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Caractérisation de réservoir
Géothermique
Logs et tests de pompage Clément Baujard
Ingénieur de réservoir / ES-Géothermie
Cours Géothermie 3A
Sommaire
Introduction / problématique / objectifs
Logs / diagraphies
Différents types de logs
Réalisation : aspects logistiques
Fonctionnement d’un puits de géothermie profonde
Pression en fond de puits et Pression en tête de puits
Moyens de pompage
Tests de pompage
Théorie
Réalisation : aspects logistiques
Exemples réels
Cours Géothermie 3A
Introduction : objectifs
Objectifs de la caractérisation du réservoir
Au niveau du puits : quantifier la productivité / l’injectivité
Au niveau du réservoir Estimer les propriétés
• Thermiques
• Hydrauliques (transmissivité, pression d’équilibre, emmagasinement)
• Structurales, géologiques, géo-mécaniques
Quantifier les limites du réservoir
Objectif final : établir un modèle conceptuel de réservoir
Données de forage Données d’exploration Données de log Echantillons
Autres puits
Cours Géothermie 3A
Introduction : utilité ?
Décision sur la rentabilité et l’utilité de mesures d’amélioration
éventuelle du puits / réservoir
Acidification
Type d’acide (HCl / design d’acides)
Packers
Amélioration mécanique
Mécanisme : fracturation (hydrofrac) / stimulation (hydroshear)
Type de fluide injecté (eau / gels / proppants)
Design centrale
Température
Minéralisation
Durée de vie
Dimensionnement pompes
Puissance Rabattement prévisionnel
Débit prévisionnel
Matériau Minéralisation du fluide
Cours Géothermie 3A
Logs et diagraphies
Types de logs
Logs techniques
Contrôle qualité de la cimentation : CBL -VDL / USIT
Gamma ray
Diamétreur : caliper
Logs caractérisation de réservoir
Imagerie de paroi : FMI / UBI
Neutron / porosité : PEX
Spectral Gamma ray
Sonic – VSP
Résistivité
Logs caractérisation hydraulique
Profils de température
Flowlog
HT stationnaires
Cours Géothermie 3A
Caractérisation du régime d’écoulement naturel
Log de température à
l’équilibre
Identification du régime
thermique Dominé par la diffusion (gradient
régulier, > 3°C/100m)
Dominé par la convection/advection
(gradient faible)
Identification des zones
d’écoulement naturel
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
0 50 100 150 200
De
pth
TV
D [
m]
Temperature GRT-1 [°C]
Top Basement
Top Buntsandstein
Top Muschelkalk
Base Tertiary
Cours Géothermie 3A
Caractérisation des écoulements forcés
En régime transitoire
Profil de température
Quelques heures / jours après forage ou pendant une phase de production / injection
Indications sur les zones d’écoulement forcé
Flowlog (micro-moulinnet)
Quantification des vitesses d’écoulements
Mesure la vitesse d’écoulement -> correction en fonction du diamètre du puits (Caliper)
Logs de température (à gauche) et flowlogs corrigés (à droite)
Cours Géothermie 3A
Logs stationnaires
Outil positionné au sabot des tubages
Log pression / température
Enregistrement P(t), T(t)
