FR 2962480 A1 20120113 FR 1002922 A 20100712 L'invention concerne une méthode de contrôle et d'évaluation de la production de gaz soutiré par un puits foré dans des roches réservoirs, et en particulier dans les réservoirs de "gas shale" ou "tight gas" qui ont la particularité d'être très faiblement perméable et/ou poreux. Cependant, le potentiel de ces réservoirs semble important et les producteurs s'intéressent aux possibilités d'optimiser leur exploitation. Les gaz hydrocarbures piégés dans les roches de faibles perméabilité et porosité sont maintenant accessibles à la production, notamment grâce aux progrès effectués dans les forages horizontaux. Cependant, la production de ce type de réserves de gaz reste dépendante d'un très grand nombre de forages, de faible durée de vie, car le peu de perméabilité de ces gisements rend la récupération de ces gaz très difficile. La présente invention concerne une méthode de contrôle et de suivi de la production d'un gaz à partir d'un puits foré, notamment dans un réservoir géologique de faibles perméabilité et porosité, dans laquelle on effectue les étapes suivantes: - on prélève des échantillons de gaz en cours de production du puits, - on effectue des mesures de concentration d'au moins deux isotopes de 25 gaz rares contenus dans lesdits échantillons, et on calcule au moins deux rapports isotopiques, - on déduit desdits rapports isotopiques mesurés, la courbe de distillation qui donne le rapport F de la quantité de gaz produit sur la quantité de gaz productible par ledit puits, pour chaque prélèvement. Selon la méthode, on peut mesurer au cours du temps la quantité de gaz produit par ledit puits, et on peut déduire de F la quantité de gaz restant productible par ledit puits. On peut calculer le rapport R de la quantité de gaz sur la quantité d'eau présente dans le réservoir à l'aide des mesures de concentrations des isotopes des gaz rares mesurés dans le gaz produit au début du processus de production. On peut déduire de R la saturation en eau et gaz aux abords du puits. 1 o On peut alors évaluer le volume de roche drainée par ledit puits connaissant la saturation en gaz, et le volume de gaz productible compte tenu de la mesure de la quantité de gaz produit. On peut utiliser les rapports de proportion des isotopes fossiles des gaz rares suivants: 2ONe, 36Ar, 84Kr, 13OXe. 15 On peut également utiliser les rapports de proportion des isotopes radiogéniques des gaz rares suivants: 4He et 40Ar. On peut déterminer une étape de fracturation à partir de l'évaluation du volume de roche drainée par ledit puits. 20 Ainsi, la méthode de suivi a pour objet de donner des informations cruciales sur l'évolution de la production, pour chacun des puits forés. Ces informations concernent la quantification de la proportion d'eau associée au gaz dans les roches sources, et la quantification de la progression de la production (c'est-à-dire la quantité de gaz déjà produite par rapport à la 25 quantité de gaz qui peut être produite, sans fracturation ultérieure). De plus, cette information peut avantageusement permettre de bien identifier le bon moment pour effectuer une fracturation, en fonction de l'avancement de la production et pour un état de puits donné. Selon l'invention, ces informations sont obtenues à l'aide de 30 prélèvements de gaz en tête de puits, et d'analyses de différents isotopes des gaz rares naturels associés au gaz de production. Les gaz rares sont des traceurs naturels chimiquement inertes. Ils sont présents en quantité mesurable dans n'importe quel fluide naturel, et leur étude a été considérablement développée en géologie pétrolière et en géochimie fondamentale. Leurs isotopes peuvent être classés en deux familles: - les isotopes fossiles, dont la quantité absolue sur Terre dépend de la quantité engendrée lors de la formation du système solaire et de la Terre, sans perte ni production depuis. On peut citer 