Thesis
Reference
Carbonates microporeux : influence de l'architecture du milieu poreux et de la mouillabilité sur les écoulements diphasiques dans les
réservoirs pétroliers
SALLIER, Benjamin
Abstract
Au Moyen-Orient se concentrent, aujourd'hui, 60% des réserves connues en hydrocarbures.
Deux tiers de ces dernières sont localisées dans des lithologies carbonatées à composante mircoporeuse d'âge Crétacé. Cette étude a pour but d'améliorer la compréhension du comportement de fluides polyphasés (eau, huile, gaz) dans de tels systèmes. Deux principaux facteurs définissent généralement les qualités d'un milieu poreux face à ses propriétés de roche réservoir: sa morphologie (la topologie du milieux poreux) et les conditions physicochimiques de surface (la mouillabilité, liée aux fluides présents). Afin d'identifier l'influence respective de chacun de ces deux paramètres une approche expérimentale et dynamique a été utilisée et comparée à une étude basée sur la reconstitution du réseau mircoporeux par mictrotomographie synchrotron. Du point de vue industriel, des artéfacts générés soit par la technique d'acquisition, soit par l'influence des conditions de forage, soit par les procédures censées restaurer l'état originel des roches avant imbibition par les hydrocarbures ont été mis en [...]
SALLIER, Benjamin. Carbonates microporeux : influence de l'architecture du milieu poreux et de la mouillabilité sur les écoulements diphasiques dans les réservoirs pétroliers . Thèse de doctorat : Univ. Genève, 2005, no. Sc. 3692
DOI : 10.13097/archive-ouverte/unige:98266 URN : urn:nbn:ch:unige-982668
Available at:
http://archive-ouverte.unige.ch/unige:98266
Disclaimer: layout of this document may differ from the published version.
UNNERSITÉ DE GENÈVE
Département de géologie et paléontologie
FA CUL TÉ DES SCIENCES Professeur Eric DA VAUD TOTAL
Département de pétrophysique Département de sédimentologie
EXPLORATION- PRODUCTION Docteur G. HAMON
Docteur B. CALINE
CARBONATES MICROPOREUX : INFLUENCE DE L'ARCHITECTURE
DU MILIEU POREUX ET DE LA MOUILLABILITÉ
SUR LES ÉCOULEMENTS DIPHASIQUES DANS LES RÉSERVOIRS PÉTROLIERS.
THÈSE
présentée à la Faculté des sciences de l'Université de Genève pour obtenir le grade de Docteur ès sciences, mention sciences de la Terre.
par
Benjamin SALLIER
de Genève (Suisse)
Thèse N° 3692
GENÈVE
Atelier de reproduction de la Section de physique 2006
La Faculté des sciences, sur le préavis de Messieurs E. DA VAUD, professeur ordinaire et directeur de thèse (Département de géologie et de paléontologie), G. HAMON, docteur (Total Exploration & Production - Département
«
Caractérisation et opérations puits» -
Laboratoire de pétrophysique- Pau, France), B. CALINE, docteur (Total Exploration &
Production - Département
«
Interprétation structurale et sédimentaire» -
Service Interprétation des systèmes carbonatés - Pau, France) co-directeurs de thèse, et G. GORIN, professeur ordinaire (Département de géologie et paléontologie), autorise l'impression de la présente thèse, sans exprimer d'opinion sur les propositions qui y sont énoncées.Genève, le 2 décembre 2005
1 Thèse - 3692 - )
le Doyen,
Pierre SPIERERSallier, B.: Carbonates microporeux: influence de l'architecture du milieu poreux et la mouillabilité sur les écoulements diphasiques dans les réservoirs pétroliers.
Terre & Environnement, vol. 57, 230 pp. (2006)
ISBN 2-940153-56-6
Section des Sciences de la Terre, Université de Genève, 13 rue des Maraîchers, CH-1205 Genève, Suisse Téléphone ++41-22-702.61.11 -Fax ++41-22-320.57.32
ABSTRACT
Actually, Middle East represents around 60% ofworld oil reserves. Two third of the latters are located on Cretacèaous Formations and especially in carbonates lithologies composed by a microporous fraction. The subject of this thesis, in collaboration with oil industry, is focused on petrophysical behaviour at the pore scale of these particulary reservoirs.
Fluid-flow in porous medium is generally defined by two main factors: morphology (topology of a porous media) and wettability (physico-chemical conditions on the surface related with fluids components). Several types of core measurements are used in conjunction with log interpretation to assess the vertical distribution of oil saturation in a virgin reservoir. The capillary pressure curves for primary drainage are measured with different techniques and different fluid pairs: Mercury injection (MICP) and water-oil centrifugation are among the most widely used methods. The present study aims at: 1) the comparison between oiVwater centrifuge tests and mercury injection 2) the effect of wettability alterations due to drilling fluids and laboratory procedures on the oiVwater drainage Pc curve 3) relationship between wettability and pore structure.
Outcrop low permeability microporous limestones, representative of three different sedimentary facies of the Shuaiba formation in the Middle East have been used for this study. Companion samples were used to assess the influence of the different treatments. Porosity, permeability, X-ray tomography, probe permeametry, and NMR T2 curves were used to ensure that companion samples were very similar. Three main criteria were chosen for the selection of samples: 1) being representative of sorne Middle East reservoirs, 2) reproducible and well-defined initial wettability condition, and 3) large number of samples with very close petrophysical properties. This last ensures reliable comparisons between samples subjected to different treatments and was satisfied by use of strongly water-wet outcrop samples.
Hence, four distinct sedimentary facies were selected on southem France Urgonian Fm. outcrops.
These actually represent strong chronological, faciological and diagenetical equivalences with Kharaib or Shuaiba Fm. from the Middle East. Chalky textures and abundant microporosity in the micritic matrix characterise those facies.
Large discrepancies are observed between water-oil and mercury injection Pc curves: At any given Pc, wetting phase saturation is always higher for oil-water than for Hgv-Hg1 fluid system. Several possible experimental issues were investigated. Water/oil interfacial tension, brine compositions, pore volume, porosity and permeability were checked before and after the centrifuge tests for each facies, but no significant variation was found. The effects of water/oil, and Hg contact angles as well as pore angularity have also been investigated. Their results might suggest that the mercury contact angle increases when the capillary radius decreases. This figure also shows the mercury contact angle (vapour phase) which is necessary to reconcile the oil-water and mercury Pc curves as a function of throat pore size (derived from MICP and Laplace Eq.). Comparisons between bimodal pore throat radii histogram obtained from mercury injection and large pore observed by X-Ray microtomography image acquired at ESRF (F) support such an interpretation. The influence of pore angularity and contact angle has been checked using the MS-P models. Results show that variations in pore geometries do not explain wide discrepancies observed on Pc curves. Finally, pellicular films cannot offer a valid explanation for the initial difference in wetting phase saturation, as discrepancies appear even in very high water saturation range.
Amott Harvey wettability indexes to water for different treatments applied on facies have been acquired. Those experimental results clearly illustrate that: (1) using refined oil, all facies present strong water affinity, even if R4 samples are slightly less water wet than Orgon; (2) primary drainage in ambient temperature using erode oil only slightly affects wettability, the water wetness remains strong; (3) the ageing process shifts the water wetness towards lower values for a facies and has a limited or none effects for others. As our observations are made for identical fluid systems and
-CARBONATES MlCROPOREUX: INFLUENCE DE L'ARCIDTECTURE DU MILIEU POREUX
mineralogy (pure calcite), same equivalent maximum Pc and Swi, wettability variations might be attributed to the topological differences between facies.
Samples invaded by ail-base roud filtrate exhibit very low water saturations (Swi=l%) at high Pc.
After cleaning, a subsequent primary drainage leads to a very pessimistic water saturation at high Pc (Swi= 20%), compared to the Sw after the initial primary drainage with refined ail (Swi=7.7%). Those results show that severe ail-base roud invasion can dramatically bias the determination of primary drainage Pc. Even after cleaning and the bias will be facies dependent: cleaning efficiency is function of the porous media topology.
Wettability was altered on samples subjected to severe roud invasion but the spontaneous imbibition test after cleaning suggests that strongly water-wet conditions were restored after cleaning. This last result is paradoxical as, after severe ail base roud invasion and cleaning, the drainage Pc curves for refined oil are widely different from those achieved initially. Pore network modelling was used to decipher this contradiction. The numerical simulation captures three main features of the drainage and imbibition experimental data: 1) the plateau of the drainage Pc curve with weak, distributed water wetness is achieved at much weaker Pc than with strong, uniform water wetness; 2) residual water saturation obtained with weak, distributed water wetness is rouch larger than with strong, uniform water wetness; 3) A significant water imbibition may still occur with weak, distributed water wetness.
