Méthode de modélisation de récupération assistée par injection de polymère

Description

[0001] Le domaine de la présente invention a rapport avec les techniques de production de réservoirs pétroliers par récupération assistée, secondaire ou tertiaire, dans lesquelles on injecte un fluide à base de polymère pour effectuer un balayage du milieu poreux à des fins de production améliorée. L'invention porte en particulier sur une méthode de simulation de cette technique de récupération assistée.

[0002] Pour cela, on utilise des simulateurs de réservoirs, par exemple PUMAFLOW™ (IFP), ou Eclipse™ (Schlumberger) qui aident à l'optimisation des schémas de production et à l'évaluation de l'efficacité des techniques de récupération des hydrocarbures. Ces simulateurs intègrent pour la plupart des modules "Polymère" qui prennent en compte, entre autres, la réduction de mobilité Rm qui représente la viscosité apparente du polymère dans le réservoir, et la réduction de perméabilité Rk. Mais, il est connu que les simulateurs de réservoir disposant d'une option "Polymère" prennent en compte la réduction de mobilité déterminée en situation de saturation résiduelle en huile (SOR).

[0003] D'une manière conventionnelle, on effectue en laboratoire l'injection de polymère dans un milieu poreux donné (faciès de réservoir) placé en situation de saturation résiduelle en huile (SOR). On détermine ainsi pour le faciès considéré la réduction de mobilité, la réduction de perméabilité et l'on quantifie l'adsorption. Ces paramètres sont déterminés à cette saturation (SOR) en postulant que pour un rapport de mobilité M voisin de 1 (M=k_w/µ_w)/(k_o/µ_o), la dispersion du front de saturation est faible et que le balayage peut être assimilé à un déplacement de type piston. L'ensemble des données acquises à l'issue des expériences de laboratoire sert de données d'entrées au modèle de réservoir. Les différents paramètres sont renseignés dans les simulateurs sous la forme de tables donnant Rm en fonction de la concentration en polymère. La concentration nulle en polymère est renseignée par la valeur de Rk.

[0004] Le document "Steady-State Measurements of Relative Permeability for Polymer/Oil Systems" (SCHNEIDER, F.N. ET AL., 9408-PA SPE Journal Paper) concerne une étude expérimentale visant à déterminer la perméabilité relative de l'eau et du huile en fonction de la saturation en eau d'un échantillon de roche, avant et après l'avoir inondé d'une solution aqueuse d'un polymère. Les résultats de l'étude sont destinés à être utilisé dans le cadre de modélisations d'opérations d'injection de polymères.

[0005] Ainsi, l'objet de la présente invention est une méthode optimisée pour la modélisation des écoulements dans un réservoir géologique d'hydrocarbures dans laquelle on effectue les étapes suivantes: - on injecte une solution aqueuse d'un polymère pour effectuer un balayage desdits hydrocarbures, - on détermine une relation entre un paramètre Rm lié à la réduction de mobilité de ladite solution dans le réservoir et la saturation en eau SW, - on prend en compte cette relation dans un simulateur d'écoulement pour obtenir une modélisation.

[0006] Ladite relation peut être obtenue par des mesures en laboratoire sur des échantillons de roche dudit réservoir.

[0007] L'invention concerne aussi une utilisation de ladite méthode pour optimiser les paramètres d'injection de solution aqueuse de polymère, par exemple le débit ou la concentration en polymère.

[0008] La présente invention sera mieux comprise et ses avantages apparaîtront plus clairement à la lecture de la description d'un exemple de mise en oeuvre de l'invention, nullement limitatif, illustré par la figure unique: - la figure 1 donne la relation entre la réduction de mobilité Rm et la saturation en eau SW, - La figure 2 montre la production d'huile simulée en fonction du temps pour différentes valeurs de viscosité apparente (Rm).

