la production des champs pétroliers

7/26/2019 La Production Des Champs Ptroliers

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La production des champs ptrolierspar Xavier CHAVANNE

Equipe Gomatriaux et Environnement, Uni. D. Diderot et IPGP, ParisCourriel [email protected].

Soumis au BUP en mars 2007 et accept en avril 2007.

INTRODUCTION

La production mondiale ptrolire se dcompose en celle dune multitude de champs(plus de 10 000), reprsentant chacun la fois une unit industrielle et une unitgologique. En surface le champ est constitu dun ensemble dquipements pourextraire, traiter et stocker provisoirement le ptrole (puits, conduites, usines de traitementdes fluides, dpts). Ces installations prsentent une capacit nominale reprsentant ledbit volumique maximal de ptrole quelles peuvent traiter, dbit exprim souvent endbit journalier. Cette capacit a t dtermine en fonction de la quantit de ptrole que

renferme le sous sol du champ ainsi que le niveau dinvestissements, les moyens detransport disponibles jusquaux raffineries.... Le champ est aussi associ une structuregologique renfermant une ou plusieurs roches poreuses imprgnes de ptrole ou huile,dites roches rservoirs. Le ptrole sest form dans dautres roches (roches mres ousources) par craquage thermique de la matire organique fossile, et a ensuite migr pargravit vers la surface. Il a pu saccumuler dans une roche poreuse si celle-ci constitue unpige par la prsence de couches suprieures impermables et par la gomtrie delensemble. Ces tapes de la vie du ptrole se sont droules sur des temps gologiques,entre 1 et 500 millions dannes [1].

A chacun des champs est associ un volume total de ptrole rcuprable ou rserve

initiale Qchamp. Il est dun usage rpandu dutiliser le baril comme unit de volume, usageimpos par lindustrie tasunienne, trs longtemps, et encore aujourdhui, la pluspuissante des industries ptrolires dans le monde. Le baril vaut 159 litres et un barildhuile brute a une masse entre 110 et 150 kg, selon sa densit. Dans cet article il ne seraquestion que des huiles liquides dans les conditions de la roche rservoir. Seront ainsiexclus certains hydrocarbures prsents dans les gisements soit sous forme gazeuse(hydrocarbures lgers comme le butane et le propane rcuprs sur les champs de gaznaturel), soit sous forme de goudrons (bitume des sables asphaltiques) et qui peuvent trecommercialiss sous forme de liquides aprs traitement. Le tableau 1 prsente leclassement des champs ptroliers connus fin 2003 dans le monde - hors Etats-Unis etCanada continental en fonction de leur rserve initiale Qchamp. Les valeurs de rserves

sont prendre avec prudence, dautant plus que le champ est au dbut de sonexploitation et quil est de trs grande taille. Qchamp correspond rigoureusement laproduction totale ou cumule du champ au moment de son abandon dfinitif. Unepremire estimation est faite au moment de sa dcouverte et elle est affine en cours dedveloppement (quelques dtails ce sujet sont donns dans la suite de larticle). Outreles incertitudes de mesures, les valeurs de rserves officiellement donnes par lescompagnies exploitantes peuvent tre biaises dans un sens ou lautre en fonction deconsidrations conomiques ou politiques. La socit Information Handling SystemEnergy, lorigine de ces valeurs, a construit son fichier de donnes en utilisant lesdonnes de base des exploitants. Si on excepte le plus grand des champs, Ghawar enArabie Saoudite, dont lestimation de Qchamp 147 Gb par IHS est conteste [2], les valeurs

de rserves indiques sur le tableau 1 sont ainsi assez fiables. Le classement du tableau1 met en vidence le poids lev des champs de plus de de rserve initiale, appels


