[0001] La présente invention concerne les procédés pour déterminer la qualité de réserve
d'un puits de pétrole débitant un fluide provenant d'une couche productrice, par la
mesure de la réponse R du puits et plus particulièrement un procédé d'évaluation du
potentiel hydraulique (dans le cas le plus simple, détermination de la transmissivité
ou de la perméabilité moyenne, du skin d'endommagement et de la pression de gisement
locale) de la section d'une strate poreuse remplie d'un effluent mobile entrant ou
sortant délimitée par deux cotes respectivement z
bas et z
haut.
[0002] On sait que la qualité de production d'un puits de pétrole est essentiellement représentée
par l'index de productivité IP du puits qui dépend du rayon du puits r
w, du rayon de drainage R
e du puits, de la viscosité µ du pétrole récupérable, mais aussi de la transmissivité
de la couche productrice qui est définie comme le produit de sa perméabilité k par
sa hauteur h, ainsi que d'un éventuel colmatage des pores de la roche aux abords de
la paroi du puits que l'on quantifie par un paramètre sans dimension S communément
qualifié par les techniciens par le terme générique de « SKIN ». Cet index de productivité
est représenté par la formule :
où "In" représente le logarithme népérien. L'index de productivité IP mesure directement
la facilité avec laquelle le pétrole peut s'écouler jusqu'au puits sous l'effet d'un
rabattement ΔP de la pression moyenne du gisement régnant autour du puits, puisque
le débit Q du puits mesuré en conditions de fond est alors simplement égal à : Q=IPΔP.
[0003] Ce débit de fond est ensuite évacué vers la surface selon des techniques connues.
Afin d'optimiser la production d'un puits, notamment de pétrole, il est donc utile
de connaître sa qualité réserve, notamment en déterminant la valeur de certains paramètres
prédéfinis. En se reportant à l'expression de l'index de productivité IP défini ci-dessus,
un premier paramètre important est la perméabilité k de la couche productrice du sous-sol
dans lequel le puits a été foré et un autre est le « SKIN » S qui quantifie un possible
endommagement de cette couche productrice. On peut ainsi établir deux classes parmi
les puits qui produisent peu : les puits maintenus dans des conditions d'exploitation
idéales (S = 0) mais qui soutirent le pétrole d'une roche faiblement perméable, et
les puits forés dans des gisements présentant une perméabilité élevée mais qui sont
colmatés (S > 0) et qui pourront produire d'avantage quand ils auront été restaurés
à l'aide de techniques connues en elles-mêmes.
[0004] Il est donc important de pouvoir déceler la formation d'une couche de colmatage afin
d'intervenir le plus tôt possible de façon utile pour l'éliminer et continuer l'exploitation
du puits.
[0005] Différents procédés ont été mis au point pour surveiller la qualité de production
d'un puits. La plupart des anciens procédés étaient fondés sur l'utilisation de relations
empiriques ou statistiques entre différentes mesures qui peuvent être effectuées sur
un tel puits. Un autre procédé donnant des résultats plus précis consiste à obturer
complètement le puits à sa sortie et à étudier la montée en pression du pétrole dans
le puits en fonction du temps de fermeture, l'examen des courbes de variation de cette
pression permettant de déduire si le puits est dans son état idéal ou s'il est colmaté.
[0006] Ce procédé permet d'obtenir de bons résultats, mais présente l'inconvénient majeur
d'être long à être mis en oeuvre. Pour obtenir une courbe exploitable, il faut en
effet attendre plusieurs heures voire plusieurs jours pour certains puits pendant
lesquels le puits n'est pas exploité, ce qui constitue un manque à gagner certain
auquel il faut ajouter le coût du redémarrage lorsque la pression du gisement n'est
plus suffisante pour que le puits demeure éruptif.
