WO2003098000A1 - Procede pour determiner, par startes, la qualite de reserve d'un puits de petrole - Google Patents
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- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/008—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells by injection test; by analysing pressure variations in an injection or production test, e.g. for estimating the skin factor
Definitions
- the present invention relates to methods for determining the reserve quality of an oil well discharging a fluid coming from a producing layer, by measuring the response R of the well and more particularly a method for evaluating the hydraulic potential (in the simplest case, determination of the transmissivity or the average permeability, the skin of damage and the pressure of local deposit) of the section of a porous layer filled with an incoming or outgoing mobile effluent delimited by two dimensions respectively z low and ⁇ high-
- productivity index IP of the well which depends on the radius of the well r, the radius of drainage R e of the well, the viscosity ⁇ of the recoverable oil, but also of the transmissivity of the producing layer which is defined as the product of its permeability k by its height h, as well as a possible clogging of the pores of the rock near the wall of the well which is quantified by a dimensionless parameter S commonly qualified by technicians by the generic term "SKIN".
- This productivity index is
- IP productivity index directly measures the ease with which oil can flow to the well under the effect of a drawdown
- a (z w ., ⁇ ) i e 4 tkeibe 0 () kelke ⁇ ( ⁇ ) - kelbe ⁇ ( ⁇ ) keIkeo ()] a va va va va va va
- ⁇ - is the a-dimensional radius of the area
- ⁇ sinusoidal and ⁇ is the diffusivity of the producing layer equal to, ⁇ ⁇ x representing the porosity of the producing layer, ⁇ representing the viscosity of the fluid and Ct representing the total compressibility of the fluid;
- Ctf representing the total compressibility of the fluid in the fracture
- S f is a possible skin existing between the bottom of the well and the entrance to the fracture.
- the present invention therefore aims to improve the prior methods and those defined in particular above to assess the reserve quality of an oil well or the like, and to implement a method which, while being easy to be implemented implemented, makes it possible to obtain this assessment at all levels of the well and regardless of the type of damage to the producing layer, using measures which can be interpreted with a small percentage of errors or uncertainty , and more precisely a method for evaluating the hydraulic potential (in the simplest case, determining the transmissivity or average permeability, the damage skin and the local reservoir pressure) of the section of a stratum porous filled with an incoming or outgoing mobile effluent delimited by two dimensions respectively z low and
- the subject of the present invention is a method for evaluating the hydraulic potential of the section of a porous stratum filled with a mobile effluent entering or leaving bounded by two dimensions respectively Zbas and Z h aut, characterized in that '' it consists in generating a modulation periodic flow of the well, to descend into the well and activate it for a few periods at the fixed depth Z have a probe fitted with: i) a precise location device, either in relation to the geological series by gamma ray detector known to technicians under the English terminology "Gamma-Ray” or in relation to the elements of the well by casing sleeve detector known to technicians under the acronym "CCL", ii) a clock, iii) physical sensors capable of less measure the flow of the effluent in the well, the pressure, the temperature, the average density, the pressure drop gradient, to be extracted, from these measurements: i) the low amplitude ⁇ Q of the sinusoidal component of the modulation of the flow rate relative to one T
- PLT a probe well known to those skilled in the art in the petroleum field and abbreviation of the English expression "Production Logging Tool”, which is a fine production logging device comprising in particular:
- controllable shutter making it possible to modulate the value of the passage section of the conduit which forms the well at the level of the oil layers.
- This controllable shutter can for example be constituted by a sleeve comprising fins which can be deployed by means of a motor from a distant point. It can also be constituted by a plurality of walls arranged with one another to form a cone at variable angle, the sliding of the walls with respect to each other being able to be controlled by means of a towing cable.
- Such a flow meter is known in itself and can be constituted diagrammatically by a sleeve in which is arranged a measurer comprising a propeller, or reel according to the terminology of the technicians, and means for counting the number of turns of this propeller per unit of time, with this sleeve possibly being associated with a deflector in order to capture all of the fluid flowing in the conduit and force it to pass entirely through the sleeve.
- the flow meter is arranged to deliver at its output a signal representative of the flow of the fluid passing through it.
- a pressure sensor well known in itself constituted for example from strain gauges based for example on a mineral crystal such as quartz or sapphire, or the like. It is capable of delivering at its output a signal representative of the pressure of the fluid in the conduit.