Maximum residual gas saturation (Sgrm) is known to be a key factor in evaluating gas recovery from a gas reservoir invaded by aquifer water. A comparative study with literature conceming thin porous media bas been contracted. It appears that macroporous fraction traps much more gas than microporous fraction. Associated with a geometrical madel based on polygonal bundles, sheet like morphology characterizing microporous fraction could explain the law trapping feature.
ET DE LA MOUILLABILITE SUR LES ECOULEMENTS DIPHASIQUES DANS LES RESERVOIRS PETROLIERS.
RESUME
Au Moyen-Orient se concentrent, aujourd'hui, 60% des réserves connues en hydrocarbures. Deux tiers de ces dernières sont localisés dans les formations d'âge Crétacé et spéfiquement dans des lithologies carbonatées à composante microporeuse. Le sujet de la thèse, en collaboration avec l'industrie pétrolière, s'est donc naturellement axé vers ces réservoirs cibles dans le but d'améliorer la compréhension de tels systèmes.
Deux principaux facteurs définissent généralement les qualités d'un milieu poreux face à ses propriétés de roches réservoirs : sa morphologie (la topologie du milieu poreux) et les conditions physico-chimiques de surface (la mouillabilité, liée aux fluides présents). Identifier l'influence respective de chacun de ces paramètres est l'enjeu de cette thèse. Parallèlement, cette approche expérimentale et dynamique a été aussi utilisée afin de mettre en évidence les éventuels artéfacts générés soit par la technique d'acquisition utilisée, soit par l'influence des conditions de carottage (utilisation d'un filtrat de boue à l'huile), soit par les procédures laboratoires classiques utilisées afin de restaurer 1' état originel de la carotte perturbée par 1' extraction.
La condition initiale indispensable à la tenue du projet a été de travailler sur des faciès carbonatés typiques de ceux présents au sein des réservoirs crétacés du Moyen Orient mais étant vierges vis-à-vis d'un contact avec un hydrocarbure. Le choix s'est porté sur des affleurements de la formation Urgoniennne du sud-est de la France représentant des faciès, lithologiquement, diagénétiquement et chronologiquement équivalents aux formations Shuaiba et Karaib présentes au Moyen Orient. Quatre faciès sédimentaires types ont été sélectionnés. Chacun d'entre eux renferme une fraction microporeuse plus ou moins importante. L'architecture et la morphologie particulière des faciès sédimentaires typiques de ces réservoirs carbonatés et microporeux ont été visualisées et qualifiées (imagerie 2D et 3D) puis par une analyse statistique plusieurs paramètres ont été quantifiés, notamment la porosité, la répartition de la micro et macroporosité, la taille de pores et la taille de seuils de pores. Ces observations vont permettre d'expliquer les différences engendrées dans les réponses pétrophysiques entre les différents faciès sédimentaires.
Les écoulements polyphasiques classiques générés par la nature (mise en place initiale de l'huile) ou par l'homme (extraction) présents au sein de tels systèmes ont été reproduits expérimentalement (migration, altération des conditions de surfaces du milieu poreux, récupération spontanée, injection d'eau, influence du filtrat de boue à l'huile, ... ) et les courbes de pression capillaire associées ont été acquises. Ces dernières sont utilisées afin de défmir les propriétés d'écoulements polyphasiques d'un milieu poreux. Dans l'industrie pétrolière, elles permettent d'estimer en particulier la distribution verticale en huile au-dessus du plan d'eau et in fine le volume d'huile présent dans les réservoirs.
L'injection de mercure et l'ultracentrifugation en couple eau-huile sont parmi les techniques les plus utilisées.
Les larges décalages engendrés entre l'ultracentrifugation et les injections de mercure sur les courbes de premier drainage génèrent des écarts, à une hauteur de réservoir donnée, de plus de 60 % dans 1' estimation de la saturation en huile. Après avoir vérifié la validité des données expérimentales et des méthodes d'interprétation, une explication est proposée conformément à de récentes données expérimentales publiées dans la littérature. Après avoir encore vérifié l'influence insuffisante des films pelliculaires et de l'angularité du milieu poreux, il est apparu que seule la variation de l'angle de contact du mercure pouvait permettre une réconciliation entre les différentes données expérimentales.
L'acquisition de trois index de mouillabilité (mouillablilité à l'eau, mouillabilité Amott-Harvey, vitesse d'imbibition spontanée à l'eau), illustrent clairement que :
1) Initialement tous les faciès présentent une forte affinité à l'eau (roche d'affleurement).
2) Le premier drainage effectué à température ambiante avec des huiles réservoirs affecte faiblement la mouillabilité originelle à l'eau.
·CARBONATES MICRO POREUX :INFLUENCE DE L' ARCHITECTIJRE DU MILIEU POREUX
3) Les procédures de vieillissement censées restaurer la mouillabilité réservoir à l'échantillon altèrent différemment les quatre faciès sédimentaires étudiés.
4) Les faciès carbonatés n'ont pas été rendus mouillables à l'huile malgré une mise en vieillissement prolongée en température et pression.
Comme toutes ces observations sont faites pour des couples de fluides, une minéralogie, des niveaux de Pc et Swi équivalents, la variation de mouillabilité est attribuée aux différences topologiques entre les milieux poreux. La mouillabilité est donc fonction de la géométrie du milieu poreux. Cette altération différentielle est confirmée par les travaux théoriques récents trouvés dans la littérature.
A réception de la carotte en laboratoire, les échantillons sont lavés dans le but d'ôter tous les composants potentiellement polluants relatifs aux caractéristiques physico-chimiques de la surface du milieu poreux. Reproduit expériementalement, malgré ce lavage, l'étude a montré qu'un important biais sur les courbes de premier drainage est engendré par une invasion de filtrat de boue à 1 'huile.
L'efficacité du lavage est aussi fonction de la topologie du milieu poreux et donc du rôle joué par la micro et la macroporosité car ces dernières répondent différemment au niveau des courbes de pressions capillaires.
Les résultats paradoxaux indiquant un comportement différent dans la courbe de premier drainage (altération de la mouillabilité) et des courbes d'imbibition spontanée similaires (conservation de la mouillabilité originelle) aux courbes originelles ont toutefois été confirmés grâce à l'utilisation d'un modèle numérique de réseau de pores. Ce dernier à montré que :
1) Le plateau des courbes de pression capillaire est atteint avec une plus faible pression capillaire pour les milieux poreux ayant une mouillablité hétérogène et faible à l'eau comprativement à des échantillons offrant une forte affinité à 1' eau.
2) Les saturations irréductibles en fin de premier drainage sont plus importantes pour les milieux poreux ayant une mouillablité hétérogène et faible à l'eau comparativement à des échantillons offrant une forte affmité à 1 'eau.
3) Malgré l'altération de la mouillabilité à l'eau, les faciès microporeux et carbonatés offrent un taux de récupération spontanée important.
Il apparaît aussi que les milieux fins et microporeux piègent faiblement le gaz comparativement aux milieux macroporeux. Confirmée par un modèle basé sur un assemblage de tubes polygonaux, leur morphologie particulière en forme de feuillets tendrait à expliquer ce comportement.
Finalement, les paramètres initaux contrôlant le comportement des fluides (mouillabilité et topologie du milieu poreux) au sein d'un milieu poreux semblent intimement liés.
