Influence de la dépressurisation sur la perméabilité des roches réservoir : Application à un gisement HP-HT
par Adel Kharroubi
Thèse de doctorat en Techniques et Économie de l'Exploitation du Sous-sol
Sous la direction de Gérard Vouille.
Soutenue en 1997
à l'ENSMP .
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Résumé
Lors de la mise en production d'un réservoir pétrolier, la chute de la pression de pore est à l'origine d'une augmentation de la contrainte effective qui règne dans le réservoir. Ce chargement entraîne une déformation de la roche réservoir, et par conséquent, une réduction de sa porosité et sa perméabilité. La déformation de la roche peut se manifester jusqu’à la surface et provoquer des affaissements de terrains (subsidence). Le premier objectif de ce travail est de quantifier, à partir des essais de laboratoire, l'effet de la dépressurisation sur la perméabilité d'un grès de réservoir. Deux faciès ont été testés. Cette série de mesures a permis de déterminer les propriétés poro-élastiques de la roche ainsi que l'évolution de la perméabilite en fonction du chargement. Dans un second temps, les résultats des différents essais ont été exploités pour identifier une loi d'évolution de la perméabilite en fonction de la déformation. Deux approches sont proposées. La premiere loi, déduite à partir de la relation de Kozeny-Carmann, fournit un résultat satisfaisant mais elle ne permet pas (telle que nous l'avons appliqué) d'estimer la variation de la perméabilite pour tout l'historique de la déplétion. La seconde approche fait intervenir un modèle dit puissance qui lie la variation de la perméabilité à la variation de la porosité. Ce modèle s'applique de manière assez satisfaisante et permet d'estimer la variation de la perméabilité pour toute la plage de la déplétion. Ainsi, nous avons montré que la variation de la perméabilité peut être liée (dans le cas d'une roche homogène et isotrope) à la diminution de la porosité (ou à la déformation). Afin de quantifier l'effet de la dépressurisation sur les déformations du réservoir et des roches de couverture, une série de calculs par la méthode des éléments finis a été réalisée. La première simulation (purement mécanique) a permis de calculer la compaction et la subsidence induites par la mise en production d'un réservoir hp-ht (haute pression, haute température). La seconde simulation (couplage hydromécanique) a montré l'impact de l'évolution de la perméabilite sur l'historique des pressions dans un réservoir. Ainsi, nous avons conclu que la variation de la perméabilité doit être prise en compte (pour les simulations des profils de production) et ne peut être négligée.
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Résumé
During the depletion of petroleum, pore pressure decline and effective stresses increase. This supplementary loading induces a compaction of reservoir rock and, consequently, a reduction of permeability. Compaction of the reservoir alsO leads to a lowering of the ground level called subsidence. The first objective of this work is to quantify, using laboratory tests, the effect of depletion on reservoir rock permeability. A number of lab tests simulating real depletion are done (loading in done by decreasing pore pressure). Two rock-types (sandstones) are tested. Poro-elastic properties and absolute permeability are measured under a uniaxial compaction mode. Then the experimental results are used to derive two empirical laws relating permeability evolution to porosity decrease. The first law, based on Kozeny-Carmann relation, gives a good fit between measured and predicted peremability values but it can only estimate the permeability reduction associated to final state of stresses (abandoning pressure). The second relation is a "power" model which links permeability reduction to porosity. This model gives a very good fit and enables the estimation of the intermediates states. As a conclusion, this study demonstrates that the permeability variation can be linked to porosity variation (or deformation). Numerical simulations are carried out to calculate the compaction and subsidence of a HP-HT reservoir (high pressure and high temperature reservoir). In a second time, hydromechanical coupled simulation shows the effect of permeability reduction on the reservoir pressure decline. So, this study proves that permeability reduction must be taken into account wen simulating reservoir production.
