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Université de Kasdi Merbah-Ouargla Faculté des hydrocarbures, énergie renouvela

Université de Kasdi Merbah-Ouargla Faculté des hydrocarbures, énergie renouvelable et science de la terre et l'univers Master 1 Production professionnel Exposé du module pétrophysique et diagraphie Thème Mesure de la perméabilité dans laboratoire Préparé par: Encadré par:  Abdelkader Benmansour Dr.Ali Zerrouki Ahmed  Abdelkader Bouchenafa  Asma Leila Lantri Année scolaire (2021/2022) sommaire 1- Introduction ..................................................................................................................... 1 2- Définition du perméabilité (k) .......................................................................................... 1 3- paramètres affectant la perméabilité .............................................................................. 2 4- Pourquoi est-il important de déterminer la perméabilité ................................................ 2 5- MESURE DE LA PERMÉABILITÉ EN LABORATOIRE............................................................. 3 6- Méthodes de mesure ....................................................................................................... 3 7- Facteurs affectant la mesure de la perméabilité .............................................................. 6 8- L'effet Klinkenberg ........................................................................................................... 7 1 1- Introduction Un gisement est constitué d'une roche réservoir contenant des hydrocarbures à l'état monophasique ou diphasique, de l'eau et pouvant être en communication avec une formation aquifère parfois très étendue, le tout surmonté d'une roche couverture étanche faisant piège, la roche réservoir est caractérisée par trois paramètres essentiels : la porosité, la perméabilité, la saturation. Alors comment mesurer la perméabilité au laboratoire? 2- Définition du perméabilité (k) C'est le paramètre clé pour le producteur. La perméabilité caractérise l'aptitude qu'à une roche à laisser s'écouler des fluides à travers ses pores. La perméabilité (k) est le coefficient de proportionnalité qui relie le débit (Q d'un fluide de viscosité (u) qui passe à travers un échantillon de roche de section (S) et de longueur (dl), à la chute de pression (dP) nécessaire à son passage: (loi de Darcy pour un liquide en écoulement linéaire et en régime permanent) En écoulement radial circulaire (qui représente déjà mieux ce qui se passe en écoulement vers un puits), toujours pour un liquide et en régime permanent, la loi de Darcy devient Avec: h: hauteur productrice de la couche B: facteur de volume de l'huile (cf. glossaire) R: rayon de drainage du puits (au-delà la pression n'est pas modifiée et reste égale à la pression de gisement PG) a: rayon du puits (où règne la pression de fond Pf) 2 3- paramètres affectant la perméabilité La perméabilité d'une roche dépend de sa porosité effective, par conséquent, elle est affectée par la taille des grains de la roche, la forme des grains, la distribution granulométrique (tri), le tassement des grains et le degré de consolidation et de cimentation. Le type d'argile ou de matériau de cimentation entre les grains de sable affecte également la perméabilité, en particulier là où l'eau douce est présente. Certaines argiles, en particulier les smectites (bentonites) et les montmorillonites gonflent en eau douce et ont tendance à boucher partiellement ou totalement les espaces interstitiels. La gamme des perméabilités rencontrées est très étendue, elle varie depuis 0.1 mD jusqu'à plus de 10 D. On peut employer les termes suivant pour spécifier la valeur de la perméabilité: 4- Pourquoi est-il important de déterminer la perméabilité Pour le producteur, la perméabilité K est le paramètre clé pour un bonne exploitation de réservoir, puisque grâce à la perméabilité ainsi que la porosité on peut connaitre la quantité en place dans le réservoir, et grâce à elles, on peut définir les méthode de récupération des accumulation, Pour éviter les risques de pertes financières et matérielles. 3 5- MESURE DE LA PERMÉABILITÉ EN LABORATOIRE La perméabilité absolue peut être déterminée sur échantillon par circulation d'un Liquide ne réagissant pas avec la roche ; il y a alors le problème de la saturation préalable de l'échantillon avec le liquide. Elle est plus couramment déterminée par circulation d'air (perméamètres à air à charge constante ou à charge variable'. Ces dernières mesures se font avec de l'air sous pressions voisines de la pression atmosphérique. Dans ces conditions, étant donné l'exiguïté des pores, le nombre de chocs des molécules sur les parois de ceux-ci est important par rapport au nombre de chocs dos molécules entre elles ; la viscosité est mal définie et l'on obtient une perméabilité supérieure à celle du liquide, considérée comme étant la bonne (effet Klinkenberg): Pm : Pression moyenne de l'écoulement. KL : perméabilité aux liquides équivalente. C : pente de la ligne. Pour les besoin usuel, Kair obtenue est suffisante, sauf pour les valeurs faibles de K ou la correction est appliquée systématiquement. Il faut signaler aussi que les contraintes sur l'échantillon n'étant pas les mêmes au laboratoire que dans le gisement, la perméabilité n'est pas non plus la même. Des mesures de perméabilité sous contraintes sont utiles pour les faibles perméabilités, qui varient beaucoup avec les contraintes. La perméabilité aux hydrocarbures est obtenue A partir des essais de puits ; elle représente alors la moyenne d'un grand volume de terrain. 