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Département Exploitation Sonatrach /IAP
Etude du gisement
Présenté par  Dr. E. H. SADOK
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• INTRODUCTION
• METHODOLOGIE DE DEVELOPPEMENT DES GISEMENTS
  DHUILE
• 1)- Analyse des propriétés de la roche est des
  fluides
• 2) Estimations des réserves en place par
  cubature et par Bilan Matière
• Gisement dhuile sous-saturée
• Gisement dhuile saturée
• 3) Définition des régimes de drainage (WDI,
  SDI, GDI etc)
• 4) Calcul des entrées deau par les
  différentes méthodes (Schilthuis, Van Everdirgen
  Hurst)
• 5) Etude des efficacités de déplacements,
  dinvasion verticale superficielle.
• 6) Analyse des prévisions de production
  (Decline Curve Analysis DCA).
• 7)- Calcul de la récupération secondaire avec
  maintien de pression par injection deau ou de
  gaz
• 8)- Calcul de la récupération tertiaire (EOR
  Methods) par injection de gaz immiscible ou
  miscible CO2 pour (Volatile or Heavy oil).
• III- METHODOLOGIE DE DEVELOPPEMENT DES
  GISEMENTS DE GAZ 
• 1)- Dry Sweet Gas (MBE and AOF)
• 2)- Dry Sour Gas (H2S and CO2 correction)
• 3)- Condensate Gas (CVD)
• IV ETUDE DE CAS.

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• Méthodologie de Développement des Gisements
  dHuile
• Analyse des propriétés de la roche est des
  fluides
• 2) Estimations des réserves en place par
  cubature et par Bilan Matière
• Gisement dhuile sous-saturée
• Gisement dhuile saturée
• 3) Analyse de la participation des régimes de
  drainage
• 4) Calcul des entrées deau par les différentes
  méthodes
• 5) Analyse des prévisions de production en
  déplétion naturelle et avec maintien de pression
  par injection deau ou de gaz
• 6) Calcul de la récupération à travers les
  différentes théories efficacités de déplacement,
  dinvasion verticaleet superficielle.

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Méthodologie de Développement des Gisements de
Gaz 1) Analyse des propriétés de la roche et
de la composition du gaz étudié 2) Estimations
des réserves en place par cubature et par BM
daprès la courbe P/Z f (Gp) 3)
Etablissement de la courbe indicatrice selon la
loi quadratique ou selon léquation empirique 4)
Intereprétation des tests de puits par Back
Pressure Test ou Isochronal Test 5) Etude des
pertes de charge à travers la colonne de
production 6) Analyse des différents étapes de
production (que de production) 7) Calcul du
nombre total de puits nécessaire à
lexploitation 8) Calcul de la teneur en
produits condensables pour les gaz à condensat à
travers une libération différentielle.
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Introduction  Les réserves pétrolières et
gazières continuent à jouer un rôle primordial
dans léconomie des pays exportateurs. La
consommation dénergie ne cesse daugmenter,
cest pourquoi le développement et la gestion
 Monitoring  de telles ressources deviennent
plus quindispensable. Cest dans ce contexte,
quon présente ce résumé afin dévaluer les
réserves en place par les méthodes statiques et
dynamiques  Material Balance Equation  et de
prévoir les moyens adéquats damélioration de la
récupération.
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On cite à titre dexemple le gisement dGhawar en
Arabie Saoudite dune surface fermée gt 8000 km2
et ses réserves sont estimées à 10 Gt (10
Milliards de tonnes). En Algérie, les réserves
sont de lordre de 9.2 GBbl, doù 80 au champ de
Hassi Messaoud, soit 7.4 GBbl. Parmi les pays
OPEP, ceci représente 1.2 .
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En dautres termes, et dans un sens large, il
sagit dun projet de développement initial qui
sélabore en fin de la phase dappréciation ou
un projet ultérieur qui modifie la stratégie de
lexploitation par exemple une campagne de
forage de puits intercalaires, ou la mise en
œuvre dun nouveau procédé de récupération
(secondaire ou tertiaire).
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Définition dun réservoir pétrolier

• Un gisement est formé dun ou plusieurs
  réservoirs rocheux souterrains contenant des HC
  liquides et / ou gazeux, souvent dorigine
  sédimentaires.
• La roche-réservoir est poreuse et perméable, la
  structure est limitée par des barrières
  imperméables qui piègent les HC.
• La disposition verticale des fluides contenus
  dans la structure est régie par la pesanteur.