[0007] Pour pallier cet inconvénient, on a alors tenté de mettre au point un autre procédé
qui consiste à moduler la fermeture du puits à sa sortie et à étudier la variation
de pression du fluide en fonction de cette modulation. Ce procédé élimine l'inconvénient
mentionné ci-dessus de la fermeture totale du puits, mais présente l'inconvénient
de ne pas conduire à des mesures assez précises.
[0008] Un autre procédé est par exemple décrit dans le
US-A-3.559.476 et le
FR-A-2.678.679. Il consiste à moduler, par une fonction sinusoïdale, le débit du fluide dans le
puits et à mesurer les variations de débit et de pression du fluide, puis à en déduire,
dans des cas particuliers, la réponse R du puits.
[0009] Ce procédé donne des résultats relativement satisfaisants dans le cas d'un endommagement
du puits qui consiste en un colmatage de la paroi qui donne un "SKIN" d'une valeur
positive, mais d'une épaisseur considérée comme nulle. Il est bien évident que ce
type de « SKIN » infiniment mince n'est qu'une abstraction mathématique commode et
souvent satisfaisante mais qu'il peut exister d'autres types d'endommagement qui correspondent
à un "SKIN" positif mais dont l'épaisseur ne peut être considérée comme nulle, ou
un "SKIN" négatif, par exemple pour un puits relié à un réseau de fissures naturelles
ouvertes ou pour un puits stimulé par fracturation hydraulique, c'est-à-dire traversé
par une fracture induite artificiellement qui est généralement symétrique par rapport
à l'axe du puits.
[0010] Il est aussi déjà connu un procédé pour déterminer la qualité de réserve d'un puits
de pétrole ou analogue débitant un fluide donné provenant d'une couche productrice,
par la mesure de la réponse (R) du puits, ledit procédé consistant à moduler, par
une fonction sinusoïdale, le débit du fluide dans le puits, et à mesurer les variations
de débit et de pression du fluide, caractérisé par le fait que
- (I) la réponse (RC) du puits dans le cas où la couche productrice comporte une zone
endommagée présentant un "SKIN" positif d'épaisseur non nulle, est obtenue par l'équation
:
et que
- (II) la réponse (Rf) du puits dans le cas où la couche productrice comporte une fracture
présentant un "SKIN" négatif, est obtenue par l'équation :
équations dans lesquelles :
A, B, C et D sont des fonctions des paramètres zw, α et β définis ci-après, et sont respectivement définies par les quatre équations
ci-dessous :
en précisant que, dans les équations données ci-dessus,
kelken(X) = kern(x) + i kein(x) et kelben(x) = bern(x) + i bein(x) où i est le nombre unité imaginaire dans la théorie mathématique des nombres complexes,
et kern, kein, bern, bein sont les fonctions de Kelvin ;
est la perméabilité α-dimensionnelle de la zone endommagée, kS représentant la perméabilité de la zone endommagée et k représentant la perméabilité
de la couche productrice ;
est le rayon α-dimensionnel de la zone endommagée, rS représentant le rayon de la zone endommagée et rw représentant le rayon du puits ;
où ω est la pulsation de la fonction sinusoïdale et δ est la diffusivité de la couche
productrice égale à
ϕ représentant la porosité de la couche productrice, µ représentant la viscosité
du fluide et Ct représentant la compressibilité totale du fluide ;
où K0 et K1 sont les fonctions de Hankel modifiées ; avec aussi
où Xf est la longueur d'une aile de fracture supposée en compter deux ; FCD est la conductivité a-dimensionnelle de la fracture représentée par la formule
représentant la perméabilité du matériau de soutènement de la fracture et W représentant
l'épaisseur moyenne de la fracture soutenue ;
est la diffusivité a-dimensionnelle de la fracture, ϕf représentant la porosité du matériau de soutènement remplissant la fracture et Ctf représentant la compressibilité totale du fluide dans la fracture ; Swf est un skin éventuel existant entre le fond du puits et l'entrée de la fracture.