[0009] L'invention a été testée sur le cas d'un champ dont la viscosité de l'huile est élevée (environ 1600 mPa.s). Le rapport de mobilité M est, dans le cas d'un balayage à l'eau, très défavorable (M=160). Les simulations, réalisées à partir des données de laboratoire, ont montré que l'injection de polymère (solution aqueuse de rhéologie optimisée par un polymère) permettait d'améliorer l'efficacité de balayage et ce, même en présence de rapports de mobilité bien supérieurs à 1. C'est le cas du champ considéré pour lequel M=8 correspondant à l'injection d'une solution de polymère ayant une viscosité égale à 20 mPa.s. Ces résultats ont permis d'envisager des perspectives très intéressantes pour l'application du procédé de récupération assistée par injection d'une solution de polymère dans le réservoir. Un pilote a été lancé en mai 2005. L'injection de polymère a démarré après une phase brève de production en primaire, donc sans injection d'eau au préalable.

[0010] Après deux ans d'injection, les résultats obtenus sur champ montrent une efficacité de balayage du polymère bien meilleure que celle prévue dans les simulations. La percée de la solution injectée de polymère ("breakthrough") est intervenue sur champ beaucoup plus tard que prévue. Le décalage a été estimé à plusieurs mois. Les valeurs de Rm prises en compte dans les simulations étaient celles déterminées à la saturation résiduelle en huile (SOR).

[0011] Les résultats obtenus sur champ montrent que la viscosité apparente du polymère (Rm) dans le réservoir a été sous estimée. Dans les conditions de récupération secondaire par injection de polymère, une perte de charge additionnelle doit être prise en compte, le polymère circulant dans des pores de dimension d'autant plus réduite que la saturation en huile est élevée (conditions proches de SWI puis variant entre SWI et 1-SOR). Cette viscosité apparente plus importante du polymère dans le réservoir permet d'assurer une meilleure efficacité de balayage en diminuant le rapport de mobilité phase aqueuse polymère/huile.

[0012] Afin de valider cette hypothèse, des expériences ont été réalisées dans le but de déterminer la réduction de mobilité du polymère pour différents états de saturation. Ces expériences ont nécessité de réaliser, sur différents massifs de sable représentatifs du réservoir, des co-injections eau/huile et polymère/huile et de déterminer des profils de perméabilités relatives en régime stationnaire, c'est-à-dire en utilisant la méthode "steady state", selon la dénomination consacrée par l'homme du métier.

[0013] A une saturation donnée, le rapport des perméabilités relatives k_reau/k_rpolymère correspond à une valeur de Rm.

[0014] La figure 1 qui décrit la réduction de mobilité du polymère en fonction de la saturation, à concentration en polymère constante, montre clairement un effet majeur de la saturation.

[0015] La valeur de SW correspondant à cette saturation résiduelle en huile (SW=1-SOR) est égale à 0,7 dans le cas présent. A cette valeur de SW correspond une valeur de Rm égale à 20 pour une concentration en polymère égale à 600 ppm (correspondant à une viscosité de 15 mPa.s). On voit que Rm augmente quand SW diminue et peut atteindre des valeurs notablement importantes (Rm=70) lorsque l'on est proche de la saturation résiduelle en eau (SW=SWI=0,2). L'effet est d'autant plus marqué que la concentration en polymère est importante.

[0016] Des tests de simulation ont permis de comparer, sur le cas du champ cité plus haut, l'incidence d'une augmentation de la valeur de Rm sur le temps avant la percée de la phase aqueuse de polymère au puits producteur ("breakthrough"). Une première approche simplifiée n'a pas prise en compte la variation de Rm en fonction de la saturation, mais a considéré une valeur de Rm constante mais plus élevée que celle correspondant à la valeur de SOR. Les simulations ont montré, dans ces conditions, une meilleure efficacité de balayage et ainsi une percée plus tardive de l'eau au producteur.