6- Méthodes de mesure 1- perméamètres à charge variable: L'échantillon cylindrique, lavé et séché, est placé dans un bouchon de caoutchouc 1. Le bouchon est mis dans un corps métallique 2 portant un évidement de même conicité que lui. Un système de serrage 3 comprime le bouchon de telle sorte que l'étanchéité est alors réalisée d'une part sur le pourtour de l'échantillon, d'autre part entre la base du bouchon et le siège. La mesure se fait de la manière suivante : 4 L'eau coulant dans le bac à niveau constant 4, on fait monter à l'aide de la poire 5 son niveau dans le tube de verre. Puis on détermine à l'aide d'un chronomètre le temps t d'écoulement de l'eau entre les deux repères d'un des tubes calibrés quand l'air traverse l'échantillon, la poire étant alors isolée du tube. La perméabilité est donnée par: La constante B, donnée par un tableau, dépend du calibre du tube choisi. 2- Perméamètres à air à charge constante Apres obtention de régime permanent, on mesure Q (à la pression P), les pression amont P1 et aval P2 et on applique. Les conditions d'expériences sont choisie telles que cette formule soit applicable, c'est-à- dire avec un débit élevé. 3- Méthode de prise permanente a) coupez de petits échantillons individuels (bouchons permanents) dans des carottes plus grosses. b) extraire les hydrocarbures dans l'extracteur. c) noyau sec au four. d) faire circuler le fluide à travers le cœur à plusieurs vitesses. 5 4- Méthode du carotte entier a) préparer le noyau entier de la même manière que les bouchons permanents. b) monter le noyau dans des supports spéciaux et faire circuler le fluide à travers le noyau comme dans la méthode du bouchon permanent. c) les données d'écoulement horizontal doivent être ajustées en raison du chemin d'écoulement complexe. d) La méthode du noyau entier donne de meilleurs résultats pour les calcaires. 6 Les conditions suivantes doivent exister lors de la mesure de la perméabilité :  Flux laminaire (visqueux).  Aucune réaction entre le fluide et la roche.  Seule une seule phase présente à 100 % de saturation de l'espace poreux. Cette perméabilité mesurée à 100% de saturation d'une seule phase est appelée la perméabilité absolue de la roche. 7- Facteurs affectant la mesure de la perméabilité a) Fractures - les roches qui contiennent des fractures in situ se séparent fréquemment le long des plans de faiblesse naturelle lorsqu'elles sont carottées. Ainsi, les mesures en laboratoire donnent une perméabilité de la "matrice" qui est inférieure à la perméabilité in situ car généralement, seules les parties non fracturées de l'échantillon sont analysées pour la perméabilité. b) Glissement de gaz. c) Fluides réactifs. d) Modification à la pression des pores. 7 8- L'effet Klinkenberg Klinkenberg (1941) a découvert que les mesures de perméabilité faites avec de l'air comme fluide en écoulement montraient des résultats différents des mesures de perméabilité faites avec un liquide comme fluide en écoulement. La perméabilité d'une carotte mesurée par écoulement d'air est toujours supérieure à la perméabilité obtenue lorsqu'un liquide est le fluide en écoulement. Klinkenberg a postulé, sur la base de ses expériences de laboratoire, que les liquides avaient une vitesse nulle à la surface des grains de sable, tandis que les gaz présentaient une certaine vitesse finie à la surface des grains de sable. En d'autres termes, les gaz présentaient un glissement (slippage) à la surface des grains de sable. Ce glissement a entraîné un débit plus élevé pour le gaz à un différentiel de pression donné. Klinkenberg a également constaté que pour un milieu poreux donné, à mesure que la pression moyenne augmentait, la perméabilité calculée diminuait. La pression moyenne est définie comme la pression d'écoulement en amont plus la pression d'écoulement en aval divisée par deux, [pm = (p1 + p2)/2]. L'ampleur de l'effet Klinkenberg varie avec la perméabilité du cœur et le type de gaz utilisé dans l'expérience. 8 Les références: 1) Reservoir engineering hand book (Ahmed Tarek) 2) Le gisement (René Cossé) 3) Reservoir petromiume notes 4) Petrophysics (Djebbar Tiab et Erle C.Donaldson) 5) Le métier de gisement 6) Mesure de la perméabilité en milieux poreux (R. Muller-Feuga, P. Ruby) uploads/Litterature/ expose-mesure-de-k-en-labo-petrophysique.pdf