Brevet FR2750161A1 — publié le 19971226

La présente invention concerne une méthode pour évaluer la distribution des fluides dans une couche géologique formant un réservoir d'hydrocarbures. La présente méthode s'applique en particulier dans les modèles de simulation de production des réservoirs pétroliers contenant de l'huile et du gaz. Il est connu que l'on peut trouver dans une roche réservoir, de l'eau, de l'huile et du gaz. Il est important, aussi bien pour déterminer les quantités d'hydrocarbures en place que pour faire des prévisions de production, de connaître comment sont répartis ces trois fluides dans les différents points du gisement. L'eau présente dans les zones à hydrocarbures est appelée eau interstitielle ou irréductible. La quantité d'huile en place est estimée à partir de la relation suivante: Huile en place = Volume de roche*porosité*(i-Scw)/FVF o Scw est la saturation interstitielle en eau et FVF le facteur volumétrique de formation qui est égal au rapport de volume entre conditions de fond et conditions standard. La connaissance de la saturation interstitielle en eau peut être obtenue par les diverses mesures suivantes: * L'analyse des diagraphies différées obtenues par les sondes d'induction ou de résistivité descendues dans un puits au droit de la roche réservoir, * L'analyse des mesures pétrophysiques effectuées le plus souvent sur un ou plusieurs échantillons de roche réservoir. La saturation en eau est calculée en laboratoire à partir des courbes de pressions capillaires. Les saturations en eau calculées à partir des enregistrements et corrélées avec les mesures pétrophysiques sur échantillon de roche, sont ensuite utilisées dans les calculs, en particulier dans les modèles de gisement. Les valeurs de saturation interstitielles en eau ainsi calculées sont jusqu'à présent gardées constantes pour une portion donnée d'un réservoir dans les modèles de simulation. Ainsi, la présente invention concerne une méthode pour caractériser un réservoir d'hydrocarbures comportant une zone envahie par du gaz et une zone à huile ayant respectivement Swg et Scwo pour saturation en eau dans chaque zone. Dans la méthode, on prend en compte la diminution de la saturation en eau dans la zone à huile au cours de son déplacement par le gaz. La saturation en eau dans la zone à huile déplacée par le gaz peut être évaluée par des moyens de mesure descendus dans un puits traversant ladite zone. Ces moyens de mesures peuvent être tous les moyens connus utilisés en diagraphie différée, par exemple les mesures de résistivité électrique. On peut également évaluer la saturation en eau à partir de mesures de laboratoire sur des échantillons prélévés dans le réservoir. L'invention concerne également une application de la méthode à la modélisation d'un gisement. La présente invention sera mieux comprise et ses avantages apparaîtront plus clairement à la lecture de la description qui suit, nullement limitative, illustrées par les figures ci-après annexées, parmi lesquelles: * la figure 1 représente schématiquement un exemple de gisement en coupe, * les figures 2a et 2b illustrent, selon l'art antérieur, respectivement la représentation schématique des fluides en place dans le gisement et les courbes de perméabilités relatives en fonction de la saturation dans la zone à huile et la zone à gaz, * les figures 3a et 3b illustrent, comparativement aux figures 2a et 2b, la représentation schématique des fluides en place dans le gisement et les courbes de perméabilités relatives en fonction de la saturation dans la zone à huile et la zone à gaz. Sur la figure 1, un gisement représenté en coupe comporte trois zones 1, 2 et 3 correspondant respectivement à une zone à gaz ("gas cap") une zone à huile et à un aquifère. Les plans de séparation sont référencés GOC pour le contact gaz/huile et WOC pour le contact eau/huile. L'indice I est ajouté pour marquer la position initiale des deux plans de contact avant production, soit GOCI et WOCI. Après production de l'huile contenue dans la zone 2 par le moyen du puits 4, le contact gaz/huile initial GOCI descend en GOC après déplacement dans la zone 6 de l'huile par le gaz. En même temps, il est possible que le plan d'eau initial WOCI monte en WOC, la zone à huile devenant référencée 5. La figure 2a montre schématiquement un exemple de la répartion des différents fluides dans le réservoir. Ce bilan matière est effectué à partir de la connaissance des saturations en huile et eau dans les zones à gaz et à huile. La référence 10 représente l'huile irréductible dans la zone à gaz, la référence 11, l'eau irréductible dans cette même zone correspondante à la saturation d'eau interstitielle dans le gaz cap Swg. Dans la zone 6 correspondant au volume de roche imprégné d'huile déplacée par le gaz au cours de la production, le volume d'eau 13 en place est évalué, selon l'art antérieur, à partir de la saturation en eau interstitielle dans la zone à huile Scwo. La référence 12 désigne l'huile qui n'est pas déplacée par le gaz Sorg. La figure 2b donne un exemple des courbes de perméabilités relatives kr, en ordonnées, qui dépendent directement des saturations portées en abscisse. Il apparaît que la saturation Sw mesurée par pression capillaire en système air/eau est considérablement plus faible que celle de Swo mesurée par pression capillaire en système huile/eau, pour des échantillons de même nature. Cette constatation peut être confirmée par des diagraphies donnant les saturations en eau dans la zone à gaz (gas cap) et dans la zone à huile, dans le cas d'un réservoir de mouillabilité plutôt affirmée pour