ET DE LA MOUJLLABILITE SUR LES ECOULEMENTS DIPHASIQUES DANS LES RESERVOIRS PETROLIERS •
TABLE DES MATIERES
ABSTRA CT ... , ... ., ... - ... 1
RESUA!E ... * ••• - ••••••••• " ... ~ ... -~~ ••• 3
LISTE DES FIGURES ... 8
LISTE DES TABLEAUX ... 17
NOA!ENCLATURE ...• ,. ... - ... _ ... -.-··~· .. ···-··· .. ···..-··· ... •·• 19
PARTIE 1 Introduction ... 25
PARTIE II ELEMENTS DE PETROPHYSIQUE ... 27
II 1 Introduction à la pétrophysique ... n .. ···~···o·,···--··· 28
II 11 . Qu ' est ce qu un reservoir petro 1er .' ' . ' 1" ? ... .. 28
II 1.2 Les récupérations au sein d'un réservoir ... 28
II 2 Pétrophysique monophasique ... 28
II 2.1 Porosimétrie ... 28
II 2.2 Perm.éarn.étrie ... ~~~ ••... " ... , ... ,., .. 29
II 3 Propriétés des fluides ... _ .. , ... 29
II 3.1 Viscosité ... 29
II 3.2 Tension interraciale ... 29
II 4 Pétrophysique diphasique ... 30
II 4.1 La pression capillaire ... 31
II 4.2 Les courbes de pression capillaire ... ~ ... 32
II 5 Hystérésis des courbes de pression capillaire ... 35
II 6 La mouillabilité ... 3 7 II 6.1 Généralités ... 37
II 6.2 Mouillabilité dans les faciès carbonatés du Moyen-Orient. ... 39
II 6.3 Les index de mouillabilité conventionnels ... 40
PARTIE III GEOLOGIE REGIONALE & ETUDE SEDIMENTOLOGIQUE ... 43
III 1 Les plate-formes carbonatées du Crétacé ... 44
III 2 Les réservoirs du Moyen Orient des formations Shuaiba ... 44
Ill 3 La plate-forme provençale ... 46
III 3.1 Paléogéographie ... 46
III 3.2 Le site de Rustrel ... ..,..-... -.• -... -... ;t' . . . 48
III 3.3 La carrière d'Orgon ... T . . . 52
III 4 La Micrite ... 54
III 4.2 Une origine primaire ... 55
III 4.3 La micrite des sites de Rustrel et Orgon ... - -... .-... 55
III 4.4 Conservation de la micrite au cours des temps géologiques ... 56
III S Synthèse ... ,. ... 57
PARTIE IV ARCHITECTURE DES MILIEUX POREUX VISUALISATION ET EXTRACTION DEs PARAMETRES DESCRIPTIFS ... 59
IV 1 Intérêt de l'imagerie ... 60
IV 2 Les paramètres descriptifs ... 60
IV 2.1 Taille des pores et taille des seuils de pores ... 61
IV 2.2 La connectivité (Z) ... 63
IV 3 Les techniques disponibles ... 63
IV 3.1 Imagerie 2D ... _ ... 64
IV 3.2 Imagerie 3D : La microtomographie RX ... - ... , ... 66
IV 3.3 Avantages et inconvénients des méthodes utilisées ... 71
IV 4 Choix effectuées ... " ... 73
IV 5 Résultats qualitatifs :Visualisation du milieu poreux ... 74
IV 5.1 Un unique réseau poreux: l'exemple du faciès Orgon ... 74
IV 5.2 Un double réseau poreux : 1 'exemple des faciès R4 et R3 ... 76
IV 6 Résultats quantitatifs : Acquisition des paramètres descriptifs ... 79
IV 6.1 Répartition de la fraction poreuse à partir de l'imagerie 2D ... 79
• CARBONATES MICROPOREU:X : INFLUENCE DE L'ARCHITECTURE DU MILIEU POREUX
IV 6.2 Estimation de la distribution des tailles de pores à partir de l'imagerie 2D ... 80
IV 6.3 Estimation du rapport tp-tsp: l'association de l'imagerie 2D et des injections de mercure. 81 IV 6.4 Imagerie 30 ... 82
IV 6.5 Architecture des milieux poreux: une méthode d'investigation orientée image ... 88
PARTIE V PETROPHYSIQUE EXPERIMENTALE ... 93
V 1 Introduction ... , ... , ... + •••••• 111 . . . 94
V 2 Processus de caractérisation et de sélection des échantillons ... 95
V 2.1 Lavage initial. ... _ ... 96
V 2.2 Porosimétrie (Phi) & Perméamétrie au gaz (Kg) ... 96
V 2.3 Tomographie RX ... ~-··· .. ·• ... ···~ ... , ... _, 98 V 2.4 Miniperméamétrie ... 100
V 2.5 Saturation sous pression à 100% en saumure ... 102
V 2.6 Résonance Magnétique Nucléaire sur plug ... 1 02 V 2. 7 Sélection finale - Récapitulatif ... 105
V 3 Programme d'acquisition et méthodologie liées aux courbes de pressions capillaires ... 106
V 3.1 Description du programme d'acquisition ... 106
V 3.2 Ultracentrifugation ... 108
V 3.3 Vieillissement en température des plug à Swi ... 112
V 3.4 Lavage en fin de cycle de pression capillaire : Balayage à froid ... 113
V 3.5 Invasion par un filtrat de boues à l'buil,,.: .. ••·~···-···· ... .., ... ;. ... 114
V 3.6 Imbibition spontanée ... ~ ... 116
V 3. 7
Injection
de ~ ... ~ .••...•••.•. , ... 118V 3.8 Mesure de pennéabilité à l'eau
(ltw) ...
!.''"''"'""''''""""''··· ... 118V 3.9 Mesure de saturation maximale résiduelle en gaz (Sgnn) par ascension capillaire .. 118
V 3.10 Mesure des tensions interfaciales Huile/Saumure ... , ... 119
V 3.11 Rappel de la nomenclature ... 120
V 4 Caractéristiques des fluides utilisés ... 120
V 5 Les courbes de pression capillaire de premier
drainage ... .,. ....
121V S.l Influence de la motpbologie sur les courbes de premier drainage ... 126
v
5.2 Influence du couple de fluides surm ... .,. .. , ... *···· ... : ...
~....
132V 6 Echantillons ayant subi un contact préalable à l'huile de stockage ... 135
V 6.1 L'imbibition spontanée ... 135
V 6.2
Les
courbes d'imbibition ~ .... _., ... _ .. _, ... -... -.... _ ••••• ~···:-·~···--···•··· ... 140V 7 Echantillons ayant subi une invasion de filtrat de boues à l'huile ... 147
V 7.1 Rappel sur les courbes de premier drainage ... 147
V 7.2 L'imbibition spontanée ... 149
V 7.3 Les courbes d'imbibition forcée: Influence du
filtrat. ...
~...
~...
152v
8M.Qlli1Iabili'té. ... _ ... : ... ;. ... .-••••.. ___ •••'•••"'···-·· ... ,. ... _ ... _ ...
155V 8.1 lw: index de mouillabilité à l'eau ... 155
V 8.2 Comparaison des index Amott Harvey et USBM ... 155
PARTIE VI RECONCILIATION DES COURBES DE PREMIER DRAINAGE ... 159
VI 1 Introduction ... ,. .... lt...,. ___ , ... ,. ••• ~ ... llt •••••••• ~ ... ,._ ... 160
VI 2 Localisation des divergences : La pression capillaire de décalage ... 160
VI 3 Revue bibliographique ... 162
VI 4 Ultracentrifugation : vérification des erreurs potentiellement induites par les méthodes expérimentales •••••••••• ., •• Jt.f. ••• _ .. JIII' • • • • • _ . _ • • _ _ • • ~ • • • • ..,, . . . ~.,.. . . . , . . . , . . . 165
VI 4.1 Incertitude technique ... l65 VI 4.2 Vérification de la reproductibilité des mesures ... 167
VI 4.3 Interaction entre la saumure et les milieux poreux ... m . . . ~ •• 167
VI 4.4 Tension interfaciale pour le couple eau/huile ... 168
VI 4.5 Angle de contact pour le couple eau/huile ... m . . . 169
VI 5 Un angle de contact variable pour le couple Hgva/Hg ... 170
VI 5.1 Superpositions des courbes Pc8g et PCw/o··· ... ._ ... _ ... 171
VI 5.2 Justification expérimentale ... 172
ET DE LA MOUILLAB!LITE SUR LES ECOULEMENTS DIPHASIQUES DANS LES RESERVOIRS PETROLJERS.
VI 6 Influences respectives de la morphologie des pores et de 1' angle de contact. ... 17 5
VI 6.1 Le modèle simplifié de Chapman ... 175
VI 6.2 Le modèle Mayer Stowe et Princen (MS-P) ... 176
VI 6.3 Evaluation de l'influence respective de l'angle de contact et de l'angularité des pores à partir du modèle MS-P ... ,., ... - ... 180
PARTIE VII ADSORPTION ET FILMS PELLICULAIRES ... 183
VII 1 Hypothèses initiales ... 184
VII 2 La surface spécifique ... - ... 185
VII 3 Cinétique et ultracentrifugation ... 187
VII 4 Adsorption et films pelliculaires ... ~ ... " ... 188
VII 4.1 Définition du potentiel chimique, Jl ... 188
VII 4.2 A YL et SYL ... 188
VII 4.3 Modèle géométrique de milieu poreux : intégration de la notion de films pelliculaires. 189 VII 4.4 Calcul de saturation en fonction du potentiel chimique : Contribution des forces d'adsorption et des forces capillaires ... 190
PARTIE VIII SYNTHESE ET ANALYSE ... 195
VIII 1 Evaluation des ressources et amélioration de la représentativité des courbes de premier drainage issues des injections de mercure ... 196
VIII 2 Piégeage morphologique ... 197
VIII 2.1 Détermination de la saturation résiduelle en gaz d'un sous-réseau macroporeux. 198 VIII 2.2 Comparaison avec les données de la littérature concernant les carbonates ... 199
VIII 2.3 Influence du rapport
tp·tsp ... ...