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supergants dans le jargon ptrolier. Lessentiel des champs ptroliers a moins de 130 Mbde Qchamp et constitue peine 10 % des rserves initiales connues. Bien sr lindustrieptrolire continue dcouvrir de nouveaux champs de ptrole, un peu plus de deuxcents par an, lessentiel se classant dans la dernire catgorie avec une valeur moyennede rserve par champ qui tend dcrotre. Depuis 1980, un seul trs grand champ a t

dcouvert, Kashagan en 2000 en mer Caspienne. Mme lajout de 1000 champs de 16 Mbde rserve en moyenne modifiera peu cette physionomie de la distribution des champs. Ladissymtrie de la distribution des champs est prsente aussi au niveau plus local, paysproducteurs, bassin ptrolier

Gamme de Qchamp Nombre de champs Qchampmoyen parchamp en Mb

Rserve initialetotale

Part de la rservemondiale

Plus de 5000 Mb 53 16500 875 50 %

Entre 5000et 2200 54 3100 175 10 %

Entre 2200 et 1000 119 1475 175 10 %

Entre 1000et 383 298 585 175 10 %

Entre 383 et 130 800 220 175 10 %

Moins de 130 11150 15,5 175 10 %

Tableau 1 : classement des champs de ptrole du monde (hors Canada et Etats-Unis continental) connus fin2003 par catgories fonction de leur rserve initiale Qchampen Mb. Source : IHS Energy.

Ce poids lev de quelques champs se reflte aussi au niveau de la productionmondiale de ptrole brut, mme sil est attnu par lexploitation intensive passe, etlpuisement dans beaucoup de cas, des grands champs. En 2000 50 % de la productionprovenait de 120 champs [2]. En 2004 le plus grand des champs, Ghawar, produisait

encore 5 Mb par jour en moyenne, reprsentant environ 7 % de la production mondiale deptrole brute (72 Mb/j). Un champ sous marin au Mexique, Cantarell, produisait 2,2 Mb/jou 3 % de la production, Burgan au Koweit 1,4 Mb/j, Rumaila en Irak 1,2 Mb/j, Daqing enChine 0,9 Mb/j. La production de ces cinq champs a constitu 15 % de celle du monde en2004. Les trs grands champs ont une grande longvit, ayant produit en moyenne depuis50 ans (depuis 1951 pour Ghawar), autre trait qui les distingue des plus petits champs.Cantarell est un champ trs rcent, exploit depuis 1980.

Cet article prsente quelques uns des aspects de lexploitation des champs ptroliersen sintressant plus particulirement aux phnomnes physiques dans les roches-rservoirs. Ces phnomnes concernent la mcanique des fluides en milieu poreux ainsi

que les proprits thermodynamiques des fluides prsents dans la roche. Ils jouent un rlecrucial dans la rcupration du ptrole et donc dans la production mondiale de ptrole. Lapremire partie prsente les caractristiques de la roche rservoir et des fluides quellecontient, avant exploitation. La deuxime partie dcrit le mcanisme de drainage de lhuileet les manires de le modifier. La troisime partie prsente le profil de production deCantarell avec quelques dtails sur la gestion de son exploitation. Quelques mots serontdits sur les consquences de lexploitation des champs dune rgion, pays, bassin voire lemonde, sur le profil de production totale de la rgion.

1. CARACTRISTIQUES DUNE ROCHE RSERVOIR [1, 3]


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La roche rservoir a pu accumuler de lhuile par lexistence dun pige gologiquedans lequel elle se trouve. Le pige le plus connu et le plus rpandu est celui de lanticlinalcorrespondant la partie dun plissement des couches sdimentaires dirige vers le haut(cf. figure 1). La quantit dhuile que peut stocker la roche dpend de la densit de sesinterstices et de leur taille. Deux grands types de roches forment lessentiel des rservoirs