[0011] La présente invention a donc pour but de perfectionner les procédés antérieurs et
ceux définis notamment ci-avant pour évaluer la qualité de réserve d'un puits de pétrole
ou analogue, et de mettre en oeuvre un procédé qui, tout en étant facile à être mis
en oeuvre, permette d'obtenir cette évaluation à tous les niveaux du puits et quel
que soit le type d'endommagement de la couche productrice, à l'aide de mesures qui
peuvent être interprétées avec un faible pourcentage d'erreurs ou d'incertitude, et
plus précisément un procédé d'évaluation du potentiel hydraulique (dans le cas le
plus simple, détermination de la transmissivité ou de la perméabilité moyenne, du
skin d'endommagement et de la pression de gisement locale) de la section d'une strate
poreuse remplie d'un effluent mobile entrant ou sortant délimitée par deux cotes respectivement
z
bas et z
haut.
[0012] Plus précisément, la présente invention a pour objet un procédé d'évaluation du potentiel
hydraulique de la section d'une strate poreuse remplie d'un effluent mobile entrant
ou sortant délimitée par deux cotes respectivement z
bas et z
haut, caractérisé par le fait qu'il consiste à générer une modulation
périodique du débit du puits, à descendre dans le puits et l'activer durant quelques
périodes à la profondeur fixe z
bas une sonde munie : i) d'un dispositif de repérage précis en cote soit par rapport
aux séries géologiques par détecteur de rayons gamma connu des techniciens sous la
terminologie anglaise "Gamma-Ray" soit par rapport aux éléments du puits par détecteur
de manchon de tubage connu des techniciens sous le sigle "CCL", ii) d'une horloge,
iii) de capteurs physiques aptes à au moins mesurer l'écoulement de l'effluent dans
le puits, la pression, la température, la densité moyenne, le gradient des pertes
de charge, à extraire, de ces mesures : i) l'amplitude Δ
Qbas de la composante sinusoïdale de la modulation du débit relative à l'une T des périodes
imposées, ii) l'amplitude Δ
Pbas de la composante sinusoïdale de la modulation de la pression relative à la même période
T, ainsi que iii) le retard de phase de l'onde sinusoïdale de la pression par rapport
à celle du débit ϕ
bas, à déterminer la réponse complexe
Rbas de toutes les zones actives dont l'effluent se déverse dans le puits entre le fond
du puits et la cote z
bas au test cyclique de période T, selon la formule :
à remonter la sonde jusqu'à la cote
zhaut, l'activer durant quelques périodes à cette profondeur, effectuer de nouvelles mesures
et, de celles-ci, extraire i) l'amplitude Δ
Qhaut de la composante sinusoïdale de la modulation du débit relative à la période T imposée,
ii) l'amplitude Δ
Phaut de la de la composante sinusoïdale de la modulation de la pression relative à la
même période T, ainsi que iii) le retard de phase de l'onde sinusoïdale de la pression
par rapport à celle du débit ϕ
haut, déterminer la réponse complexe
Rhaut de toutes les zones actives dont l'effluent se déverse dans le puits entre le fond
du puits et la
cote
zhaut selon la formule :
à calculer la réponse complexe R
strate de la strate définie par le fait que l'effluent qu'elle contient débouche dans le
puits entre les cotes z
bas et z
haut par la formule
à postuler un modèle physique pour la strate par inversion numérique de la formule
mathématique donnant la réponse complexe théorique, déterminer les caractéristiques
hydrauliques de la strate définie par la réponse mesurée
Rstrate, à
calculer l'indice de productivité du puits
IPstrate relatif à la strate considérée et en déduire la pression de gisement moyenne
PG dans la strate selon la formule :
puisque, à l'aide de la sonde, avant ,d'activer le modulateur de débit, il a été
mesuré à la fois la pression de fohd
PF stabilisée et le débit net
Qstrate provenant de la strate.
[0013] D'autres caractéristiques et avantagés de la présente invention apparaîtront au cours
de la description donnée ci-après.
