont preleves

Country Status (9)

Country Link
US (1) US7131317B2 (fr)
EP (1) EP1521957A2 (fr)
AU (1) AU2003247372A1 (fr)
BR (1) BR0303214A (fr)
CA (1) CA2474712C (fr)
FR (1) FR2836228B1 (fr)
MX (1) MXPA04008018A (fr)
NO (1) NO20034691L (fr)
WO (1) WO2003071253A2 (fr)

Cited By (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP1927846A1 (fr) * 2006-12-01 2008-06-04 Ifp Méthode pour caractériser la distribution de la perméabilité absolue d'un échantillon hétérogène
CN102297123A (zh) * 2011-08-31 2011-12-28 盐城市真鹿高科技发展有限公司 内燃机机油泵试验台
CN102644459A (zh) * 2012-04-05 2012-08-22 西南石油大学 多组分气液体系在岩心中分子扩散系数的测定装置及方法
CN102980842A (zh) * 2012-12-11 2013-03-20 重庆交通大学 层状粗粒土体各向异性渗透系数测试系统及测试方法
CN106370577A (zh) * 2015-07-22 2017-02-01 中国石油化工股份有限公司 用于缝洞油藏的模拟试验的方法
CN106383077A (zh) * 2016-08-30 2017-02-08 海安华达石油仪器有限公司 一种造束缚水设备
CN106908326A (zh) * 2017-03-17 2017-06-30 中国石油大学(华东) 一种调剖堵水用颗粒强度测定装置
CN109932296A (zh) * 2019-02-26 2019-06-25 中国石油天然气股份有限公司 一种定量表征贾敏效应动态变化的方法