[0017] La figure 2 présente cette production d'huile simulée en fonction du temps pour différentes valeurs de viscosité apparente (Rm). La percée de l'eau au puits producteur correspond au déclin de la production d'huile. Celle-ci apparaît en premier dans le cas d'une injection d'eau (cas Rm=1). Elle apparaît d'autant plus tardivement que la viscosité apparente (Rm) est élevée.

[0018] Dans un deuxième temps, d'autres simulations ont été réalisées afin d'évaluer l'influence de la viscosité de l'huile sur le temps de percée. On peut estimer que le phénomène est plus ou moins prononcé selon la viscosité de l'huile, et est vraisemblablement plus marqué en présence d'huile de viscosité élevée.

[0019] La présente invention porte sur la prise en compte de cet effet de saturation pour effectuer une simulation d'un balayage au polymère. Pour un utilisateur donné, cette prise en compte nécessite, à moins de disposer d'abaques existantes, de réaliser des essais de laboratoire préalables du type de celles décrites ci-dessus.

[0020] Les données de laboratoire sont ensuite introduites dans le simulateur sous forme de tables. A chaque instant t, à une maille de saturation SW est affectée une valeur de Rm correspondant à cette saturation.

[0021] Cette amélioration de la description de la physique du polymère dans le simulateur permet de mieux modéliser un procédé de récupération assistée par injection d'une solution à base de polymère ou de tensioactif. Elle permet également de reconsidérer avantageusement l'économie d'un procédé de récupération sur un champ donné pour lequel l'estimation a pu être minimisée.

Revendications

1. Méthode optimisée pour la modélisation des écoulements dans un réservoir géologique d'hydrocarbures dans laquelle on effectue les étapes suivantes:

- on injecte une solution aqueuse d'un polymère pour effectuer un balayage desdits hydrocarbures,

- on détermine une relation entre un paramètre Rm lié à la réduction de mobilité de ladite solution dans le réservoir et la saturation en eau SW,

- on prend en compte cette relation dans un simulateur d'écoulement pour obtenir une modélisation.

2. Méthode selon la revendication 1, dans laquelle ladite relation est obtenue par des mesures en laboratoire sur des échantillons de roche dudit réservoir.

3. Utilisation de la méthode selon l'une des revendications 1 ou 2, pour optimiser les paramètres d'injection de ladite injection de solution aqueuse de polymère.

Ansprüche

1. Optimierte Methode zur Modellierung der Abflüsse in einem geologischen Kohlenwasserstoffreservoir, bei dem die folgenden Schritte durchgeführt werden:

- Einspritzen einer wässerigen Lösung eines Polymers, um ein Spülen der Kohlenwasserstoffe durchzuführen,

- Bestimmen eines Verhältnisses zwischen einem Parameter Rm, der mit der Mobilitätsreduktion der Lösung in dem Reservoir verbunden ist, und der Wassersättigung SW,

- Heranziehen dieses Verhältnisses in einem Abflusssimulator, um eine Modellierung zu erhalten.

2. Methode nach Anspruch 1, bei der das Verhältnis durch Labormessungen an Gesteinsproben des Reservoirs erhalten wird.

3. Verwendung der Methode nach einem der Ansprüche 1 oder 2, um die Einspritzparameter des Einspritzens von wässriger Polymerlösung zu optimieren.

Claims

1. An optimized method of modelling flows in a geological hydrocarbon reservoir, wherein the following stages are carried out:

- injecting an aqueous polymer solution to sweep said hydrocarbons,

- determining a relation between a parameter Rm linked with the mobility reduction of said solution in the reservoir and the water saturation SW,

- taking account of this relation in a flow simulator to achieve modelling.

2. A method as claimed in claim 1, wherein said relation is obtained by laboratory measurements on rock samples from said reservoir.

3. Use of the method as claimed in any one of claims 1 or 2 for optimizing the injection parameters of said aqueous polymer solution injection.

Dessins