[0014] On sait qu'un puits de pétrole est creusé dans un sol jusqu'aux couches productrices
ou strates enfermant le pétrole. D'une façon générale, ces couches sont formées de
roches ou sables perméables et sont situées en dessous de couches imperméables. Le
pétrole est ainsi confiné dans ces couches perméables et peut être extrait à condition
que le puits pénètre jusqu'à elles.
[0015] Pour mettre en oeuvre le procédé selon l'invention comme décrit ci-après, on utilise
une sonde dénommée ci-après PLT, outil bien connu des hommes du métier dans le domaine
pétrolier et abréviation de l'expression anglaise "Production Logging Tool", qui est
un appareil de diagraphie de production fine comportant notamment :
- un obturateur commandable permettant de moduler la valeur de la section de passage
du conduit qui forme le puits au niveau des couches pétrolifères. Cet obturateur commandable
peut par exemple être constitué par un manchon comportant des ailettes pouvant être
déployées au moyen d'un moteur à partir d'un point éloigné. Il peut aussi être constitué
par une pluralité de parois agencées les unes avec les autres pour former un cône
à angle variable, le coulissement des parois les unes par rapport aux autres pouvant
être commandé au moyen d'un câble tracteur.
- un débitmètre pour mesurer le débit du fluide qui s'écoule dans le conduit du puits.
Un tel débitmètre est connu en lui-même et peut être constitué schématiquement par
un manchon dans lequel est disposé un mesureur comportant une hélice, ou moulinet
selon la terminologie des techniciens, et des moyens pour comptabiliser le nombre
de tours de cette hélice par unité de temps, à ce manchon pouvant être éventuellement
associé un déflecteur afin de capter l'ensemble du fluide s'écoulant dans le conduit
et le forcer à passer entièrement dans le manchon. Le débitmètre est agencé pour délivrer
à sa sortie un signal représentatif du débit du fluide qui le traverse.
- un capteur de pression bien connu en lui-même, constitué par exemple à partir de jauges
de déformation à base par exemple d'un cristal minéral tel que du quartz ou du saphir,
ou analogue. Il est apte à délivrer à sa sortie un signal représentatif de la pression
du fluide dans le conduit.
[0016] Pour mettre en oeuvre le procédé selon l'invention, ces trois éléments sont assemblés
les uns avec les autres de façon qu'ils puissent être descendus à partir de la tête
de puits par tout moyen de liaison, par exemple un câble ou analogue, jusqu'au niveau
des couches productrices. Ils sont en outre associés de façon que, lorsqu'ils sont
descendus dans le puits, le débitmètre et le capteur de pression soient situés en
dessous de l'obturateur commandable. De plus, ces trois éléments sont reliés par une
ligne bus qui permet, à partir d'un organe de traitement, de commander l'obturateur,
éventuellement la mise en marche du débitmètre et du capteur de pression, mais aussi
de recevoir et traiter les signaux émis par ces deux derniers éléments.
[0017] Il est précisé que, en plus de ces trois éléments définis ci-dessus, il est prévu,
pour obtenir l'acquisition des données, une horloge qui détermine un temps unique
auquel se référeront les mesures de débit et de pression du fluide.
[0018] L'outil décrit ci-dessus ayant été descendu dans le puits, à un niveau déterminé
de la couche productrice, le procédé consiste tout d'abord à commander l'obturateur
pour faire varier la section de passage du conduit entre deux valeurs minimale et
maximale suivant une loi mathématique sinusoïdale de pulsation ω, la valeur minimale
n'étant pas nulle afin de ne jamais obturer complètement le conduit et de permettre
au fluide de continuer à s'écouler pendant tout le temps des mesures.
[0019] Dans le cas où le débitmètre et le capteur de pression ne sont pas en état de marche
permanent, ils sont mis en marche pendant quelques périodes de la fonction mathématique
de la commande de l'obturateur. Ils délivrent à leur sortie des signaux respectivement
représentatifs des variations de débit et de pression du fluide dans le puits en dessous
de l'obturateur, mais au niveau de l'emplacement des deux autres éléments.