- these three elements are assembled with each other so that they can be lowered from the well head by any connecting means, for example a cable or the like, up to 'at the level of the producing layers. They are also combined so that, when they are lowered into the well, the flow meter and the pressure sensor are located below the controllable shutter.
- these three elements are connected by a bus line which makes it possible, from a processing unit, to control the shutter, possibly the starting of the flow meter and the pressure sensor, but also to receive and process the signals emitted by these last two elements.
- a clock which determines a single time to which the flow and pressure measurements of the fluid will refer.
- the method consists first of all in controlling the shutter to vary the passage cross section of the conduit between two minimum and maximum values. according to a sinusoidal mathematical law of pulsation t ⁇ , the minimum value not being zero so as never to completely block the duct and to allow the fluid to continue to flow during the entire measurement time.
- the flow meter and the pressure sensor are not in a permanent operating state, they are turned on for a few periods of the mathematical function of the shutter control. They deliver at their output signals respectively representative of the variations in flow and pressure of the fluid in the well below the obturator, but at the location of the two other elements.
- the curves of these variations are sinusoidal functions of the same period T as that of the control of the shutter, but out of phase with one another.
- the joint measurement of the phase shift between these two signals and the ratio of their respective amplitudes makes it possible to deduce simultaneously a value which is representative of the permeability of the producing layers below the controllable shutter which are located between the level of the flow meter and the bottom of the well as well as a value which is representative of clogging.
- the method according to the invention for the evaluation of the hydraulic potential (in the simplest case, determination of the transmissivity or of the average permeability, of the damage skin and of the local reservoir pressure) of the section of a porous stratum filled with a mobile effluent entering or leaving bounded by two dimensions respectively Zbas and Zhaut, consists:
- a periodic modulation not necessarily sinusoidal, or a superposition of periodic modulations of different periods, of the flow rate of the well.
- This modulation can be obtained using either a direct or indirect mechanical adjustable or servo and programmable device independent of the previously described probe placed on the "tubing" production line anywhere downstream of the sensor (s).
- an adjustable mechanical device or servo and programmable advantageously placed at the top of the probe either of an adjustable mechanical device or servo and programmable advantageously placed at the top of the probe.
- an "adjustable nozzle” or pump can be used surface programmable (most practical) or possibly in the well in the case of an "anchored memory PLT”.
- An indirect device mentioned above consists for example of a programmable servo pump for injecting or withdrawing fluid at the surface;
- a "PLT” or “precise PLT” probe provided i) with a precise location device, either in relation to the geological series by a gamma ray detector known as “Gamma-Ray” or relative to the well element "CCL” (a “CCL” is a tool well known to those skilled in the petroleum field and is the abbreviation of the English expression “Casing Collar Locator “or in French” casing sleeve detector "), ii) a clock, iii) various physical sensors making it capable of measuring certain characteristics of the flow of effluent in the well, in particular the flow total, the gas flow, the liquid flow, the aqueous flow, the hydrocarbon flow, the pressure, the temperature, the average density or the pressure drop gradient and, iv) either from a memory allowing it to store the values measured as a function of time ("PLT with memory” d suspended with a
- both the stabilized bottom pressure Pp and the net flow Qst r ate from the stratum were measured.
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Abstract
La présente invention concerne un procédé d'évaluation du potentiel hydraulique d'une strate poreuse délimitée par deux cotes zbas et zhaut consistant à générer une modulation périodique du débit du puits; à descendre dans le puits et l'activer durant quelques périodes à la profondeur zbas une sonde PLT de mesure, à extraire; des mesures obtenues l'amplitude DeltaQb,~ de la composante sinusoïdale de la modulation du débit relative à l'une T des périodes imposées, l'amplitude DeltaPbas de la composante sinusoïdale de la modulation de la pression relative â la même période T, et le retard de phase de l'onde sinusoïdale de la pression par rapport à celle du débit (pbas, à déterminer la réponse Rbas = bas e-<i<>,< >à DeltaQbas remonter la sonde jusqu'à la cote zhaut et déterminer la réponse complexe <R>haut = <haut> e-<i?>, à calculer la réponse complexe Rstrate = Rhaut Rbas y ~Qhaut <R>bas - Rhaut à postuler un modèle physique pour la strate par inversion numérique de la formule mathématique donnant la réponse complexe théorique, déterminer lescaractéristiques hydrauliques de la strate définie par la réponse mesurée Rstrare , à calculer l'indice de productivité du puits IPstrate relatif à la strate considérée et en déduire la pression de gisement moyenne PG dans la strate selon la formule PG =PF + Q pte.