dhuile, les grs ou sables consolids, et les carbonates. Ce sont deux rochessdimentaires formes partir de dpts stratifis de dbris drosion ou de restesdorganismes aquatiques, partir de prcipitations chimiques ou encore partirdanciennes structures organiques (rcifs). Les grs sont constitus de grains de siliceplus ou moins compacts lors de lenfouissement de la roche au cours des ges, et plusou moins ciments par des matriaux comme largile ou la calcite. Lhuile se concentredans les interstices entre grains. Le volume de pores utiles, ou communicants, reprsentede 1 35 % du volume total de la roche. Les carbonates sont constitus de calcaire(domin par CaCO3) et/ou de dolomite (CaCO3 et MgCO3). La porosit rsulte de videsentre grains mais aussi de fissures et de zones en partie dissoute ou qui a subi unesubstitution des atomes de Ca par des atomes de Mg moins volumineux. La taille des

vides peuvent varier de quelques mm, voire cm (fissures, zones dissoutes, vides de rcifs) moins de 1 m. La porosit des carbonates est en gnral infrieure 20 %.

Figure-1 : roche grseuse imprgne dhuile dans un pige anticlinal. La roche peut contenir de leaudans sa partie infrieure et du gaz dans sa partie suprieure. Source : G. M. Lees, the search for oil, thegeographic journal, janvier 1940.

La roche poreuse ne contient pas uniquement de lhuile, mais galement de leau etparfois du gaz. Par sgrgation gravitaire les fluides tendent se rpartir verticalementsuivant leur densit, avec leau dans la partie infrieure. La roche contenant leau forme unaquifre, souvent de taille plus importante que la partie imprgne dhuile. Lhuile peut trespare en diffrents compartiments de la roche mais tre en contact du mme aquifreet soumis la mme pression. Les phnomnes capillaires, trs prsents du fait de

limmiscibilit des fluides et pour une taille de pore infrieure 10 m, sopposent cetarrangement. La saturation de lhuile dans les pores nest pas totale et de leau estprsente, au moins 10 % du volume total des pores. Leau est en gnral un meilleurmouillant de la roche que lhuile (sauf pour quelques calcaires). Du gaz peut tre aussiprsent dans les pores, ou apparatre par dgazage du ptrole lorsque la pression desfluides de la roche diminue. Le gaz, bien que non mouillant et lger, reste bloqu si la tailledes pores est trs faible dans la direction verticale crant une pression capillairesopposant celle cre par la gravit. Des mouvements de convection dans laquifrepeuvent galement modifier le plan de sparation rsultant de la gravit, induisant soninclinaison.

Ces fluides sont soumis une pression et une temprature dpendant de laprofondeur ainsi que dautres paramtres comme le gradient gothermique local. Ces

grandeurs influent sur les proprits des fluides, comme la viscosit, la phase, et jouentainsi indirectement sur le drainage de lhuile. Avant exploitation la pression est en gnral


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fixe par la pression hydrostatique, saccroissant dun bar tous les 10 m de profondeur,avec des cas o le gradient est suprieur et peut mme atteindre le gradient gostatique,environ 2 bars tous les 10 m. Le gradient gothermique est en moyenne 1 tous les 30 mavec des variations importantes suivant les endroits. La profondeur des gisementsexploits va de moins de 100 m presque 6000 m dans le sous sol. Le gisement sous

marin Thunderhorse dans le Golfe du Mexique au sud des Etats-Unis est 6000 m de lasurface du sol, auxquels il faut ajouter 2000 m de profondeur deau. Les difficultstechniques sont telles que son dveloppement a pris 3 ans de retard. La pression y est de1200 bars et la temprature de 135C, ceci expliquant cela (le lecteur est invit vrifierque les gradients pour ce gisement sont diffrents des gradients habituels). Ledveloppement du gisement sous marin Elgin-Franklin en mer du Nord par la compagnieTotal reprsente aussi un exploit, 5500 m de profondeur dans le sous sol et 200 m deprofondeur deau avec une pression de 1100 bars et une temprature de 210C. A cesconditions les gaz sont sous forme dissoute dans le ptrole. Mais lors de la remonte dansle puits de production le volume total de gaz et dhuile peut atteindre en surface plusieurscentaines de fois celui au fond, suivant la concentration des gaz dans lhuile. Par le pass,

et encore quelque fois aujourdhui, nombre daccidents ont eu lieu dus la montesoudaine de pression du fait de dgazage non prvu.