[0020] On constate que les courbes de ces variations sont des fonctions sinusoïdales de
même période T que celle de la commande de l'obturateur, mais déphasées l'une par
rapport à l'autre. La mesure conjointe du déphasage entre ces deux signaux et du rapport
de leur amplitude respective permet de déduire simultanément une valeur qui est représentative
de la perméabilité des couches productrices en dessous de l'obturateur commandable
qui se trouvent situées entre le niveau du débitmètre et le fond du puits ainsi qu'une
valeur qui est représentative du colmatage.
[0021] Ce procédé est intéressant à double titre car, outre qu'il permet d'évaluer la perméabilité
et le colmatage au sein même des couches pétrolifères, et donc d'éliminer nombre d'incertitudes
inhérentes aux procédés selon l'art antérieur, il permet en plus d'évaluer cette perméabilité
et le colmatage à tous les niveaux d'une couche productrice, étant rappelé que, par
colmatage, on entend le phénomène qui freine l'écoulement du pétrole et qui présente
un SKIN S positif (une image de la résistance à l'écoulement). En revanche on entend
par "fracture" le moyen qui favorise la productivité du puits, en présentant un SKIN
S négatif (une image de la moindre résistance à l'écoulement du fluide
[0022] Le procédé selon l'invention, pour l'évaluation du potentiel hydraulique (dans le
cas le plus simple, détermination de la transmissivité ou de la perméabilité moyenne,
du skin d'endommagement et de la pression de gisement locale) de la section d'une
strate poreuse remplie d'un effluent mobile entrant ou sortant délimitée par deux
cotes respectivement z
bas et z
haut, consiste :
- à générer une modulation périodique, pas nécessairement sinusoïdale, ou une superposition
de modulations périodiques de différentes périodes, du débit du puits. Cette modulation
peut être obtenue à l'aide, soit d'un dispositif direct ou indirect mécanique réglable
ou servocommandé et programmable indépendant de la sonde précédemment décrite placé
sur la ligne de production "tubing" n'importe où en aval du ou des capteurs de débit
dans le cas d'un effluent sortant ou respectivement en amont dans le cas d'un effluent
entrant, c'est-à-dire soit dans le découvert, le tubage dit "casing" ou la colonne
perdue dite "Liner" cimentée ou crépinée en-dessous de l'obturateur annulaire de production
dit "Packer de production" ou dans la colonne de production entre l'obturateur annulaire
et la tête de puits ou encore dans la tête de puits elle-même ou bien sur la ligne
reliant le puits selon le cas au séparateur de test ou au réseau de collectes, soit
d'un dispositif mécanique réglable ou servocommandé et programmable avantageusement
placé au sommet de la sonde. Comme dispositif direct mentionné ci-dessus, on peut
utiliser une "duse" ou pompe réglable programmable de surface (le plus pratique) ou
éventuellement dans le puits dans le cas d'un."PLT à mémoire ancré". Un dispositif
indirect mentionné ci-dessus est par exemple constitué d'une pompe asservie programmable
pour injecter ou soutirer du fluide en surface ;
- à descendre dans le puits et l'activer durant quelques périodes à la profondeur fixe
zbas, une sonde "PLT" ou "PLT précis" munie i) d'un dispositif de repérage précis en cote
soit par rapport aux séries géologiques par un détecteur de rayons gamma dit "Gamma-Ray"