Families Citing this family (70)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2864238B1 (fr) * 2003-12-17 2006-06-02 Inst Francais Du Petrole Methode pour determiner la permeabilite d'un milieu souterrain a partir de mesures par rmn de la permeabilite de fragments de roche issus du milieu
US7825659B2 (en) * 2005-06-03 2010-11-02 Baker Hughes Incorporated Pore-scale geometric models for interpretation of downhole formation evaluation data
EP1896876B1 (fr) * 2005-06-03 2013-04-17 Baker Hughes Incorporated Models geometrique d'echelle des pores servant a l'interpretation des donnees d'evaluation des formations en fond de puits
US7356413B2 (en) * 2005-06-03 2008-04-08 Baker Hughes Incorporated Pore-scale geometric models for interpretation of downhole formation evaluation data
US7257490B2 (en) * 2005-06-03 2007-08-14 Baker Hughes Incorporated Pore-scale geometric models for interpretation of downhole formation evaluation data
US7363161B2 (en) * 2005-06-03 2008-04-22 Baker Hughes Incorporated Pore-scale geometric models for interpretation of downhole formation evaluation data
US7212953B1 (en) * 2005-12-09 2007-05-01 Dresser, Inc. Portable diagnostic analysis of gas meter and electronic corrector
US8256268B2 (en) * 2008-11-13 2012-09-04 King Saud University System and method for measuring porosity of high strength and high performance concrete using a vacuum-pressure saturation method
CN102096107B (zh) * 2009-12-09 2012-10-17 中国石油天然气股份有限公司 一种根据声波时差和密度反演孔隙扁度进行储层渗透性评价的方法
FR2955662B1 (fr) * 2010-01-22 2014-08-22 Total Sa Mesure de parametres lies a l'ecoulement de fluides dans un materiau poreux
WO2011133885A1 (fr) * 2010-04-23 2011-10-27 The Board Of Regents Of The University Of Oklahoma Capacité de stockage totale et porosité totale de supports poreux
GB2481611A (en) * 2010-06-30 2012-01-04 Statoil Asa Test cell for well fluid assessment
CA2806460C (fr) * 2010-08-06 2018-06-12 Bp Exploration Operating Company Limited Appareil et procede pour tester de multiples echantillons
US20120156787A1 (en) * 2010-12-15 2012-06-21 Saudi Arabian Oil Company Laboratory Testing Procedure to Select Acid or Proppant Fracturing Stimulation Treatment for a Given Carbonate Formation
RU2593853C2 (ru) * 2011-07-12 2016-08-10 Ингрейн, Инк. Способ моделирования движения отдельных фаз многофазного/многокомпонентного потока, проходящего через пористую среду
KR101248531B1 (ko) * 2011-12-05 2013-04-03 한국지질자원연구원 이산화탄소 지중저장 매질의 공극률과 투과율 측정 장치 및 방법
US9024633B2 (en) * 2012-02-06 2015-05-05 Baker Hughes Incorporated NMR data accuracy and resolution by formation modeling
GB2503736A (en) * 2012-07-06 2014-01-08 Univ Plymouth Producing a product having a predetermined porosity
CN102866093B (zh) * 2012-09-04 2014-12-10 中国农业大学 一种多孔介质生物堵塞模拟测试装置及模拟测试评估方法
CN103175762B (zh) * 2012-11-15 2015-09-16 北京仁创科技集团有限公司 用于检测支撑剂渗透时间的测试仪及其测试方法
EP2954306A4 (fr) * 2013-02-08 2016-03-02 Services Petroliers Schlumberger Appareil et méthodologie de mesure de propriétés de matériau microporeux à de multiples échelles
CN103226089B (zh) * 2013-03-26 2015-07-08 中国石油天然气股份有限公司 一种页岩气体渗透率测定方法
CN103321637B (zh) * 2013-05-14 2015-12-02 中国海洋石油总公司 一种单个岩屑受力分析实验装置及实验方法
CN103267836B (zh) * 2013-05-16 2014-12-10 西南石油大学 一种岩心窜流系数测试实验装置
CN103334742B (zh) * 2013-06-08 2016-09-14 原子高科股份有限公司 一种用于油田井间示踪技术的水样提取装置
CN103758512A (zh) * 2013-12-30 2014-04-30 中国石油天然气股份有限公司 一种油藏内反应与渗流特性一体化测试方法与装置
CN103743661A (zh) * 2014-01-13 2014-04-23 中国石油天然气股份有限公司 岩石渗透率测试装置
US9835762B2 (en) 2014-02-06 2017-12-05 Schlumberger Technology Corporation Petrophysical rock characterization
US10274411B2 (en) 2014-04-14 2019-04-30 Schlumberger Technology Corporation Methods for measurement of ultra-low permeability and porosity
US10288517B2 (en) 2014-04-14 2019-05-14 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and calibration method for measurement of ultra-low permeability and porosity
CN103983552A (zh) * 2014-05-27 2014-08-13 中国石油天然气股份有限公司 岩心气体原位吸附测试装置及其工作方法
CN104089867B (zh) * 2014-07-15 2016-04-27 安徽理工大学 一种岩土体吸水试验装置
CN104101564B (zh) * 2014-07-16 2016-08-24 西南石油大学 一种非稳态高温高压测试低渗透岩心启动压力梯度的方法
CN104568693B (zh) * 2014-12-09 2017-12-15 北京林业大学 一种室内土壤入渗速率测量装置及方法
US10365202B2 (en) * 2015-05-11 2019-07-30 Schlumberger Technology Corporation Method for measurement of ultra-low permeability and porosity by accounting for adsorption
CN104912525B (zh) * 2015-05-11 2017-11-14 中国石油大学(北京) 用于低渗透砂岩油藏的驱油实验装置及方法
CN104990856B (zh) * 2015-07-16 2018-02-27 中国石油大学(华东) 测量低渗透岩心渗透率的装置及方法
CN105158136A (zh) * 2015-07-23 2015-12-16 浙江工业大学 水泥基材料渗透系数测定方法及其试验装置
CN105092450B (zh) * 2015-08-07 2018-01-05 中国地质大学（武汉） 一种低渗透性饱和粘土渗透测定仪及测试方法
GB2542406B (en) 2015-09-18 2018-04-11 Schlumberger Holdings Determining properties of porous material by NMR
CA3006742A1 (fr) 2015-12-14 2017-06-22 Hui-hai LIU Procede et dispositif pour determiner la permeabilite aux gaz d'une formation souterraine
US10416064B2 (en) 2015-12-14 2019-09-17 Saudi Arabian Oil Company Methods and systems for determining gas permeability of a subsurface formation
CN105466834B (zh) * 2015-12-21 2018-01-23 上海交通大学 压缩率可调型多孔介质平面渗透率的测量装置及方法
CN105547908A (zh) * 2016-01-22 2016-05-04 贵州大学 一种混合气体在煤岩/页岩中的吸附量实验测试装置
CN105840160B (zh) * 2016-04-03 2020-02-07 东北石油大学 用于确定合采井出液规律的方法以及装置
CN107436254B (zh) * 2016-05-27 2024-05-28 中国石油天然气股份有限公司 岩心加压饱和装置及其操作方法
CN105866008B (zh) * 2016-05-30 2018-08-17 西安石油大学 一种不同储层渗吸机理对比研究测量仪
CN106198342A (zh) * 2016-06-28 2016-12-07 武汉理工大学 快速测量低渗岩石渗透参数的水压振荡法试验系统
CN106404498A (zh) * 2016-08-30 2017-02-15 海安华达石油仪器有限公司 一种抽真空加压饱和装置
US10557962B2 (en) 2016-09-16 2020-02-11 Saudi Arabian Oil Company Method for measurement of hydrocarbon content of tight gas reservoirs
CN106841003B (zh) * 2017-01-24 2023-07-14 浙江工业大学 便携式多深度渗透系数现场测量装置
CN106996902B (zh) * 2017-04-28 2023-10-13 浙江科技学院 含有承压水地层的基坑坑底稳定性测试装置
CN107152272B (zh) * 2017-07-11 2019-07-05 中国石油大学(北京) 油藏顶水的运移参数的确定装置和方法
US10422916B2 (en) 2017-08-10 2019-09-24 Saudi Arabian Oil Company Methods and systems for determining bulk density, porosity, and pore size distribution of subsurface formations
CN107817202A (zh) * 2017-10-23 2018-03-20 泉州装备制造研究所 微波辐射下岩体特性参数实验装置及使用方法
CN107957391B (zh) * 2017-12-13 2021-06-22 中航勘察设计研究院有限公司 一种珊瑚砂内孔隙测量方法
EP3502659B1 (fr) * 2017-12-22 2020-04-22 Université d'Aix Marseille Permeametrie en milieu gazeux rarefie pour caracteriser une structure poreuse multicouche
CN108225973A (zh) * 2018-02-07 2018-06-29 中国石油天然气股份有限公司 排采动态渗透率的测量方法以及测量装置
CN108458945B (zh) * 2018-06-27 2023-11-17 吉林大学 一种多孔材料孔隙率测量装置及其控制方法
CN109470622B (zh) * 2018-12-13 2021-01-26 重庆科技学院 一种岩层渗透率的测量方法
CN109470621B (zh) * 2018-12-13 2021-01-26 重庆科技学院 一种用于岩层渗透率的测量装置
CN110672487B (zh) * 2019-09-30 2022-05-24 苏州冠德能源科技有限公司 一种致密岩石绝对渗透率的预测方法
CN110595982B (zh) * 2019-10-15 2024-04-19 贵州大学 一种岩石气体各向异性渗透率的测试装置及计算方法
CN111577265B (zh) * 2020-02-17 2023-08-01 中国石油化工股份有限公司 定量恢复储层流体充注过程的方法
CN113008926A (zh) * 2021-03-06 2021-06-22 中国矿业大学(北京) 一种致密储层岩石自发渗吸压裂液实验系统
CN114047105B (zh) * 2021-11-15 2022-11-15 东北石油大学 一种高压氦气页岩孔隙度测试装置及方法
CN114088602B (zh) * 2021-11-19 2024-01-26 西南石油大学 一种基于油层钻屑的储层工作液损害评价方法
CN114778302B (zh) * 2022-06-17 2022-09-02 煤炭科学研究总院有限公司 一种岩体稳定性的判定方法、装置及电子设备
CN114910385B (zh) * 2022-07-14 2022-09-27 山东省煤田地质局第五勘探队 岩石密度测量装置
CN118150438A (zh) * 2024-05-10 2024-06-07 中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司 渗透试验装置及渗透试验方法

Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3140599A (en) * 1961-12-07 1964-07-14 Pure Oil Co Method and apparatus for determining permeability of earth formations
US4253327A (en) * 1979-09-17 1981-03-03 Phillips Petroleum Company Method and apparatus for measuring rock permeability at elevated pressures and temperature
US5193059A (en) * 1990-06-06 1993-03-09 Western Atlas International Inc. Method for identifying and characterizing hydraulic units of saturated porous media: tri-kappa zoning process
US5245859A (en) * 1992-02-27 1993-09-21 Marathon Oil Company Method of measuring capillary pressures
US5261267A (en) * 1991-09-20 1993-11-16 Chevron Research And Technology Company Method and apparatus for rock property determination using pressure transient techniques and variable volume vessels
US5373727A (en) * 1993-04-16 1994-12-20 New Mexico Tech Research Foundation Miniporopermeameter
US5832409A (en) * 1995-03-02 1998-11-03 Schlumberger Technology Corporation Automated gas permeameter
EP1167948A1 (fr) * 2000-06-23 2002-01-02 Institut Francais Du Petrole Méthode pour évaluer des paramètres physiques d'un gisement souterrain à partir de débris de roche qui y sont prélevés
EP1170582A1 (fr) * 1999-01-18 2002-01-09 Kunitaka Mizobe Methode de mesure de la permeabilite a l'humidite et dispositif correspondant