Description
PROCEDE POUR DETERMINER, PAR STRATES, LA QUALITE DE RESERVE D'UN PUITS DE PETROLE
La présente invention concerne les procédés pour déterminer la qualité de réserve d'un puits de pétrole débitant un fluide provenant d'une couche productrice, par la mesure de la réponse R du puits et plus particulièrement un procédé d'évaluation du potentiel hydraulique (dans le cas le plus simple, détermination de la transmissivité ou de la perméabilité moyenne, du skin d'endommagement et de la pression de gisement locale) de la section d'une strate poreuse remplie d'un effluent mobile entrant ou sortant délimitée par deux cotes respectivement zbas et ∑haut-
On sait que la qualité de production d'un puits de pétrole est essentiellement représentée par l'index de productivité IP du puits qui dépend du rayon du puits r , du rayon de drainage Re du puits, de la viscosité μ du pétrole récupérable, mais aussi de la transmissivité de la couche productrice qui est définie comme le produit de sa perméabilité k par sa hauteur h, ainsi que d'un éventuel colmatage des pores de la roche aux abords de la paroi du puits que l'on quantifie par un paramètre sans dimension S communément qualifié par les techniciens par le terme générique de « SKIN ». Cet index de productivité est
représenté par la formule : IP où "In" représente le
ΔP de la pression moyenne du gisement régnant autour du puits, puisque le débit Q du puits mesuré en conditions de fond est alors simplement égal à :
Q=IPΔP.
Ce débit de fond est ensuite évacué vers la surface selon des techniques connues. Afin d'optimiser la production d'un puits, notamment de pétrole, il est donc utile de connaître sa qualité réserve, notamment en déterminant la valeur de certains paramètres prédéfinis. En se reportant à l'expression de l'index de
productivité IP défini ci-dessus, un premier paramètre important est la perméabilité K de la couche productrice du sous-sol dans lequel le puits a été foré et un autre est le « SKIN » S qui quantifie un possible endommagement de cette couche productrice. On peut ainsi établir deux classes parmi les puits qui produisent peu : les puits maintenus dans des conditions d'exploitation idéales
(S = 0) mais qui soutirent le pétrole d'une roche faiblement perméable, et les puits forés dans des gisements présentant une perméabilité élevée mais qui sont colmatés (S > 0) et qui pourront produire d'avantage quand ils auront été restaurés à l'aide de techniques connues en elles-mêmes.
Il est donc important de pouvoir déceler la formation d'une couche de colmatage afin d'intervenir le plus tôt possible de façon utile pour l'éliminer et continuer l'exploitation du puits.
Différents procédés ont été mis au point pour surveiller la qualité de production d'un puits. La plupart des anciens procédés étaient fondés sur l'utilisation de relations empiriques ou statistiques entre différentes mesures qui peuvent être effectuées sur un tel puits. Un autre procédé donnant des résultats plus précis consiste à obturer complètement le puits à sa sortie et à étudier la montée en pression du pétrole dans le puits en fonction du temps de fermeture, l'examen des courbes de variation de cette pression permettant de déduire si le puits est dans son état idéal ou s'il est colmaté.
Ce procédé permet d'obtenir de bons résultats, mais présente l'inconvénient majeur d'être long à être mis en œuvre. Pour obtenir une courbe exploitable, il faut en effet attendre plusieurs heures voire plusieurs jours pour certains puits pendant lesquels le puits n'est pas exploité, ce qui constitue un manque à gagner certain auquel il faut ajouter le coût du redémarrage lorsque la pression du gisement n'est plus suffisante pour que le puits demeure éruptif.
Pour pallier cet inconvénient, on a alors tenté de mettre au point un autre procédé qui consiste à moduler la fermeture du puits à sa sortie et à étudier la variation de pression du fluide en fonction de cette modulation. Ce procédé élimine l'inconvénient mentionné ci-dessus de la fermeture totale du puits, mais présente l'inconvénient de ne pas conduire à des mesures assez précises.