soit par rapport aux élément du puits "CCL" (un "CCL" est un outil bien connu des
hommes du métier dans le domaine pétrolier et est l'abréviation de l'expression anglaise
"Casing Collar Locator" ou en français "détecteur de manchon de tubage"), ii) d'une
horloge, iii) de capteurs physiques diverses la rendant capable de mesurer certaines
caractéristiques de l'écoulement de l'effluent dans le puits, notamment le débit total,
le débit gazeux, le débit liquide, le débit aqueux, le débit d'hydrocarbures, la pression,
la température, la densité moyenne ou le gradient des pertes de charge et, iv) soit
d'une mémoire lui permettant de stocker les valeurs mesurées en fonction du temps
("PLT à mémoire" descendus avec une ligne en acier connu des hommes du métier sous
la terminologie anglaise "slick line" suspendus ou ancrés dans un siège) soit d'un
dispositif capable de transmettre les mesures en temps réel vers un ordinateur en
surface tel qu'un câble électrique ou une fibre optique ou un émetteur radio ou acoustique,
- à extraire, de ces enregistrements : i) l'amplitude ΔQbas de la composante sinusoïdale de la modulation du débit relative à l'une T des périodes
imposées, ii) l'amplitude ΔPbas de la composante sinusoïdale de la modulation de la pression relative à la même période
T, ainsi que iii) le retard de phase de l'onde sinusoïdale de la pression par rapport
à celle du débit ϕbas, et
- à déterminer la réponse complexe Rbas de toutes les zones actives dont l'effluent se déverse dans le puits entre le fond
du puits et la cote zbas au test cyclique de période T, selon la formule :
puis
- à remonter la sonde jusqu'à la cote zhaut et l'activer durant quelques périodes à cette profondeur,
- à extraire, des renseignements mesurés par les éléments composant la sonde : i) l'amplitude
ΔQhaut de la composante sinusoïdale de la modulation du débit relative à la période T imposée, ii) l'amplitude ΔPhaut de la composante sinusoïdale de la modulation de la pression relative à la même période
T, ainsi que iii) le retard de phase de l'onde sinusoïdale de la pression par rapport
à celle du débit ϕhaut, et
- à déterminer la réponse complexe Rhaut de toutes les zones actives dont l'effluent se déverse dans le puits entre le fond
du puits et la cote zhaut selon la formule :
puis
- à calculer la réponse complexe Rstrate de la strate définie par le fait que l'effluent qu'elle contient débouche dans le
puits entre les cotes zbas et zhaut, par la formule :
[0023] En postulant un modèle physique pour la strate (dans le cas le plus simple : couche
homogène infinie de perméabilité k et de skin d'endommagement S), par inversion numérique
de la formule mathématique donnant la réponse complexe théorique, on peut déterminer
les caractéristiques hydrauliques de la strate définie par la réponse mesurée
Rstrate; pour le cas le plus simple, on détermine la perméabilité moyenne k et le skin d'endommagement
S.
[0024] En s'appuyant sur le modèle physique retenu ainsi que sur la géométrie de l'aire
de drainage, on peut calculer l'indice de productivité du puits
IPstrate relatif à la strate considérée et en déduire la pression de gisement moyenne
PG dans la strate, par application de la formule :
puisque, à l'aide de la sonde, avant d'activer le modulateur de débit, on a mesuré
à la fois la pression de fond
PF stabilisée et le débit net
Qstrate provenant de la strate.