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3934455A (en) * 1974-02-13 1976-01-27 The Dow Chemical Company Apparatus for testing a sand sample
US4671102A (en) * 1985-06-18 1987-06-09 Shell Oil Company Method and apparatus for determining distribution of fluids
US4679422A (en) * 1986-08-28 1987-07-14 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Interior Method and apparatus for steady-state measurement of liquid conductivity in porous media
US5050493A (en) * 1990-03-06 1991-09-24 The United States Of America As Represented By The Secretary Of Interior Bi-directionally draining pore fluid extraction vessel
US5394737A (en) * 1992-07-16 1995-03-07 Steve Washuta Permeability tester
SE9302396D0 (sv) * 1993-07-09 1993-07-09 Ab Astra A novel compound form
FR2708742B1 (fr) * 1993-07-29 1995-09-01 Inst Francais Du Petrole Procédé et dispositiphi pour mesurer des paramètres physiques d'échantillons poreux mouillables par des fluides.
FR2728684B1 (fr) * 1994-12-21 1997-01-24 Inst Francais Du Petrole Dispositif modulaire pour tester des echantillons de materiaux poreux en presence de fluides polyphasiques
US5513515A (en) * 1995-05-15 1996-05-07 Modern Controls, Inc. Method for measuring permeability of a material
IT1281706B1 (it) * 1996-01-24 1998-02-26 Agip Spa Dispositivo per la misura della permeabilita' di frammenti di roccia
FR2772483B1 (fr) * 1997-12-15 2000-01-14 Inst Francais Du Petrole Methode pour modeliser des deplacements de fluides dans un milieu poreux
GB2380802B (en) * 2001-10-12 2003-09-24 Schlumberger Holdings Method and apparatus for pore pressure monitoring