Un autre procédé est par exemple décrit dans le US-A-3.559.476 et le FR-
A-2.678.679. Il consiste à moduler, par une fonction sinusoïdale, le débit du fluide dans le puits et à mesurer les variations de débit et de pression du fluide, puis à en déduire, dans des cas particuliers, la réponse R du puits.
Ce procédé donne des résultats relativement satisfaisants dans le cas d'un endommagement du puits qui consiste en un colmatage de la paroi qui donne un "SKIN" d'une valeur positive, mais d'une épaisseur considérée comme nulle. Il est bien évident que ce type de « SKIN » infiniment mince n'est qu'une abstraction mathématique commode et souvent satisfaisante mais qu'il peut exister d'autres types d'endommagement qui correspondent à un "SKIN" positif mais dont l'épaisseur ne peut être considérée comme nulle, ou un "SKIN" négatif, par exemple pour un puits relié à un réseau de fissures naturelles ouvertes ou pour un puits stimulé par fracturation hydraulique, c'est-à-dire traversé par une fracture induite artificiellement qui est généralement symétrique par rapport à l'axe du puits.
Il est aussi déjà connu un procédé pour déterminer la qualité de réserve d'un puits de pétrole ou analogue débitant un fluide donné provenant d'une couche productrice, par la mesure de la réponse (R) du puits, ledit procédé consistant à moduler, par une fonction sinusoïdale, le débit du fluide dans le puits, et à mesurer les variations de débit et de pression du fluide, caractérisé par le fait que
- (I) la réponse (RC) du puits dans le cas où la couche productrice comporte une zone endommagée présentant un "SKIN" positif d'épaisseur non
nulle, est obtenue par l'équation : Rc = DR0 ^(/- —zw —)-£ , e _t que
-CRoG0z )+
- (Il) la réponse (Rf) du puits dans le cas où la couche productrice comporte une fracture présentant un "SKIN" négatif, est obtenue par l'équation :
A(zw. ,β)= i e 4 tkeibe0( )kelkeι(^)-kelbeι(^)keIkeo( )] a va va va va
en précisant que, dans les équations données ci-dessus, kelken(x) = kern(x) + i kein(x) et kelben(x) = bern(x) + i bein(x) où i est le nombre unité imaginaire dans la théorie mathématique des nombres
complexes, et kern, KΘ.n, bθrn, bein sont les fonctions de Kelvin ; d= ^ k est la perméabilité a-dimensionnelle de la zone endommagée, ks représentant la perméabilité de la zone endommagée et k représentant la perméabilité de la
couche productrice ; β = — est le rayon a-dimensionnel de la zone
endommagée, Fs représentant le rayon de la zone endommagée et P w
représentant le rayon du puits ; Zw ω es* 'a pulsation de la fonction
sinusoïdale et δ est la diffusivité de la couche productrice égale à , φ φμ x représentant la porosité de la couche productrice, μ représentant la viscosité du
fluide et Ct représentant la compressibilité totale du fluide ;
( F \ Ro = ° ? — où Ko et Ki sont les fonctions de Hankel modifiées ; iZwKι( izw)
avec aussi zf = Xf est la longueur d'une aile de fracture supposée en
compter deux ; p j) est la conductivité a-dimensionnelle de la fracture
représentée par la formule — £ — , kf représentant la perméabilité du matériau de kxf
soutènement de la fracture et W représentant l'épaisseur moyenne de la fracture
soutenue ;
|a iîffus-vîté a-dimensionnelle de la fracture, φf kφfctf représentant la porosité du matériau de soutènement remplissant la fracture et
Ctf représentant la compressibilité totale du fluide dans la fracture ; S f est un skin éventuel existant entre le fond du puits et l'entrée de la fracture.
