PARTIE IV ARCHITECTURE DES MILIEUX POREUX VISUALISATION ET
IV 6.5 Architecture des milieux poreux: une méthode d'investigation orientée image
Différentes techniques ont été évaluées ou développées au cours des chapitres précédents afin d'obtenir une meilleure quantification des paramètres clefs gérant les écoulements au sein d'un milieu poreux.
IV 6.5.1 Comparaison des distributions de pores entre l'imagerie 2D et 3D La Fig. 67 et le Tab. 11 comparent les distributions de tailles de pores obtenues par imagerie 2D et 3D dans le cas de la macroporosité (a) et dans le cas de la microporosité (b). Sur la Fig. 67a l'imagerie 2D indique des tailles de rayons de pores plus importantes que l'imagerie 3D. Les deux techniques d'investigation ne couvrant pas les mêmes surfaces ou volumes avec des résolutions différentes (Tab.
9), la meilleure résolution de l'imagerie 3D permet d'identifier un plus grand nombre de pores de petites tailles tandis que la plus grande surface couverte par l'imagerie 2D permet de prendre en considération des pores de rayons plus importants comparativement à l'imagerie 3D. Il en résulte des distributions de rayons de pores décalées dans le sens de l'observation (Fig. 67a). Concernant la microporosité les paramètres de résolution et de surface ou volume couvert sont inversés (Fig. 67b, Tab. 10). Une meilleure résolution associée à une surface d'investigation réduite comparativement à l'imagerie 3D favorise la détection de pores de petite taille alors que la résolution limitée de l'imagerie 3D associée à son plus large volume d'investigation favorise la détection de pores de plus grande taille. Lors d'études comparatives entre deux techniques d'imagerie différentes il apparaît donc comme impératif de les effectuer sur une surface d'observation identique avec la même résolution avant d'évaluer un facteur correctif2D/3D.
ET DE LA MOUJLLABILITE SUR LES ECOULEMENTS DIPHASJQUES DANS LES RESERVOIRS PETROLIERS.
MACRO POROSITE Résolution (um) Surface /Volume couvert
Imagerie 2D 9 um (lame mince scannée) 23 mmx35 mm
Imagerie 3D 4.9um 0.5 mm x 0.5 um x 0.5 um
Tab. 9 : Comparaison de la résolution et des surface/volumes couverts entre l'imagerie 3D et 2D pour le cas de la macroporosité.
MICRO POROSITE Résolution (um) Surface N olume couvert
Imagerie 2D 0.05 um (lame mince scannée) 100 umx 80 um
Imagerie 3D 0.7um 250 um x 250 um x 150 um
Ta b. 10 Comparazson de la resolutwn et des surface/volumes couverts entre l 'zmagene 3D et 2D pour le cas de la microporosité.
80 200
R4
60 150
& rsp_3D
<i=l 40 100
20 50
rp_3D
0
cu
1.0 lOJJ 100.0 1 2 3 41p et rsp (mu) tp et rsp ~um)
Fig. 67: Comparaison de l'estimation des rayons de pores obtenus par imagerie 2D et les rayons de pores et de seuils de pores obtenus par imagerie 3D pour la fraction macro poreuse du faciès R 4 et le faciès Orgon.
R4 M* Orgon
lm 2D MICP lm 3D lm 2D MICP lm 3D
rp 50
----
22 0.7----
2.4rsp
----
8 13.5----
0.7 1.4Tab. 11 : Comparaison des rayons de pores et de seuils de pores obtenus par imagerie 2D, imagerie 3D et injection de mercure pour la fraction macroporeuse du faciès R4 et le faciès Orgon.
IV 6.5.2 Conclusions et récapitulatif des facteurs extraits
5
L'utilisation de répliques a permis de rendre compte de la complexité de nos faciès carbonatés. Les morphologies en feuillets ou les structures punctiques prédominent dans la fraction la plus fine de la microporosité. La fraction macroporeuse offre différents types de structures allant des pores ovoïdes à des feuillets. Ces derniers s'étendent sur des centaines de micromètres mais sont à classifier au sein de la fraction microporeuse du point de vue pétrophysique du fait de la finesse de ces structures en feuillets (quelques micromètres).