Lestimation du ptrole initialement en place (PIP) ncessite de connatre le volume dela partie de la roche imprgne par lhuile, le volume de pores utile, la saturation en huileet le taux de dilatation de lhuile entre la surface et le fond (les volumes sont donnes encondition de surface). La roche a une gomtrie complexe et ses caractristiques ne sontpas homognes. Les mesures sont de plusieurs natures mais toutes reposent sur leforage de puits de reconnaissance ou dlination dans la roche. Or leur nombre est limiten raison de leur cot, surtout lors de la phase prcdant le dveloppement du champ. Lalocalisation et la forme de la roche et de ses htrognits peuvent tre dtermines

depuis la surface par imagerie sismique : les mesures de temps de propagationdimpulsions acoustiques rflchies par la surface de la roche et de ses dfauts sontconverties en distance connaissant les caractristiques des roches traverses. Lesdonnes reposent aussi sur les signaux ou diagraphies des capteurs descendus en fondde puits (mesures lectriques, nuclaires de la partie de la roche proche du puits), surltude en laboratoire des chantillons, ou carottes, prlevs lors du forage. Du fait dunombre de points limits il faut recourir nombre dinterpolations et dextrapolations,augmentant les incertitudes sur ces caractristiques.

2. DRAINAGE DE LA ROCHE RSERVOIR [3]

Drainer un liquide comme le ptrole dune roche profonde ncessite moins de moyenset dnergie que dextraire un solide comme le charbon du sous-sol. Joint son pouvoircalorifique concentr, sa facilit dutilisation et ses nombreuses applications, on comprendlintrt qua eu le ptrole sur le charbon au point de le supplanter comme principalenergie industrielle, malgr la plus grande abondance du charbon. Le drainage estcontrl par la mobilit du fluide dans le rseau de pores et par les mcanismes assurantune pression de refoulement. Ces mcanismes ntant pas parfaits seule une partie,variable, du PIP est chasse et constitue la rserve initiale du champ.

2.1Loi de Darcy. Drainage naturel.

Au milieu du XIXe sicle lingnieur H. Darcy fut charg de lalimentation en eaupotable de la ville de Dijon. Il fit passer leau dune source dans une couche de sable. Pour


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dimensionner les installations hydrauliques il dtermina empiriquement la loi qui relie ledbit volumique du fluide D travers une section A de la couche en fonction de la chute

de pression P sur une longueur L de la couche. De nos jours elle scrit :

D = A/ P/L

est la permabilit de la roche. Elle est homogne une surface et se mesure endarcy, 1 d 1 (m)2. Elle dpend de la taille des canaux, surtout des tranglements, ainsi

que de leur tortuosit. Elle varie de moins de 1 md plus de 10 d dans le cas des champsptroliers. Au sein dune mme roche il existe des diffrences qui peuvent atteindre cettevariation (cas des carbonates parcourus par un rseau de failles ouvertes dans unematrice peu permable). La relation entre porosit et permabilit nest pas vidente (casde la pierre ponce impermable mais trs poreuse), mme si pour un mme type de rocheil peut exister une corrlation. La matrice de la roche carbonate fissure bien que peupermable concentre lessentiel de la porosit en gnral.

est la viscosit dynamique des fluides dans les conditions de la roche exprime en

mPa.s (ou centipoise). Pour le gaz elle varie entre 0,015 et 0,03 mPa.s, pour lhuile entre0,2 100 mPa.s (si on excepte les huiles dites extralourdes dont peut tre suprieur

100 Pa.s), tandis que de leau varie de 0,3 et 0,7 mPa.s. Elle dpend de la compositiondu fluide et de la temprature de la roche et donc de sa profondeur.

