Ingénieur de réservoir / ES-Géothermielabex-geothermie.unistra.fr/sites/labex-geothermie.unistra.fr/IMG/... · Densité variable En fonction de la ... Charge constante Pression

Caractérisation de réservoir

Géothermique

Logs et tests de pompage Clément Baujard

Ingénieur de réservoir / ES-Géothermie

Cours Géothermie 3A

Sommaire

Introduction / problématique / objectifs

Logs / diagraphies

Différents types de logs

Réalisation : aspects logistiques

Fonctionnement d’un puits de géothermie profonde

Pression en fond de puits et Pression en tête de puits

Moyens de pompage

Tests de pompage

Théorie

Réalisation : aspects logistiques

Exemples réels


Introduction : objectifs

Objectifs de la caractérisation du réservoir

Au niveau du puits : quantifier la productivité / l’injectivité

Au niveau du réservoir Estimer les propriétés

• Thermiques

• Hydrauliques (transmissivité, pression d’équilibre, emmagasinement)

• Structurales, géologiques, géo-mécaniques

Quantifier les limites du réservoir

Objectif final : établir un modèle conceptuel de réservoir

Données de forage Données d’exploration Données de log Echantillons

Autres puits


Introduction : utilité ?

Décision sur la rentabilité et l’utilité de mesures d’amélioration

éventuelle du puits / réservoir

Acidification

Type d’acide (HCl / design d’acides)

Packers

Amélioration mécanique

Mécanisme : fracturation (hydrofrac) / stimulation (hydroshear)

Type de fluide injecté (eau / gels / proppants)

Design centrale

Température

Minéralisation

Durée de vie

Dimensionnement pompes

Puissance Rabattement prévisionnel

Débit prévisionnel

Matériau Minéralisation du fluide


Logs et diagraphies

Types de logs

Logs techniques

Contrôle qualité de la cimentation : CBL -VDL / USIT

Gamma ray

Diamétreur : caliper

Logs caractérisation de réservoir

Imagerie de paroi : FMI / UBI

Neutron / porosité : PEX

Spectral Gamma ray

Sonic – VSP

Résistivité

Logs caractérisation hydraulique

Profils de température

Flowlog

HT stationnaires


Caractérisation du régime d’écoulement naturel

Log de température à

l’équilibre

Identification du régime

thermique Dominé par la diffusion (gradient

régulier, > 3°C/100m)

Dominé par la convection/advection

(gradient faible)

Identification des zones

d’écoulement naturel

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

0 50 100 150 200

De

pth

TV

D [

m]

Temperature GRT-1 [°C]

Top Basement

Top Buntsandstein

Top Muschelkalk

Base Tertiary


Caractérisation des écoulements forcés

En régime transitoire

Profil de température

Quelques heures / jours après forage ou pendant une phase de production / injection

Indications sur les zones d’écoulement forcé

Flowlog (micro-moulinnet)

Quantification des vitesses d’écoulements

Mesure la vitesse d’écoulement -> correction en fonction du diamètre du puits (Caliper)

Logs de température (à gauche) et flowlogs corrigés (à droite)


Logs stationnaires

Outil positionné au sabot des tubages

Log pression / température

Enregistrement P(t), T(t)

En phase de production/injection/build-up

Sonde SRO (Serial Read Only), en temps réel

Sonde MEM (memory)

Fiabilité : multiplier les capteurs, typiquement 1x SRO, 2 x MEM


Puit géothermique à l’équilibre

Zres, Pres, Tres

res = reservoir

Z0, P0, T0

ZDH, PDH, TDH

DH = downhole (fond du puits)

𝑃𝑟𝑒𝑠 = 𝑃𝑤ℎ + 𝜌𝑔𝑧 𝑑𝑧𝑧𝑟𝑒𝑠

𝑧0

• 𝜌 𝑇,𝑚𝑖𝑛𝑒𝑟𝑎𝑙𝑖𝑠𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛

• T(z)