200VIII 2.4 Influence de la morphologie du milieu microporeux ... 200
VIII 2.5 Comparaison avec des lithologies gréseuses à argilo-gréseuses ... 201
VIII 3 Comportement de l'huile mobile: Sor vs Swi ... 205
VIII 3.1 Dépendance à la morphologie du milieu poreux ... 205
VIII 3.2 Dépendance à la mouillabilité ... , ... 206
VIII 4 Dépendance de la mouillabilité à la topologie du milieu poreux ... 208
VIII 4.1 Evidences expérimentales ... 208
VIII 4.2 Considération théorique de l'altération différentielle induite par la topologie du milieu poreux209 VIII 5 Influence de la mouillabilité et du traitement appliqué à la carotte sur les courbes de premier drainage ... 211
VIII 5.1 Le paradoxe des résultats expérimentaux ... 213
VIII 5.2 La contribution d'une simulation numérique à 1' échelle du pore ... 214
VIII 6 Conclusions ... H . . . 215
BIBLIOGRAPHIE ... 217
·CARBONATES MICROPOREUX : INFLUENCE DE L' ARCI-IITECTURE DU MILIEU POREUX
LISTE DES FIGURES
Fig. 1: Tensiomètre de type LAUDA. En médaillon, l'anneau de Nouy lors d'une mesure de tension
superficielle ... 30
Fig. 2 : Définition de l'angle de contacte entre un fluide mouillant et fluide non mouillant. ... 31
Fig. 3 : Schéma explicatif représentant un réservoir pétrolier compris entre deUX: niveaux imperméables où sont réparties les différentes phases fluides ... 32
Fig. 4 : Echelle de temps entre différents phénomènes physiques ayant lieu dans un réservoir pétrolier (modifié d'après Patzek, 2000) ... 33
Fig. 5 : Le premier drainage forcé (FD) ... · .. ~ ... 33
Fig. 6: L'imbibition forcée (WD) ... 34
Fig. 7: Le second drainage forcé (OD) ... 35
Fig. 8 : Cycles entiers de courbes de pression capillaire ... 35
Fig. 9: Les deux types d'hystérésis liées à Pc= f(Sw) (modifié d'après Hawkins, 1989); A: les courbes représentent deux drainages de cycles différents; B : les courbes représentent un drainage (Pc>O) et une imbibition (Pc<O) d'un même cycle ... 36
Fig. 10 : une mouillabilité mixte : relations entre la géométrie des pores et les récupérations en huile (modifié d'après Salathiel, 1973) ... 37
Fig. 11 : Distribution de la mouillabilité selon 1 'angle de contact mesuré sur des surfaces minérales planes à partir de fluides provenant de 55 réservoirs différents (d'après Morrow, 1976) ... 38
Fig. 12: Isotherme de pression de détachement (disjoining pressure) pour un film mouillant sur une surface solide (d'après Kovscek et al. 1993); h = épaisseur du film en nanomètres; II= disjoining pressure ....... , ... , ... ~ ... _ ... 3 8 Fig. 13: Evolution de la mouillabilité de la formation Thamama dans un réservoir carbonaté du Moyen-Orient (modifié d'après d'après Okasha, 2001) ... 39
Fig. 14: Définition des index de mouillabilité Amott-Harvey et USBM (modifié d'après Morrow, 1990) ... 40
Fig. 15 : Localisation des plates-formes carbonatées à 1 'Aptien inférieur, 114-112 Ma, et en particulier des plates-formes de Provence et celles de l'actuel golfe Persique (cercles rouges) ; la couleur grise représente les dépôts marins profonds; modifié d'après Dercourt et al., 1993 ... 44
Fig. 16: Stratigraphie du Crétacé inférieur dans la région du golf Persique (d'après Harris et al., 1985) . ... 45
Fig. 17 : Localisation des champs d'hydrocarbures majeurs associés aux faciès à rudistes du Crétacé dans la partie sud du golfe Persique (modifié d'après Alsharhan et al., 1993); les champs représentés en noir correspondent à ceux provenant de la formation du Shuaiba ... 45
Fig. 18: Paléogéographie du sud-est de la France au Barrémien et limite de la côte actuelle (d'après Masse, 1993 ) .... _ ... ~ ... 4 7 Fig. 19: Reconstruction paléogéographique de l'évolution de la plate-forme carbonatée provençale durant le Crétacé inférieur (modifiée d'après Masse, et al. 1981); localisation en rouge des zones d'échantillonnage ... 4 7 Fig. 20 : Série stratigraphique synthétique du Barrémien supérieur à 1' Aptien inférieur de Rustrel (Machour, 2001; Masse, 1981) ... 48
Fig. 21 :Faciès R4; du point de vue macroscopique (a) et en lame mince (b etc) ... 50
Fig. 22: Faciès R3; du point de vue macroscopique (a) et en lame mince (b etc) ... 51
Fig. 23: Faciès R5; du point de vue macroscopique (a) et en lame mince (b etc) ... 52
Fig. 24: Carrière à ciel ouvert d'Orgon (Mai 2001) ... 53
Fig. 25 :Faciès Orgon; du point de vue macroscopique (a) et en lame mince (b etc) ... 53
Fig. 26: Reconstruction schématique d'une plate-forme carbonatée au Crétacé associée à des biohermes à rudistes (modifiée d'après Masse, 1981}; a: mames de bassin; b: talus bioclastique; c: construction à rudistes et coraux; d: boue carbonatée à foraminifères et rudistes ; e: mames de lagon ; f: grès fluvio-deltaïques ; g: drain chenalisant; o : carrière d'Orgon ... 54
Fig. 27 : Micrite des affleurements de Rustrel et Orgon par microscopie électronique ; a: R3 ; b: R4 ; c: R5 ; d: Orgon ... 56
ET DE LA MOUlLLABILJTE SUR LES ECOULEMENTS DlPHASJQUES DANS LES RESERVOIRS PETROLiERS-
Fig. 28: Evolution du rapport Mg/Ca dans l'eau de mer au cours des temps géologiques (d'après Hardie, 1996) ... 57 Fig. 29: Influence de la température et du rapport Mg/Ca sur la calcite précipitée à partir de l'eau de mer ... ~ ... t. . . _ , . . . 57 Fig. 30 : Image 3D d'un milieu poreux (Faciès : Orgon ; Source : microtomographie RX à source synchrotron), les pores étant (définies par tp) reliés entre eux par des seuils de pores (tsp) ... 61 Fig. 31 : Schéma récapitulatif indiquant les variations des courbes d'injection de mercure en fonction du modèle appliqué .... 4 . . . " . ' ' ' ' " ' · · · 62 Fig. 32 : Schéma récapitulatif indiquant les variations des courbes de drainage en fonction du modèle appliqué ... 62 Fig. 33: a: image source segmentée comme par exemple une image MEB; b: schéma illustrant différentes étapes au cours du processus d'estimation des rayons de pores avec !ï, l'état initial et tr, 1' état finaL ... 66 Fig. 34: Segmentation par kriegeage sur une image microtomographique bruitée issue du faciès R4 (image de gauche). L'image centrale représente la zone où le kriegeage est appliqué. L'image de droite est l'image finale binarisée ... 68 Fig. 35 :Exemple représentant le squelette en deux dimensions (traits pointillés) d'un rectangle ... 68 Fig. 36 : Représentation graphique du squelette d'un sous- bloc 3D du faciès R4 ... 69 Fig. 37 : localisation des minima entre 4 sphères individualisant un pore et lui associant 4 seuils d" entrée ... 69 Fig. 38: Schéma récapitulatif des différents facteurs morphologiques extraits de l'analyse 3D ... 70 Fig. 39: Comparaison d'une coupe binarisée issue de la microtomographie RX à O. 7 um de résolution sur le faciès Orgon (a) et de son interpolation cubique (b) avec une image issue de la microscopie électronique sur section polie ( c ). Les porosités surfaciques ( ~) sont sensiblement égales ... 72 Fig. 40: Comparaison d'une réplique du milieu microporeux Orgon (gauche) avec son homologue issu de l'imagerie tridimensionnelle (droite) ... 73 Fig. 41 : Comparaison d'une lame mince où seule la macroporosité est représentée (a) avec deux sections issues de la microtomographie RX (b et c ) ... 73 Fig. 42 : Réplique du faciès Orgon. La phase solide correspond au milieu poreux et la phase vide à la matière dissoute ... - ... _ ... ".w··-··· 74 Fig. 43 : Réplique du faciès Orgon. La morphologie de la fraction la plus fine du milieu poreux s'exprime sous forme de feuillets ou de structures punctiques ... 75 Fig. 44: Schéma représentant les différentes types de microporosités présents au sein du faciès sédimentaire Orgon ... 75 Fig. 45: Image du réseau microporeux d'Orgon obtenue à partir d'images microtomographiques acquises à 1 'ESRF ; a : représentation graphique de la maille polygonale ; b : représentation graphique de la surface du milieu poreux ... 75 Fig. 46: Image du réseau microporeux d'Orgon obtenue à partir d'images microtomographiques acquises à l'ESRF; a: représentation graphique de la phase solide; b: représentation graphique de la surface du milieu poreux. ... , .. _ ... - ... _. ... 7 6 Fig. 47: Rotation d'un agrandissement du réseau microporeux d'Orgon en 8 clichés; les cercles rouges correspondent au connexions avec le reste du réseau ... 76 Fig. 48: Réplique du faciès R4 avec les équivalents observés en lames minces des zones d'observation des différents types de porosités. La phase solide correspond au milieu poreux et la phase vide à la matière dissoute.~··· ... ··· .. ··· .. ··· .. ··· 77 Fig. 49 : Schéma représentant des différents types de macroporosité présents au sein du faciès sédimentaire R4 s'exprimant sous forme de pores (pointillés) et de feuillets ... 77 Fig. 50: Réplique du faciès R4. La morphologie du milieu microporeux s'exprime en amas de feuillets .
