Transcript cours 3 reservoirs eng - e

Introduction au Reservoir
Engineering
Origine des Hydrocarbures
 Organique
 Inorganique
Accumulation des Hydrocarbures
• Cinq facteurs nécessaires:
1.
2.
3.
4.
5.
Roche mère
Migration
Roche réservoir
Piège
Roche couverture
Source de la roche
• Accumulation de la matière organique
• Préservation de matière organique
• Maturité thermique


•
•
•
•
Température de surface
“Fenêtre à huile"
Argile ~ 65%
Marne ~ 12%
Carbonate ~ 21%
Charbon ~ 2%
Fenêtre à huile
 Si la température est trop basse, La matière organique
ne peut pas se transformer en hydrocarbure.
 Si la température est trop haute, le matière organique et
les hydrocarbures seront détruits
Migration des hydrocarbures
La migration des hydrocarbures se fait en 2 étapes:
•
Migration primaire – de la roche mère vers la roche réservoir.
C'est un processus complexe et pas entièrement compris à ce jour.
Il est probablement limité à une centaine de mètres
•
Migration secondaire – déplacement des HC le long de la réservoir
jusqu’au piège.
Ceci se traduit par la flottabilité des HC, la pression capillaire et par le système
hydrodynamique
Il peut s’étaler sur de grandes distances
Le piège
C’est une forme de structure géométrique, suceptible d’avoir une
couche ayant de bonnes caractéristiques pétrophysiques, recouverte
par une formation imperméable.
• Pièges structuraux:
» Anticlinal
» Anticlinal faillé
» Diapir de sel (Domes)
• Piéges stratigraphiques:
»
»
»
»
Diapir de sel (Domes)
Discordance
Récifs
Autres
• Pièges combinés
Piège structural
Anticlinal
L’huile et le gaz sinstalent au
sommet de la structure,
recouverte par une roche
imperméable
Roche
imperméable
Piége dôme de sel
Piége en contre-faille
Piège sous la discordance
Piège lié aux changements des
propriétés du réservoir
Types de pièges
Piéges structuraux
Pièges
stratigraphiques
Pièges
combinés
La couverture
• Barrière d’imperméabilité
• Caprocks
• Types de couvertures
 Argiles ~ 65%
 Evaporites (Sel) ~ 33%
 Carbonates ~ 2%
Structure du réservoir
• Beaucoup d’autre structures.
• Les critères d’une bonne structure il faut que:
•
Une bonne fermeture structurale.
•
Une grande structure pour qu’elle soit économiquement
rentable.
Carte du réservoir
• La carte au toit d’un réservoir est généralement établi à partir du
niveau de la mer comme référence
• Les cartes peuvent également représenter les valeurs
pétrophysiques et pétrographiques du réservoir.
Le réservoir
Deux propriétés fondamentales de base pour un réservoir qui
sont:
• Porosité:
Espace vide entre les grains
• Perméabilité:
Pouvoir de la formation de laisser passer un fluide à travers les pores
La plupart des roches réservoirs sont constitués de:
• Grès ~ 60%
• Carbonates ~ 39%
Porosity
Représentée par (Φ) très rarement par (m)
(
Volume of Voids
) x 100
Total Volume of Rock
Comprise entre 5 to 30%
 Porosité primaire: formée au cours de la sédimentation
 Porosité secondaire: Formée après le processus de
sédimentation
Arrangement
rombohedrique
Φ=26%
Pores remplis par la vase,
argile ayant un effet de ciment
Trois types principaux de la porosité
1. Inter-connecté
 Passage multiple entre les pores
2. connecté
 Un simple passage entre les pores
3. Isolé
 Pas de connection entre les pores
•
1 + 2 = Porosité effective
•
Le rapport entre la porosité totale et effective est très
important pour la perméabilité
Example
Porosité inter connecté
Porosité isolé
Porosité connecté
Porosité primaire
Porosité inter granulaire (Limestone's) Porosité inter granulaire (Sandstone's)
Porosité secondaire
• Fenestral (Shrinkage)
• Intercrystalline (entre
• les cristaux)
• Dissolution
• Fracture
Mesure de la porosité
• E-Logs
----------> Donne la porosité totale
 Sonic Logs
 Neutron Logs
 Density Logs
• Core Tests ----------> Donne la porosité effective
 Water Saturation
 Gas Saturation
 Mercury Injection
La perméabilité
C’est le paramètre clé pour le réservoiriste et le
producteur. La perméabilité caractérise l’aptitude qu’à
une roche à laisser s’écouler des fluides à travers ses
pores. La perméabilité (K) est le coefficient de
proportionnalité qui relie le débit (Q) d’un fluide de
viscosité (μ) qui passe à travers un échantillon de
roche de section (S) et de longueur (dl), à la chute de
pression (dp) nécessaire à son passage
Perméabilité
 Il doit y avoir une certaine continuité entre les pores pour avoir la
perméabilité.