Température

Pro

fond

eur


Puit géothermique en production


𝑧𝑤ℎ

+ ∆𝑃

• 𝜌 𝑇,𝑚𝑖𝑛𝑒𝑟𝑎𝑙𝑖𝑠𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛, 𝑝ℎ𝑎𝑠𝑒

• T(z, écoulement)

• Pertes de charge

∆𝑃 = Λ

𝐷∙𝜌𝑉2

2∙ 𝐿

𝑆𝑒𝑐𝑡𝑖𝑜𝑛

ZWH, PWH, TWH

wh = wellhead (tête de puits)

Zres, Pres, Tres

res = reservoir

ZDH, PDH, TDH


Température

Pro

fond

eur


Puit géothermique en injection


𝑧𝑤ℎ

− ∆𝑃

• 𝜌 𝑇,𝑚𝑖𝑛𝑒𝑟𝑎𝑙𝑖𝑠𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛, 𝑝ℎ𝑎𝑠𝑒

• T(z, écoulement)

• Pertes de charge

∆𝑃 = Λ

𝐷∙𝜌𝑉2

2∙ 𝐿

𝑆𝑒𝑐𝑡𝑖𝑜𝑛

ZWH, PWH, TWH

wh = wellhead (tête de puits)

Zres, Pres, Tres

res = reservoir

ZDH, PDH, TDH


Température

Pro

fond

eur


Puits : contraintes supplémentaires

Densité variable

En fonction de la température

En fonction de la minéralisation (eau douce, fluide géothermal, saumure

saturée)

Indice TDS (Total Dissolved Solid) permet d’estimer la courbe ρ(T) du fluide

Puits dévié

Calculs de pertes de charges avec L, soit ZMD (Measured Depth)

Calculs de densité avec soit ZTVD (True Vertical Depth)

Effets multiphasiques

Changement de phase de l’eau surchauffée -> vapeur

PWH doit rester supérieur à la pression de vaporisation à TWH

Dégazage des gaz dissous (CO2 en dessous de 20 bar)

Indice GLR (Gaz Liquid Ratio) permet d’estimer les pressions de dégazage

(attention échantillon fond de puits)


Effets intéressants : pompage

Moyens classiques : la pompe

ESP – Electro-Submersible Pump (attention si fluide > 150°C)

LSP – Lineshaft Pump (mise en place complexe)

Airlift -> puits ouvert en tête

-> Injection de gaz (air / azote) dans les

300 à 500 1er mètres de la colonne

-> allègement de la colonne

-> diminution de la pression Pres

-> mise en production

Présence du rig nécessaire (tiges)

Air Fluide Thermosyphon

-> puits ouvert en tête

-> Injection de min. 2 x volume du puits

d’eau douce froide densité 1 à 20°C

-> l’eau se réchauffe

-> allègement de la colonne

-> diminution de la pression Pres

-> mise en production

Faisable sans rig

Eau

dou

ce


Effets intéressants : arrêt du puits

Tuage du puits -> puits fermé en tête

-> Injection de min. 1,5 x volume du puits de saumure froide saturée,

densité 1,2 à 20°C

-> alourdissement de la colonne

-> augmentation de la pression Pres

-> stabilisation avec niveau à l’équilibre sous le niveau du sol

Permet de maintenir le niveau à l’équilibre sous la surface,

même lorsque la saumure se réchauffe.

