Coupure Hydraulique et Potentiel de Production en Gaz de Réservoirs de Grès « Tight » : Etude Expérimentale

type de publication      thèse de doctorat
date de publication 19-12-2013
auteur(s) Fu Xiaojian
jury F. Skoczylas, F. Agostini, L. Dormieux, B. Ledesert, E. Bemer, J.F. Shao, L. Jeannin
école Ecole Centrale de Lille
  
résumé Les réservoirs dits « tight gas » sont constitués de grès de faible perméabilité ayant des propriétés petro-physiques susceptibles de nuire à la productivité du gisement. Leur perméabilité intrinsèque est faible (inférieure à 0,1 mD soit 10-16 m² sans chargement hydrostatique), leur porosité connectée est inférieure à 10% et ils présentent une forte sensibilité aux contraintes in situ comparé aux réservoirs conventionnels. De plus, une importante zone de transition est observée in situ, dans laquelle le matériau est partiellement saturé d’eau et qui peut s’étendre sur plusieurs centaines de mètres au-dessus de la nappe phréatique. Dans cette zone, dans laquelle la saturation est de l’ordre de 40 à 50%, ni l’eau ni le gaz ne sont suffisamment mobiles pour permettre une extraction industrielle : c’est ce que l’on appellera le « permeability jail ». Cette étude vise principalement à caractériser l’influence du chargement mécanique (via l’utilisation de différentes pressions de confinement) et de la nature des roches (roches provenant de différents puits et prélevées à différentes profondeurs) sur les courbes de perméabilité relative au gaz et les caractéristiques poro-mécaniques de ces roches.
La porosité accessible à l’eau a été mesurée après séchage à 60°C puis saturation en eau sous vide et a effectivement mis en évidence des porosités faibles de 2 à 12%. La perméabilité intrinsèque au gaz a mis en évidence de fortes disparités sans lien avec la porosité des échantillons.
Une grande sensibilité de la perméabilité relative au confinement a également été observée dès l’application de pressions de confinement de 15 à 30 MPa. Deux familles d’échantillons ont ainsi été identifiées. Les échantillons les plus perméables (perméabilité compris entre 100 – 1000 μD), sont peu sensibles au confinement et leur perméabilité relative ne chute qu’à partir de saturations de l’ordre de 50%. Les échantillons les moins perméables apparaissent beaucoup plus sensibles à la fois au confinement et à la saturation.
Des méthodes classiquement utilisées dans le domaine pétrolier reposant sur l’interprétation d’essais de porosimétrie par intrusion mercure, ont également été mise en œuvre pour évaluer les perméabilités relatives et les comparer aux mesures expérimentales.
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