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Résumé Dans le cadre de l'optimisation de la production mondiale des hydrocarbu

Résumé Dans le cadre de l'optimisation de la production mondiale des hydrocarbures et au cours de notre étude on à constaté que l’interprétation des essais de puits horizontaux est très compliquée et ça revient à la présence de plusieurs régimes d’écoulements différents. Nous avons procédé à la caractérisation du réservoir par l’interprétation des essais de puits (Test Potentiel) dans le but d’identifier le modèle et les paramètres du réservoir en se basant sur la dérivative (courbes types) comme technique d’interprétation de welltest. Face à la complexité que présente le problème et la place primordiale que joue la caractérisation dans notre projet nous avons introduit la déconvolution comme étant un outil pour améliorer et perfectionner la qualité d’interprétation. Mots-clés : Essais de puits , Interprétation , courbe types , puits Horizontaux , réservoir . Abstract As part of the optimization of the global production of hydrocarbons and in our study we found that in the interpretation of horizontal well testing is very complicated and it comes back to the presence of several different flow regimes . We proceeded to the characterization of the reservoir by the interpretation of well test (Potential test) in order to identify the model and reservoir parameters based on the derivative (type curve) as well test interpretation technique. Given the complexity that the problem present and the fundamental role played by reservoir characterization in our project, we introduced the deconvolution as a tool to improve and enhance the quality of interpretation. Keywords: Well test , interpretation , type curves , horizontal well , reservoir . -/ ـ0ــــــ 1 : ، تHIJKLMروPQRST UVTHWTج اHZI[^ ]\ اS_VTدة اHbZcdء ]\ اfgM LQhbi أنHlZc دراUm HIPnوopm رHKqا rbSZs] tmPi uvI ةPw دJn^ وTد إJWyا وPn PzW] rQzm{ا . wL|و LQhbZK \V}VT~ اQ•Ji Um Hl opm رHKqا )€VZpVTر اH•Z‚[ا ( oƒH„sTذج واJVlT اPyPpi €n]\ أ tZ†VT^ اlplVT^ اTداً إHlZc إrQlV}VTا ) ^ lplVTع اJI (رH•Z‚d اLQhbi rQlzi \w ً‰Šm . oƒH„‚ PyPpi ‹yدŒy يŽT اUcHc{ور اPT واrS}†VT‹ اS_Vi يŽT اPQzWZT^ اT إLvlTHKوHlwوL†] Um \]H}VTا ا Žھ • rTوع إزاL†] Hl]P’داM رH†ZIdا ة \QhpZT rQwJI ZTا LQhb . 23456789ت ا580<9ا : انfsT ، اrQzm{ر اHKq^ ، اlplVTع اJI ،LQbc تHQg]LK ،LQhbZTر، اHKq اopm Sommaire Remercîment ………………………………………………………...…………… I Dédicace…………………………………………………………………………… II Résumé………………………………………………………………….…….…… III Liste des figures……………………………………………………………...…… IV Liste des tableaux………………………………………………………………… V Liste des Abréviations , Notation , Symboles ………………………………...… VI Introduction générale ………………………………………………………….… 01 Chapitre I: Notions sur les essais des puits et méthodes d'interprétation 1. Introduction ……………………………………………………………………... 03 2. Généralités sur les essais de puits………………………….…………………..... 03 2.1. Principe………………………………………………………………….... 03 2.2. Le but de well test…………………………………...……………..……... 04 2.3. Types de well test………………………………………………..………... 05 3. Généralités sur le fluide de réservoir…………………………………………….. 07 3.1. Types de fluides…………………………………………………………… 07 3.2. Régime d’écoulement……………………………………………………… 09 3.3. La géométrie de réservoir…………………………………………..……… 10 3.4. Nombre de fluides débordants dans le réservoir…………………..……… 11 4. Equation Fondamentales……………………………….………………………… 11 4.1. Loi de darcy………………………………………………………...……… 11 4.2. Conservation de la masse………………………………………………….. 12 4.3. L’équation de diffusivité………………………………………...………… 13 4.4. Résolution en réservoir homogène………………………………………… 14 4.5. Rayon d’investigation……………………………………………...……… 15 5. Les différents effets sur les essais de puits …………………..………..……… 15 5.1. L’effet de capacité de puits (wellbore storage) …………………..……….. 15 5.2. L’effet de skin…………………………………………..