La présente invention a donc pour but de perfectionner les procédés antérieurs et ceux définis notamment ci-avant pour évaluer la qualité de réserve d'un puits de pétrole ou analogue, et de mettre en œuvre un procédé qui, tout en étant facile à être mis en œuvre, permette d'obtenir cette évaluation à tous les niveaux du puits et quel que soit le type d'endommagement de la couche productrice, à l'aide de mesures qui peuvent être interprétées avec un faible pourcentage d'erreurs ou d'incertitude, et plus précisément un procédé d'évaluation du potentiel hydraulique (dans le cas le plus simple, détermination de la transmissivité ou de la perméabilité moyenne, du skin d'endommagement et de la pression de gisement locale) de la section d'une strate poreuse remplie d'un effluent mobile entrant ou sortant délimitée par deux cotes respectivement zbas et
Zhaut-
Plus précisément, la présente invention a pour objet un procédé d'évaluation du potentiel hydraulique de la section d'une strate poreuse remplie d'un effluent mobile entrant ou sortant délimitée par deux cotes respectivement Zbas et Zhaut, caractérisé par le fait qu'il consiste à générer une modulation
périodique du débit du puits, à descendre dans le puits et l'activer durant quelques périodes à la profondeur fixe Z as une sonde munie : i) d'un dispositif de repérage précis en cote soit par rapport aux séries géologiques par détecteur de rayons gamma connu des techniciens sous la terminologie anglaise "Gamma- Ray" soit par rapport aux éléments du puits par détecteur de manchon de tubage connu des techniciens sous le sigle "CCL", ii) d'une horloge, iii) de capteurs physiques aptes à au moins mesurer l'écoulement de l'effluent dans le puits, la pression, la température, la densité moyenne, le gradient des pertes de charge, à extraire, de ces mesures : i) l'amplitude ΔQbasde la composante sinusoïdale de la modulation du débit relative à l'une T des périodes imposées, ii) l'amplitude Pbasde la composante sinusoïdale de la modulation de la pression relative à la même période T, ainsi que iii) le retard de phase de l'onde sinusoïdale de la pression par rapport à celle du débit φbas, à déterminer la réponse complexe Rbas de toutes les zones actives dont l'effluent se déverse dans le puits entre le fond du puits et la cote zbas au test cyclique de période T, selon la formule :
ΔE R bas = — —e 'Ψl"" ' à remonter la sonde jusqu'à la cote Zhaut, l'activer durant Qbαs quelques périodes à cette profondeur, effectuer de nouvelles mesures et, de celles-ci, extraire i) l'amplitude ΔQhml de la composante sinusoïdale de la modulation du débit relative à la période T imposée, ii) l'amplitude APhαul de la composante sinusoïdale de la modulation de la pression relative à la même période T, ainsi que iii) le retard de phase de l'onde sinusoïdale de la pression par rapport à celle du débit φhαul, déterminer la réponse complexe Rhaut de toutes les zones actives dont l'effluent se déverse dans le puits entre le fond du puits et la
ΔE cote zhaut selon la formule : Rhαul = — — e ,ψh°"9 à calculer la réponse complexe Qhαu,
Rstrate de la strate définie par le fait que l'effluent qu'elle contient débouche dans le
R • R puits entre les cotes zbas et zhgut par la formule Rstrαte = hαι" ' bαs , à postuler un
R-bαs ~ hαul modèle physique pour la strate par inversion numérique de la formule mathématique donnant la réponse complexe théorique, déterminer les caractéristiques hydrauliques de la strate définie par la réponse mesurée Rstrate , à calculer l'indice de productivité du puits IPstrate relatif à la strate considérée et en
déduire la pression de gisement moyenne PG dans la strate selon la formule :
PG = PF + ^slr 'e , puisque, à l'aide de la sonde, avant d'activer le modulateur de
débit, il a été mesuré à la fois la pression de fond PF stabilisée et le débit net Qstrate provenant de la strate.
D'autres caractéristiques et avantages de la présente invention apparaîtront au cours de la description donnée ci-après.
On sait qu'un puits de pétrole est creusé dans un sol jusqu'aux couches productrices ou strates enfermant le pétrole. D'une façon générale, ces couches sont formées de roches ou sables perméables et sont situées en dessous de couches imperméables. Le pétrole est ainsi confiné dans ces couches perméables et peut être extrait à condition que le puits pénètre jusqu'à elles.