Sau

mur

e lo

urde


Tests de pompage : théorie

Deux écoles avec deux problématiques différentes

Hydrogéologue classique Reservoir engineering

(oil and gaz / géothermie profonde)

Puits peu profond Puits profonds

Puits d’observation Peu de puits d’observation

Milieu poreux Milieu fracturé / hétérogène

Température constante Effets thermiques importants

Charge constante Pression changeante avec la profondeur

Monophasique (liquide) Multiphasique (liquide / vapeur / gaz / huile)


Réservoir : paramètres clés

Facilité des écoulements :

Perméabilité k [m2], ou

Conductivité hydraulique K [m s-1], ou

Transmissivité T [m2/s] T=K∙h

Connection du puits :

Skin [-]

Productivité / injectivité [l/s/bar]

Capacité de rétention :

Coefficient d’emmagasinement spécifique Ss [m-1]=ρwgφct

Coefficient d’emmagasinement S [-] = S ∙ L

Couples K, Ss ou T, S

Diffusivité hydraulique K/ Ss ou T/S

φ [-] Porosité

ct compressibilité totale

L [m] épaisseur aquifère

Q [m3/s] débit

A [m2] section découlement

H [m] charge hydraulique

ρw [kg/m3] densité

P [Pa] Pression

z [m] altitude

g [m/s-2] accélaration pesanteur

Charge hydraulique ℎ = 𝑃 + 𝜌𝑤𝑔𝑧

Loi de Darcy 1D 𝑄

𝐴= 𝐾 𝑔𝑟𝑎𝑑 (ℎ)


Permeabilité vs conductivité hydraulique

𝐾 =𝜌𝑔𝑘

𝜇

K [m s-1] Conductivité hydraulique

k [m2] Perméabilité

ρ [kg/m3] densité

μ [Pa s] viscosité dynamique

Unités: 1 Darcy = 10-12 m2

http://www.calculator.org/property.aspx?name=permeability

Une augmentation de la température de

50 à 150°C implique une augmentation

de la conductivité hydraulique d’un

facteur 3


Test de réservoir : les différentes options

Test par paliers (Step‐rate test)

Test à débit constant (Constant rate pump/injection test)

Test à pression constante (Constant head pump/injection test)

Drill stem test (DST)

Slug test

Pulse tests

Step-rate Constant rate Constant head DST


Test de réservoir : les différentes options

Test par paliers (Step‐rate test)

En production / injection

Objectif : caractériser le domaine proche-puits

Détermination de l’indice de productivité/injectivité

Analyse steady-state

Test à débit constant (Constant rate pump/injection test)

Analyse de la remontée (build-up)

Analyse de la phase de production


Test par paliers : concept

Réalisation

production à différents paliers de

débit

Durée des débits : quelques

heures

Idéalement, stabilisation de la

pression à chaque palier, durées

constantes

Interprétation

Tracer la courbe caractéristique

du puits DP(q) = Aq + Bq2


Tests par paliers : effet du skin Skin positif : domaine proche-puits moins perméable que le réservoir (mud-cake)

Skin négatif : domaine proche-puits plus perméable que le réservoir (fracturation)

Constant skin model Rate dependent skin model

𝑆 = 𝑆0 + 𝐷𝑞


Test par paliers : exemples

Courbes caractéristiques des puits

du bassin molassique munichois (productrivité)

Courbes caractéristiques du puits

GRT-1 (injectivité)

Quantification des différents traitements


Exercice

Test de production par

paliers du puits GRT-2

Initialement, puits réveillé

par injection d’eau douce

Mélange initial dans la

section ouverte :

70% eau douce,

30% saumure

géothermale à 100 g/l

Mesure à 1948 m TVD

Réservoir à 2400 m TVD

Calculer

La pression d’équilibre au

réservoir

l’indice de productivité du

puits à 70 l/s


Solution

Pression d’équilibre

Productivité

Before After

Depth Measurement (TVD) 1847,8 1847,8

Depth flow 2400 2400

Mean temperature 145 167

Type 70% Fresh water 30% Brine 100% Brine

Density 941,7 977

Pressure at measurement depth 191,8 190,1

Pressure at flow zone depth 242,7606605 242,970941

Palier Buildup 1 1 (premier) 2 3 4 5

Q [m3/h] 0 71,5 92 114 132 162

Q [l/s] 19,86111111 25,55555556 31,66666667 36,66666667 45

P_FDP [bar] 189,9 189 187,6 186,2 184,9 182,25

DeltaP_FDP [bar] 0 0,9 2,3 3,7 5 7,65


Constant-rate production test : principe

Analyse de la phase de production

Pressure transient analysis (PTA)