Les différences de densité porale obtenues avec le modèle de Poiseuille et Darcy soulèvent le problème général de l'imagerie et ce dernier est mis en évidence par la comparaison de l'imagerie2D et 3D. Il n'existe pas actuellement de technique d'investigation permettant de couvrir par imagerie le champ d'étude classique des milieux poreux naturels (du dixième de micromètre au centimètre). De ce fait l'imperfection des résultats est avant tout liée à une couverture limitée de l'objet étudié. Cependant quelques facteurs descriptifs ont pu être identifiés et particulièrement pour les milieux les plus
-CARBONATES MJCROPOREUX : JNFLUENCE DE L'ARCHITECTURE DU MJLJEU POREUX
homogènes comme Orgon où les rapports tP-tsP entre imageries 3D et 2D sont similaires comparativement au décalage observé dans le cas de la macroporosité (R4). L'imagerie 2D (rp) associée aux injections de mercure (rsp) offre des atouts intéressants non seulement par sa simplicité d'utilisation mais aussi en raison de sa fine résolution et de sa grande surface d'investigation. Il permet une estimation du rapport tp-tsp (Fig. 68) mais la notion de connectivité ou de distance interporale ne pourra être estimée du fait même de l'absence de la troisième dimension liée à ce type d'analyse.
L'imagerie 2D a encore montré une distribution du rayon de pore commune aux quatre faciès au sein du milieu microporeux même si cette analyse comparative a relevé de légères asymétries entre les faciès. Cependant en raison de la proximité des pics de distribution, le faciès Orgon sera donc utilisé au cours du manuscrit comme un bon équivalent commun de la fraction microporeuse.
Extraire une information d'une image de milieu poreux en 3 dimensions est indubitablement la meilleure façon d'obtenir des résultats réalistes. Cependant de nombreuses limitations empêchent cette technique de se développer rapidement en routine industrielle. L'acquisition d'images doit actuellement s'effectuer à l'aide d'un rayonnement X à source synchrotron afm d'obtenir une résolution suffisante (infra-micrométrique). Les délais d'acquisition sont un premier frein en vue d'une application à la recherche. Les données recueillies représentent encore à l'heure actuelle des volumes ingérables en vue d'un traitement informatique pour la majorité des ressources informatiques conventionnelles présentes sur le marché. Il est donc nécessaire de découper le bloc initial en sous blocs et la représentativité pourrait en être affectée surtout dans les cas de milieux poreux multimodaux. De surcroît les algorithmes, utilisés au cours de ces travaux afin de dégrader l'information initiale et d'en retirer une quantification des paramètres clefs gérant les écoulements polyphasiques dans les milieux poreux, sont aussi extrêmement gourmands en ressources informatiques. Le traitement d'une image peut demander concrètement entre deux et trois jours de traitement informatique. L'imagerie 3D est vraisemblablement biaisée par une résolution insuffisante (Orgon) ou un volume d'analyse trop faible (R4).
La fraction la plus fine, ne pourra être prise en compte puisque cette dernière est représentée par un assemblage de voxels. Malgré ces carences précitées il apparaît néanmoins que l'ensemble des facteurs tridimensionellement dépendants et cruciaux à la caractérisation du milieu poreux (Z en particulier) ne pourra être obtenus ou confirmés que par l'utilisation de cette méthode d'investigation.
L'extraction de facteurs topologiques offre une caractérisation des milieux poreux à partir d'images brutes en 3 dimensions. Cette représentation fidèle de la réalité est toutefois limitée par sa résolution et l'échelle d'observation mais n'est pas sujette, contrairement aux analyses sur images 2D, à une distorsion liée à la perte d'une dimension par rapport à l'objet réel. Malgré le fait que le rapport tp-isp soit proche pour le faciès Orgon entre l'analyse bi et tridimensionnelle, les résultats sont partiellement contradictoires pour R4. En effet le rapport tp-tsp de la fraction macroporeuse R4 est largement supérieur pour la combinaison imagerie 2D-injections de mercure comparativement à l'imagerie 3D.