Pour mettre en oeuvre le procédé selon l'invention comme décrit ci-après, on utilise une sonde dénommée ci-après PLT, outil bien connu des hommes du métier dans le domaine pétrolier et abréviation de l'expression anglaise "Production Logging Tool", qui est un appareil de diagraphie de production fine comportant notamment :
- un obturateur commandable permettant de moduler la valeur de la section de passage du conduit qui forme le puits au niveau des couches pétrolifères. Cet obturateur commandable peut par exemple être constitué par un manchon comportant des ailettes pouvant être déployées au moyen d'un moteur à partir d'un point éloigné. Il peut aussi être constitué par une pluralité de parois agencées les unes avec les autres pour former un cône à angle variable, le coulissement des parois les unes par rapport aux autres pouvant être commandé au moyen d'un câble tracteur.
- un débitmètre pour mesurer le débit du fluide qui s'écoule dans le conduit du puits. Un tel débitmètre est connu en lui-même et peut être constitué schematiquement par un manchon dans lequel est disposé un mesureur comportant une hélice, ou moulinet selon la terminologie des techniciens, et des moyens pour comptabiliser le nombre de tours de cette hélice par unité de temps, à ce manchon pouvant être éventuellement associé un déflecteur afin de capter l'ensemble du fluide s'écoulant dans le conduit et le forcer à passer entièrement dans le manchon. Le débitmètre est agencé pour délivrer à sa sortie un signal représentatif du débit du fluide qui le traverse.
- un capteur de pression bien connu en lui-même, constitué par exemple à partir de jauges de déformation à base par exemple d'un cristal minéral tel que du quartz ou du saphir, ou analogue. Il est apte à délivrer à sa sortie un signal représentatif de la pression du fluide dans le conduit.
Pour mettre en oeuvre le procédé selon l'invention, ces trois éléments sont assemblés les uns avec les autres de façon qu'ils puissent être descendus à partir de la tête de puits par tout moyen de liaison, par exemple un câble ou analogue, jusqu'au niveau des couches productrices. Ils sont en outre associés de façon que, lorsqu'ils sont descendus dans le puits, le débitmètre et le capteur de pression soient situés en dessous de l'obturateur commandable. De plus, ces trois éléments sont reliés par une ligne bus qui permet, à partir d'un organe de traitement, de commander l'obturateur, éventuellement la mise en marche du débitmètre et du capteur de pression, mais aussi de recevoir et traiter les signaux émis par ces deux derniers éléments.
Il est précisé que, en plus de ces trois éléments définis ci-dessus, il est prévu, pour obtenir l'acquisition des données, une horloge qui détermine un temps unique auquel se référeront les mesures de débit et de pression du fluide.
L'outil décrit ci-dessus ayant été descendu dans le puits, à un niveau déterminé de la couche productrice, le procédé consiste tout d'abord à commander l'obturateur pour faire varier la section de passage du conduit entre deux valeurs minimale et maximale suivant une loi mathématique sinusoïdale de pulsation tσ, la valeur minimale n'étant pas nulle afin de ne jamais obturer complètement le conduit et de permettre au fluide de continuer à s'écouler pendant tout le temps des mesures.
Dans le cas où le débitmètre et le capteur de pression ne sont pas en état de marche permanent, ils sont mis en marche pendant quelques périodes de la fonction mathématique de la commande de l'obturateur. Ils délivrent à leur sortie des signaux respectivement représentatifs des variations de débit et de pression du fluide dans le puits en dessous de l'obturateur, mais au niveau de l'emplacement des deux autres éléments.
On constate que les courbes de ces variations sont des fonctions sinusoïdales de même période T que celle de la commande de l'obturateur, mais déphasées l'une par rapport à l'autre. La mesure conjointe du déphasage entre
ces deux signaux et du rapport de leur amplitude respective permet de déduire simultanément une valeur qui est représentative de la perméabilité des couches productrices en dessous de l'obturateur commandable qui se trouvent situées entre le niveau du débitmètre et le fond du puits ainsi qu'une valeur qui est représentative du colmatage.