Calage d’un modèle d’écoulement

Avantage : identification des limites possible

Inconvénient : données souvent bruitées

Analyse de la remontée (build-up):

Caractérisation hydraulique complète du réservoir

Détermination de T (K), S, voire T’,K’ et du facteur

de skin

Avantage : données très propres

Inconvénient : travail sur les limites difficile


Constant-rate production test : interprétation

Test long

0.01 0.1 1. 10. 100. 1000. 1.0E+40.01

0.1

1.

10.

100.

Agarwal Equivalent Time (min)

Rec

over

y (m

)

Obs. Wells

GRT-2GRT-1

Aquifer Model

Fractured

Solution

Moench w/slab blocks

Parameters

K = 2.932E-6 m/secSs = 7.224E-7 m-1

K' = 5.27E-7 m/secSs' = 3.162E-5 m-1

Sw = 1.778Sf = 1.r(w) = 0.02713 mr(c) = 0.5129 m

Test long

1. 10. 100. 1000. 1.0E+4 1.0E+5 1.0E+60.

12.

24.

36.

48.

60.

Time, t/t'

Resid

ual D

raw

dow

n (

m)

Obs. Wells

GRT-2GRT-1

Aquifer Model

Fractured

Solution


Parameters

K = 2.932E-6 m/secSs = 7.224E-7 m-1

K' = 5.27E-7 m/secSs' = 3.162E-5 m-1

Sw = 1.778Sf = 1.r(w) = 0.02713 mr(c) = 0.5129 m

Test long

0. 1.2E+3 2.4E+3 3.6E+3 4.8E+3 6.0E+30.

12.

24.

36.

48.

60.

Time (min)

Dis

pla

cem

ent (m

)

Obs. Wells

GRT-2GRT-1

Aquifer Model

Fractured

Solution


Parameters

K = 2.932E-6 m/secSs = 7.224E-7 m-1

K' = 5.27E-7 m/secSs' = 3.162E-5 m-1

Sw = 1.778Sf = 1.r(w) = 0.02713 mr(c) = 0.5129 m

Analyse PTA avec logiciel

dédié

Analyse de la dérivée

3 phases :

Au départ, influence du

puits proche puits

(wellbore storage / skin)

Ensuite, réservoir

Enfin, limites du réservoir

Calage d’un modèle

adéquat sur les courbes


Constant-rate production test : interprétation

Radial flow

µCr

kt

hk

qp

fw2

246.2lnln

4

q: Flow rate

k: Permeability

µ: Viscosity

h: Formation thickness

Cf: Storage coefficient (n*ct:)

n: Porosity

ct: Total compresibility

0 1 2 3 4 5time (h)

0

2

4

6

8

pre

ssu

re

Derivée: dt

dpt

td

dpp

ln

'

tC

qp '

.4

' consthk

µqp

(Wellbore storage)

(radial flow)

0.001 0.1 10 1000time (h)

0.01

0.1

1

10

derivative

wellb.storage

tran-sition

radial

0.01 0.1 1 10 100 1000time (h)

0

2

4

6

8

radial

Semilog-Plot Diagnostic Plot (log-log)


0.01 1 100time (h)

0.01

0.1

1

10S=10

S=0

0.01 0.1 1 10 100 1000time (h)

0

2

4

6

8

10

12

14

16

radial

S=0

S=10

S

µCr

kt

hk

qp

fw

2246.2

lnln4 2

Mud cake -

additional pressure loss

Radial Flow:

q

hkpS

s 2

sp

sp

Skin


Composite Model:

k2 k1

ri

0.01 0.1 1 10 100 1000time (h)