R4 et Orgon apparaissent donc comme des milieux poreux extrêmement différents. A la vue des résultats obtenus la connectivité ne peut apparaître comme un facteur discriminant entre les deux faciès. La valeur de 3.3 estimée pour R4 reste proche des valeurs estimées par Ventkaragan et al.
(2000) ou Yanuka (1984) pour le grès de Fontainebleau (respectivement 3.7 et 3). Les problèmes de résolutions évoqués plus haut concernent particulièrement la connectivité du milieu microporeux Orgon. La connectivité estimée (3.3) est de ce fait minimale, la fraction la plus fine du réseau (les microfeuillets) n'ayant pu être décelée par microtomographie RX.
Les facteurs adimensionnels tels que 1 (facteur d'isolement) mettant en relation la distance séparant chaque centre de pores ou le rapport rp-rsp permettent par contre de différencier nettement le type de milieu poreux (Fig. 69). Il apparaît que les pores de la fraction macroporeuse de R4 sont plus isolés que ceux appartenant à la fraction microporeuse, ces derniers indiquant une tendance coalescente. Ces résultats confirment ceux déjà présentés par Lindquist sur les grès de Fontainebleau où la longueur des canaux augmente avec la taille des pores (Lindquist et al., 2000).
ET DE LA MOUILLABlLITE SUR LES ECOULEMENTS DIPHASIQUES DANS LES RESERVOIRS PETROLIERS.
Les rapports tp-isp estimés par imagerie bi ou tridimensionnelle sont des rapports statiques basés sur la morphologie du milieu poreux et non sur ses propriétés d'écoulement. Cette remarque révélera toute son importance lors de l'estimation du piégeage au Chap. VIII 2. Par ailleurs le rapport tp-tsp pour le faciès R4 estimé à 15.4 entre la fraction microporeuse et la fraction macroporeuse représenterait un rapport réel d'écoulement si l'ensemble des macropores étaient isolés dans la matrice micritique. La connectivité du réseau macroporeux issue de l'observation ainsi que les données expérimentales du chapitre suivant lui assurent une réelle continuité interne. Le rapport tp-lsp de 15.4 ne pourra donc être utilisé dans un contexte dynamique d'écoulement.
. -; -
-- ---
-- ...=.;:...::
==
-f- ,::..-
-0.1
rp_2D rsp_MICP
-
r-
f-rp-rsp
-Fig. 68: Récapitulatif des principales valeurs moyennes obtenues par analyse d'images bidimensionnelles.
rp rsp A
z
L T rp/rspFig. 69: Récapitulatif des principales valeurs moyennes obtenues par imagerie tridimensionnelle. Notez la faible discrimination entre les deux milieux poreux pour la connectivité (Z) et la tortuosité (T); R4_M =Fraction
macroporeuse du faciès R4.
-CARBONA:fcS MICROPOREUX.lNl'LUEN<.."E J>r, l."ARCHllliCTURE J>H Mll.lf~J POREUX
ET DE LA MOUILLABILITE SUR LES ECOULEMENTS DIPHASIQUES DANS LES RESERVOIRS PETROLIERS
-PARTIE V PETROPHYSIQUE EXPERi lJENTALE
La partie expérimentale comprend 3 phases successives ou parallèles :
La première étape consiste à sélectionner plusieurs échantillons dits compagnons d'un même faciès présentant des caractéristiques pétrophysiques similaires. Les différences engendrées entre des
échantillons ne seront, de ce fait, pas imputables à la morphologie.
En parallèle il est nécessaire de caractériser les fluides utilisés (huiles et saumure) selon leur densité, viscosité, tensions interfaciales.
L'acquisition de courbes de pression capillaire représente l'étape majeure de ce chapitre. L'ensemble de ces écoulements diphasiques réalisés en laboratoire va permettre d'étudier lè comportement et les interactions entre les différentes phases en présence : le milieu poreux, la phase mouillante et la phase non-mouillante. Ils vont être réalisés pour chaque faciès avec différents couples de fluides et différents états physico-chimiques initiaux.