• L’unité de la perméabilité est le Darcy.

Le darcy est la perméabilité d’un milieu qui laisse passer 1 cm3 par
seconde d’un fluide dont la viscosité est de 1 centipoise (viscosité de
l’eau à 20°C) sous l’effet d’un gradient de pression d’une atmosphère par
centimètre à travers une surface de 1cm2
Effet de la taille des grains sur la
perméabilité
Fig 1-
Angle de contact sur la mouillabilité
Saturation
• Quantité d’eau par unité de volume = f Sw
• Quantité d’hydrocarbure par unité de volume = f (1 Sw)
Relation entre la saturation et la
taille des grains
Perméabilité et la saturation d’un fluide
Relations entre un fluide et la
permébilité
•
Perméabilité Absolue : Perméabilité de
roche mesurée en présence d’un seul
fluide dans les pores.
•
Perméabilité Efficace : Perméabilité
mesurée avec un fluide en présence d’un
autre fluide dans les pores.
•
Perméabilité Relative : Perméabilité
Efficace/Perméabilité Absolue
•
Quelle perméabilité nous employons dans
la loi de Darcy ?
Zone de transition : entre l’huile et
l’eau
Comportement de phase d'un Simple-Composant
Diagramme en 3-D du Comportement de phase d'un SimpleComposant
Diagramme de phase pour deux composants purs
Volumes in Surface vs. Downhole
Fig 1-33
Reservoir Drive Mechanisms
Three principle Drive Mechanisms:
•Solution Gas Drive (Depletion Drive)
• Gas Cap Expansion Drive
• Water Drive
Solution Gas Drive
Solution Gas Drive (Depletion
Drive):
• Oil is produced by the expansion
of the reservoir fluids and the gas
dissolved on the liquid phase.
Pr > Pb
Solution Gas Drive 2
• An initial high oil production is followed by a rapid
decline.
• The Gas/Oil ratio has a peak corresponding to the
higher permeability to gas.
• The reservoir pressure exhibits a fast decline.
Gas Cap Drive
• Below the bubble pt. the
expansion of the fluids are
negligible and the drive is
achieved by the release of
gas coming out of solution.
Gas Invasion
• Gas is more mobile than oil and takes the path of
least resistance along the centre of the larger
channels.
• As a result, oil is left behind in the smaller, less
permeable, channels.
Gas Cap Drive 2
• As oil production declines, gas production
increases.
• Rapid pressure drop at the start of production.
Water Drive
• The oil being produced is
replaced by water, keeping
the pressure constant if the
replacement ratio is close
to 1:1
Water Invasion 2
• The remaining
thread of oil
becomes smaller.
• It finally breaks
into smaller
pieces.
• As a result, some
drops of oil are
left behind in the
channel.
Water Drive 2
• This type of drive usually keeps the reservoir
pressure fairly
constant.
• After the initial “dry” oil production, water may be produced. The
amount of produced water increases as the volume of oil in the
reservoir decreases.
• Dissolved gas in the oil is released to form produced gas.
Drives General
• A water drive can recover up to 60% of the oil in
place.
• A gas cap drive can recover only 40% with a
greater reduction in pressure.
• A solution gas drive has a low recovery.
Combined Drive Reservoir
• Actual reservoirs usually
present more than one
drive mechanism acting at
the same time
Drive Problems
• Water Drive:
• Water can cone upwards
and be produced through
the lower perforations.
• Gas Cap Drive:
• Gas can cone downwards
and be produced through
the upper perforations.
• Pressure is rapidly lost as
the gas expands.
• Gas Solution Drive:
• Gas production can occur
in the reservoir, skin
damage.
Secondary Recovery 1
• Secondary recovery covers a range of techniques used to
augment the natural drive of a reservoir or boost production
at a later stage in the life of a reservoir.
• A field often needs enhanced oil recovery (EOR) techniques
to maximise its production.
• Common recovery methods are:
•
Water injection.
•
Gas injection.
• In difficult reservoirs, such as those containing heavy oil,
more advanced recovery methods are used:
•
Steam flood.
•
Polymer injection.
.
•
CO2 injection.
•
In-situ combustion.
Secondary Recovery 2
water injection
gas injection
Darcy’s Law
7.08 x 10-3 k h (Pr - Pwf)
qo =
r
mo bo (ln r e - 0.75 + S)
w
qo
k
h
Pe
Pwf
µo
ßo
re
rw
S
=
=
=
=
=
=
=
=
=
=
Oil flow rate, stb/d
Permeability, md
Reservoir thickness, ft
Reservoir pressure, psi
Bottom hole flowing pressure, psi
Oil viscosity, cp
Formation volume factor, res bbls/stb
Reservoir drainage radius, ft
Wellbore radius, ft
Skin factor
Darcy’s Law In The Oilfield
Radial Reservoir Flow:
Q
=
7.08 x 1
m b
 P =
0 -3 k h (
re
ln (
) + S
rw
P
r
-
P
wf
 P)
Variables in Darcy’s Law
k, Permeability, (md)
The ability of a formation to transmit fluids through the pore
spaces:
- The greater the permeability, the greater the degree to which
pores are connected.