0

2

4

6

8

10

pre

ssu

re

composite

homogeneous

0.01 1 100time (h)

0.01

0.1

1

10

pre

ssu

re /

de

riva

tive

homogeneous

composite

ri=500m

k1/k2=3

n=0.05ct=1*10-9 Pa-1

µ=4*10-4 Pa*sh=100mrw=0.011 m

q = 1 l/sC=0.1 m3/bark=10 mDT=1 Dm

Réservoir hétérogène


0.01 1 100time (h)

0.01

0.1

1

10

radial

derivative

closed

boundary(500m)

wellb.storage

tran-sition

0.001 0.1 10 1000time (h)

0.001

0.01

0.1

1

10

derivative

wellb.storage

tran-sition

radial

const. p

boundary(500m)

n=0.05ct=1*10-9 Pa-1

µ=4*10-4 Pa*sh=100mrw=0.011 m

q = 1 l/sC=0.1 m3/bark=10 mDT=1 Dm

Closed reservoir

(closed circle at 500m) Constant pressure boundary

(circle at 500m)

Limites


Essais de circulation

Permet de tester la connexion entre les puits (essais de traceurs) ->

calage des modèles hydrothermiques

Si interprétation des données de production, limite à pression

constante à une distance de la moitié de la distance inter-puits


Réalisation des tests : aspects logistiques

Ligne de production : principe


Réalisation des tests : aspects logistiques

Ligne de production détaillée


Unités de diagraphie (log PT stationnaire)

Grue

Camion d’acquisition Reiser


Caractérisation mécanique

Non traitée ici

Paramètres fluide/roche

Définition de

Profil de pression de pore Ppore

Profil de pression de fracturation Pfrac

Estimation par LOT/FIT pendant forage (Leak-Off Test / Formation Integrity

Test)

Régime de contrainte (Strike Slip, Normal, Inverse)

Definition de

Direction SH

Gradients Sv, SH et Sh

Estimation de la direction de SH par interprétation de fractures type DITFs

(Drilling-Induced Tensile Fractures) et BB (Borehole Breakouts)

Estimation de Sv par la densité des terrains et de Sh par HPTF (Hydraulic

Pressure Tensile Fracturing) sur intervalle fracturé


Les difficultés propres à la géothermie

Dégazage (“PVT effects”)

Débits en air-lift ou artésien irréguliers

Débits élevés et puits profonds:

Rate dependent skin effects

Pertes de charge le long du puits

Effets densité/thermique

Puits larges

Forts effets “wellbore storage”

… et les avantages:

du fait du doublet, la caractérisation des limites et de l’extension

du réservoir est moins importante que pour l’oil & gaz


Références

Livres / publications

SERRA, Oberto, 2007, Well Logging. Vol. 3 Well Logging and Reservoir Evaluation,

ISBN : 9782710808817, editions Technip

HORNE, Roland N., 1996, Modern Well Test Analysis: A Computer-Aided Approach,

ISBN-13: 978-096269921, editions Petro way

Mostafa H. Sharqawy, John H. Lienhard V and Syed M. Zubair, Thermophysical

Properties of Seawater: A Review of Existing Correlations and Data, Desalination and

Water Treatment, 2010

Well logging Interpreation software

Wellcad

Techlog

Well tests Interpretation software

AQTESOLV : peu cher, adapté à des aquifères proche de la surface, modèles

simplistes

KAPPA Saphir : très cher, mais très évolué


Conclusions

Méthodes souvent partiellement appliquées dans la géothermie.

Temps disponible limité (rig time : 30k€/jour)

Capacité de stockage limitée (max. 8000m3)

Conditions fond de puits difficiles (T>170°C, P>200bar, fluide agressif)

Caractérisation d’autant plus importante que le puits est mauvais

[email protected]


Annexe : courbes de densité

Seawater property table, density (extrait de Mostafa et al., 2010)

Documents

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