l'eau. De ces observations, et en particulier dans le cas de réservoir mouillable à l'eau, on déduit que la saturation initiale en eau dans les zones envahies par le gaz décroît régulièrement pendant la production jusqu'à tendre vers la valeur Scwg. Au fur et à mesure que le contact huile/gaz descend dans le réservoir et que la colonne d'huile diminue en hauteur, beaucoup plus d'eau est produite pendant le procédé de drainage. L'excès d'eau est drainé vers la colonne d'huile et éventuellement atteint la zone à eau. Ceci a pour conséquence que les modélisations donnant le profil de distribution des saturations dans le réservoir sont incorrectes, dans la mesure o l'on conserve constante la saturation initiale en eau dans la zone à gaz. La comparaison des représentations des figures 2a et 2b avec les figures 3a et 3b résultant de la présente invention, illustre très clairement la différence de situation par la prise en compte de la diminution importante de la saturation en eau dans la zone à huile déplacée par le gaz. La zone 14 représentant la quantité d'eau résiduelle est à l'évidence plus faible que celle évaluée selon l'art antérieur. fl apparaît également que les points singuliers 15 et 16 des courbes de perméabilités relatives de la figure 3b sont déplacés par rapport aux points similaires de la figure 2b selon l'art antérieur. Donc, les simulations que l'on obtient à partir de la présente invention sont très sensiblement différentes de celles selon l'art antérieur. D'autre part, la différence très notable entre Swo et Swg conduit à ce que: la distribution des saturations d'huile, d'eau et de gaz dans la zone à gaz et dans la zone à huile est modifiée, * le volume calculé d'eau en place dans la zone envahie par l'eau, basé sur la mesure du niveau du contact eau/huile et du volume requis d'entrée d'eau, est sous- estimé, puisque de l'eau est drainée en provenance de la zone à gaz. Donc, soit l'efficacité du déplacement de l'huile par l'eau est sous- estimée, soit le réel niveau du contact huile/eau est plus haut que selon les calculs. Dans ces conditions: 1) L'efficacité du déplacement de l'huile par injection de gaz dans la zone à gaz est plus faible que celle déterminée par les modèles de simulation. 2) L'efficacité du déplacement de l'huile par l'eau dans la zone balayée par l'eau peut être meilleure que ce qui peut être calculé par les modèles de simulation. En effet, l'eau déplacée dans la zone envahie par le gaz viendra s'ajouter soit à l'eau directement injectée, soit à l'eau provenant de la montée naturelle du plan d'eau. 3) Le bilan matière dans une portion du réservoir est substantiellement différent dans la réalité par rapport aux calculs par les modèles de simulation selon l'art antérieur. La présente invention permet donc d'affiner les modèles de simulation. Il faut introduire dans le modèle les deux courbes de perméabilités relatives pour chaque type de roche, une donnant Scwo dans la zone à huile, et la seconde Scwg dans la zone à gaz. Exemple du gisement de LAKEVIEW en Californie: Le gisement de LAKEVIEW est un petit piège stratigraphique, découvert en 1910, contenant environ 11 millions de m3 d'huile en condition de stockage et dont la hauteur de la zone à huile est d'environ 1300 ft (400 m). La formation est constituée par une épaisseur d'environ 200 ft (60 m) de grès propre de perméabilité d'environ 2 Darcy et de saturation interstitielle en eau Scw d'environ 23,5 %. Le gisement est en forme de plaque inclinée d'environ 24 fermée sur ses six cotés. Après une production initiale d'huile d'environ 2 millions de m3 en conditions de stockage, à partir d'un seul puits, le champ fut fermé pendant plus de 20 ans. Vers 1935, le gisement fut repris et plus complètement développé à partir de 300 puits. - Le contact huile/gaz était régulièrement mesuré au fur et à mesure de son déplacement vers le bas du réservoir. Tous les puits étaient producteurs par pompes de fond. Les puits ont produit de l'eau à environ 500 à 600 ft (150 à 180 m) du fond du réservoir. Cette production d'eau fut attribuée au phénomène de "coning" et à l'invasion d'une eau d'origine extérieure au réservoir, ce qui n'était pas possible compte tenu du type entièrement fermé du présent réservoir. On soupçonne habituellement alors l'étanchéité annulaire des cimentations des tubages. La production d'eau cumulée dans ce réservoir est d'environ 3 millions de m3 en conditions de surface, ce qui correspond à presque 50% du volume d'eau initialement en place, compte tenu de la saturation initiale Scwo. Ceci correspond donc aux résultats décrits dans la présente invention. L'interprétation erronée de la provenance de l'eau a pu conduire les exploitants à mal évaluer l'intérêt économique de la production. REVENDICATIONS 1) Méthode pour caractériser un réservoir d'hydrocarbures comportant une zone envahie par du gaz et une zone à huile ayant respectivement Swg et Scwo pour saturation en eau dans chaque zone, caractérisée en ce que l'on prend en compte la diminution de la saturation en eau dans la zone à huile au cours de son déplacement par le gaz. 2) Méthode selon la revendication 1, dans laquelle la saturation en eau dans la zone à huile déplacée par le gaz est évaluée par des moyens de mesure descendus dans un puits traversant ladite zone. 3) Méthode selon la revendication 1, dans laquelle la saturation en eau dans la zone à huile déplacée par le gaz est évaluée par des mesures effectuées sur des échantillons de roche prélevés dans ladite zone. 4) Application de la méthode selon l'une des revendications précédentes à la modélisation d'un gisement.