- Consequently, the greater the ability of the well do produce.
- Obtained from a DST, pressure build-up test, or pressure
drawdown test.
Variables in Darcy’s Law (2)
h, Reservoir Thickness, (ft)
The net productive reservoir thickness:
- Usually obtained from log evaluations (gamma ray log)
Pressure drawdown, (Pr - Pwf), psi
* Pr - The average reservoir pressure
* Pwf - The pressure at the wellbore when the well is flowing
Variables in Darcy’s Law (3)
rw, Wellbore Radius, (ft)
The radius of the wellbore at which Pwf is measured.
 Remember, units are in feet!
bo , Formation Volume Factor, (res bbl/stb)
The amount of oil in the formation that is required to give one bbl at the
surface (Stock tank).
 Due to dissolved gas which is released with temperature and
pressure changes.
µo , Oil Viscosity, (cp)
A measure of the fluid’s resistance to flow.
Empirical correlations are used to determine viscosity at different
reservoir temperatures & Pressures.
Variables in Darcy’s Law (4)
re, Reservoir Exterior Radius, (ft)
The radius of drainage.
What is re for 160 acre spacing?
re =
A where A= area of circular drainage in sq.. ft.
p
...80 acre spacing?
...40 acre spacing?
Skin Factor
• Some physical impairment which adds an additional pressure
drop to the system.
• Pseudo Skin
• Formation Damage
• Total Skin = Pseudo Skin + Skin due to Damage
Skin Examples
• Pseudo Skin:
 Producing at high rates --> turbulence
 Collapsed tubing, perforations
 Partial penetration
 Low Perforation Density (Shots/ft)
 Etc.
• Formation Damage:
 Scales
 Organic/Mixed Deposits
 Silts & Clays
 Emulsions
 Water Block
 Wettability Change
Example
An oil well produces 57 B/D under the following reservoir and
producing conditions:








k
h
bo
mo
Pr
Pwf
rw
re
=
=
=
=
=
=
=
=
1 md
50 ft
1.23 res bbl/stb
.6 cp
2,000 psi
500 psi
.33 ft
1,320 ft
What is the Skin Factor ?
Is this a candidate well for stimulation ?
Darcy’s Law for Gas
• Why do we use the square of the pressure with the
gas?
703 x 1 0-6 k h (Pr2 - Pwf 2)
qg =
r
mg Tres Z (ln r e + S)
w
Variables in Darcy’s Law for Gas
Z, Gas Deviation Factor, (fraction)
The Z-factor tells how the gas differs from how it
behaves Vs. an Ideal Gas.
 Obtained from the critical temperature and critical pressure as a
function of the gas gravity.
Well Performance
For fluid to flow into the well, some difference in
pressure must exist between the fluid in the reservoir
and the wellbore.
Drawdown = Pr - Pwf
Productivity Index (J), is the ratio between production
rate and total pressure drawdown.
J = q / ( Pr - Pwf )
Reservoir Flow
• Wellbore Storage Effects
 Expansion of fluid in the wellbore
• Transient Flow
 Early time of production
• Pseudo steady State Flow
 Rate of pressure decline is constant throughout the reservoir
• Steady State Flow
 Pressure at the outer boundary stays constant
Ideal IPR Curve
BHP (Flowing)
BHP (Flowing)
IPR Curves
Real IPR Curve
Well Testing
Well testing will also allow us to determine if a well is producing up to
its potential and verify if a stimulation treatment may be necessary.
Well testing will allow us to determine various reservoir properties
such as:
•K
•Skin
•Drainage Area Pressure
•Reservoir heterogenetics or boundaries
HOW?
* Disturb fluid equilibrium in reservoir
* Monitor pressure with time
* Compare response to mathematical solutions
* Calculate K and S
Well Analysis (Nodal Analysis)
In Dowell it is important that we are able to know what causes a
well to produce and to evaluate and identify stimulation
opportunities that exist using well performance evaluation
methods.
The flow rate from a well is basically determined by three
systems:
• The Reservoir
• The Method of Completion
• The Plumbing System
Which can Dowell have an affect on?
Nodal Analysis
Gas Sales
Flowing W ellhead
Pressure
Horizontal Flowline
Separator
Stock Tank
• Possible pressure losses
in the producing system
for a flowing well.
Vertical or Inclined
Tubing
Intake
Flow Through
Porus Media
P, K, IPR
Nodal Analysis