2ONe, 36Ar, 84Kr et 13OXe parmi cette famille, - les isotopes radiogéniques, provenant de la décomposition d'isotopes radioactifs, et dont les quantités augmentent au cours des temps géologiques. Les deux principaux isotopes radiogéniques dans la famille des gaz rares sont 4He et 40Ar. En ce qui concerne les isotopes fossiles, les deux principaux réservoirs qui en possèdent (en tout cas pour les systèmes pétroliers et gaziers) sont l'atmosphère et les aquifères. Les concentrations en isotopes fossiles dans l'atmosphère sont bien connues, et n'ont pas varié depuis plusieurs centaines de millions d'années. Les concentrations en isotopes fossiles dans les aquifères ne dépendent que des concentrations atmosphériques et des coefficients de solubilité dans l'eau, à condition qu'aucune autre phase n'ait échangé avec l'eau de ces aquifères. Ces concentrations sont donc également connues. Cependant, si une phase gaz est présente dans la subsurface en contact avec un aquifère, la phase gaz va s'équilibrer avec l'eau qui se trouve à son contact en faisant fractionner les différents gaz rares dans les fluides en contact. Ainsi, les isotopes des gaz rares vont se répartir entre les phases en présence, eau, huile et gaz. Dans le cas où il y a une phase eau et une phase gaz en présence, ce processus peut être à l'équilibre si les temps sont géologiques, c'est-à-dire de plusieurs millions d'années. Mais sont contrôlés par une cinétique contrainte par la diffusion, si le temps n'est pas assez grand pour permettre l'équilibre thermodynamique. On constate alors une distillation de ces isotopes à partir de l'eau vers le gaz, les solubilités et les coefficients de diffusion étant différents pour la famille des gaz rares (He, Ne, Ar, Kr et Xe) dans l'eau et le gaz. On a très clairement observé ce phénomène de distillation dans des champs de gaz récents, ou lors de circulation de bulles de gaz au travers d'eaux naturelles, comme illustré sur la figure 1. La figure 1 représente un diagramme du rapport 36Ar/20Ne par rapport au rapport 84Kr/20Ne. Les points A et AEW représentent respectivement les signatures des deux réservoirs naturels que sont: l'air atmosphérique et les aquifères (Air Equilibrated Water). La droite 1 représente le mélange entre les deux réservoirs naturels. La courbe 2 en pointillés est obtenues à l'aide des points de mesures (ronds) sur des échantillons de gaz naturel. Cette courbe ne passe pas par l'AEW, mais par le pôle A, et s'interprète comme étant le résultat d'une distillation par le gaz de ces isotopes contenus dans l'eau. On peut alors réaliser une modélisation de cette distillation avec un modèle de distillation de Rayleigh. Cette modélisation est représentée par la courbe 3 et permet alors une quantification de la proportion de gaz ayant percolé dans l'eau. Pour un puits de production de gaz, par exemple dans un réservoir très peu perméable et poreux de type "gas tight" ou une formation argileuse de type "gas shale", la production du gaz se fait en soutirant les molécules gazeuses présentes dans la roche réservoir, soit en solution dans l'eau de saturation, soit en phase gaz, soit adsorbé sur les surfaces minérales et organiques. Ce soutirage va induire un déséquilibre cinétique qui permet par la mesure des isotopes fossiles des gaz rares, de préférence 2ONe, 36Ar et 84Kr, mais aussi d'isotopes radiogéniques, de préférence 4He ou 40Ar, de quantifier le rapport gaz/eau dans la formation réservoir atteinte par le forage, et de quantifier le rapport gaz produit/gaz total à produire dans la situation du forage considéré.30 Si les isotopes fossiles des gaz rares sont en quantité mesurable, il est possible d'utiliser leurs rapports comme par exemple présenté Figure 1 pour quantifier ce phénomène de soutirage. Si leurs concentrations sont trop faibles (ce qui veut dire qu'ils n'ont pratiquement pas été en contact avec de l'eau des aquifères, c'est-à-dire