Le facteur de proportionnalit /est appel mobilit du fluide dans la roche. La loi deDarcy est une loi macroscopique cest dire valide sur des dimensions trs suprieures celles des pores [4]. La taille des canaux dans la roche sont tellement faibles que lescoulements y sont en gnral laminaires et domins par la viscosit plutt que linertie.La vitesse des fluides, moins dun mtre par jour, est ainsi proportionnelle au gradient depression le long du canal, ce qui explique ce comportement au niveau macroscopique. Les

effets capillaires sont ngligs ou tenus en compte dans la valeur de la mobilit. En effet,on introduit un facteur correctif la permabilit absolue de la roche pour chaque fluidelorsque les pores contiennent diffrents fluides non miscibles. Comme un coulementdiphasique en milieu poreux est plus lent que lcoulement dans les mmes conditionsmais avec une seule des phases, ce facteur est infrieur 1.

Pour un puits ptrolier de forme cylindrique avec un diamtre a - 20 cm environ -,aprs un rgime transitoire (utilis en essais pour tudier la mobilit et dautrescaractristiques du gisement dans laire draine par le puits), la loi scrit :

P = PS(t) PF(t) = DF/(2h) (lnR/a 3/4),

dans le cas dun rgime pseudo permanent o les pressions dcroissent de manire

identique au cours du temps, et :

P = PGPF= DF/(2h) lnR/a,

dans le cas dun rgime permanent o la pression loin du puits PGreste constante.

hest la longueur du forage traversant la roche. Elle est de lordre de plusieurs mtrespour un puits vertical. Au niveau dun champ h, et donc le dbit, sont augments en forantde plus en plus de puits verticaux ou en utilisant des forages horizontaux. PS est lapression des fluides dans la roche lorsque le puits est ferm. P Fest la pression dans lepuits au niveau de la roche (condition de fond F). R est le diamtre de laire draine autour

du puits. On dfinit lindex de productivit du puits IP comme DF/P. La pression de fond

peut tre suffisante pour que le ptrole jaillisse en surface. Il est alors ncessaire derduire le dbit. Sinon un systme daspiration ou de refoulement est install dans le puits


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(pompes ou injection de gaz). Progressivement DFva diminuer soit par perte de pressionsoit par rduction de laire draine.

Le moteur du drainage du ptrole, qui limite la chute de pression voire la maintient, estlexpansion ou lavance des fluides dans la roche. En labsence de zones de gaz oudeau le mcanisme de drainage est faible, moins de 10 % de lhuile est rcupr du fait

du faible coefficient de compressibilit isotherme de lhuile (10 -4 4 10-4bar-1). La prsencede gaz dissous amliore cette expansion. Mais en dessous de la pression de bulle le gazest libr dans les pores, rduisant la permabilit effective du ptrole. La baisse depression saccompagne aussi de lexpansion de leau interstitielle et de la roche.Cependant leur coefficient de compression est au moins aussi faible que celui de lhuile (sion excepte des roches de craie dont leffondrement peut provoquer une subsidence deplusieurs mtres en surface). La prsence de gaz libre au dessus ou deau dans unaquifre peut permettre une meilleure rcupration sils reprsentent un volume importantet sont mobiles, en particulier pour leau dont le coefficient de compression est faible. Cetapport au drainage peut tre augment par injection dun des deux fluides ou des deux.

2.2Drainage assist : maintenance de la pression.

