BEI ENERGETIQUE ET PROCEDE
ETUDE DU PROCEDE ES-SAGD

 
Maillage et modèle

 

Pour nos premiers essais, nous avons considéré un modèle Black-Oil (3 composants, 3 phases), avec un modèle de réservoir simplifié (symétrique 2D, isotrope, porosité 0.3, perméabilité 1000 mD). Nous avons travaillé avec un maillage statique et Cartésien, de 50 x 1 x 30.

En outre, nous avons pris en compte 2 puits:

         Un injecteur (30 bars, 260° C, qualité de vapeur 0.8), à 50 x 1 x 25

         Un producteur, à 50 x 1 x 30

On peut observer sur le graphique ci-dessus, la pression initiale dans le réservoir, ainsi que les puits dans le coin droit de la grille

Nous avons observé la température et les profils de saturation après une simulation de 45 jours, ainsi que les prévisions de production d'huile et de gaz sur une période de 2 ans, pour une injection ininterrompue de vapeur.

Ces deux premiers graphiques présentent la moitié de la chambre de vapeur, après 45 jours d'injection. On voit clairement l'augmentation de température dans le réservoir, ce qui conduit à la diminution de la viscosité de l'huile, & par voie de conséquence, à la diminution de la saturation en huile dans la zone réchauffée (initialement fixée à 1 au début du run)


Il est aussi intéressant de jeter un oeil sur les prévisions de production d'huile & gaz. Il est clair que le maximum de production a été atteint dans cet exemple (le cumul d'huile tend vers son asymptote), ce qui sous-entends que de moins en moins d'huile sera produit sur ce champ; en ce qui concerne le gaz, dissout dans l'huile à l'instant initial, il sera de plus en plus abondant.

Ce type de courbes est typique d'un champ mature, tels ceux que l'on trouve en mer du nord, et où l'huile devient de plus en plus rare.

 
Modification de la perméabilité du réservoir

 

La simulation dynamique d'un réservoir ayant les mêmes conditions que le précédent, excepté une modification de sa perméabilité, nous a conduit à des résultats totalement différents. Ce résultat nous a confirmé que la répartition de la température sera d’autant meilleure que la porosité est importante.

 

Simulation  identique, avec deux perméabilités différentes (1000 mD pour le graphique de gauche, 100 mD pour le graphique de droite). La chambre de vapeur se développe plus facilement  dans le premier réservoir, réchauffant plus d'huile dans le premier cas.

 
Présence d'un gaz cap ou d’un water cap

 

Sur les simulations suivantes, nous avons introduit de l'eau ou du gaz au sommet du réservoir, gênant l'évolution classique de la chambre de vapeur. Cette poche capte la majorité de la chaleur fournie par la vapeur, et l'empêche de réchauffer le reste du réservoir.


La présence d'un water cap au sommet du réservoir capte la chaleur fournie par la vapeur, qui ne peut alors plus réchauffer le reste du réservoir.

 

 
Réservoir à 4 puits, sur une simulation longue

 

Sur un réservoir suffisamment grand (100m x 50m), nous avons implémenté deux couples de puits injecteur/producteur en regard, de part et d'autre du réservoir. Après une dizaine d'années de simulation en injection de vapeur seule, nous avons pu observer l'évolution des deux chambres de vapeur, ainsi que leur jonction et la zone résiduelle, économiquement jamais atteinte par le processus.

Il est donc intéressant de pouvoir estimer le volume d'huile non-récupérable avec une configuration de puits donnée, pour comparer la prix de l'huile abandonnée par rapport à celui du forage d'un autre couple de puits (qui se chiffre en millions de $)


Évolution de la température du réservoir, après des simulations de 5 et 10 ans.


Saturation d'huile après 10 ans de production. La zone non-récupérable est ici clairement visible, et représente environ 15% du volume initialement présent.

 

 
Cas d'un réservoir hétérogène

 

Le cumul de tous nos résultats sur des cas simples, homogènes et isotropes, nous a permis de comprendre les mécanismes régissant l'évolution de la chambre de vapeur au travers du réservoir.

Dans un second temps, et avant de se préoccuper des taux de récupération en comparant différentes méthodes d'injection, nous nous sommes intéressés à l'évolution du champs de température sur un cas hétérogène 2D.

Cette simulation nous a permis de nous frotter à un cas plus réaliste, où les propriétés de porosité, perméabilité, saturation en huile & gaz... sont anisotropes.

Le premier run a mis en évidence une zone saturée en huile pratiquement jamais atteinte par la chambre de vapeur. Par conséquent, la production de ce réservoir était relativement faible. Cela s'explique par le fait que les couches productrices étaient séparées par une zone imperméable, qui empêchait localement la diffusion de la chaleur dans le réservoir (en bleu sur le graphe de gauche.


Porosité et saturation du réservoir en huile, dans le cas hétérogène et anisotrope pilote


L'hétérogénéité de ce réservoir va générer des zones où l'huile sera piégée, et où la vapeur, bloquée par des couches d'argiles de porosité nulle, ne pourra pas se répandre dans le réservoir, et réchauffer l'huile comme dans les cas idéaux précédents.

 


Les simulations réalisées avec un seul couple de puits injecteur/producteur ont montré l'impossibilité de récupérer une grande partie de l'huile, immobilisée dans les couches supérieures du réservoir.

Saturation en huile et champs de température après 5 mois de production


Saturation en huile après 5 ans de production

 

Sur le graphique ci-dessus, on voit nettement que la couche supérieure n'est pas atteinte par la chambre de vapeur, et donc il n'y a pas de production dans cette zone.

Pour palier à ce problème, nous avons placé un second puits injecteur de vapeur au niveau de la couche non mobilisée, pour réchauffer cette zone du réservoir et tenter de récupérer une partie de l’huile qui s’y trouve. Il est bien évident que le forage d'un puits supplémentaire a nécessité un investissement important, qui se chiffre en M$, mais le volume d'huile mobilisée dans ce cas permet sans aucun doute de rentabiliser cette dépense.

Cette solution permet en effet de « pousser » l'huile inaccessible dans le premier cas, et de la faire couler vers le bas du réservoir.

 

 


Oil saturation dans le réservoir après 5 & 10 ans de production

On peut d'ailleurs observer ces résultats sur le graphique ce dessous (la production est plus que doublée à partir de 2010

 

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Prévision de production sur 10 ans avec deux configurations différentes