-CARBONATES MICROPOREUX: INFLUENCE DE L'ARCHITECTURE DU MILlEU POREUX
V 1 Introduction
L'un des buts essentiels de ce travail réside dans la comparaison des courbes Pc en premier drainage obtenues par :
1) Différents couples de fluides
2) Différentes conditions de mouillabilité, de l'échantillon réservoir à la réception au laboratoire.
En effet, pour des raisons pratiques les courbes de Pc en premier drainage de réservoirs à huile peuvent être obtenues par différentes méthodes :
1) Ultracentrifugation avec de la saumure de réservoir et de l'huile de synthèse 2) Ultracentrifugation avec de la saumure et de l'huile de stockage du réservoir 3) Injection de mercure
De plus s'il est largement accepté que lors de la mise en place initiale des hydrocarbures, l'huile a initialement contacté un milieu poreux franchement mouillable à l'eau, il n'est pas évident que cette situation prévale systématiquement au laboratoire lorsque l'on veut reproduire cette phase de mise en place. En effet, lors de la réception des échantillons au laboratoire, plusieurs mécanismes peuvent avoir modifié la mouillabilité vers une moins franche mouillabilité à 1 'eau :
1) Au cours des temps géologiques divers mécanismes peuvent avoir conduit à un changement de mouillabilité dans les pores envahis par 1 'huile (Treiber, 1972 ; Anderson, 1986)
2) Lors du carottage, certains fluides de carottage peuvent altérer significativement la mouillabilité. C'est en particulier le cas des boues à l'huile (Thomas, 1984; Cuiec, 1986;
Ringen, 1999)
3) Lors de la remontée à la surface le refroidissement et la chute de pression peuvent conduire à des dépôts d'asphaltènes ou de paraffines et altérer la mouillabilité originelle du réservoir (Cuiec, 1996)
4) Le contact avec l'air, l'oxydation et le dessèchement partiel des échantillons peuvent modifier également la mouillabilité (Cuiec, 1995)
Au laboratoire, les mesures de courbes de pression capillaire peuvent s'effectuer soit directement sur des échantillons préservés soit sur des échantillons ayant été lavés avec des solvants organiques. Dans le premier cas il apparaît peu vraisemblable que l'échantillon soit franchement mouillable à l'eau. En effet de nombreux résultats de la littérature montre statistiquement une prédominance des mouillabilités intermédiaires (Treiber, 1972; Cuiec, 1995 ; Hamon, 2000; Skauge, 2003). Ces conditions ne sont donc pas représentatives de la franche mouillabilité à l'eau qui prévaut lors du premier contact de l'huile avec le réservoir. Dans le deuxième cas, on attend du lavage l'élimination de 1' impact lié au carottage, à la remontée en surface et aux divers défauts liés au processus de préservation. Mais l'expérience montre que le retour à une franche mouillabilité à l'eau n'est pas systématique (Barro, 2003). Dans les deux cas il existe peu d'exemples documentés de comparaison de courbes de premier drainage pour des mouillabilités franches ou plus faibles à l'eau. En conséquence, ce travail expérimental présente la comparaison des courbes de premier drainage obtenues avec différents couples de fluides :
1) Eau/Huile de synthèse en franche mouillabilité à l'eau initiale 2) Eau/Huile de stockage en franche mouillabilité à l'eau 3) Hgvap/Hg
Ces conditions visent à reproduire directement la mise en place initiale des hydrocarbures. Pour satisfaire la condition initiale de franche mouillabilité à l'eau nous avons choisi de travailler sur des échantillons d'affleurement. Ces résultats sont ensuite comparés à des courbes expérimentales de
ET DE LA MOUILLAB!LITE SUR LES ECOULEMENTS DIPHASIQUES DANS LES RESERVOIRS PETROLIERS.
premier drainage sur des échantillons ayant subi un contact prolongé avec 1 'huile en température ou avec un filtrat de boue à l'huile puis lavé avec des solvants organiques. Ces conditions visent à reproduire celle des échantillons réservoirs. Des tests de mouillabilités ont été réalisés au cours de ces différents derniers traitements afin de caractériser la mouillabilité qui prévalait avant la mesure de pression capillaire en premier drainage. Parallèlement un programme de caractérisation de la topologie du réseau poreux a été mis en œuvre (CHAP IV). Les observations qualitatives et quantitatives sur des images 2D et 3D du milieu poreux seront utilisées dans l'interprétation de différences observées sur les courbes de premier drainage.