. . . 11 . . . 78 Fig. 51: Image du réseau macroporeux du faciès R4 obtenue à partir d'images microtomographiques acquises à l'ESRF ... 78 Fig. 52 : Rotation de pores (a et b) présentant une large extension (plusieurs centaines de micromètres) pour une épaisseur de quelques micromètres sur 4 clichés (indices 1 à 4); les zones vertes correspondent aux connexions avec le reste du réseau ... 78
·CARBONATES MICRO POREUX: INFLUENCE DE L'ARCHITECTURE DU MILIEU POREUX
Fig. 53 : Rotation de pores présentant une morphologie aplaties (a) et tubulaire (b) sur 4 clichés
(indices 1 à 4); les zones vertes correspondent aux connexions avec le reste du réseau ... 79
Fig. 54: Réplique du faciès R3. La morphologie du milieu microporeux s'exprime en amas de feuillets associés à des vacuoles ... : ... 79
Fig. 55 :Répartition de la phase solide (macrosquelette), de l'espace macroporeux (macropores), et de la fraction microporeuse (composée des grains de micrite associés à l'espace microporeux) estimée par analyse d'images 2D ... 80
Fig. 56 : Répartition de la porosité estimée par analyse d'images 2D entre les différents faciès ... 80
Fig. 57: Distribution, au sein de la fraction microporeuse, des rayons de pores équivalents sur les 4 faciès sédimentaires étudiés. Notez l'asymétrie liée à la diagénèse d'affleurement ... 81
Fig. 58 : Comparaison des distributions de rayons de pores et de rayons de seuils de pores issues respectivement de l'imagerie bidimensionnelle et des courbes d'injection de mercure; aire grise: injection de mercure; hachures fines : imagerie 2D relative à la microporosité ; hachures larges : imagerie 2D relative à la macroporosité. Les vignettes représentant des répliques permettent d'appuyer les distributions caractéristiques de chaque faciès ... 82
Fig. 59 : Distribution de rayons de pores équivalents sur les milieux R4 (Macroporosité) et Orgon ... 83
Fig. 60 : Schéma représentant le deuxième modèle de réseau poreux. Contribution de la fraction envahie du milieu poreux (SHgv) à la perméabilité totale, K (carré: R4; cercles: Orgon) ... 84
Fig. 61 :Obtention du rayon effectif des seuils de pores à partir de la labellisation de l'image 3D ... 85
Fig. 62 : Distribution de rayons de seuils de pores équivalents sur les milieux R4 (Macroporosité) et Orgon ... 85
Fig. 63: Obtention du nombre de coordinations entre les pores à partir de la labellisation de l'image 3D . ... ,. ... _ ... _ ... 86
Fig. 64: Distribution du nombre de coordinations. Z. sur les milieux R4 (Macroporosité) et Orgon .• 86 Fig. 65 : Distribution de la tortuosité et de la distance interporale, L, sur les milieux R4 (Macroporosité) et Orgon ... 87
Fig. 66 : Schéma explicatif de la notion d'isolement des pores, I. ... 87
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 macroporeuse du faciès R4 et le faciès Orgon . ... ... ~ ... tl.,. •••••••••••••••••••••••••••••••••••••••• ~-•••••••••••••••• ,.; ...... 89
Fig. 68: Récapitulatif des principales valeurs moyennes obtenues par analyse d'images bidimensionnelles ... 91
Fig. 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 ... 91
Fig. 70 : Distribution des porosités selon les faciès sédimentaires ... 97
Fig. 71 : Distribution des perméabilités au gaz selon les faciès sédimentaires ... 97
Fig. 72: Relation entre la porosité (Phi) et la perméabilité au gaz (Kg) en fonction du faciès sédimentaire ... 98
Fig. 73: Scanner médical appliqué au domaine pétrolier (type CT High Speed HSA) ... 99
Fig. 74: Tomographie RX selon deux coupes longitudinales orthogonales (rés. 250 um) ... 99
Fig. 75 : Miniperméamétrie au gaz. Distribution des perméabilités au gaz sur les surfaces des plugs selon un profil. L'axe des abscisses représente la longueur du plug, soit 5cm ... 101
Fig. 76: Cellule de saturation ... 102
Fig. 77: Résonance Magnétique Nucléaire ... 102
Fig. 78: Amplitude du signal de relaxation transversale en fonction du temps de relaxation pour des pores de tailles différentes ... 104
Fig. 79: Inversion du signal en un spectre T2 ... 104
Fig. 80: Spectres T2 (en millisecondes) caractéristiques des faciès sédimentaires étudiés ... 104
Fig. 81 : Ultracentrifugeuse Beckman de type L8-60M ... 108
Fig. 82 : Schéma explicatif du principe de l'ultracentrifugeuse. Coupe au sein d'un des 3 bras du rotor. ... 109
Fig. 83 :Effets radiaux induits par l'ultracentrifugation ... 110
ET DE LA MOUILLABILITE SUR LES ECOULEMENTS DIPHASIQUES DANS LES RESERVOIRS PETROLIERS.
