présentation dada - fcp

DADA Mohammed Abderrahmane

Décembre 2014

Implantation et Evaluation des Performances de Puits avant et après Fracturation Hydraulique dans le Réservoir F6-2

du Champ MLE

Ecole de Boumerdes

UFR: GGR

Réalisé par :

Mr. SI MOHAMED Elyazid

Suivi par :

INSTITUT ALGERIEN DU PETROLE

Projet professionnel de fin de formation pour

l’obtention du diplôme d'ingénieur spécialisé

En : Reservoir Engineering

1

Mr. AKACHAT Salim

Plan de l’Exposé

Implantation et Evaluation des Performances de Puits avant et après Fracturation Hydraulique dans le Réservoir F6-2 du Champ MLE

2

- Introduction.

- Objectif du Travail.

- Présentation du Champs MLE.

- Modélisation.

- Conclusion & Recommandations.

- Résultats de la Simulation.

- Caractéristiques du Réservoir F6-2.

I - Introduction

3

Dans sa stratégie de développement des

gisements non-conventionnels du champ de Menzel

Ledjmet (MLE), le groupement SH-FCP a décidé

d’étudier l’implantation et la fracturation hydraulique

de nouveaux puits pour exploiter davantage le

réservoir F6-2.

Les opérations de fracturation appliquées à ce

type de réservoir seraient d’excellentes alternatives

pour la pérennité de production du champ MLE.


4 Implantation et Evaluation des Performances de Puits avant et après Fracturation Hydraulique

dans le Réservoir F6-2 du Champ MLE

II –Objectif du Travail

L’objectif principal sera donc de :

- Evaluer les gains apportés par chaque puit par

rapport à la production du réservoir F6-2.

- HF: Hydraulic Frac ;

- SF: Stage Frac.

La fracturation hydraulique des puits sera opérée

par 2 modes :

Remarque:

III – Présentation du Champ MLE

5

- La production est assurée

par 18 puits.

Figure 1 : Situation Géographique du

Champ MLE

- Le champ MLE se situe au

Sud-Est de HMD, au niveau du

bloc 405b dans le bassin de

Hassi Berkine.

- OWGIP = 1,292 Tera CF.

- Gas Recovery = 867 Billion CF.

- Oil Recovery = 86 Million Bbl.

Source : De Golyer & Mac Naughton, 2006.

1- Généralité


6

Figure 2 : Les réservoirs du Champ MLE

- TAGI => Trias.

2- Description des réservoirs du Champ MLE

- F1A, F1B => Carbonifère.

- F2A, F2B => Dévonien Supérieur.

- F6-1, F6-2 (Sup & Inf) => Dévonien Inférieur.


7

Tableau 1 : Caractéristique du réservoir F6-2

Le réservoir F6-2 est un réservoir hétérogène situé à près de

4100 m de profondeur.

1- Description des réservoirs du Champ MLE


IV – Caractéristiques du Réservoir F6-2

Profondeur 4100 m

Porosité 0,2 – 22.6 %

Perméabilité 0,003 – 5 mD

Epaisseur 35 – 256 m

Pression initiale 493 bars (7150 psi)

Saturation d’eau initiale 22 – 65 %

Température 150 °C

Compressibilité de la roche 23,2*10-5 – 49,3*10-5 psi-1

Il renferme d’importantes quantités de gaz à condensât au niveau de ses 4 drains (F6-2_PS1, F6-2_PS2, F6-2_PS3, et F6-2_UPR).



2- Propriétés PVT des gaz

CO2 0.04129

N2+C1 0.90917

C2 0,03224

C3 0,00613

IC4+NC4 0,00414

IC5+NC5 0,00179

C6 0.00111

C7-C12 0,00271

C13-C14 0,00134

C25+ 8,00*E-05

Tableau 2 : Composition molaire des gaz du

réservoir F6-2

La composition molaire des

gaz a été obtenue à partir

d’essais en laboratoire.

On constate que les gaz sont

composés en majorité de

fractions légères.

Les fractions lourdes (Heavy

oils) ne représentent qu’une

infime portion.



4- Perméabilités Relatives

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Pe

rmé

abil

ité

Re

lati

ve "

kr"

Saturation d'eau "Sw"

krw

krg

3- Pression Capillaire

0

1

2

3

4

5

6

40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Pre

ssio

n C

apil

lair

e "

Pc"

Saturation d'eau "Sw"

Figure 4 : Profil des Perméabilités Relatives

Figure 3 : Profil de la Pression Capillaire

𝑆𝑔𝑐 = 24,7%

𝑆𝑤𝑖𝑟 = 62%



V – Modélisation

Le programme d’implantation de nouveaux puits dans le

réservoir F6-2 concerne les configurations suivantes :

- Puits vertical ;

- Puits directionnel ;

- Puits horizontal.

Cette démarche a été effectuée par la méthode « ROI », qui

s’appuie sur un calcul itératif pour définir les zones optimales

d’implantation.

ROI : Reservoir Opportunity Index.

