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© Copyright 2005 ENSPM Formation Industrie - Forage • Production • Gisement 1 P

© Copyright 2005 ENSPM Formation Industrie - Forage • Production • Gisement 1 PREVENTION DES ERUPTIONS EXERCICES II Pression de pores - Définitions et causes d'anomalies .........................................................2 Correction pression de pores - Définitions et causes d'anomalies ..................................5 Pression de pores - Détection des anomalies.........................................................................6 Correction pression de pores - Détection des anomalies................................................10 Pression de fracturation, L.O.T, Padm, Résistance de l'ouvrage.........................................11 Correction pression de fracturation, L.O.T, Padm, résistance de l'ouvrage..................17 Généralités sur les méthodes de contrôle d'une venue en cours de forage..........................19 Correction généralités sur les méthodes de contrôle en cours de forage.......................25 © Copyright 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training Forage • Production • Gisement Page 2 Pression de pores - Définitions et causes d'anomalies 1. La porosité d'une roche représente le pourcentage :  D'eau contenue dans la roche,  D'hydrocarbures contenus dans la roche,  De fluides contenus dans la roche. 2. La pression de pores est la pression produite dans la roche :  Uniquement par l'eau piégée dans la roche,  Par les fluides piégés dans la roche quelle que soit la nature de ces fluides,  Uniquement par les hydrocarbures piégés dans la roche  Par la boue de forage à cause de la filtration dans la roche. 3. Parmi les expressions suivantes, laquelle n'est pas synonyme de pression de pores :  Pression de formation,  Pression de fluides interstitiels,  Pression géostatique,  Pression interstitielle  Pression de gisement. 4. Une pression de pore d'une formation est dite normale si le contenu des pores est :  Uniquement du gaz et si la formation est en communication avec la surface,  Uniquement de l'eau et si la formation est en communication avec la surface,  Des hydrocarbures et si la formation n'est pas en communication avec la surface,  Un fluide quelconque et si la formation n'est pas en communication avec la surface. 5. Sauf effet de topographie, la densité de la boue (densité d'équilibre) nécessaire pour traverser une formation à pression de pore normale sera comprise entre :  0.85 et 0.95,  0.95 et 1.00,  1.05 et 1.20,  1.25 et 1.35. 6. L'altitude du plancher de forage est plus basse que l'altitude du point d'émergence une formation à pression normale contenant une eau de densité 1.06. Pour traverser cette couche à l'équilibre, il sera nécessaire d'utiliser une boue de densité :  Supérieure à 1.06 pour ne pas avoir de venues,  1.06 car ce qui importe est la densité du fluide contenu dans la formation,  Inférieure à 1.06 pour ne pas avoir de pertes. 7. L'existence d'une pression de pore anormale dans une formation nécessite la présence d'une barrière de perméabilité pour stopper le mouvement des fluides et d'un système créateur de pression :  Vrai,  Faux. © Copyright 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training Forage • Production • Gisement Page 3 8. Les principales phénomènes créateurs d'anomalies de pression de pores sont :  La sous-compaction et la transformation minéralogique tardive des argiles,  La présence de fluides, de densité plus faible que celle de l'eau de formation, dans les pores de la formation,  La transformation de la matière organique en hydrocarbures et l'expansion thermique des fluides sous l'effet de la température,  Les différences de salinité des eaux de formation et les phénomènes tectoniques,  Tous les points précédents peuvent être générateurs d'anomalies de pression de pores. 9. La sous-compaction est considérée comme la cause principale des anomalies de pression de pore, elle concerne surtout :  Les formations carbonatées,  Les formations gréseuses,  Les formations salifères,  Les formations argileuses. 10. La sous-compaction des argiles est principalement due à :  Un taux de sédimentation faible lié à un bon drainage des fluides contenus dans le sédiment au cours de sa compaction,  Un taux de sédimentation élevé lié à un mauvais drainage des fluides contenus dans le sédiment au cours de sa compaction,  Un taux de sédimentation faible lié à un mauvais drainage des fluides contenus dans le sédiment au cours de sa compaction  Un taux de sédimentation élevé lié à un bon drainage des fluides contenus dans le sédiment au cours de sa compaction  Un gradient géothermique élevé. 