En phase de production/injection/build-up
Sonde SRO (Serial Read Only), en temps réel
Sonde MEM (memory)
Fiabilité : multiplier les capteurs, typiquement 1x SRO, 2 x MEM
Cours Géothermie 3A
Puit géothermique à l’équilibre
Zres, Pres, Tres
res = reservoir
Z0, P0, T0
ZDH, PDH, TDH
DH = downhole (fond du puits)
𝑃𝑟𝑒𝑠 = 𝑃𝑤ℎ + 𝜌𝑔𝑧 𝑑𝑧𝑧𝑟𝑒𝑠
𝑧0
• 𝜌 𝑇,𝑚𝑖𝑛𝑒𝑟𝑎𝑙𝑖𝑠𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛
• T(z)
Température
Pro
fond
eur
Cours Géothermie 3A
Puit géothermique en production
𝑃𝑟𝑒𝑠 = 𝑃𝑤ℎ + 𝜌𝑔𝑧 𝑑𝑧𝑧𝑟𝑒𝑠
𝑧𝑤ℎ
+ ∆𝑃
• 𝜌 𝑇,𝑚𝑖𝑛𝑒𝑟𝑎𝑙𝑖𝑠𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛, 𝑝ℎ𝑎𝑠𝑒
• T(z, écoulement)
• Pertes de charge
∆𝑃 = Λ
𝐷∙𝜌𝑉2
2∙ 𝐿
𝑆𝑒𝑐𝑡𝑖𝑜𝑛
ZWH, PWH, TWH
wh = wellhead (tête de puits)
Zres, Pres, Tres
res = reservoir
ZDH, PDH, TDH
DH = downhole (fond du puits)
Température
Pro
fond
eur
Cours Géothermie 3A
Puit géothermique en injection
𝑃𝑟𝑒𝑠 = 𝑃𝑤ℎ + 𝜌𝑔𝑧 𝑑𝑧𝑧𝑟𝑒𝑠
𝑧𝑤ℎ
− ∆𝑃
• 𝜌 𝑇,𝑚𝑖𝑛𝑒𝑟𝑎𝑙𝑖𝑠𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛, 𝑝ℎ𝑎𝑠𝑒
• T(z, écoulement)
• Pertes de charge
∆𝑃 = Λ
𝐷∙𝜌𝑉2
2∙ 𝐿
𝑆𝑒𝑐𝑡𝑖𝑜𝑛
ZWH, PWH, TWH
wh = wellhead (tête de puits)
Zres, Pres, Tres
res = reservoir
ZDH, PDH, TDH
DH = downhole (fond du puits)
Température
Pro
fond
eur
Cours Géothermie 3A
Puits : contraintes supplémentaires
Densité variable
En fonction de la température
En fonction de la minéralisation (eau douce, fluide géothermal, saumure
saturée)
Indice TDS (Total Dissolved Solid) permet d’estimer la courbe ρ(T) du fluide
Puits dévié
Calculs de pertes de charges avec L, soit ZMD (Measured Depth)
Calculs de densité avec soit ZTVD (True Vertical Depth)
Effets multiphasiques
Changement de phase de l’eau surchauffée -> vapeur
PWH doit rester supérieur à la pression de vaporisation à TWH
Dégazage des gaz dissous (CO2 en dessous de 20 bar)
Indice GLR (Gaz Liquid Ratio) permet d’estimer les pressions de dégazage
(attention échantillon fond de puits)
Cours Géothermie 3A
Effets intéressants : pompage
Moyens classiques : la pompe
ESP – Electro-Submersible Pump (attention si fluide > 150°C)
LSP – Lineshaft Pump (mise en place complexe)
Airlift -> puits ouvert en tête
-> Injection de gaz (air / azote) dans les
300 à 500 1er mètres de la colonne
-> allègement de la colonne
-> diminution de la pression Pres
-> mise en production
Présence du rig nécessaire (tiges)
Air Fluide Thermosyphon
-> puits ouvert en tête
-> Injection de min. 2 x volume du puits
d’eau douce froide densité 1 à 20°C
-> l’eau se réchauffe
-> allègement de la colonne
-> diminution de la pression Pres
-> mise en production
Faisable sans rig
Eau
dou
ce
Cours Géothermie 3A
Effets intéressants : arrêt du puits
Tuage du puits -> puits fermé en tête
-> Injection de min. 1,5 x volume du puits de saumure froide saturée,
densité 1,2 à 20°C
-> alourdissement de la colonne
-> augmentation de la pression Pres
-> stabilisation avec niveau à l’équilibre sous le niveau du sol
Permet de maintenir le niveau à l’équilibre sous la surface,
même lorsque la saumure se réchauffe.