Fig. 84: Schéma explicatif d'un cycle complet des courbes de pression capillaire. Notons les distinctions entre les parties du cycle où les corrections de Forbes sont prises en compte et d'autres
parties où seul le bilan-matière est considéré ... 112
Fig. 85: Montage en cellules des plugs pour un vieillissement en température (65°C) et sous pression (20 bars ).,_ ... ~~~~~;·.~···11'~ ... A•-~'"",.v-!1'!' . ..,_ ... '!',.., .. ~···1!·'·"'!.••-·~:r'!ll~·-'~.ll'" ... ...,. .. ;t.,.,....~···"·~;~•...-.,•'f-t•~···~--·;•··,•·:•;.., ••• ~"'·i.,;~ ... 112
Fig. 86: Schéma récapitulatif du montage expérimental simulant l'effet du vieillissement sur les écoulements diphasiques dans un milieu poreux ... 113
Fig. 87: Schéma récapitulatif du montage expérimental simulant l'effet du lavage sur les courbes de pression capillaire; Cleaning : lavage par balayage, 2dFD : Second premier drainage, WI : Imbibition spontanée, WD: imbibition forcée, 3dFD== Troisième premier drainage ... 114
Fig. 88: Effets du lavage. Figure A (gauche): état du plug après échantillonnage; Figure B (droite): état du plug après un cycle complet et un lavage ... 114
Fig. 89 : Illustration de l'invasion d'un filtrat de boue à l'huile dans un échantillon à Swi ... 115
Fig. 90: Montage expérimental en vue de l'acquisition de courbes d'imbibition spontanée d'huile et d'eau (d'après Cuiec, 1986); Fig. 8 ... 116
Fig. 91: Imbibition spontanée sous cloche ... 116
Fig. 92: Imbibition spontanée à l'eau sur deux faciès carbonatés microporeux précédemment mis à Swi par ultracentrifugation (à gauche une huile de stockage, à droite une huile de synthèse) ... 116
Fig. 93 :Conditions d'écoulement à la surface de l'échantillon ... 117
Fig. 94: Mesure de Kw ... 118
Fig. 95: Mesure de Sgrm ... 119
Fig. 96: Tensiomètre de type LAUDA. En médaillon, l'anneau de Nouy lors d'une mesure de tension superficielle ... 119
Fig. 97 : Rupture hydraulique (Rh) associée à une augmentation en saturation de la phase mouillante pour le second drainage. Ces deux constats mettent en évidence une répartition hétérogène de la mouillabilité dans le milieu poreux ... 122
Fig. 98: Effets du lavage sur les courbes de premier drainage (1er, 2ème et 3ème cycles); A: Faciès R3; B : Faciès R4 ; C : Faciès Orgon ; Couple w/Li ... 123
Fig. 99: Effets du lavage sur les courbes de premier drainage (1er, 2ème et 3ème cycles) ; A : Faciès R3 ; B: Faciès R4; C: Faciès Orgon; Couple w/La ... 124
Fig. 100: Effets du lavage sur les courbes de premier drainage (1er, 2ème cycles); A: Faciès R3; B: Faciès R4; C: Faciès Orgon; Couple w/MudFiltrat pour le premier cycle et w/Ma pour le deuxième cycle .... ~ ... ... -... .a.'eof••···•a•••• 125 Fig. 101 : Illustration de 1' effet de la morphologie du milieu poreux sur les courbes de pression capillaire ... H . . . 126
Fig. 102: Courbes de premiers drainages en couple saumure/huile de synthèse des faciès R3, R4 et Orgon pour des échantillons n'ayant jamais été en contact avec de l'huile ... 127
Fig. 103: Agrandissement de la Fig. 102. a) zone de basses pressions capillaires (0-1) bars b) zone de transition (0-2bars) c) zone de hautes pressions capillaires (Swi) ... 128
Fig. 104 : Courbes de premier drainage obtenues par injection de mercure (Hgvap/Hg) des faciès R3(losange bleu) ,R4(carré blanc) et Orgon( cercle rouge); réajustement des tensions interraciales à 40 dynes.cm-1 ... 130
Fig. 105 : Agrandissement de la Fig. 104. a) zone de basses pressions capillaires (0-1) bars b) zone de transition (0-2bars) c) zone de hautes pressions capillaires (Swi); R3(losange bleu) ,R4(carré blanc) et Orgon( cercle rouge) ; réajustement des tensions interraciales à 40 dynes.cm-1 ... 131
Fig. 106: Schéma récapitulatif du montage expérimental simulant l'effet du couple de fluides utilisé sur les courbes de pression capillaire ... 132
Fig. 107 : Comparaison des courbes de premier drainage obtenues en couples eau/huile de synthèse, eau/huile de stockage, Hgvap/Hg sur le faciès R3 ... 133
Fig. 108: Comparaison des courbes de premier drainage obtenues en couples eau/huile de synthèse, eau/huile de stockage, Hgvap!Hg sur le faciès R4 ... 133
Fig. 109: Comparaison des courbes de premier drainage obtenues en couples eau/huile de synthèse, eau/huile de stockage, Hgvap/Hg sur le faciès Orgon ... 134
Fig. 1.10 : Comparaison des courbes de premier drainage obtenues par injection de mercure et par ultracentrifugation ... 134
-CARBONATES MICRO POREUX : INFLUENCE DE L'ARCHITECTURE DU MILIEU POREUX
Fig. 111 : Comparaison pour les faciès R3, R4 et Orgon des courbes de pression capillaire obtenues par injection de mercure et celles obtenues par ultracentrifugation en couple w/Ma; conversion de la pression capillaire en hauteur au-dessus du plan de capillarité nulle dans un réservoir idéal composé d'un seul milieu poreux (hauteur au-dessus du free water level) ... 135 Fig. 112 : Effets du couple de fluides et du vieillissement sur les récupérations en huile (pourcentage en fonction du volume poreux total) vs til: faciès R3 ... 136 Fig. 113: Effets du couple de fluides et du vieillissement sur les récupérations en huile (pourcentage en fonction du volume poreux total) vs til: faciès R4 ... 137 Fig. 114: Effets du couple de fluides et du vieillissement sur les récupérations en huile (pourcentage en fonction du volume poreux total) vs til: faciès Orgon ... 137 Fig. 115: Récapitulatif: effets du couple de fluides et du vieillissement sur les récupérations en huile . ... 138 Fig. 116: Effets du lavage sur les récupérations en huile par imbibition spontanée vs td: faciès R3. 139 Fig. 117: Effets du lavage sur les récupérations en huile par imbibition spontanée vs td : faciès R4. 139 Fig. 118: Effets du lavage sur les récupérations en huile par imbibition spontanée vs td :faciès Orgon . ... 140 Fig. 119 : Effets du couple de fluides et du vieillissement sur les courbes d'imbibition forcée obtenues par ultracentrifugation (les valeurs de Swioraw , Swi,Forbes et Sor,Forbes sont rajoutées sur l'axe des abscisses): faciès R3 ; courbes Pc corrigées par Forbes Il. ... 141 Fig. 120: Effets du couple de fluides et du vieillissement sur courbes d'imbibition forcée obtenues par ultracentrifugation (les valeurs de Swi.raw• Swi, Forbes et Sor,Forbes sont rajoutées sur l'axe des abscisses):
faciès R4; courbes Pc corrigées par Forbes Il. ... 141 Fig. 121: Effets du couple de fluides et du vieillissement sur courbes d'imbibition forcée obtenues par ultracentrifugation (les les valeurs de Swi,raw , Swi,Forbes et Sor,Forbes sont rajoutées sur l'axe des abscisses): faciès Orgon ;courbes Pc corrigées par Forbes 11 ... 142 Fig. 122: Effets du lavage sur les courbes d'imbibition forcée du faciès R3 (les valeurs de Swi,raw, Swi,Forbes et Sor,Forbes sont rajoutées sur l'axe des abscisses); courbes Pc corrigées par Forbes 11 ... 143 Fig. 123: Effets du lavage sur les courbes d'imbibition forcée du faciès R4 (les valeurs de Swi,raw , Swi,Forbes et Sor,Forbes sont rajoutés sur l'axe des abscisses); courbes Pc corrigées par Forbes Il. ... 143 Fig. 124: Effets du lavage sur les courbes d'imbibition forcée du faciès Orgon (les valeurs de Swi,raw, Swi,Forbes et Sor,Forbes sont rajoutées sur l'axe des abscisses); courbes Pc corrigées par Forbes II ... 144 Fig. 125 : Comparaison des courbes de premier et second drainages : effets du vieillissement et du couple de fluides; faciès R3; courbes Pc corrigées par Forbes 11 ... 146 Fig. 126: Comparaison des courbes de premier et second drainages: effets du vieillissement et du couple de fluides; faciès R4; courbes Pc corrigées par Forbes ll ... 146 Fig. 127: Comparaison des courbes de premier et second drainages: Effet du vieillissement et du couple de fluides; faciès Orgon; courbes Pc corrigées par Forbes II ... 147 Fig. 128: Courbes de premier drainage simulant l'invasion d'un filtrat de boues à l'huile au sein d'un milieu poreux précédemment mis à Swi (recalage des 1FT à 40 dynes.cm-1 ) ... 148 Fig. 129: Effet de l'utilisation d'un couple Eau/Filtrat sur les saturations irréductibles en eau;
ôSw=décalage entre le Swi,Forbes du couple Eau/Ma et celui du couple Eau/Filtrat... ... 148 Fig. 130: Agrandissement dans la fenêtre 0-10 bars de la Fig. 128. Courbes de premier drainage simulant l'invasion d'un filtrat de boues à l'huile au sein d'un milieu poreux précédemment mis à Swi (recalage des 1FT à 40 dynes.cm-1) ... 149 Fig. 131 :Effet du filtrat de boues à l'huile sur les récupérations en huile par imbibition spontanée vs td: faciès R3 ... 149 Fig. 132 : Effet du filtrat de boues à l'huile sur les récupérations en huile par imbibition spontanée vs td: faciès R4 ... 150 Fig. 133 : Effet du filtrat de boues à l'huile sur les récupérations en huile par imbibition spontanée vs td: faciès Orgon ... 150 Fig. 134: Effet du lavage sur les récupérations en huile par imbibition spontanée vs td: faciès R3 .. 151 Fig. 135: Effet du lavage sur les récupérations en huile par imbibition spontanée vs td: faciès R4 .. 151 Fig. 136: Effet du lavage sur les récupérations en huile par imbibition spontanée vs td : faciès Orgon .