qu'il y a absence d'eau associée au gaz), on peut faire le même calcul avec les isotopes radiogéniques, qui eux sont toujours présents car engendrés principalement par l'uranium et le thorium, toujours présents dans les minéraux constitutifs de ces roches Quantification du rapport gaz/eau: Une eau de subsurface a des concentrations en gaz rares fossiles correspondant aux concentrations atmosphériques multipliées par les coefficients de solubilité. Pour l'isotope fossile de gaz rares d'indice i, la concentration dans une eau de subsurface, avant toute interaction avec une autre phase fluide s'écrit: CN,o = (1) avec: Cwo la concentration dans l'eau avant tout contact avec d'autres phases fluides, /(3' le coefficient de solubilité de l'isotope fossile i dans l'eau, C, sa concentration dans l'atmosphère. Lorsque cette eau se trouve équilibrée avec une phase gaz, le rapport de volume gaz/eau étant appelé R, on a par la loi de conservation de la masse: C;,o = RCg + (2) avec: Cw la concentration dans l'eau après équilibrage avec la phase gaz, Cg la concentration de l'isotope fossile dans le gaz. D'autre part, l'isotope de gaz rares va se répartir entre la phase gaz et l'eau suivant : Cw = fl'Cg (3) La combinaison des équations (2) et (3) permet de calculer une relation entre la concentration d'un isotope fossile de gaz rare dans le gaz et le rapport R du gaz/eau du gisement: C' = Cwo g R +,8' Quantification de la proportion de gaz déjà produite: On considère deux isotopes de gaz rares i et j. Par distillation de Rayleigh du gaz soutiré de l'eau de formation, les concentrations de gaz en 1 o fonction de la proportion de gaz produit F s'écrit: Cg = , (1-F)("fi'-1, (5) et Cgi wo 1- Fy"fli(6) Ri 15 avec F. Quantité de gaz produit/Quantité de gaz total à produire On en déduit le rapport de concentrations Cg / Cg : C; \ Cwo -° (1 -F)ça ~; = (7) C' / g ci (1-F)"° 20 Il est ainsi possible de tracer une courbe de distillation comme illustrée sur la figure 1, en plaçant les points de calcul des rapports des deux isotopes obtenus avec l'équation 7. Les valeurs de F (qui correspondent à la proportion de gaz déjà produit par rapport à la quantité totale de gaz productible) sont déduites de la position des points d'analyses du gaz naturel par rapport à la 25 tendance. (4) Exemple théorique de contrôle de la production d'un puits On considère un nouveau puits de production dans une formation de type « shales gas ». On analyse, selon les techniques de mesures conventionnelles, les proportions en 20Ne, 36Ar et 84Kr dans les échantillons de gaz obtenus lors du premier test de puits de production. Puis, on répète les mêmes mesures tous les deux mois de production. Les résultats sont présentés ci-dessous: P=200 bars t 2ONe (ppm) 36Ar (ppm) 84Kr (ppm) production (103 m3) 0 1,56 8,7 0,22 0 2 1 7,4 0,22 10 4 0,5 7,2 0,21 19 6 0,3 6,5 0,2 26 8 0,2 5,5 0,19 30 0,14 5 0,18 35 12 0,12 4,5 0,17 37 10 La composition en gaz lors du début de la mise en production (au temps t0) indique que le gaz est en équilibre avec l'eau de formation, car les rapports 36Ar/20Ne et 84Kr/20Ne sont égaux à ceux connus d'un gaz en équilibre avec l'eau. En revanche, les concentrations absolues en ces trois isotopes permettent de calculer le rapport R de gaz/eau associé à ces échantillons de gaz (formule 4). On obtient respectivement 69, 71 et 79% pour 20Ne, 36Ar et 84Kr. Ces valeurs correspondent à la saturation en eau des argiles, en se référant à la moyenne de 73% de saturation en eau et donc 27% de saturation en gaz. L'évolution des rapports 36Ar/20Ne et 84Kr/20Ne pendant un an de production est reportée sur la figure 2. Les carrés représentent les mesures des compositions isotopiques des gaz produits dans l'exemple présenté. La courbe donne le modèle de distillation, avec les valeurs de F pointées sur la figure (0.3, 0.4, 0.5 et 0.6). La figure 3 donne les valeurs de F=gaz produit/gaz total productible