𝑅𝑂𝐼 = 𝐹𝐶𝐼 ∗ 𝑆𝑚𝑔𝑎𝑠 ∗ 𝐻𝐶𝑃𝑉3

=>

𝑆𝑚𝑔𝑎𝑠 = 𝑆𝑔𝑎𝑠 − 𝑆𝑟𝑔𝑎𝑠

𝐹𝐶𝐼 = 𝑘 × 𝑑𝑧 × 𝑁𝑇𝐺 𝐻𝐶𝑃𝑉 = 𝑃𝑉 ∗ 𝑆𝑔𝑎𝑠 − 𝑆𝑟𝑔𝑎𝑠

1- Implantation des puits



2- Résultats

Figure 5 : Carte de sensitivité pour l’implantation des

nouveaux puits

Risques moyens.

Risques élevés.

Risques faibles.



3- Scénarios et Cas d’études

Scénario Cas d’étude Description Désignation du

puit implanté

1 Cas de base Réservoir F6-2 (Modèle sectorielle) -

2 Cas de base + puits « 1 » Cas de base + puit vertical MLE-1

3 Cas de base + puits « 1H » Cas de base + puit vertical + HF MLE-1H

4 Cas de base + puits « 1S » Cas de base + puit vertical + SF MLE-1S

5 Cas de base + puits « 2 » Cas de base + puit horizontal MLE-2

6 Cas de base + puits « 2H » Cas de base + puit horizontal + HF MLE-2H

7 Cas de base + puits « 2S » Cas de base + puit horizontal + SF MLE-2S

8 Cas de base + puits « 3 » Cas de base + puit directionnel MLE-3

9 Cas de base + puits « 1H » Cas de base + puit directionnel + HF MLE-3H

10 Cas de base + puits « 1S » Cas de base + puit directionnel + SF MLE-3S

Tableau 3 : Présentation des cas d’étude

MLE-1H : Puit vertical ayant subi une fracturation « HF ».

MLE-2S : Puit horizontal ayant subi une fracturation « SF ».



4- Modèle Dynamique

Le modèle dynamique du réservoir F6-2 a été généré à partir

d’un modèle statique construit sur Petrel.

La simulation du modèle dynamique sur Eclipse a tenu

compte des hypothèses suivantes :

Le modèle statique a été établit à partir de :

- Données de gisement ;

- Initialisation des nouveaux puits ;

- Introduction des paramètres des fractures (kf, Xf, H et ω).

- Modèle Compositionnel (E300) ;

- EOS model : SRK ;

- Temps de simulation : 18 années.



VI – Résultats de la simulation

1- Pression du gisement

Le déclin de pression affiché par l’introduction des puits

MLE-3H et MLE-3S a été de 38 bars.

Figure 6 : Evolution de la pression du gisement FPR : Field pressure (bar).

MLE-3H

MLE-3S

MLE-1 MLE-1S



2- Réserves en place (OWGIP)

Figure 7 : Evolution des réserves en place

OWGIP : Original wet gas in place (Sm3).

MLE-3H

MLE-3S



5- Evolution du ‘‘PI’’

Année MLE-1 MLE-2 MLE-3 MLE-1H MLE-2H MLE-3H MLE-1S MLE-2S MLE-3S

1 2,7 8,5 21,4 15,6 13,6 121,7 25 14,2 55,8

2 0,4 0,7 0,8 0,6 0,7 1,1 0,7 0,7 1,1

3 0,2 0,4 0.4 0 0 0,9 0 0,2 0,9

4 0,1 0,1 0,2 0 0 0 0 0 0,2

5 0 0 0,1 0 0 0 0 0 0

6 0 0 0,1 0 0 0 0 0 0

7 0 0 0,1 0 0 0 0 0 0

8 0 0 0 0 0 0 0 0 0

9 0 0 0 0 0 0 0 0 0

10 0 0 0 0 0 0 0 0 0

11 0 0 0 0 0 0 0 0 0

12 0 0 0 0 0 0 0 0 0

13 0 0 0 0 0 0 0 0 0

14 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Tableau 6 : Evolution de l’IPR



3- Production de gaz

4- Production de huiles

MLE-1 MLE-2 MLE-3

Base Case 777 777 3602

HF 1977 *1 2895 4591

SF 353 3355 5085

Tableau 4 : Production de gaz des différents puits

MLE-1 MLE-2 MLE-3

Base Case 50 12 156

HF 57 25 162

SF 57 90 172 *2

Tableau 5 : Production d’huiles des différents puits

*1: MLE-1H => 1977 MM cf

*2: MLE-3S => 172 M Bbl



5- Evolution du WGR

Figure 8 : WGR des puits

WGR : Water-Gas ratio.

Le WGR de tous les

puits est faible, et

n’entrave nullement le

déroulement de la

production.



VI – Conclusion & Recommandations

Ce travail a permis de souligner l’importance de la

fracturation hydraulique afin d’augmenter la productivité des

gisement non-conventionnels.

Les meilleurs performances sont celles affichées par les

puits directionnels.

- Réaliser des opérations de fracturation pour valider tous

les résultats et raffiner le modèle numérique.

- Faire une étude de faisabilité, laquelle serait primordiale

pour mettre en évidence les performances de la fracturation

pour chaque type de puits.

Afin de compléter ce travail, nous recommandons de :

Merci pour votre attention

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