Descriptif du modèle

La construction du modèle géomécanique s'effectue en plusieurs étapes à partir de la structure réservoir. Premièrement, la géométrie de la structure encaissante « habillant le réservoir » est définie. Cette structure regroupe l’ensemble des formations encaissantes (latérales, supérieure et inférieure), la géométrie du réservoir étant issue de la simulation d’écoulement. Deuxièmement, un maillage est affecté à la structure ainsi définie. Troisièmement, le modèle est découpé en différentes zones selon l'appartenance à une lithologie disposant de propriétés mécaniques similaires. La construction du modèle géomécanique étudié a été établie par Vidal-Gilbert [2005].

6.2.1 Géométrie, maillage et conditions aux limites du modèle

Le modèle géomécanique est constitué du réservoir et des épontes qui servent à habiller le réservoir pour pouvoir représenter au mieux son environnement et imposer des conditions aux limites les plus proches possibles de la réalité. La structure encaissante se décompose en trois parties : l’underburden (dessous de la structure), le sideburden (épontes latérales) et l’overburden (épontes supérieures). La figure 6.2 présente le maillage et la géométrie utilisés pour le réservoir et sa structure encaissante horizontale. Les dimensions du réservoir de géométrie rectangulaire sont de 3420×5040 m² dans la direction horizontale et de 90 m dans la direction verticale. Il se décompose en cinq couches et se situe à environ 2500 m de profondeur au sein de la structure encaissante modélisée par un massif à section

horizontale rectangulaire de 13680×15120×2977 m³. Le sideburden ajoute une extension latérale égale

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Figure 6.2 : Modèle géomécanique : description des dimensions et du nombre de mailles de chacune des quatre parties du modèle.

L'overburden se décompose en neuf couches d'épaisseur et de propriétés variables, dont les couches 8 et 9 qui correspondent aux couches couverture empêchant la migration des hydrocarbures vers la surface. L'underburden est constitué de seulement deux couches. Au total, le modèle se décompose en

29 éléments 13680 m 38 éléments 15120 m 5 éléments 5180 m 5 éléments 5040 m 2 1

Vue 3D Structure complète Agrandissement 3D du réservoir 2 1 3 Overburden, : 9 éléments, 2444 m Sideburden : 5 éléments (18 m), 90 m Underburden : 2 éléments, 443 m Vue de côté 3 2 28 éléments (180 m) 5040 m 19 éléments (180 m) 3420 m

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16 couches auxquelles sont affectées des propriétés pétrophysiques et mécaniques définissant différentes rock zones (zones composées des mêmes propriétés). On note qu’au niveau des couches 10 à 14 contenant le réservoir, le sideburden (constituant les épontes latérales) est associé à une rock zone indépendante dont les caractéristiques sont proches des couches couverture.

Les conditions aux limites appliquées à la structure sont de type œdométrique : les déplacements verticaux (direction 3) sont empêchés au niveau de la surface inférieure et les déplacements horizontaux (directions 1 et 2) sont bloqués sur les surfaces latérales de la structure.

Le modèle comprend six puits producteurs situés au centre de la structure. Six puits injecteurs d'eau sont placés autour des puits producteurs et un puits injecteur de gaz est foré au centre du réservoir. Les puits producteurs (P-1 à 6) sont localisés dans la zone de plus forte saturation en huile et drainent celle-ci dans les couches de plus forte perméabilité (couches 1, 3 et 5, du réservoir). Les puits injecteurs d'eau sont actifs dans les couches 3, 4 et 5, du réservoir et sont situés à l'extérieur de la zone de forte saturation en huile. Le puits injecteur de gaz est situé au centre des puits producteurs et injecte le gaz dans la couche 1 du réservoir. Les localisations des différents puits sont indiquées sur la figure 6.3.

Figure 6.3 : Réservoir (exagération verticale (Z*2): représentation de la profondeur des éléments du réservoir et localisation des puits producteurs (Pi) et des puits injecteurs (Ii) dans le plan du réservoir

6.2.2 Données de production

Durant la production du champ, trois campagnes sismiques ont été réalisées. La première campagne a eu lieu au démarrage et la seconde après 6 ans (2192 jours) de production assistée par injection d’eau et de gaz. A cette date, le puit injecteur de gaz I7 a été fermé et les puits producteurs de P3 à P5 ont cessé de drainer de l’huile dans la couche 12 du réservoir. La troisième campagne sismique a eu lieu après 12 années (4383 jours) de production. Les périodes choisies pour les calculs des simulations réservoir et géomécanique sont concomitantes avec les dates des campagnes sismiques et un dernier pas de calcul a été ajouté pour clôturer la production après 18 années (6575 jours). Le calcul comprend 4 pas de temps : 0, 6, 12 et 18 ans.

2 1 3 I6 P6 P5 P1 I5 P2 I7 P4 P3 I4 I3 I2 ^I1

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L’historique de production issu de la simulation réservoir est imposé à chaque pas de temps et modifie le champ de pression de pore au sein du réservoir. La visualisation des champs de pression de pore dans le réservoir (issus de la simulation réservoir) aux différents pas de temps est présentée sur la figure 6.4.

(a) (b) (c) (d)

Figure 6.4 : Pressions de pore (POR) au toit du réservoir calculées par le logiciel FIRST aux différents pas de temps, (a) début, (b) 6 ans , (c) 12 ans et (d) 18 ans de production

La figure 6.5 donne l’évolution de la pression au niveau de différents puits.

• A l'instant initial, la pression de pore est de l'ordre de 24 MPa et égale à la pression

hydrostatique.

• Après 6 ans de production, la pression de pore décroît légèrement dans la zone des puits

producteurs et du puits injecteur de gaz, et se situe aux alentours de 23 MPa. Par contre, l'injection d'eau provoque une augmentation de la pression autour des puits injecteurs.

• Après 12 ans de production et la fermeture du puits injecteur de gaz (I7), la pression de pore

de l'ensemble du réservoir chute de plus de 10 MPa.

• En fin de production, à 18 ans, la pression de pore a diminué sur l'ensemble du réservoir. Elle

est minimale près des puits producteurs où elle atteint quasiment 11 MPa. Dans le reste du réservoir, elle ne dépasse pas 14 MPa.

Lors de la production, au niveau du réservoir la chute de pression est de l'ordre de 14 MPa pour une pression de pore initiale dans le réservoir d’environ 24 MPa.

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Figure 6.5 : Évolution de la pression de pore aux puits injecteurs et producteurs en fonction des années de production.