Après avoir défini les processus de caractérisation et de sélection des échantillons d'affleurement (CHAPV 2), les méthodes expérimentales utilisées pour l'acquisition de courbes de pression capillaire (CHAP V 3), ainsi que les caractéristiques des fluides utilisés (CHAP V 4) les résultats sont présentés de la façon suivante :
Le chapitre (CHAP V 5) présente la comparaison entre les courbes de premier et seconds drainage entre des faciès n'ayant jamais été en contact avec de l'huile (Classe 1) et d'autres faciès ayant subi préalablement une mise en vieillissement (Classe II) ou une invasion par un filtrat de boue à l'huile (Classe III).
Concernant la Classe 1, nous présenterons les variations engendrées par le faciès utilisé (influence topologique) et par le couple de fluides (dans le système eau-huile puis par rapport au couple Hgvap-Hg).
Les classes II et III présentent un historique plus complexe et les différences engendrées sur les courbes de premier drainage sont exprimées en fonction du traitement subi par la carotte au préalable (viellissement ou filtrat). Nous comparerons les courbes de récupération par imbibition spontanée, d'imbibition forcée et de second drainage avec des systèmes identiques (au niveau topologique et au niveau du couple de fluides) mais n'ayant pas subi de traitement préalable (CHAPV 6 et CHAP V 7).
Finalement le dernier paragraphe (CHAP V 8) détaillera les résultats des tests de mouillabilités réalisés sur chaque faciès sédimentaire, pour chaque couple de fluide et selon les différents traitements utilisés afin de mette en évidence la contribution potentielle de la mouillabilité et/ou de la topologie sur les différences engendrées sur les courbes de premiers drainages.
V 2 Processus de caractérisation et de sélection des échantillons
Les échantillons analysés proviennent exclusivement d'affleurements. Ils n'ont donc jamais été en contact avec un hydrocarbure ce qui leur confère une franche mouillabilité initiale à l'eau (à l'inverse des roches réservoirs de mouillabilité initiale pouvant varier sur uentrès large gamme).
Afin de mettre en évidence des phénomènes liés à la mouillabilité il faut faire abstraction des variations inhérentes internes à un faciès liées à l'architecture de son milieu poreux. Au sein de chaque faciès étudié il va donc falloir sélectionner des échantillons (plugs) compagnons répondant approximativement aux mêmes caractéristiques pétrophysiques conventionnelles. La validation de l'homogénéité des échantillons est la phase initiale de cette étude. Les diverses phases opératoires sont décrites dans le Tab. 12.
• CARBONATES MICROPOREUX: INFLUENCE DE L'ARCHITECTURE DU MILIEU POREUX
Carottage de deux plugs voisins
Lavage Plug_ 2 : Injection de mercure
Plug_l: Porosimétrie, Perméabilité au gaz, Densité Tomographie
Miniperméamétrie Saturation en saumûre R.M.N. (T2 relaxation)
Selection d'échantillon-compagnon pour un faciès
Tab. 12 : Organigramme décrivant le processus de caractérisation et de sélection des échantillons.
V 2.1 Lavage initial
Le lavage consiste simplement à éliminer les différents agents (lichens, plomb dû à l'émanation des gaz d'échappement à proximité d'une voie routière, etc.) susceptibles d'affecter les propriétés physiques de la roche. Suite au carottage de plugs effectué sur les blocs des 4 lithologies échantillonnées à Rustrel (environ 40 par lithologie) et à la sélection d'une vingtaine de plugs macroscopiquement homogènes (ainsi qu'un plug voisin nécessaire aux injections de mercure), ceux-ci ont subi un lavage au soxhlet consistant en 3 phases successives :
..,.. Lavage au Toluène (hydrocarbure, C7H8): durée> 36 heures . ..,.. Lavage à l'Isopropanol (alcool): durée> 24 heures .
..,.. Mise à l'étuve: durée >24 heures à 80 °C. L'échantillon est censé être complètement sec suite à cette étape. Nos plugs étant dépourvus d'argile les précautions à prendre pour ce type de lithologies sont ignorées.
