Caractérisation polyphasique de la zone de transition dans un réservoir pétrolier carbonaté.

par Franck Laurel Nono nguendjio

Thèse de doctorat en Mécanique-matériaux

Sous la direction de Henri Bertin.

Soutenue le 30-04-2014

à Paris, ENSAM , dans le cadre de École doctorale Sciences des métiers de l'ingénieur (Paris) , en partenariat avec Institut de mécanique et d'ingénierie de Bordeaux (laboratoire) et de Institut de Mécanique et d'Ingénierie de Bordeaux (laboratoire) .

Le président du jury était Azita Ahmadi senichault.

Le jury était composé de Henri Bertin, Frédéric Skoczylas, Gérald Hamon.

Les rapporteurs étaient Jean Pierre Hulin, Marc Prat.


  • Résumé

    Dans cette thèse, nous nous sommes intéressés à la mesure et à la modélisation des propriétés d'écoulements diphasiques (perméabilités relatives) dans des milieux poreux carbonatés représentatifs de la zone de transition de réservoirs pétroliers carbonatés. Notre étude expérimentale a porté sur deux roches carbonatées de même minéralogie mais de propriétés pétrophysiques différentes (unimodale et bimodale). Les fluides utilisés sont une saumure, une huile minérale pour les expériences en mouillabilité franche à l'eau et une huile brute pour les expériences en mouillabilité altérée (obtenue par macération). Durant les expériences en « écoulements permanents », la perte de charge est mesurée continûment et le champ de saturation locale est mesuré en fin d'expérience par atténuation gamma. Les principaux résultats expérimentaux de cette étude sont les suivantes :- La mouillabilité dépend de la saturation initiale en huile et donc de la hauteur de la zone de transition. Elle a une influence sur les perméabilités relatives à l'huile ET à l'eau.- L'hystérésis des perméabilités relatives à l'eau est d'autant plus prononcée que la saturation initiale en huile augmente. Une observation similaire est faite sur la courbure des perméabilités relatives à l'huile.- Les évolutions des Sorw en fonction des Soi ne vérifient pas toutes, une loi monotone de type Land. Leur évolution dépend aussi de la structure poreuse.- Les deux types de roches carbonatés présentent une altération de mouillabilité différente, la structure vacuolaire favorisant l'altération de mouillabilité. Nos données expérimentales ont été interprétées en utilisant différents modèles d'hystérésis de la littérature. Il apparait clairement des différences entre les prédictions numériques et nos données expérimentales car ces modèles ne prennent pas en compte l'évolution de la mouillabilité. Nous avons proposé un modèle de calcul des perméabilités relatives qui décrit nos données expérimentales de manière satisfaisante.

  • Titre traduit

    Multiphasic characterization of the transition zone of a carbonated petroleum reservoir.


  • Résumé

    In this work, we take an interest in measuring and modeling the multiphase flow properties (relative permeabilities) in different carbonate rock types that are representative of the transition zone of carbonate reservoirs. Our experimental study focused on two different carbonate rock types, with almost the same mineralogy, but different petrophysical properties (bimodal and unimodal). The system of fluids used is composed of brine, a mineral oil (for experiments at water-wet conditions), and a crude oil (for experiments including wettability alteration after an ageing process at high temperature). During the experiments performed by the steady-state core flooding method, the pressure drop is continuously measured along the core, and the saturation profiles are obtained at the end of the flooding, by gamma ray measurements. The main results of this study are as follows:- Wettability depends on the initial oil saturation and hence the heights above the oil-water contact. It affects the oil relative permeabilities AND water relative permeabilities- The hysteresis observed on water relative permeability is even more pronounced that the initial oil saturation increases. A similar observation is made on the curvatures of the oil relative permeability.- The evolution of Sorw as function of Soi does not always follow a classical Land correlation. Their evolution also depends on the pore structure.- The two rock types exhibit different responses to wettability alteration. The vuggy structure might promote oil-wetness.Our experimental data were interpreted using different hysteretic models of the literature. We observed significant differences between the results predicted by the models and our experimental observations which are attributed mainly to the failures to take into account the change in wettability. We proposed an improved hysteresis model, which described our experimental data satisfactorily.


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