... 152
ET DE LA MOUILLABILITE SUR LES ECOULEMENTS DIPHASIQUES DANS LES RESERVOIRS PETROLIERS.
Fig. 137 : Courbes d'imbibition forcée des échantillons envahis par un filtrat de boues à l'huile (les valeurs de Swi,raw, Swi,Forbes et Sor,Forbes sont rajoutées sur l'axe des abscisses) ... 153 Fig. 138: Effet de l'invasion par un filtrat de boues à l'huile sur les courbes d'imbibition forcée du faciès R3 (les les valeurs de Swi,raw, Swi,Forbes et Sor,Forbes sont rajoutées sur l'axe des abscisses) ... 153 Fig. 139: Effet de l'invasion par un filtrat de boues à l'huile sur les courbes d'imbibition forcée du faciès R4 (les valeurs de Swi,raw, Swi,Forbes et Sor,Forbes sont rajoutées sur l'axe des abscisses) ... 154 Fig. 140: Effet de l'invasion par un filtrat de boue à l'huile sur les courbes d'imbibition forcée du faciès R3 (les valeurs de Swi,raw, Swi,Forbes et Sor,Forbes sont rajoutées sur l'axe des abscisses) ... 154 Fig. 141 : Variations de l'index de mouillabilité à l'eau lw en fonction de l'huile et du traitement utilisés ... 155 Fig. 142: Variations de l'index de mouillabilité Amott-Harvey en fonction de l'huile et du traitement utilisés ... _ .. ,.~·-·· ... ·•·-··,...···~ ... ,.,..41.,, .. ., •• .;-.. ... , •• , ... "" ... ,..._ •••• ,.,., •• _ ... , ... _. ... _. 156 Fig. 143: Variations de l'index de mouillabilité USBM en fonction de l'huile et du traitement utilisés . ... 156 Fig. 144: Comparaison des indices de mouillabilité Amott-Harvey et USBM mesurés sur les mêmes échantillons en fonction du faciès, de l'huile utilisée et de la mise en vieillissement.. ... 157 Fig. 145 : Comparaison entre les données obtenues expérimentalement et les modèles analytiques simples, FW (mouillabilité fractionnée), MWL (mouillabilité mixte avec les larges pores mouillables à l'huile) et MWS (mouillabilité mixte avec les petits pores mouillables à l'huile); d'après Dixit et al.
( 1998) .... , ... ···-··· 15 8 Fig. 146: Illustration des décalages observés sur le faciès microporeux Orgon entre le couple eau/huile de synthèse et Hgvap!Hg (Les tensions interraciales ont été recalées à 40 dynes.cm-1) ... 160 Fig. 147: Comparaison des courbes de pression capillaire obtenues par injection mercure (traits pleins) et ultracentrifugation (symboles) en couple eau/huile pour les faciès R4, R3, Orgon et R5. La pression capillaire de décalage, ou la divergence des réponses entre les deux types de courbes expérimentales est estimée à 0.7 bars .... _ ... ~~~ ... 161 Fig. 148: Comparaison du rapport microporosité/macroporosité surfacique avec la saturation de décalage; (R4=carré, R3=losange, Orgon=cercle, R5=triangle) ... 162 Fig. 149 : Courbes de pression capillaire pour les basse pressions capillaires en couple eau-huile et Hgvap-Hg (d'après Bouvier, 1991) ... 163 Fig. 150: Décalage inversé des courbes de premier drainage pour le faciès R3 dans la zone des basses pressions capillaires (Ma : couple eau-huile ; MICP : couple Hgvap!Hg). Les images tomographiques indiquent la macroporosité d'origine vacuolaire sur les différents échantillons ... 163 Fig. 151 : Caractéristiques des différents couples de fluides au sein d'un drainage dans un milieu poreux à mouillabilité franche à l'eau. Les flèches indiquent le remplacement d'une phase par une autre (g : gaz ; 1 : liquide) ... 165 Fig. 152: Schéma comparatif sur une section de capillaire carrée entre le couple Hgvap/Hg et le couple Huile/eau. Notez l'absence d'interface triple dans le cas du système eau-huile (dans le cas d'un substrat franchement mouillable à l'eau) et de films pelliculaires dans le cas du système Hgvap!Hg .. 165 Fig. 153 : Courbe de récupération en premier drainage en fonction du temps pour 3 plugs du faciès Orgon (en couple w/Ma) ... 166 Fig. 154: Erreurs de saturations liées aux valeurs B et N obtenues dans l'enquête du SCA (Forbes, 1997) concernant la méthode d'interprétation de Forbes. Les cercles noirs sur l'axe des abscisses correspondent aux valeurs B et N de notre cas d'étude pour les courbes de drainage ... 167 Fig. 155: Evolution linéaire de la pression différentielle (~P) en fonction du débit (Q) ... 168 Fig. 156: Effet théorique de la variation de l'angle de contact du système eau-huile-CaC03 sur la courbe de premier drainage issue de l'ultracentrifugation en couple eau-huile ... 170 Fig. 15 7 : Variabilité inhérente au faciès du rapport Pcw1ocrHg!PCHgD"wio en fonction de la saturation .. 171 Fig. 158 :Angle de contact nécessaire d'appliquer afin de superposer les courbes issues des injections de mercure à celles issues de l'ultracentrifugation en couple eau-huile; L'angle 8Hgv correspond à l'angle de contact de la phase vapeur ... 172 Fig. 159 :Mesure de l'angle de contact Hgl en fonction du rayon de la goutte sur laquelle celui-ci a été mesuré. (d'après Smithwick, 1987 et Latorre et al., 2002) ... 173 Fig. 160: Evolution du rayon maximal de la goutte de mercure vis à vis de son rayon basal. ... 173
-CARBONATES MICROPOREUX: INFLUENCE DE L'ARCHITECTURE DU MILIEU POREUX
Fig. 161: Mesure de 1' angle de contact Hg en fonction de la pression capillaire obtenue à partir de Young-Laplace (modifiée d'après Smithwick, 1987 et Latorre et al., 2002) ... 174 Fig. 162: Comparaison entre la variabilité de l'angle de contact pour la phase vapeur de mercure relevée dans la littérature et celui nécessaire d'appliquer afin de superposer les courbes issues des injections de mercure à celles issues de l'ultracentrifugation en couple eau-huile; L'angle 9Hgv correspond à l'angle de contact de la phase vapeur ... 174 Fig. 163: Saturation en eau en fonction de l'angle
p
pour une imbrication cubique de sphères et une imbrication hexagonale; modifié d'après Chapman (1984) ... 176 Fig. 164: Drainage dans un tube triangulaire (modifiée d'après Mason et Morrow, 1990); a: drainage à courbure constante (Cd) du ménisque principal (MTM); b: drainage des ménisques angulaires (AM) en fonction de la courbure ; ... 1 77 Fig. 165: Augmentation de la phase mouillante retenue dans les coins des polygones en fonction de la section du capillaire ... 177 Fig. 166: Influence de l'angle de contact sur la courbure pour une même morphologie polygonale.l78 Fig. 167: Angle de contact critique en fonction de l'angle a. Ex: si a.=30° alors si 9<60°, C>O et si 9>60°, C<O ... 178 Fig. 168 : Effet de l'angularité du capillaire sur les courbes de saturation en fonction de la courbure de l'interface; a: régime d'écoulement à la pression d'entrée; b: régime d'écoulement dans les ménisques ; Cn, MS Pd : Courbure d'entrée ; 9=0° ... 1 79 Fig. 169 : Effet de l'angle de contact sur les courbes de saturation en fonction de la courbure de l'interface poure
= 0, 10, 20, 30, 40 et 50°; a. =30° ... 180 Fig. 170: Rapports Pcw10cr8g!Pc8gcrwto obtenus à partir du modèle MS-Pet des résultats expérimentaux (légende: voir tableau ci-dessus) ... 181 Fig. 171 :Rapports PCwt0cr8g!Pc8gcrwto obtenus à partir du modèle MS-Pet des résultats expérimentaux (légende: voir tableau ci-dessus) limités aux bornes: [Sw=20% ;Sw=90%] ... 182 Fig. 172: Comparaison schématique de la répartition des fluides à une pression capillaire donnée au sein d'un milieu poreux (zone hachurée). Notez l'absence de films pelliculaires dans le système Hgvapffig ... 184 Fig. 173 : Effet de l'augmentation de la pression capillaire sur un drainage. L'écoulement le long de films adsorbés est un phénomène induit par la présence de deux phases immiscibles (2 fluides- 1 phase). Ces phénomènes sont absents dans les cas des injections de mercure (2 phases- 1 fluide); la phase hachurée représente la phase solide ... 185 Fig. 174: Surface spécifique en fonction du rayon du grain basée sur les modèles théoriques de Melrose (1987) et Zemanek (1984) ainsi que sur un empilement de grains sphériques de calcite (cercles gris) ... 186 Fig. 175: Modèle géométrique d'une cellule associée à ses feuillets ... 189 Fig. 176: Représentation statistique d'une distribution de rayons de pores obtenue par analyse d'images et par une fonction Gamma avec pour paramètres~ =2 ; ro =3.5E-7 ... 190 Fig. 177: Courbes de rétention d'eau incluant les phénomènes capillaire et d'adsorption (modifiée d'après Or et al, 1999) ... 191 Fig. 178: A gauche: Fonction de distribution de type Gamma, calée sur la distribution des tailles de seuils de pores obtenue par injection de mercure (gris); la distribution des feuillets (traitillés) est fonction du facteur a.; A droite: Modélisation de courbes de rétention d'eau utilisant la courbe de distribution ... 192 Fig. 179: A gauche: Fonction de distribution de type Gamma, calée sur la distribution des tailles de seuils de pores obtenue par injection de mercure (gris); la distribution des feuillets (traitillés) est fonction du facteur a.; A droite: Modélisation de courbes de rétention d'eau utilisant la courbe de distribution ... 192 Fig. 180: A gauche: Fonction de distribution de type Gamma, calée sur la distribution des tailles de seuils de pores obtenue par injection de mercure (gris); la distribution des feuillets (traitillés) est fonction du facteur a.; A droite: Modélisations de courbe de rétention d'eau utilisant la courbe de distribution .... , ... t . . . ~ . . . .o~~ ... ., ... t. . . 193ET DE LA MOUILLABILITE SUR LES ECOULEMENTS DIPHASIQUES DANS LES RESERVOIRS PETROLIERS.