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The Reservoir
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• Ceci nécessite notamment lestimation 
• Des volumes dHydrocarbures en place 
• Des réserves récupérables (estimées à partir de
  plusieurs modes dexploitation possibles) 
• Des potentiels de production des puits
  (productivité initiale et son évolution), avec la
  recherche de la rentabilité optimale

• pour un projet donné.
• Lorganigramme ci-dessous permet de schématiser
  les différentes étapes détude de gisements 

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Létude dun gisement a pour but, à partir de la
découverte dun réservoir productif, détablir un
projet de développement qui cherchera à optimiser
la récupération des HC dans le cadre d'une
politique économique donnée.
Lorganigramme ci-dessous permet de schématiser
les différentes étapes détude de gisements 
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Image du gisement  sera définie lorsque les
formes, les limites, larchitecture interne
(hétérogénéité), la répartition et les volumes
des fluides contenus dans le gisement seront
connus ou ? évalués. Ils constituent les quatre
aspects fondamentaux nécessaires à lélaboration
de limage du gisement (Formes et volumes 
Schéma architectural  Schéma tectonique et
Fluides.). Les techniques utilisées ont pour base
la géophysique et la géologie pétrolière.
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Les techniques de caractérisation des gisements
font appel à lanalyse directe (mesure sur
carottes, analyse PVT des fluides au laboratoire)
et indirecte (diagraphies enregistrées pendant le
forage ou la production) des informations obtenus
dans le puits.
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ESTIMATION DES
RESERVES EN
PLACE
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• CALCUL DES RESERVES EN PLACE
• Il existe deux groupes de méthodes pour évaluer
  les réserves (quantités) en place 
• Les méthodes volumétriques
• Les méthodes dynamiques basées sur léquation du
  bilan matière (Matérial Balance Eq.).

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• I) - Principes des méthodes volumétriques
  (cubature) 
• Lévaluation des accumulations est rendue
  délicate par la complexité du milieu poreux 
• incertitude sur la forme exacte du gisement ,
• peu de forage dexploration ,
• et faible échantillonnage pour bien évaluer les
  données pétrophysiques (K et ? et So ).
• La difficulté réside donc, dans la détermination
  des paramètres caractérisant le volume dHC en
  place, plutôt que dans le volume, lequel se
  réduit aux opérations simples ci-après 

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CALCUL DES RESERVES EN PLACE Pour lhuile 
Ces quantités sexpriment souvent en Millions
de Stockage mètres cubes. - La hauteur utile ne
prend pas en compte les hauteurs dues aux
argiles, au silts, et celles imprégnées deau,
soit  h utile h totale h argile h eau
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- le volume de la roche  Vr A h utile - le
volume des pores  Vp A hutile ? - le
volume d HC en place Vp (1 swi) - le volume
d HC en surface est  Volume( conditions Fond)
/ Facteur de volume Fond, soit 
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Dans le système Anglo-Saxon , les réserves
sexpriment en Std Barrels, et avec  Aire en
acres  H en feet  Bo en Bbl / Bbl  Et
comme  1 acre 4047 m2 43560 ft 2 , 1 Bbl
5.615 ft 3  1 m3 6.29 Bbl  Soit  1acre
1 ft 4047 0.3048 m3 et pour avoir en Bbl, à
multiplier par 6.29. la formule de calcul des
réserves dhuile devient 
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II ) MECANISMES DE DRAINAGE BILAN
MATIERE Les fluides contenus dans un gisement
vierge, qui sont à une pression assez importante,
sont susceptibles de se détendre. La matrice
solide de la roche poreuse est également
susceptible daugmenter le volume, si la pression
des fluides contenus dans les pores diminue.
Cette capacité dexpansion des fluides et de la
roche est lagent moteur principal du drainage
naturel. Ces mécanismes permettent la
production dite primaire et permettent le calcul
de lindice de drainage, défini comme
lexpansion dun mécanisme sur la production
dhuile et de son gaz associé.
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Drive Mechanisms

• A virgin reservoir has a pressure controlled by
  the local gradient.
• Hydrocarbons will flow if the reservoir pressure
  is sufficient to drive the fluids to the surface
  (otherwise they have to be pumped).

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As the fluid is produced reservoir pressure
drops. The rate of pressure drop is controlled by
the Reservoir Drive Mechanism. Drive Mechanism
depends on the rate at which fluid expands to
fill the space vacated by the produced
fluid. Main Reservoir Drive Mechanism types
are Water drive. Gas cap drive. Gas
solution drive
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• 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.