Patent Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3140599A (en) * 1961-12-07 1964-07-14 Pure Oil Co Method and apparatus for determining permeability of earth formations
US4253327A (en) * 1979-09-17 1981-03-03 Phillips Petroleum Company Method and apparatus for measuring rock permeability at elevated pressures and temperature
US5193059A (en) * 1990-06-06 1993-03-09 Western Atlas International Inc. Method for identifying and characterizing hydraulic units of saturated porous media: tri-kappa zoning process
US5261267A (en) * 1991-09-20 1993-11-16 Chevron Research And Technology Company Method and apparatus for rock property determination using pressure transient techniques and variable volume vessels
US5245859A (en) * 1992-02-27 1993-09-21 Marathon Oil Company Method of measuring capillary pressures
US5373727A (en) * 1993-04-16 1994-12-20 New Mexico Tech Research Foundation Miniporopermeameter
US5832409A (en) * 1995-03-02 1998-11-03 Schlumberger Technology Corporation Automated gas permeameter
EP1170582A1 (fr) * 1999-01-18 2002-01-09 Kunitaka Mizobe Methode de mesure de la permeabilite a l'humidite et dispositif correspondant
EP1167948A1 (fr) * 2000-06-23 2002-01-02 Institut Francais Du Petrole Méthode pour évaluer des paramètres physiques d'un gisement souterrain à partir de débris de roche qui y sont prélevés

Cited By (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP1927846A1 (fr) * 2006-12-01 2008-06-04 Ifp Méthode pour caractériser la distribution de la perméabilité absolue d'un échantillon hétérogène
FR2909448A1 (fr) * 2006-12-01 2008-06-06 Inst Francais Du Petrole Methode pour caracteriser la distribution de la permeabilite absolue d'un echantillon heterogene
US7693677B2 (en) 2006-12-01 2010-04-06 Institut Francais Du Petrole Method of characterizing the distribution of the absolute permeability of a heterogeneous sample
CN102297123A (zh) * 2011-08-31 2011-12-28 盐城市真鹿高科技发展有限公司 内燃机机油泵试验台
CN102644459A (zh) * 2012-04-05 2012-08-22 西南石油大学 多组分气液体系在岩心中分子扩散系数的测定装置及方法
CN102980842A (zh) * 2012-12-11 2013-03-20 重庆交通大学 层状粗粒土体各向异性渗透系数测试系统及测试方法
CN106370577A (zh) * 2015-07-22 2017-02-01 中国石油化工股份有限公司 用于缝洞油藏的模拟试验的方法
CN106370577B (zh) * 2015-07-22 2019-12-13 中国石油化工股份有限公司 用于缝洞油藏的模拟试验的方法
CN106383077A (zh) * 2016-08-30 2017-02-08 海安华达石油仪器有限公司 一种造束缚水设备
CN106383077B (zh) * 2016-08-30 2019-04-05 海安华达石油仪器有限公司 一种造束缚水设备
CN106908326A (zh) * 2017-03-17 2017-06-30 中国石油大学(华东) 一种调剖堵水用颗粒强度测定装置
CN109932296A (zh) * 2019-02-26 2019-06-25 中国石油天然气股份有限公司 一种定量表征贾敏效应动态变化的方法
CN109932296B (zh) * 2019-02-26 2021-09-28 中国石油天然气股份有限公司 一种定量表征贾敏效应动态变化的方法

Also Published As

Publication number Publication date
CA2474712C (fr) 2010-02-16
US20050178189A1 (en) 2005-08-18
EP1521957A2 (fr) 2005-04-13
FR2836228B1 (fr) 2005-08-19
US7131317B2 (en) 2006-11-07
CA2474712A1 (fr) 2003-08-28
MXPA04008018A (es) 2004-11-26
AU2003247372A8 (en) 2003-09-09
BR0303214A (pt) 2004-07-06
FR2836228A1 (fr) 2003-08-22
AU2003247372A1 (en) 2003-09-09
WO2003071253A3 (fr) 2005-02-17
NO20034691D0 (no) 2003-10-20
NO20034691L (no) 2003-12-19