Ce procédé est intéressant à double titre car, outre qu'il permet d'évaluer la perméabilité et le colmatage au sein même des couches pétrolifères, et donc d'éliminer nombre d'incertitudes inhérentes aux procédés selon l'art antérieur, il permet en plus d'évaluer cette perméabilité et le colmatage à tous les niveaux d'une couche productrice, étant rappelé que, par colmatage, on entend le phénomène qui freine l'écoulement du pétrole et qui présente un SKIN S positif (une image de la résistance à l'écoulement). En revanche on entend par "fracture" le moyen qui favorise la productivité du puits, en présentant un SKIN S négatif (une image de la moindre résistance à l'écoulement du fluide
Le procédé selon l'invention, pour l'évaluation du potentiel hydraulique (dans le cas le plus simple, détermination de la transmissivité ou de la perméabilité moyenne, du skin d'endommagement et de la pression de gisement locale) de la section d'une strate poreuse remplie d'un effluent mobile entrant ou sortant délimitée par deux cotes respectivement Zbas et Zhaut, consiste :
- à générer une modulation périodique, pas nécessairement sinusoïdale, ou une superposition de modulations périodiques de différentes périodes, du débit du puits. Cette modulation peut être obtenue à l'aide, soit d'un dispositif direct ou indirect mécanique réglable ou servocommande et programmable indépendant de la sonde précédemment décrite placé sur la ligne de production "tubing" n'importe où en aval du ou des capteurs de débit dans le cas d'un effluent sortant ou respectivement en amont dans le cas d'un effluent entrant, c'est-à-dire soit dans le découvert, le tubage dit "casing" ou la colonne perdue dite "Liner" cimentée ou crépinée en-dessous de l'obturateur annulaire de production dit "Packer de production" ou dans la colonne de production entre l'obturateur annulaire et la tête de puits ou encore dans la tête de puits elle-même ou bien sur la ligne reliant le puits selon le cas au séparateur de test ou au réseau de collectes, soit d'un dispositif mécanique réglable ou servocommande et programmable avantageusement placé au sommet de la sonde. Comme dispositif direct mentionné ci-dessus, on peut utiliser une "duse" ou pompe réglable
programmable de surface (le plus pratique) ou éventuellement dans le puits dans le cas d'un "PLT à mémoire ancré". Un dispositif indirect mentionné ci-dessus est par exemple constitué d'une pompe asservie programmable pour injecter ou soutirer du fluide en surface ;
- à descendre dans le puits et l'activer durant quelques périodes à la profondeur fixe zbas, une sonde "PLT" ou "PLT précis" munie i) d'un dispositif de repérage précis en cote soit par rapport aux séries géologiques par un détecteur de rayons gamma dit "Gamma-Ray" soit par rapport aux élément du puits "CCL" (un "CCL" est un outil bien connu des hommes du métier dans le domaine pétrolier et est l'abréviation de l'expression anglaise "Casing Collar Locator" ou en français "détecteur de manchon de tubage"), ii) d'une horloge, iii) de capteurs physiques diverses la rendant capable de mesurer certaines caractéristiques de l'écoulement de l'effluent dans le puits, notamment le débit total, le débit gazeux, le débit liquide, le débit aqueux, le débit d'hydrocarbures, la pression, la température, la densité moyenne ou le gradient des pertes de charge et, iv) soit d'une mémoire lui permettant de stocker les valeurs mesurées en fonction du temps ("PLT à mémoire" descendus avec une ligne en acier connu des hommes du métier sous la terminologie anglaise "slick fine" suspendus ou ancrés dans un siège) soit d'un dispositif capable de transmettre les mesures en temps réel vers un ordinateur en surface tel qu'un câble électrique ou une fibre optique ou un émetteur radio ou acoustique,
- à extraire, de ces enregistrements : i) l'amplitude ΔQbasόe la composante sinusoïdale de la modulation du débit relative à l'une T des périodes imposées, ii) l'amplitude ΔPbasde la composante sinusoïdale de la modulation de la pression relative à la même période T, ainsi que iii) le retard de phase de l'onde sinusoïdale de la pression par rapport à celle du débit φbas , et
- à déterminer la réponse complexe Rbas de toutes les zones actives dont l'effluent se déverse dans le puits entre le fond du puits et la cote Zbas au test cyclique de période T, selon la formule : n __ jy Λf_Pbas_ -iφbas
ΔQbas puis
- à remonter la sonde jusqu'à la cote zbaut et l'activer durant quelques périodes à cette profondeur,
- à extraire, des renseignements mesurés par les éléments composant la sonde : i) l'amplitude ΔQhautàe la composante sinusoïdale de la modulation du débit relative à la période T imposée, ii) l'amplitude ΔE de la composante sinusoïdale de la modulation de la pression relative à la même période T, ainsi que iii) le retard de phase de l'onde sinusoïdale de la pression par rapport à celle du débit φhau et
- à déterminer la réponse complexe Rba t de toutes les zones actives dont l'effluent se déverse dans le puits entre le fond du puits et la cote zhaut selon la formule :
D __ _ Λ___P______ a- h u,
puis
- à calculer la réponse complexe Rstrate de la strate définie par le fait que l'effluent qu'elle contient débouche dans le puits entre les cotes zbas et z/,auf, par la formule :
R ≈ haut bas *^bas ~~ -haut
En postulant un modèle physique pour la strate (dans le cas le plus simple : couche homogène infinie de perméabilité k et de skin d'endommagement S), par inversion numérique de la formule mathématique donnant la réponse complexe théorique, on peut déterminer les caractéristiques hydrauliques de la strate définie par la réponse mesurée Rstrate ; pour le cas le plus simple, on détermine la perméabilité moyenne k et le skin d'endommagement S.