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Drives General
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Expansion monophasique  Elle se manifeste
dans les gisements de gaz ou dhuile
sous-saturée, très importante pour les gaz, mais
faible pour les huiles (récupération de quelques
), ceci sexplique par la grande différence
entre les compressibilités du gaz et de lhuile.
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Durant létape monophasique (P gt P bulle), le
déclin de pression est important, le GOR reste
constant, car on produit de lhuile avec son gaz
dissous. On peut écrire et en considérant que le
volume dans le réservoir est resté constant que 
VHCinitial VHC restant Expansion (Water
interstitielle Formation) Le même résultat peut
être obtenu par le biais des compressibilités
isothermes, du fait que dans un réservoir
pétrolier plusieurs entités ( lhuile, leau
même immobile et les pores ) sont compressibles.
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Ce mécanisme de drainage est appelé aussi
drainage volumétrique ou expansion des fluides.
Il se manifeste par une détente qui entraîne avec
elle une quantité dhuile vers le puits
producteur . Tant que la pression natteint pas
celle de bulle, les gaz restent dissous dans
lhuile. Quoique, la capacité de ce complexe
liquide conjuguée à celle des eaux
interstitielles et de la roche, ne dépasse pas
quelques centièmes des réserves en place.
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(I)  Expansion monophasique (II)  Expansion
diphasique libération du gaz.
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On peut écrire, durant l étape monophasique, et
en considérant que le volume dans le réservoir
est resté constant que  Vp Soi N Boi
(N Np) BO .(1) Doù 
..(2)
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Réservoir dhuile sous - saturée Le même
résultat peut être obtenu par le biais des
compressibilités isothermes, de la façon
suivante  Compressibilité totale dun réservoir
pétrolier  Le bilan matière exprime
quantitativement légalité du volume des fluides
contenus dans un gisement au volume des pores à
une époque quelconque. Aussi dans un réservoir
pétrolier plusieurs entités sont compressibles,
ce sont  - lhuile, - leau, même immobile,
- les pores. Lors dune décompression (chute de
pression ?P ), le fluide est produit par 
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Expansion des fluides  Huile  le volume dhuile
(Vp So) saccroît de  ?Vo ( Co Vo ?P
) (Co Vp So ?P) Eau  le volume deau (Vp
Swi) saccroît de  ?Vw ( Cw Vw ?P )
(Cw Vp Swi ?P) Par diminution du volume
des pores VP  Le volume des pores se contracte
de  ?Vp (Cp Vp 1 ?P), il est équilibré
sous linfluence de la pression des fluides et la
pression hydrostatique. Lors dune
décompression, la pression fluide décroît alors
que la pression hydrostatique reste constante. Le
volume des pores décroît, conduisant à une
production globale de fluide  ?VP CP VP 1
?P
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Solution Gas Drive
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Solution Gas Drive 2
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• After some time the oil in the reservoir is below
  the bubble point.
• 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.

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Gas Invasion
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Gas Cap Drive

• Gas from the gas cap expands to fill the space
  vacated by the produced oil.

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Gas Cap Drive 2
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• As oil production declines, gas production
  increases.
• Rapid pressure drop at the start of production.
• This type of drive usually keeps the reservoir
  pressure fairly (assez, équitablement)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.

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• Gas is more mobile than oil and takes the path of
  least resistance along the center of the larger
  channels.
• As a result, oil is left behind in the smaller,
  less permeable, channels.
• As oil production declines, gas production
  increases.
• Rapid pressure drop at the start of production.

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DRAINAGE PAR UN CHAPEAU DE GAZ  Gas-Cap   Ces
t souvent le cas des gisements dhuile saturée
surmontés dun gas-cap.
On définit au préalable le facteur du gas-cap
 m  par rapport au volume dhuile de la façon
suivante 
il est déterminé daprès les DST, les Logs, et
les calculs volumétriques. doù 
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Fig. 7 et 8  Evolution de P
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I  étape où le gaz est libéré et produit  II 
étape de ségrégation.
Fig. Performances dun réservoir dhuile en cas
de ségrégation.
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Water Invasion 1
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Water invading an oil zone, moves close to the
grain surface, pushing the oil out of its way in
a piston- like fashion. The capillary pressure
gradient forces water to move ahead faster in the
smaller pore channels.
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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.

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Water Drive

• Water moves up to fill the "space" vacated by
  the oil as it is produced.

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Water Drive 2
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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.
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Et E o m E g E F,W d où F N
Et We
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Fig.   Evolution de Na f(Np)
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Secondary recovery
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.
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Secondary Recovery 1

• In difficult reservoirs, such as those containing
  heavy oil, more advanced recovery methods are
  used
• Steam flood.
• Polymer injection. .
• CO2 injection.
• In-situ combustion.

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Problem Well Analysis ? WHAT IS A PROBLEM
WELL? ? INFLOW RESTRICTIONS ? OUTFLOW
RESTRICTIONS ? RESERVOIR PROBLEMS ? ARTIFICIAL
LIFT ? MECHANICAL FAILURES ? SAND CONTROL ?
RE-COMPLETIONS ? PLUG AND ABANDONMENT ? WORKOVER
ECONOMICS
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? WHAT IS A PROBLEM WELL? LOW OIL OR GAS
PRODUCTION HIGH GOR HIGH WATER CUT
MECHANICAL PROBLEMS ? SHOULD BE DIFFERENTIATED
FROM A RESERVOIR PROBLEM (Formation Damage)
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Formation Damage ? PARAFFIN OR ASPHALTENE
PLUGGING ? EMULSION BLOCKS ? WATER BLOCKING ?
FINE PARTICLES
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Reservoir Problems ? LOW
RESERVOIR PERMEABILITY ? LOW RESERVOIR
PRESSURE ? WATER PRODUCTION PROBLEMS ? GAS
PROBLEMS IN GAS WELLS ? HIGH VISCOSITY OIL
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Secondary Recovery 2
water injection
gas injection
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Source Advanced Reservoir Engineering Autors
Tarek Ahmed, Senior Staff Advisor
Anadarko Petroleum Corporation Paul D. McKinney,
V.P. Reservoir Engineering Anadarko Canada
Corporation
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