1. Procédé d'évaluation du potentiel hydraulique de la section d'une strate poreuse remplie
d'un effluent mobile entrant ou sortant délimitée par deux cotes respectivement z
bas et z
haut,
caractérisé par le fait qu'il consiste à générer une modulation périodique du débit du puits, à descendre' dans
le puits et l'activer durant quelques périodes à la profondeur fixe z
bas une sonde munie : i) d'un dispositif de repérage précis en cote soit par rapport
aux séries géologiques par détecteur de rayons gamma dit "Gamma-Ray" soit par rapport
aux éléments du puits (CCL), ii) d'une horloge, iii) de capteurs physiques aptes à
au moins mesurer l'écoulement de l'effluent dans le puits, la pression, la température,
la densité moyenne, le gradient des pertes de charge, à extraire, de ces mesures :
i) l'amplitude Δ
Qbas de la composante sinusoïdale de la modulation du débit relative à l'une T des périodes
imposées, ii) l'amplitude Δ
Pbas de la composante sinusoïdale de la modulation de la pression relative à la même période
T, ainsi que iii) le retard de phase de l'onde sinusoïdale de la pression par rapport
à celle du débit ϕ
bas, à déterminer la réponse complexe R
bas de toutes les zones actives dont l'effluent se déverse dans le puits entre le fond
du puits et la cote
zbas au test cyclique de période T, selon la formule :
à remonter la sonde jusqu'à la cote
zhaut, l'activer durant quelques périodes à cette profondeur, effectuer de nouvelles mesures
et, de celles-ci, extraire i) l'amplitude Δ
Qhaut de la composante sinusoïdale de la modulation du débit relative à la période T imposée,
ii) l'amplitude Δ
Phaut de la composante sinusoïdale de la modulation de la pression relative à la même période
T, ainsi que iii) le retard de phase de l'onde sinusoïdale de la pression par rapport
à celle du débit ϕ
haut, déterminer la réponse complexe
Rhaut de toutes les zones actives dont l'effluent se déverse dans le puits entre le fond
du puits et la cote
zhaut selon la formule :
à calculer la réponse complexe R
strate de la strate définie
par le fait que l'effluent qu'elle contient débouche dans le puits entre les cotes
zbas et
zhaut par la formule
à postuler un modèle physique pour la strate par
inversion numérique de la formule mathématique donnant la réponse complexe théorique,
déterminer les caractéristiques hydrauliques de la strate définie par la réponse mesurée
Rstrate, à calculer l'indice de productivité du puits
IPstrate relatif à la strate considérée et en déduire la pression de gisement moyenne
PG dans la strate selon la formule :
puisque, à l'aide de la sonde, avant d'activer le modulateur de débit, il a été mesuré
à la fois la pression de fond
PF stabilisée et le débit net
Qstrate provenant de la strate.
1. Method for assessing the hydraulic potential of the section of a porous stratum filled
with an incoming or outgoing moving effluent delimited by two elevations respectively
z
bas and z
haut,
characterized in that it consists in generating a periodic modulation of the well flow rate, in dropping
into the well and activating, for a few periods at the fixed depth z
bas, a probe provided with: i) a device for accurately identifying elevations either
relative to geological series by so-called gamma-ray detector, or relative to the
elements of the well (CCL), ii) a clock, iii) physical sensors capable of at least
measuring the flow of the effluent in the well, pressure, temperature, average density,
head loss gradient, in extracting, from these measurements: i) the amplitude ΔQ
bas of the sinusoidal component of the modulation of the relative flow rate at one T
of the imposed periods, ii) the amplitude Δ
Pbas of the sinusoidal component of the modulation of the relative pressure at the same
period T, and iii) the phase delay of the sinusoidal wave of the pressure relative
to that of the flow rate ϕ
bas, in determining the complex response
Rbas of all the active areas from which the effluent pours into the well between the bottom
of the well and the elevation
zbas in the cyclic test of period T, according to the formula :
in raising the probe to the elevation Z
haut, activating it for a few periods at that depth, performing new measurements and,
from the latter, extracting i) the amplitude Δ
Qhaut of the sinusoidal component of the modulation of the relative flow rate at the imposed
period T, ii) the amplitude Δ
Phaut of the sinusoidal component of the modulation of the relative pressure at the same
period T, and iii) the phase delay of the sinusoidal wave of the pressure relative
to that of the flow rate ϕ
haut, determining the complex response
Rhaut of all the active areas from which effluent pours into the well between the bottom
of the well and the elevation
zhaut according to the formula :
in calculating the complex response
R
strate of the stratum defined by the fact that the effluent that it contains enters into
the well between the elevations
zbas and
zhaut by the formula
in postulating a physical model for the stratum by numerical inversion of the mathematical
formula giving the theoretical complex response, determining the hydraulic characteristics
of the stratum defined by the measured response
Rstrate, and in calculating the productivity index of the well
IPstrate relative to the stratum concerned and deducing therefrom the average deposit pressure
PG in the stratum according to the formula :
since, using the probe, before activating the flow rate modulator, both the stabilized
bottom pressure
PF and the net flow rate
Qstrate originating from the stratum have been measured.