…………………. 17 5.3. Principe de superposition……………………………………….…….…… 18 5.4. L’indice de productivité…………………………………………..……….. 20 6. Les méthodes d'interprétation des essais de puits……………..……..…………... 21 6.1. Procédure d’interprétation ………………………………...………………. 21 6.2. Méthodes conventionnelles d’interprétation………………………………. 21 6.3. Les méthodes modernes …………………………………..………………. 25 Chapitre II: Régimes d’écoulement dans les puits horizontaux 1. Introduction …………………………………………...………………… 36 2. Géométrie du puits horizontal……………………..…...………………... 36 3. Régimes d’écoulement ……………………………...…………………… 37 3.1 Premier écoulement radial ………………………...…………… 37 3.2 l’écoulement hémi radial……………………..………………… 39 3.3 Le premier écoulement linéaire ……………………...………… 40 3.4 L’écoulement pseudo radial …….……………………………… 41 3.5 Le dernier écoulement linéaire ………………………………… 43 4. Autres régimes d’écoulement : …………………………..……………… 44 4.1 Les réservoirs fissurés (double porosité) ……….……………… 44 4.2 Les frontières du réservoir ……………………………...……… 46 Chapitre III Etude de cas avec logiciel KAPPA SAPHIR 1. Introduction ………………………………………………………..………….… 48 2. Présentation du champ de HASSI MESSAOUD……………...………………… 48 3.Logiciel Saphir (KAPPA) ………………………………………………..……… 49 4. Modèles de réservoirs ………………………………..………………………….. 50 5. Interprétation des données …………………………...………………………… 53 Conclusion et recommandations ……………...……………………………… 61 Références bibliographiques …………………...………………………………... 62 Annexes …………...……………………………...………………………….......... 63 Liste des figures Chapitre I Figure I.1 : principe d’un essai de puits ……………………………………….….….. 03 Figure I.2 : Réponse d’un drawdown ……………………………………………….... 05 Figure I.3 : Réponse d’un buildup ………………………………………………….... 05 Figure I.4 : Test d’interférence ………………………………………..…………..... 06 Figure I.5 : écoulement radial circulaire : vue de face et de dessus……………….… 10 Figure I.6 : écoulement linéaire………………………………………...………….… 10 Figure I.7 : écoulement sphérique ou hémisphérique……………….……………….. 10 Figure I.8 : les écoulements…………………….…………………………….……… 12 Figure I.9 : l’effet de capacité………………………….………………………….… 15 Figure I.10 : Pente pour un effet de capacité constant………………………….....… 16 Figure I.11 : Notion du skin infinitésimal………………………...…………….…… 17 Figure I.12 : Skin d’épaisseur finie………….……………………………………… 18 Figure I.13 : Historique à deux débits……………….………………………….…… 19 Figure I.14 : Test de fermeture…………………………………………………….… 19 Figure I.15 : Historique quelconque des débits……………………………...………. 20 Figure I.16 : Test de remontée de pression…………………….……...……………... 23 Figure I.17 : Semi-log Horner plot…………………………………....….................. 24 Figure I.18 : Concept de courbe type……………………………..…...……………... 27 Figure I.19 : solution théorique de l’équation de diffusivité dans réservoir infini sans effet de capacité……………………………………………………………………...… 28 Figure I.20 : obtention d’un match point à partir de courbe type……….………….... 29 Figure I.21 : courbes type pour un puits homogène avec effets de Skin et capacité…………………............................................................................……..…….30 Figure I.22 : détermination des paramètres du réservoir à partir des courbes types pour un essai build up…………………...…………………………………………...…….…31 Figure I.23 : les courbes de dérivative de pression selon Bourdet………................…32 Figure I.24 : la combinaison des courbes types et dérivative améliore l’interprétation des résultats…………………............................................……………………….…....33 Figure I.25 : calcul de la dérivative……………………………...……...………….….34 Figure I.26 : déplacement de la courbe de pression et sa dérivative sur les courbes types pour avoir la courbe appropriée…………………………......................................……35 Chapitre II Figure II.1 : géométrie du réservoir et puits horizontal……………........................