Etude expérimentale de la mise en place de fluides dans des milieux poreux naturels : application à des roches réservoir

Experimental study of fluid setting in natural porous media : application to reservoir rocks

• Auteur / Autrice : Victor De Oliveira Fernandes
• Direction : Henri Bertin, Jean Lachaud
• Type : Thèse de doctorat
• Discipline(s) : Mécanique
• Date : Soutenance le 28/04/2023
• Etablissement(s) : Bordeaux
• Ecole(s) doctorale(s) : École doctorale des sciences physiques et de l’ingénieur (Talence, Gironde ; 1995-....)
• Partenaire(s) de recherche : Laboratoire : Institut de mécanique et d'ingénierie de Bordeaux
• Jury : Président / Présidente : Azita Ahmadi-Sénichault
• Jury : Examinateurs / Examinatrices : Cyril Caubit, Daniel Broseta, Benjamin Nicot
• Jury : Rapporteurs / Rapporteuses : Marc Fleury, William, R. Rossen

Mots clés

Mots clés contrôlés

Mécanique des fluides

Drainage

Matériaux poreux

Mouillabilité

Mots clés libres

Premier drainage

Etats initiaux

Scal

Mouillabilité

Milieux poreux

Primary drainage

Restored-State

Scal

Wettability

Porous Media

Résumé

Dans le cadre de l’estimation et prévision de la productivité d’un réservoir d’hydrocarbures, la Perméabilité Relative (Kr) et la Pression Capillaire (Pc) lors des écoulements diphasiques sont des paramètres indispensables aux simulations numériques. Ces deux facteurs ne peuvent être obtenus qu’expérimentalement dans des laboratoires pétrophysiques, qui réalisent des expériences d’écoulement sur des échantillons de roche prélevés dans le réservoir à analyser. Dans le parcours de l’échantillon du réservoir au laboratoire, des modifications en termes de pression et température peuvent engendrer des changements du niveau de saturation et de la mouillabilité, qui ne seront plus représentatifs des conditions du réservoir. Pour ré-établir ces conditions, une restauration d’états est réalisée. Cela consiste à laver l’échantillon pour éliminer l’huile native, les filtrats de boue de forage, des potentiels sels précipités et l’eau connée. Dans ce processus, de l'eau, du CO2 et une variété de solvants organiques peuvent être utilisés pour assurer un lavage approprié, destiné à produire un échantillon mouillable à l'eau. Le lavage est suivi d’un séchage à l’étuve, ainsi qu'à un balayage de diazote (N2). Ensuite, l’établissement de la saturation initiale en eau (Swi) est réalisé, dans un processus appelé premier drainage, qui reproduit la phase de migration des hydrocarbures de la roche mère vers le réservoir. L'obtention d'une valeur de Swi représentative de l’état initial du réservoir après le premier drainage est d'une grande importance, dès lors qu'elle impacte différents paramètres, tels que la saturation résiduelle, la perméabilité relative, la mouillabilité et la continuité des phases. La restauration d’états est finalisée avec une phase de restauration de la mouillabilité, aussi appelée macération, durant laquelle un vieillissement de l'échantillon dans l’huile brute en température est réalisé. Idéalement, l’injection de l’huile brute se fait en alternant les faces d’injection pendant la phase de macération. Cela permet la génération d’un profil de mouillabilité homogène. Le travail de recherche présenté dans cette thèse vise à établir une comparaison claire entre les différentes techniques connues de mise en place du Swi dans un système eau/huile sur des échantillons de roche de différentes dimensions, lithologies, perméabilités et porosités. On réalise une étude des impacts du choix d'une technique par rapport à une autre sur les principaux paramètres pétrophysiques (profils de saturation, Kr, Pc et mouillabilité) lors des phases de drainage et d’imbibition. En outre, pour concevoir un cycle expérimental optimal au vu des contraintes des techniques existantes, une nouvelle méthode de premier drainage a été conçue (Technique de Drainage Hybride - HDT), combinant les avantages de deux techniques classiques – le Déplacement Visqueux (VOF) et la Plaque Poreuse semi perméable (PP). L’utilisation d’outils d’imagerie à différentes échelles d’observation telles que la Résonance Magnétique Nucléaire (RMN - échelle du plug) et la Micro-Tomographie (μ-CT - échelle du pore), permettent une compréhension claire du comportement de l’échantillon soumis à des cycles expérimentaux de mesure de la Kr eau/huile et des tests de mouillabilité de type Amott-Harvey, supportant les hypothèses formulées lors de l’interprétation des résultats [...].

In the context of estimating and predicting the productivity of a hydrocarbon reservoir, the Relative Permeability (Kr) and the Capillary Pressure (Pc) in two-phase flow are essential parameters for numerical simulations. These two factors are exclusively obtained experimentally in petrophysical laboratories, which perform flow experiments on rock samples taken from the reservoir. As soon as the sample is drilled in the reservoir until its arrival in the laboratory, changes in pressure and temperature may modify fluid saturation and wettability, which will no longer be representative of the reservoir conditions.To re-establish these conditions, a state restoration is performed. This consists of cleaning the sample to remove native oil, mud filtrates, potential precipitated salts, and connate water. In this process, water, CO2, and a variety of organic solvents can be used to ensure proper cleaning to produce a water-wet sample. Cleaning is followed by conventional or vacuum-drying as well as flow through drying by nitrogen (N2). The next step consists in setting initial water saturation (Swi), in a process called primary drainage, which mimics the migration phase of hydrocarbons from the source rock to the reservoir. Obtaining a value of Swi representative of the initial state of the reservoir after the primary drainage step is of great importance, since it impacts different parameters, such as residual saturation, relative permeability, wettability, and phase continuity. State restoration is finalized by a wettability restoration phase, also called ageing, while the sample is aged in crude oil at high temperature (typically 80 °C). Ideally, the injection of the crude oil is performed by alternating the injection faces during the ageing phase. This produces a homogeneous wettability profile.This research study aims to establish a clear comparison between the different known techniques of primary drainage in a water/oil system on rock samples of different dimensions, lithologies, permeabilities and porosities. A study of the impacts of the choice of one technique over another on the main petrophysical parameters (saturation profiles, Kr, Pc and wettability) during the drainage and imbibition phases is performed. In addition, in order to design an optimal experimental cycle within the constraints of the existing techniques, a new method of primary drainage was designed (Hybrid Drainage Technique - HDT), combining the advantages of two classical techniques - Viscous Oil Flood (VOF) and Porous Plate (PP). The use of imaging techniques at different scales of observation with Nuclear Magnetic Resonance (NMR - plug scale) and Micro-Tomography (µ-CT - pore scale), allow a clear understanding of the behavior of the sample submitted to experimental cycles of water/oil Kr definition and Amott-Harvey wettability tests, supporting the hypotheses assumed during the results interpretation.The experiments imaged by NMR and µ-CT show that the HDT method is able to reach the correct Swi target value with a homogeneous saturation profile for all the cases studied. Furthermore, NMR imaging shows that injection from both sides during ageing is efficient in generating a homogeneous wettability profile. Finally, a comparative study of the imbibition history-match of two bimodal samples initiated by VOF and HDT show that only the HDT method is able to access the entire pore network, which is representative of the reservoir behavior.