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CA2474712C (fr) Methode et dispositif pour evaluer des parametres physiques d'un gisement souterrain a partir de debris de roche qui y sont preleves
CA2461521C (fr) Methode et dispositif pour evaluer des parametres physiques d'un gisement souterrain a partir de debris de roche qui y sont preleves
EP1167948B1 (fr) Méthode pour évaluer des paramètres physiques d'un gisement souterrain à partir de débris de roche qui y sont prélevés
Egermann et al. A fast and direct method of permeability measurements on drill cuttings
EP1540363A1 (fr) Methode de mesure de la mouillabilite de roches par resonance magnetique nucleaire
FR2909448A1 (fr) Methode pour caracteriser la distribution de la permeabilite absolue d'un echantillon heterogene
FR2864238A1 (fr) Methode pour determiner la permeabilite d'un milieu souterrain a partir de mesures par rmn de la permeabilite de fragments de roche issus du milieu
Falcon-Suarez et al. Experimental assessment of pore fluid distribution and geomechanical changes in saline sandstone reservoirs during and after CO2 injection
CA2917819A1 (fr) Appareil et procede de mesure quantitative de la production d'hydrocarbures par imbibition de fluide
US20220291157A1 (en) Method for establishing mathematical model of relationship between spontaneous imbibition volume and time of porous medium
Lenormand et al. Advances in measuring porosity and permeability from drill cuttings
Yoneda et al. Permeability measurement and prediction with nuclear magnetic resonance analysis of gas hydrate-bearing sediments recovered from Alaska North Slope 2018 Hydrate-01 stratigraphic test well
Dong et al. Simulating coal permeability change as a function of effective stress using a microscale digital rock model
FR2836227A1 (fr) Methode pour evaluer des parametres physiques d'un gisement souterrain a partir de debris de roche qui y sont preleves
Aldana Gallego et al. A Laboratory Method for Estimation of Storage Capacity of Rock Samples under Effective Stress
Cheng et al. Adaptation of Crushed Rock Analysis to Intact Rock Analysis to Improve Assessment of Water Saturation and Fast Pressure Decay Permeability
Egermann et al. A fast and direct method of permeability measurement on drill cuttings
FR2831917A1 (fr) Procede de determination de la variation de la permeabilite relative a au moins un fluide d'un reservoir contenant des fluides en fonction de la saturation en l'un d'entre eux
Khather et al. Impacts of Limestone Vertical Permeability Heterogeneity on Fluid–Rock Interaction During CCS
Guedez* et al. A Novel Non-Destructive and Rapid Cleaning Method for Intact Ultra-Low Permeability Rocks
de Souza Fasolo et al. Sedimentary Rock Compressibility Related to Porosity Under Hydrostatic Loading: New Approach with Uniaxial Corrections
Chin et al. Core Effective and Relative Permeability Measurements for Conventional and Unconventional Reservoirs by Saturation Monitoring in High Frequency 3d Gradient NMR
Kryuchkov et al. IMPROVED CORE ANALYSIS MEASUREMENTS IN LOW PERMEABILITY TIGHT GAS FORMATIONS
Mohapatra et al. Laboratory study of velocity variations during CO2 flooding in Tuscaloosa sandstone
Anggraeni The Concept of Stationarity and Support in Permeability Assessment for Upscaling using the Probe Permeameter

Legal Events

Date Code Title Description
AK Designated states

Kind code of ref document: A2

Designated state(s): AE AG AL AM AT AU AZ BA BB BG BR BY BZ CA CH CN CO CR CU CZ DE DK DM DZ EC EE ES FI GB GD GE GH GM HR HU ID IL IN IS JP KE KG KP KR KZ LC LK LR LS LT LU LV MA MD MG MK MN MW MX MZ NO NZ OM PH PL PT RO RU SD SE SG SK SL TJ TM TN TR TT TZ UA UG US UZ VN YU ZA ZM ZW

AL Designated countries for regional patents

Kind code of ref document: A2

Designated state(s): GH GM KE LS MW MZ SD SL SZ TZ UG ZM ZW AM AZ BY KG KZ MD RU TJ TM AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HU IE IT LU MC NL PT SE SI SK TR BF BJ CF CG CI CM GA GN GQ GW ML MR NE SN TD TG

121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application
WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2003742593

Country of ref document: EP

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2474712

Country of ref document: CA

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: PA/a/2004/008018

Country of ref document: MX

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 10505006

Country of ref document: US

WWP Wipo information: published in national office

Ref document number: 2003742593

Country of ref document: EP

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: JP

WWW Wipo information: withdrawn in national office

Country of ref document: JP