…36 Figure II.2 Schéma général de courbe type de la dérivée de la pression pour les réservoirs homogènes………………….....................................................................…37 Figure II.3 : Ecoulement radial vertical. …………………..…………...…………...…38 Figure II.4 l’écoulement hémi radial…………………………………...…………..…39 Figure II.5 : Ecoulement pseudo-radial…………………………….…...............….…40 Figure II.6 : le Skin de convergence…………………………………....…………...…40 Figure II.7 : le régime d’écoulement pseudo………………………….................……41 Figure II.8 le régime de dernier écoulement linéaire…………………................……43 Figure II.9 : Modélisation d’un gisement naturellement fissuré………..…………...…45 Figure II.10 : Effet de capacité…………………………..……………...…………..…45 Figure II.11 : graphique sans dimension de faille étanche…………………………….46 Figure II.12 : Chenal. Plot semi-log……………………...……………………….… 47 Figure II.13 : Chenal. Plot dérivative…………………………...……................……47 Figure II.14 : Chenal. Plot semi………………………………………….…………....47 Figure II.15 : Chenal. Plot dérivative……………………………….………………....47 Chapitre III Figure III.1 : Cadre géologique du champ de Hassi-Messaoud……………….………49 Figure III.2 : Graphe Log-Log de réservoir homogène………………………………..51 Figure III.3 : Graphe Semi-Log de réservoir homogène……………………………....51 Figure III.4 : Graphe Log - Log de Réservoir double porosité………………………..52 Figure III.5 : Graphe Log - Log de deux couches, une couche limite et l'autre infinie……………………………………………………………………………………52 Figure III.6 : Matching de modèle multi-couche………………………………………53 Figure III.7 : contribution de couche (Matching)……………………..…………….…53 Figure III.8 : Graphe historique (Pression, Débit (stb/d) vs Temps (hr))……………..54 Figure III.9 : Graphe Log-Log dp et dp’ (psi) vs Temps (hr)…………………….……55 Figure III.10.1 : buttage gazeux (Gas humping )……..………………………….……56 Figure III 10.2 : buttage gazeux (Gas humping)……………………………………....56 Figure III.11 : Graphe Semi-Log dp (psi) vs temps de superpositions……………...…57 Figure III.12 : Graphe historique (Pression, Débit (stb/d) vs Temps (hr))……………58 Figure III.13 : Graphe Log-Log dp et dp’ (psi) vs Temps (hr)………………………..59 Figure III.14 : Log plot: p [psia] vs Superposition time………………………….……59 Liste des tableaux Tableau page Tableau I.1 : les variables adimensionnelles (en unités pratiques US)……..… 14 Tableau III.1: Les données de puits 1………………………………..……….. Tableau III.2 : Les données du test de puits 1……………………………...… 53 54 Tableau III. 3 : Les données de puits 2 ……………………...……………….. Tableau III.4 : Les données du test de puits 2……………………………..…. 58 58 Liste des Abréviations , Notation , Symboles A : aire de drainage du puits a : distance du puits au bout du chenal Bo: Facteur volumétrique du fond ; BHA : Bottom Hole Assembly ; BHT : Bottom Hole Temperature ; C : La capacité du puits (STB/psi) ; c: Le coefficient de compressibilité ; ce : Compressibilité équivalente ; ct : La compressibilité totale ; DST : Drill Stem Test ; FFP : Final Flow Pressure ; FHP : Final hydrostatic pressure ; FSIP : Final Shut‐in Pressure ; GOR : Gas oil ratio Stm3 ; h: Epaisseur ; IFP : Initial Flow Pressure ; IHP : Initial hydrostatic pressure ; ISIP : Initial Shut‐in Pressure ; K : La diffusivité hydraulique ; k : Perméabilité (md) ; kH: La perméabilité horizontale (md) ; kV : La perméabilité verticale (md) ; lperf : Longueur des perforations ; m : La pente ; MDH : Miller Dyes Hutchinson ; P1h : La pression de fond après une 1 heure de la fermeture de puits (psia) ; Pb : Pression de bulle ; Pp : Pression en tête de puits; PD : Pression adimensionnelle ; Pg: Pression de gisement ; Pw: Pression dans le puits ; Pwf: Pression du fond de puits; Pws:La pression statique du réservoir ; Q : Débit (STB/D) ; qo: Débit d’huile (m3 /h) ; re : Rayon de uploads/Geographie/ fathi-hako-noir-cc.pdf