En s'appuyant sur le modèle physique retenu ainsi que sur la géométrie de l'aire de drainage, on peut calculer l'indice de productivité du puits IPstrate relatif à la strate considérée et en déduire la pression de gisement moyenne PG dans la strate, par application de la formule : PG = PF + strαte , puisque, à l'aide de la
sonde, avant d'activer le modulateur de débit, on a mesuré à la fois la pression de fond Pp stabilisée et le débit net Qstrate provenant de la strate.
Claims
R E V E N D I C A T I O N
1- Procédé d'évaluation du potentiel hydraulique de la section d'une strate poreuse remplie d'un effluent mobile entrant ou sortant délimitée par deux cotes respectivement Zbas et Zhaut, caractérisé par le fait qu'il consiste à générer une modulation périodique du débit du puits, à descendre dans le puits et l'activer durant quelques' périodes à la profondeur fixe Zbas une sonde munie : i) d'un dispositif de repérage précis en cote soit par rapport aux séries géologiques par détecteur de rayons gamma dit "Gamma-Ray" soit par rapport aux éléments du puits (CCL), ii) d'une horloge, iii) de capteurs physiques aptes à au moins mesurer l'écoulement de l'effluent dans le puits, la pression, la température, la densité moyenne, le gradient des pertes de charge, à extraire, de ces mesures : i) l'amplitude ΔQbasάe la composante sinusoïdale de la modulation du débit relative à l'une T des périodes imposées, ii) l'amplitude ΔPbasàe la composante sinusoïdale de la modulation de la pression relative à la même période T, ainsi que iii) le retard de phase de l'onde sinusoïdale de la pression par rapport à celle du débit φbas, à déterminer la réponse complexe Rbas de toutes les zones actives dont l'effluent se déverse dans le puits entre le fond du puits et la cote zbas au test
ΔR cyclique de période T, selon la formule : Rbas = — —e "Pb°s , à remonter la sonde
jusqu'à la cote zhaut, l'activer durant quelques périodes à cette profondeur, effectuer de nouvelles mesures et, de celles-ci, extraire i) l'amplitude ΔQhaat de la composante sinusoïdale de la modulation du débit relative à la période T imposée, ii) l'amplitude ΔPhcmt de la composante sinusoïdale de la modulation de la pression relative à la même période T, ainsi que iii) le retard de phase de l'onde sinusoïdale de la pression par rapport à celle du débit φhaul , déterminer la réponse complexe Rbaut de toutes les zones actives dont l'effluent se déverse dans le puits
ΔP entre le fond du puits et la cote Zhaut selon la formule : Rhαut = — !≡Le-"p^ t à
Δô calculer la réponse complexe Rstrate de la strate définie par le fait que l'effluent qu'elle contient débouche dans le puits entre les cotes zbas et zhaui par la
R • R formule Rs1rαte =~≡L — — . à postuler un modèle physique pour la strate par
inversion numérique de la formule mathématique donnant la réponse complexe théorique, déterminer les caractéristiques hydrauliques de la strate définie par la réponse mesurée Rstrate , à calculer l'indice de productivité du puits IPstrate relatif à la strate considérée et en déduire la pression de gisement moyenne PQ dans la
O strate selon la formule : PG =PF + ^stn"e , puisque, à l'aide de la sonde, avant
d'activer le modulateur de débit, il a été mesuré à la fois la pression de fond PF stabilisée et le débit net C e provenant de la strate.
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