Linjection de fluides pour pousser lhuile est une mthode ancienne et est utilise enroutine sur les champs quand la pression devient trop basse, voire mme ds le dbut delexploitation pour acclrer la production. Plus de 60 % de la production ptrolire se faitpar cette mthode. Leau par exemple est injecte dans laquifre la base ou lapriphrie de la roche imprgne dhuile. Cette intervention est efficace si elle peut utiliserla sgrgation gravitaire et maintenir un plan de sparation, ou front, horizontal. Enlabsence dun aquifre linjection peut se faire entre puits producteurs. Dans tous les cascette mthode est affecte par le risque dinstabilit hydrodynamique du front, rsultant endes zones davance rapide de leau en forme de langues ou de doigts qui contournent

des rgions encore riches en huile. Ce phnomne arrive dautant plus frquemment quela mobilit de lhuile est infrieure celle du fluide dplaant (ce qui est toujours le casavec le gaz). Les htrognits de la roche avec la prsence de chemins prfrentiels(fractures actives, couches trs permables) et la zone de dpression cre par le puitsfavorisent aussi ces instabilits qui amnent ainsi le fluide dplaant dans le puits au lieude lhuile. Les forces de gravit et de capillarit rduisent par contre ces instabilits. Unparamtre crucial est le dbit dinjection. Les modles et lexprience montrent que lastabilit, et donc le taux de rcupration, sont amliors en rduisant ce dbit. Cest direquil est ncessaire de modrer la production afin de rcuprer plus de ptrole longterme. Cette gestion prudente soppose souvent aux exigences conomiques ou politiquesqui rclament des dbits levs sur le court terme au dtriment de la rcupration.

Depuis moins de 20 ans, avec leur matrise technique, les puits horizontaux sont deplus en plus employs. Ils permettent daugmenter lindex de productivit dun puits parune longueur h plus importante, pouvant compenser une faible permittivit. Ils sontsouvent utiliss pour exploiter des roches de faible paisseur ou dpaisseur rendue faiblepar les avances des fluides dplaants. Leur gomtrie est mieux adapte des frontsdeau ou de gaz horizontaux. Cependant lirruption deau ou de gaz condamne rapidementtout le puits et une large portion de la roche rservoir. Cela peut amener des taux dedclin de production levs sur un champ (suprieurs 10 % par an). Encore plus pources puits que pour ceux verticaux, le dbit doit tre modr.

Les phnomnes capillaires peuvent aider lexpulsion de lhuile des zones de rochepeu permables si leau mouille prfrentiellement les parois. Mais le front deau dans lesparties permables adjacentes (o les phnomnes capillaires sont faibles) ne doit pas


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progresser trop vite sinon le ptrole ne pourra pas svacuer, de par sa faible mobilitdans leau. A contrario les phnomnes capillaires sont responsables du ptrole rsiduelaprs balayage par leau cause du pigeage de grosses gouttes dhuile dans destranglements occups par leau. Ce ptrole rsiduel est invitable, en gnral plus de20 % du volume des pores, sauf modifier les caractristiques des fluides.

2.3Drainage amlior : modification des caractristiques des fluides.

Ces mthodes consistent modifier une des caractristiques physiques des fluides(viscosit, tension de surface, densit), soit du ptrole pour lextraire plus facilement,soit de leau pour rduire ses contrastes physiques avec le ptrole et mieux lentraner.Les premiers essais de ces mthodes datent souvent des annes 60 et 70. Une desmthodes consiste dissoudre dans le ptrole des gaz miscibles (C 2H6ou CO2) pour lerendre plus fluide. Le ptrole in situdoit tre dj assez fluide pour que cette mthodefonctionne. En 2002, elle aurait permis dextraire 0,2 Gb/a de ptrole supplmentaire dansle monde ( comparer avec les 25 Gb/a de production totale en 2002). Leurs effets sont

quelques fois surestims par une hausse trop temporaire de la production. Linjection avecleau de surfactants ou de polymres - rduction de la tension de surface de leau avec leptrole na pas donn de rsultats probants car elle reste peu employe (moins de6 Mb/a en 2002). Leur limitation provient sans doute de leur grande lenteur diffuser enmilieu poreux, la diffrence de la chaleur.