La plupart des laboratoires effectuent donc un lavage initial, censé décontaminer les échantillons des pollutions liées aux fluides de forage ainsi que des dépôts liés à la décompression et au refroidissement.
V 2.2 Porosimétrie (Phi)
&Perméamétrie au gaz (Kg)
Suite à cette première sélection, les principaux paramètres de pétrophysique conventionnelle permettant de classer les échantillons sont la porosité et la perméabilité. Comme décrit dans la PARTIE II, la porosité(~) représente l'ensemble du volume vide du matériau étudié et la perméabilité (Kg) caractérise l'aptitude d'une roche à laisser circuler un ou plusieurs fluides donnés contenus dans son volume poreux. Les distributions présentées dans les histogrammes des Fig. 70 et Fig. 71 nous donnent déjà une vue des hétérogénéités liées au faciès sédimentaire.
16
Porosité(%)
OR4 OR3
•orgon
•Rs
16
-CARBONATES MICROPOREUX: INFLUENCE DE L'ARCHITECTURE DU MILIEU POREUX
100 ·---- - - - - - - --- - ---- - -- - --,...-- - - ----------~--------- --- - - T ----~---- - - --~-- - - - - -- 1
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-------~---
a ,
---~---;------~1 ' ' ' 1 ' -- - - , - - - , - - - - '
0.1 +---r1---~---T---~1 ---+'---r---~
10 12 14 16 18 20 22 24
Phi(%)
Fig. 72: Relation entre la porosité (Phi) et la perméabilité au gaz (Kg) en fonction du faciès sédimentaire.
A partir de ces mesures nous avons sélectionné par faciès les plugs offrant les caractéristiques les plus proches ( ~ vs K) malgré le fait que le faciès vacuolaire R3 ou le faciès intergranulaire R4 montrent une forte hétérogénéité interne. D'après la Fig. 72 les faciès les plus microporeux (R5 et Orgon) montrent une gamme de réponses homogènes. Cependant ces deux faciès proches au niveau de la sédimentologie se distinguent clairement du point de vue du diagramme phi - K. Une classification basée uniquement sur 1' environnment de dépôt ne rend donc pas compte des caractéristiques pétrophysiques du plug.
V 2.3 Tomographie RX
Total possède un scanner médical de type CT High Speed HSA utilisé à des fins pétrophysiques. Les rayons X sont atténués par les milieux traversés suivant une loi exponentielle tenant compte de l'absorption photoélectrique et de la diffusion par effet Compton. Soit I0 le flux incident de rayons X pénétrant suivant l'axe x un milieu hétérogène de coefficient d'atténuation ~-t(x), et I le flux émergent, nous avons la relation suivante :
1
=
1o.exp 1 (-Jfi(x)dx) Eq. 13Le scanner X est basé sur la mesure des différents coefficients d'absorption des milieux traversés par un faisceau de rayons X. Chaque milieu a son coefficient d'absorption propre qui dépend de la densité du milieu et de l'énergie du faisceau du rayon X le traversant. La réalisation la plus simple d'un scanner X nécessite donc un émetteur de rayons X et un détecteur qui lui est solidaire. Le corps étudié est placé entre l'émetteur et le détecteur. En animant simultanément d'un mouvement de translation le faisceau de rayons X et le détecteur, on connaît les projections des coefficients d'absorption en plusieurs points pour un angle donné par rapport à l'objet. Ensuite le système tourne de quelques
Le scanner X est basé sur la mesure des différents coefficients d'absorption des milieux traversés par un faisceau de rayons X. Chaque milieu a son coefficient d'absorption propre qui dépend de la densité du milieu et de l'énergie du faisceau du rayon X le traversant. La réalisation la plus simple d'un scanner X nécessite donc un émetteur de rayons X et un détecteur qui lui est solidaire. Le corps étudié est placé entre l'émetteur et le détecteur. En animant simultanément d'un mouvement de translation le faisceau de rayons X et le détecteur, on connaît les projections des coefficients d'absorption en plusieurs points pour un angle donné par rapport à l'objet. Ensuite le système tourne de quelques