En lien avec la simulation du réservoir pétrolier

Cette partie présente des travaux récents sur des cas réels de modélisation des effets géomécaniques induits par l'exploitation des réservoirs, ainsi que l'analyse de leur influence sur les écoulements de fluides. Ces effets géomécaniques peuvent être relativement conséquents dans le cas des réservoirs faiblement consolidés et des réservoirs fracturés, comme nous l'avons déjà mentionné.

Michael (2001) a fait une synthèse des effets de compaction associés à la production et de l'endommagement mécanique des formations à partir d'un certain nombre d'observations sur différents champs à travers le monde. Il a également décrit les techniques de modélisation géomécanique pour évaluer les déformations à l'échelle du réservoir et l'endommagement mécanique à l'échelle du puits.

Il a appliqué la modélisation géomécanique par éléments finis sur un champ pétrolier en Californie. La figure II.2 présente une coupe des mailles du modèle de ce champ. Ce modèle géomécanique s'étend jusqu'à 6000 pieds (environ 2000 mètres) dans la direction horizontale et 5000 pieds dans la direction verticale. La couverture est représentée par 30 couches avec 5 propriétés différentes du matériau, la formation du réservoir est représentée par 10 couches avec 3 propriétés différentes du matériau et l'éponte inférieure par 10 couches avec une seule propriété. Les résultats obtenus ont démontré l'intérêt de la modélisation géomécanique comme outil d'évaluation de la déformation et des risques mécaniques associés.

Figure II. 2 : Coupe d'un modèle pour analyser le compactage et l'endommagement d’un puits dans un champ pétrolier en Californie (Michael, 2001)

Longuemare et al., (2002) ont synthétisé les méthodes du couplage réservoir / géomécanique et ont appliqué l'approche en couplage partiel (couplage explicite) sur un champ au Moyen-Orient pour quantifier des effets géomécaniques liés à l'exploitation du réservoir, en particulier la fracturation thermique et l'augmentation de la perméabilité de fracture. Ce champ est un réservoir calcaire très hétérogène et compartimenté qui se situe à 800 m de profondeur.

Dans le modèle du réservoir, deux types mécaniques de roche ont été définis en fonction du contenu dolomitique, dont la répartition est présentée sur la figure II.3 : la roche réservoir avec un faible contenu dolomitique est indiquée en bleu (indicateur égale à 1, MAT1) et celle avec un fort contenu dolomitique est indiquée en blanc (indicateur égale à 2, MAT2). Deux familles de propriétés mécaniques constantes sont attribuées à ces deux types de roche. Les résultats de la modélisation indiquent qu'au cours de l'exploitation du réservoir, les

Figure II. 3 : Deux types de roche définis en fonction du contenu dolomitique (Longuemare et al., 2002)

Vidal et al., (2002) ont travaillé sur la quantification des paramètres réservoir à partir des mesures du monitoring sismique, en intégrant l'aspect géomécanique. Les variations de contrainte effective moyenne, dues aux changements en contraintes totales moyennes et/ou en pression, influencent les propriétés élastiques du réservoir. Dans ce contexte, une méthodologie est proposée pour évaluer la contribution d'une approche géomécanique sur le calcul des paramètres élastiques. En ce qui concerne le modèle géomécanique, des propriétés mécaniques constantes sont attribuées à chaque couche du modèle (Figure II.4).

Cette méthodologie intégrée appliquée sur données réelles et synthétiques d'un stockage souterrain de gaz tend à montrer le rôle des attributs combinant les ondes P et S pour séparer les effets de contraintes effectives moyennes des effets de saturation. En utilisant la modélisation élastique, l'impact de l'offset sismique sur le calcul du décalage en temps a été démontré.

Les travaux pour quantifier des effets géomécaniques associés avec l'exploitation d'un réservoir de gaz sont également présentés (Vidal et al., 2005). Le champ de gaz étudié dans le Bassin Parisien se compose d'un réservoir de grès (zone R2) et d'un réservoir de calcaire (zone R3). Dans les réservoirs R2 et R3, trois types mécaniques de roche ont été définis en fonction de la variation spatiale des porosités. La répartition de ces trois zones mécaniques dans les réservoirs R2 et R3 est présentée dans la figure II.5.

La méthodologie développée dans ses travaux pour attribuer des modules élastiques statiques aux matériaux montre que la construction du modèle géomécanique est un point clé dans l'estimation des effets géomécaniques.

Figure II. 5 : Zones mécaniques des réservoirs R2 (a) et R3 (b) (Vidal et al., 2005)

Une étude sur l'analyse du risque de rupture de la cimentation des puits après leur abandon a été réalisée récemment (Mainguy et al., 2007). Dans ce travail, la perturbation des contraintes en place est estimée en utilisant le couplage entre un simulateur de réservoir et un simulateur de géomécanique. Ces simulations fournissent l'évolution des variables thermiques, hydrauliques et mécaniques dans les roches de couverture qui constituent le lieu de positionnement des bouchons d'obturation. Les variations de contraintes sont ensuite utilisées comme données d'entrée d'un modèle mécanique pour définir le chargement dans le temps subi par un puits injecteur à l'issue de l'exploitation.

Dans ces travaux, le modèle géomécanique construit est composé de sept régions différentes, appelées Rock-Zone (RZ), chaque RZ ayant ses propriétés mécaniques et son propre critère de rupture. De la surface à la base, les Rock-Zones sont "overburden 1" (RZ 1) ; "overburden 2" (RZ 2) ; "cap rock" (RZ 3) ; "reservoir layer 1" (RZ 4) ; "reservoir layer 2" (RZ 5) ; "reservoir layer 3" (RZ 6) ; "reservoir flanks et base" (RZ 7). Les épaisseurs des régions sont présentées sur la figure II.6. Les propriétés élastiques pour chaque rock-zone sont synthétisées dans le tableau II.1.

Les résultats obtenus avec le modèle mécanique au niveau du puits pour un ciment conventionnel de type Classe G montrent que le risque principal est la rupture en traction. Il est ainsi observé que les matériaux d'étanchéité relativement déformables ou initialement pré-contraints apparaissent comme les mieux adaptés face à l'évolution des conditions en fond de puits qui peuvent se produire après la fin d'exploitation du champ.

Figure II. 6 : Schéma du modèle géomécanique (Mainguy et al., 2007)

Tableau II. 1 : Propriétés élastiques des "Rock-Zones" (Mainguy et al., 2007)

Une étude sur un champ en Mer du Nord en utilisant le simulateur géomécanique avec un modèle de réservoir a été effectuée pour aider à évaluer l'intégrité du plan de développement (Bourgeois et al., 2007). Une vue schématique du modèle géomécanique du champ étudié est montrée sur la figure II.7. Dans les zones de la couverture (overburden) et des épontes (sideburden et underburden), les propriétés mécaniques sont associées à la profondeur et dans le réservoir, les paramètres mécaniques sont liés à la porosité, qui est déduite du modèle de réservoir.

Figure II. 7 : Vue schématique du modèle géomécanique d'un champ en Mer du Nord (Bourgeois et al., 2007)