Les mthodes de rcupration thermiques, bases sur la fluidification du ptrole parchauffage, voire par combustion in situdes parties bitumeuses, prsentent de meilleursrsultats. En 2002 plus de 0,4 Gb/a de ptrole ont t extraits de cette manire,essentiellement par linjection de vapeur. Cette valeur comprend les. En gnral la vapeurest injecte et le ptrole rcupr par puits verticaux spars (puits injecteurs de vapeur etpuits producteurs). Outre sa fluidification, la vapeur a pour effet de pousser par

pressurisation le ptrole. Cependant, cette mthode prsente de nombreux inconvnients.La densit de puits sur un champ est plus importante que pour le ptrole brut moinsvisqueux avec des dbits moyens par puits faibles. Leffet de pressurisation est de faibledure car la vapeur finit toujours par schapper le long des fissures de la roche ou par lespuits. Les parties, en principe, tanches des puits cdent souvent cause des contraintesmcaniques dues aux dilatations thermiques, laissant passer la vapeur. La production devapeur a un cot trs lev, aussi bien financirement qunergtiquement.

Avec le prix lev du ptrole toutes ces mthodes devraient progressivement sedvelopper mais leur cot, en particulier nergtique, restera lev.

3. PROFILS DE PRODUCTION

La production dun champ est la somme de celle de ses puits. Au fur et mesure de lamise en place des puits elle augmente pour atteindre un maximum ou un plateau. Avec labaisse de pression et/ou lenvahissement de la roche par leau ou le gaz le dbit diminueirrversiblement, donnant un profil en forme de bosse.

3.1Champ Cantarell

Il a t dcouvert en 1976 et mis en production peine trois ans plus tard parPetroleos Mexicanos ou PEMEX, la compagnie nationale exploitante. Cantarell est un

gisement sous-marin du plateau continental (sous 40 m deau environ) 2250 m deprofondeur du fond marin. Il sagit dune roche carbonate peu permable (1 md de


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permabilit) mais extrmement fissure avec des alvoles (zone fracture depermabilit 3 d). La porosit utile est faible, 8%, dont plus du tiers se trouvant dans lesystme fractur. PIP vaut 35 Gb. Son ptrole est dense densit de 0,935 laissantsupposer une fraction importante de bitume. Mais la profondeur laquelle se situe lerservoir, et donc la temprature, sont suffisamment importants pour que le ptrole nait

pas une viscositin situtrop leve. Les premiers puits avaient un dbit lev de prs de30 kb/j chacun.

Figure-2 : profil de production du champ Cantarell (oil production; chelle de gauche en kb/j), de laproduction cumule (cumulative oil; chelle de gauche x 10 Mb), volution de la pression (pressure; chellede droite en bar) et du volume dazote injecte. Aprs 2005 deux scnarii de production de PEMEX sontindiqus. Source : Oil&Gas Journal 17 avril 2006 et PEMEX.

Entre 1981 et 1996 la production totale a t maintenue constante environ 1 Mb/j(figure 2). La pression du rservoir a chut rapidement de 265 bars, correspondant peuprs une pression hydrostatique, 130 bars en 1995. Laquifre de ce champ fournitpeu dnergie motrice. La pression est passe en dessous de la pression de bulle et ilsest form une zone de gaz alimente par le dgazage. Le rseau de fractures permetune bonne permabilit verticale favorisant le passage du gaz. Cette permabilit estutilise partir de 2000 par les ingnieurs pour drainer lhuile en injectant un gaz neutre,lazote, dans la partie suprieure de la roche. Les ingnieurs de PEMEX sont conscientsquavec ce procd ils vont rapidement puiser le champ. Mais ils conomiseront le cotde renouvellement des installations ncessaire pour un dclin naturel trs long (80 ansprvus). En 2004 la production atteint 2,2 Mb/j avec une pression dans la rochemaintenue. Mais ce maximum est de courte dure. En 2005, la production moyenne est de2,0 Mb/j et en 2006 de 1,75 Mb/j, terminant lanne 1,5 Mb/j. PEMEX a prvu plusieurs