en fonction du temps (mois). Dans cet exemple, il est possible d'estimer la quantité de gaz total initialement productible en prenant pour chaque moment de prélèvement du gaz produit le rapport entre la quantité de gaz produit et la valeur calculée pour F et représentée Figure 2 (sachant que F représente le rapport entre gaz produit et gaz total à produire). Ce rapport est utilisé pour calculer la quantité de gaz total avec: (Qté degaztotale»3 = (Qté de gaz produit)m3 F Le tableau ci-dessous présente les valeurs calculées pour cette quantité 1 o à chaque prélèvement d'un échantillon. production (103 m3) F Qté totale (103 m3) 0 0,13 108 19 0,34 101 26 0,44 100 30 0,50 97 35 0,56 97 37 0,57 98 Moyenne 100 On calcule une moyenne de 100 000 m3 de gaz en conditions de surface. On connaît la porosité moyenne de l'argile (12%) et la profondeur d'exploitation (2000m de profondeur pour la partie horizontale de production du forage). Connaissant la saturation en gaz (27%) et la quantité totale de gaz, on peut calculer le volume de roches drainé par le puits horizontal, soit: (1 0000 )~ 20 (Qté de gaz totale »3 =\ Sat Avec P la pression du gaz dans le réservoir (ici 200 bars), Sat la saturation en gaz calculée (ici 27%) et cl) la porosité du réservoir (ici 12%). On trouve 15432 m3 de roche drainée par le forage dans cet exemple. La zone de production horizontale étant de 100 m, le puits draine donc en moyenne un cylindre de 7 m de rayon autour de l'axe de forage. L'organigramme ci-après schématise clairement les étapes de la présente invention. Echantillonnage Mesure des concentrations de gaz rares 4f Calculs de rapports de concentrations d'isotopes le Calcul des courbes de distillation Bilan de masse des gaz rares entre phase gaz et phase eau Déduction de F pour chaque gaz produit Calcul de la saturation en gaz et en eau Calcul de la quantité totale de gaz productible Calcul du volume de roche drainé REVENDICATIONS1) Méthode de contrôle et de suivi de la production d'un gaz à partir d'un puits foré, notamment dans un réservoir géologique de faibles perméabilité et porosité, dans laquelle on effectue les étapes suivantes: a. on prélève des échantillons de gaz en cours de production du puits, b. on effectue des mesures de concentration d'au moins deux isotopes de gaz rares contenus dans lesdits échantillons, et on calcule au moins deux rapports isotopiques, c. on déduit desdits rapports isotopiques mesurés, la courbe de distillation qui donne le rapport F de la quantité de gaz produit sur la quantité de gaz productible par ledit puits, pour chaque prélèvement. 2) Méthode selon la revendication 1, dans laquelle on mesure au cours du temps la quantité de gaz produit par ledit puits, et on déduit de F la quantité de gaz restant productible par ledit puits. 3) Méthode selon l'une des revendications 1 ou 2, dans laquelle on calcule le rapport R de la quantité de gaz sur la quantité d'eau présente dans le réservoir à l'aide des mesures de concentrations des isotopes des gaz rares mesurés dans le gaz produit au début du processus de production. 4) Méthode selon la revendication 3, dans laquelle déduit de R la saturation en eau et gaz aux abords du puits. 5) Méthode selon la revendication 4, dans laquelle on évalue le volume de roche drainée par ledit puits connaissant la saturation en gaz, et le volume de gaz productible compte tenu de la mesure de la quantité de gaz produit. 6) Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle on utilise les rapports de proportion des isotopes fossiles des gaz rares suivants: 2ONe, 36Ar, 84Kr, 13OXe. 7) Méthode selon l'une des revendications 1 à 5, dans laquelle on utilise les rapports de proportion des isotopes radiogéniques des gaz rares suivants: 4He et 40Ar. 10 8) Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle on détermine une étape de fracturation à partir de l'évaluation du volume de roche drainée par ledit puits.5