Fig. 181 : Estimation du volume d'huile· et de saumure (pour un réservoir idéal de x mètres d'épaisseur au-dessus du plan d'eau à l'équilibre capillaro-gravitaire initial) en fonction du couple de fluides utilisé ... 196 Fig. 182 : Surestimation volumétrique des ressources en huile par le couple Hgvap/Hg comparativement au couple eau/huile en fonction de réservoirs idéaux de différentes épaisseurs lithologiques ... 197 Fig. 183 : Saturation maximale en gaz résiduel (Sgrm) mesurée expérimentalement. ... 198 Fig. 184: Estimation de la saturation maximale en gaz résiduel pour la fraction macroporeuse du faciès R4 ... 199 Fig. 185 : Porosité totale des échantillons en fonction de la saturation maximale en gaz résiduel pour les faciès carbonatés de Bousquié (1979) et les faciès R3, R4, R5 et Orgon ... 199 Fig. 186 : Relation entre la saturation maximale en gaz résiduel (Sgnn) et la perméabilité au gaz (Kg) ainsi qu'avec la porosité (Phi) ... 200 Fig. 187: Evolution du piégeage en gaz en fonction de l'angularité du tube polygonal (modifié d'après Ma et al., 1996) ... 201 Fig. 188: Sgrm en fonction de la porosité et de la teneur massique en argile pour des grès (d'après Suzanne, 2002); les cercles rouges représentent les extrema des différentes tendances observées ... 202 Fig. 189: Valeurs des extrema de chaque tendance observée (modifiées d'après Suzanne, 2002) ... 202 Fig. 190: Evolution de la saturation maximale en gaz résiduel (Sgrm) pour (a) les grès de Fontainebleau, (b) le faciès réservoir argilo gréseux 16 et (c) les faciès carbonatés R4 (carré), Orgon (cercle) et R5 (triangle) ... ~ ... 203 Fig. 191 : Evolution du piégeage en gaz en fonction de 1' angularité (a) du tube polygonal et de 1' angle de contact,
e
(modifié d'après Ma et al., 1996) ... 204 Fig. 192 : Evolution du pourcentage d'huile mobile en fonction du faciès sédimentaire et du traitement appliqué sur les échantillons5 ... u ... ,f: . . . , • • • • . • ., . . . ~.,.,..., . . . - • • · . , . . . . . ~ . . . 205 Fig. 193 : Evolution de la saturation irréductible, le gain de saturation finale en eau par imbibition spontanée et la saturation en huile résiduelle comparativement à la perméabilité (Kg), la porosité totale (Phi) et la fraction microporeuse (Phi micro) ; code couleur : se référer à la nomenclature au début de l'ouvrage (p.l9) ... 206 Fig. 194 : Evolution de la saturation irréductible en eau, du gain de saturation fmale en eau par imbibition spontanée, de la saturation en huile résiduelle et du pourcentage d'huile mobilisable comparativement à l'index de mouillabilté à l'eau (lw) et à l'index de mouillabilité Amott-Harvey (IAH); couleur: se référer à la nomenclature au début de l'ouvrage (p.l9) ... 207 Fig. 195 : (a) Swi vs Sor (b) Huile mobile en fonction de la saturation en eau en fin d'imbibition spontanée (Sw, is); couleur: se référer à la nomenclature au début de l'ouvrage (p.19) ... 208 Fig. 196 :a) Influence sur l'index de mouillabilité à l'eau, lw de l'huile (Li, La ou Ma), du filtrat (Ma+Mud) et des procédures expérimentales ([Aged], [Aged_Cleaned]) sur le faciès R4 (blanc), R3 (gris) et Orgon (Noir); b) Influence sur l'index de mouillabilité Amott-Harvey, IAH, de l'huile (Li, La ou Ma), du filtrat (Ma+Mud) et des procédures expérimentales ([Aged], [Aged_Cleaned]) sur le faciès R4 (blanc), R3 (gris) et Orgon (Noir ... ~ ... 209 Fig. 197: Influence de l'huile (Li, La ou Ma) du vieillissement ([Aged]) et du lavage ([Cleaned]) sur l'imbibition spontanée à l'eau pour le faciès Orgon et R4 ... 209 Fig. 198 :Répliques des milieux microporeux concernant les faciès Orgon et R4 ... 210 Fig. 199 : schéma représentant un pore large concave associé à un pore fin ... 211 Fig. 200: Influence de l'huile (Li, La, Ma) des procédés expérimentaux ([Aged_Cleaned] et [Mud_Cleaned]) sur les courbes de premier drainage pour le faciès R4. Le texte entre parenthèses correspond aux procédures expérimentales appliquées dans un cycle précédent avec le même échantillon .... ~ ... ~ ... 212 Fig. 201: Influence de l'huile (Li, La, Ma) des procédés expérimentaux ([Aged_Cleaned] et [Mud_Cleaned]) sur les courbes de premier drainage pour le faciès Orgon. Le texte entre parenthèses correspond aux procédures expérimentales appliquées dans un cycle précédent avec le même échantillon ... 212 Fig. 202 : Distribution des rayons de seuils de pores obtenue à partir des injections de mercure pour les faciès R3, R4 et Orgon ... 213 Fig. 203 :Influence de l'invasion par un filtrat de boues à l'huile ([Mud]) et par le nettoyage du même échantillon ([Mud + Cleaned]) sur l'imbibition spontanée à l'eau pour le faciès R3 et Orgon ... 213-CARBONATES MICROPOREUX :INFLUENCE DE L' ARCillTECTURE DU MILIEU POREUX
Fig. 204 Décalage engendré par l'invasion du filtrat de boues à l'huile smvte d'un lavage ([Mud_Cleaned] sur les courbes de premier drainage ... 214 Fig. 205 : Simulation du premier drainage et de l'imbibition pour une distribution uniforme (9=0°, figure a) et de type Weibull (9=0-97°, figure b) en comparaison avec les données expérimentales);
SWW: conditions de franche mouillabilité à l'eau (Strongly Water Wet) ... 215