scnarii de dclin correspondant diffrents taux de rcupration TR. Ceux TR 52 % et30 % sont indiqus sur la figure 2. Le profil suit pour linstant le scnario de TR le plusfaible. Lexplication la plus probable est que le gaz balaye le systme de fracturesrenfermant le tiers de lhuile, contournant la matrice trs peu permable. Par son poidslhuile peut scouler vers les fissures mais ce mcanisme est lent voire nul cause de lafaible permabilit et des pressions capillaires. Un balayage par leau en procdant uneinjection dans laquifre aurait peut-tre permis une meilleure rcupration en jouant sur lamouillabilit de leau, mais il aurait ncessit un dbit faible pour viter les instabilits.

3.2Profil de production dune rgion ptrolire


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Figure-3 : schma type des profils de production des diffrents champs dune rgion et de celui de la rgion.Les grands champs sont en gnral produits en premier. Le dclin de leur production ncessite lexploitation

dun grand nombre de petits champs pour maintenir la production totale. Cet effort nest pas durable.

La figure 3 prsente le profil de production type dune rgion ptrolire, pays comme leMexique ou bassin sdimentaire comme la mer du Nord. Aprs une phase de prospectionqui permet daffiner les connaissances gologiques de la rgion, les grands champs sontassez vite dcouverts et sont mis en production relativement tt dans lhistoire ptrolirede la rgion. La production totale augmente alors, module par des facteurs conomiqueset politiques. Mais avec la dpltion des roches rservoirs mme les trs grands champsspuisent et prsentent un dclin (cest le cas depuis 2004-2003, outre Cantarell, deBurgan, Daqing, Rumaila et probablement de Ghawar). La mise en exploitation de champsplus petits peut un temps compenser ce dclin, surtout si leffort dinvestissement estimportant. Mais les nouveaux champs ont une quantit globale de plus en plus faible, ainsique vu dans le tableau 1 pour le monde. Le dclin de production de la rgion devientinvitable. Il peut mme tre lev si un dveloppement intensif a laiss peu de champs

en rserve. Les Etats-Unis sont passs par ce maximum en 1971. Depuis la fin desannes 90 de nombreux autres pays producteurs ont vu leur production dcliner commeceux de la mer du Nord (voir par exemple les donnes de [5]).

Le monde, assimilable une rgion ptrolire, prsentera de mme un dclin deproduction [6]. La date de son dbut et son intensit font lobjet dimportants dbats [7]. Ledclin pourrait commencer avant 2015, voire mme 2010, vu la faiblesse des dcouvertesdepuis 20 ans, le peu de grands champs restant dvelopper et le dclin de productionde nombreux champs. Plus dinformation sur le sujet sont disponibles sur le site de ASPOFrance, association dont fait partie lauteur.

PERRODON A. Gologie du ptrole.

SIMMONS M.R. Twilight in the desert. !"

#COSSE R. Le gisement. $ #

GUYON E. HULIN J.-P.ET PETIT L. Hydrodynamique physique. %&'& ()*

Ecoulement dans les milieux poreux, #+,#British Petroleum statistical review of world energy 2006.http://www.bp.com/sectiongenericarticle.do?categoryId=9015498&contentId=7028087PERRODON A. Quel ptrole demain ? $

+BOY DE LA TOUR X.Le ptrole. Au-del du mythe. $ +

ASPO : association for the study of peak oil and gas. Il sagit dun rseau dassociations

nationales regroupant des scientifiques et des ingnieurs, dont des gologues ptroliers etdes experts des nergies industrielles. Leurs buts sont dtudier la production ptrolire et

Temps


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gazire et de mieux faire connatre les problmes associs, principalement la menaceproche dun maximum de production et ses consquences. ASPO France est la branchefranaise dont ladresse sur la Toile est : http://www.aspofrance.org/.

la production des champs pétroliers

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