11. Dans quel type de formations a-t-on le plus de risques de rencontrer des formations à pression de pores anormalement élevée :  Formations géologiques récentes formées de dépôts sédimentaires de forte épaisseur (cas des zones deltaïques) avec alternance de couche perméables et imperméables,  Formations géologiques anciennes fortement tectonisées,  Formations géologiques récentes formées de dépôts de sédiments de très faible épaisseur,  Formations géologiques récentes formées de dépôts sédimentaires très perméables de forte épaisseur. 12. Le toit d'un réservoir à gaz est située à une profondeur de 1 500 m, la hauteur imprégnée de gaz est 300 m. Sous le gaz, la roche contient de l'eau de densité 1.04 à pression de pore normale. En considérant que la densité du gaz est 0.25, quelle est la densité de boue nécessaire pour équilibrer la pression du gaz au toit du réservoir :  1.05,  1.21,  1.26,  1.31. © Copyright 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training Forage • Production • Gisement Page 4 13. Les données sont identiques à celles de la question 11, mais le point d'émergence de la couche piégeant le gaz est située à une altitude supérieure de 200 m à celle du plancher de forage. Quelle est la densité de boue nécessaire pour équilibrer la pression du gaz au toit du réservoir :  1.05,  1.26,  1.34,  1.40. © Copyright 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training Forage • Production • Gisement Page 5 Correction pression de pores - Définitions et causes d'anomalies 1. De fluides contenus dans la roche. 2. Par les fluides piégés dans la roche quelle que soit la nature de ces fluides. 3. Pression géostatique (qui correspond à la pression créée par les sédiments). 4. Uniquement de l'eau et si la formation est en communication avec la surface. 5. 1.05 et 1.20. La valeur dépend de la salinité de l'eau de formation. 6. Supérieure à 1.06 pour ne pas avoir de venues. 7. Vrai. 8. Tous les éléments précédents. 9. Les formations argileuses. 10. Un taux de sédimentation élevé lié à un mauvais drainage des fluides contenus dans le sédiment au cours de sa compaction. 11. Formations géologiques récentes formées de dépôts sédimentaires de forte épaisseur (cas des zones deltaïques) avec alternance de couche perméables et imperméables. 12. La pression à l'interface eau - huile est : (1 500 + 300)  1.04 / 10.2 = 184 bar. La pression au toit du réservoir de gaz est 184 - 300  0.25 / 10.2 = 177 bar. La densité de la boue est : 177  10.2 / 1500 = 1.21 13. La pression à l'interface eau - huile est : (1 500 + 300 + 200)  1.04 / 10.2 = 204 bar. La pression au toit du réservoir de gaz est 204 - 300  0.25 / 10.2 = 197 bar. La densité de la boue est : 197  10.2 / 1500 = 1.34 © Copyright 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training Forage • Production • Gisement Page 6 Pression de pores - Détection des anomalies 1. A partir de la sismique, il est possible de mettre en évidence des zones sous-compactées :  Non car la propagation des ondes sismiques dans ces zones n'est pas modifiée,  Oui car la propagation des ondes sismiques dans ces zones peut être fortement modifiée. 2. Il faut faire attention lorsque l'on traverse des formations salifères car, malgré de faible épaisseur, ce sont de très bonnes barrières de perméabilité et des régimes de pression très différents peuvent exister de part et d'autre :  Vrai,  Faux. 3. Dans le cas où il existe une zone de transition au dessus d'une formation à pression anormalement élevée, la pression de pore :  Augmente progressivement dans cette zone de transition,  Augmente brutalement à l'entrée de la zone de transition,  Diminue légèrement à l'entrée puis augmente progressivement,  Augmente uniquement lorsque l'on arrive dans la formation à pression anormale. 4. La densité des argiles dans une formation sous-compactée est :  La même que dans une formation normalement compactée,  Plus élevée,  Plus faible. 5. La porosité d'une formation sous-compactée est :  La même que dans une formation normalement compactée,  Plus élevée,  Plus faible. 6. Donc toutes les mesures influencées par la valeur de la porosité d'une formation vont pouvoir servir à détecter une anomalie de pression de pore :  Vrai,  Faux. 7. La pression différentielle est :  La différence entre la pression exercée par la boue de forage en face d'une formation et la pression de fracturation de cette formation,  La différence entre la pression exercée par la boue de forage en face d'une formation et la pression de pore de uploads/Geographie/ excercices-well-control-pdf.pdf