1. Verfahren zum Bewerten des hydraulischen Potentials des Querschnitts einer porösen
Flözschicht, die mit einem eintretenden oder austretenden beweglichen Ausfluss gefüllt
ist und durch zwei Höhen z
bas bzw. z
haut begrenzt ist,
dadurch gekennzeichnet, dass es darin besteht, eine periodische Modulation des Durchsatzes des Schachts zu erzeugten,
in den Schacht eine Sonde auf die feste Tiefe z
bas abzusenken und sie dort während beliebiger Perioden zu aktivieren, wobei die Sonde
versehen ist mit: i) einer Vorrichtung zur präzisen Höhenortsbestimmung entweder in
Bezug auf die geologische Reihe durch einen "Gamma-Ray" genannten Gammastrahlendetektor
oder in Bezug auf die Elemente des Schachts (CCL), ii) einem Taktgeber, und iii) physikalischen
Sensoren, die wenigstens die Strömung des Ausflusses in dem Schacht, den Druck, die
Temperatur, die mittlere Dichte und den Ladungsverlustgradienten messen können, aus
diesen Messwerten: i) die Amplitude Δ
Qbas der Sinuskomponente der Modulation des Durchsatzes relativ zu einer, T, der aufgeprägten
Perioden, ii) die Amplitude Δ
Pbas der Sinuskomponente der Modulation des Drucks relativ zu derselben Periode T und
iii) die Phasenverzögerung der Sinuswelle des Drucks in Bezug auf jene des Durchsatzes
ϕ
bas zu extrahieren, die komplexe Antwort
Rbas aller aktiven Zonen, deren Ausfluss in den Schacht zwischen dem Boden des Schachts
und der Höhe z
bas im zyklischen Test mit Periode T abfließt, gemäß der Formel:
zu bestimmen, die Sonde bis auf die Höhe z
haut anzuheben, sie während beliebiger Perioden bei dieser Tiefe zu aktivieren, neue Messungen
vorzunehmen und aus diesen i) die Amplitude Δ
Qhaut der Sinuskomponente der Modulation des Durchsatzes relativ zu der aufgeprägten Periode
T, ii) die Amplitude Δ
Phaut der Sinuskomponente der Modulation des Drucks relativ zu derselben Periode T und
iii) die Phasenverzögerung der Sinuswelle des Drucks in Bezug auf jene des Durchsatzes
ϕ
haut zu extrahieren, die komplexe Antwort R
haut aller aktiven Zonen, deren Ausfluss in den Schacht zwischen dem Boden des Schachts
und der Höhe z
haut abfließt, gemäß der Formel:
zu bestimmen, die komplexe Antwort R
strate der Flözschicht, die durch die Tatsache bestimmt ist, dass der Ausfluß, den sie enthält,
in den Schacht zwischen den Höhen z
bas und z
haut mündet, durch die Formel
zu berechnen, ein physikalische Modell
für die Flözschicht durch numerische Inversion der mathematischen Formel, die die
theoretische komplexe Antwort ergibt, zu postulieren, die hydraulischen Eigenschaften
der Flözschicht, die durch die gemessene Antwort R
strate definiert ist, zu bestimmen, den Produktivitätsindex IP
strate des Schachts bezogen auf die betrachtete Flözschicht zu berechnen und daraus den
mittleren Lagerstättendruck P
G in der Flözschicht gemäß der Formel:
abzuleiten, weil mit Hilfe der Sonde vor dem Aktivieren des Durchsatzmodulators sowohl
der stabilisierte Bodendruck
PF als auch der von der Flözschicht stammende Nettodurchsatz
Qstrate gemessen worden sind.