Sau
mur
e lo
urde
Cours Géothermie 3A
Tests de pompage : théorie
Deux écoles avec deux problématiques différentes
Hydrogéologue classique Reservoir engineering
(oil and gaz / géothermie profonde)
Puits peu profond Puits profonds
Puits d’observation Peu de puits d’observation
Milieu poreux Milieu fracturé / hétérogène
Température constante Effets thermiques importants
Charge constante Pression changeante avec la profondeur
Monophasique (liquide) Multiphasique (liquide / vapeur / gaz / huile)
Cours Géothermie 3A
Réservoir : paramètres clés
Facilité des écoulements :
Perméabilité k [m2], ou
Conductivité hydraulique K [m s-1], ou
Transmissivité T [m2/s] T=K∙h
Connection du puits :
Skin [-]
Productivité / injectivité [l/s/bar]
Capacité de rétention :
Coefficient d’emmagasinement spécifique Ss [m-1]=ρwgφct
Coefficient d’emmagasinement S [-] = S ∙ L
Couples K, Ss ou T, S
Diffusivité hydraulique K/ Ss ou T/S
φ [-] Porosité
ct compressibilité totale
L [m] épaisseur aquifère
Q [m3/s] débit
A [m2] section découlement
H [m] charge hydraulique
ρw [kg/m3] densité
P [Pa] Pression
z [m] altitude
g [m/s-2] accélaration pesanteur
Charge hydraulique ℎ = 𝑃 + 𝜌𝑤𝑔𝑧
Loi de Darcy 1D 𝑄
𝐴= 𝐾 𝑔𝑟𝑎𝑑 (ℎ)
Cours Géothermie 3A
Permeabilité vs conductivité hydraulique
𝐾 =𝜌𝑔𝑘
𝜇
K [m s-1] Conductivité hydraulique
k [m2] Perméabilité
ρ [kg/m3] densité
μ [Pa s] viscosité dynamique
Unités: 1 Darcy = 10-12 m2
http://www.calculator.org/property.aspx?name=permeability
Une augmentation de la température de
50 à 150°C implique une augmentation
de la conductivité hydraulique d’un
facteur 3
Cours Géothermie 3A
Test de réservoir : les différentes options
Test par paliers (Step‐rate test)
Test à débit constant (Constant rate pump/injection test)
Test à pression constante (Constant head pump/injection test)
Drill stem test (DST)
Slug test
Pulse tests
Step-rate Constant rate Constant head DST
Cours Géothermie 3A
Test de réservoir : les différentes options
Test par paliers (Step‐rate test)
En production / injection
Objectif : caractériser le domaine proche-puits
Détermination de l’indice de productivité/injectivité
Analyse steady-state
Test à débit constant (Constant rate pump/injection test)
Analyse de la remontée (build-up)
Analyse de la phase de production
Cours Géothermie 3A
Test par paliers : concept
Réalisation
production à différents paliers de
débit
Durée des débits : quelques
heures
Idéalement, stabilisation de la
pression à chaque palier, durées
constantes
Interprétation
Tracer la courbe caractéristique
du puits DP(q) = Aq + Bq2
Cours Géothermie 3A
Tests par paliers : effet du skin Skin positif : domaine proche-puits moins perméable que le réservoir (mud-cake)
Skin négatif : domaine proche-puits plus perméable que le réservoir (fracturation)
Constant skin model Rate dependent skin model
𝑆 = 𝑆0 + 𝐷𝑞
Cours Géothermie 3A
Test par paliers : exemples
Courbes caractéristiques des puits
du bassin molassique munichois (productrivité)
Courbes caractéristiques du puits
GRT-1 (injectivité)
Quantification des différents traitements
Cours Géothermie 3A
Exercice
Test de production par
paliers du puits GRT-2
Initialement, puits réveillé
par injection d’eau douce
Mélange initial dans la
section ouverte :
70% eau douce,
30% saumure
géothermale à 100 g/l
Mesure à 1948 m TVD
Réservoir à 2400 m TVD
Calculer
La pression d’équilibre au
réservoir
l’indice de productivité du
puits à 70 l/s
Cours Géothermie 3A
Solution
Pression d’équilibre
Productivité
Before After
Depth Measurement (TVD) 1847,8 1847,8
Depth flow 2400 2400
Mean temperature 145 167
Type 70% Fresh water 30% Brine 100% Brine
Density 941,7 977
Pressure at measurement depth 191,8 190,1
Pressure at flow zone depth 242,7606605 242,970941
Palier Buildup 1 1 (premier) 2 3 4 5
Q [m3/h] 0 71,5 92 114 132 162
Q [l/s] 19,86111111 25,55555556 31,66666667 36,66666667 45
P_FDP [bar] 189,9 189 187,6 186,2 184,9 182,25
DeltaP_FDP [bar] 0 0,9 2,3 3,7 5 7,65
Cours Géothermie 3A
Constant-rate production test : principe
Analyse de la phase de production
Pressure transient analysis (PTA)
Calage d’un modèle d’écoulement
Avantage : identification des limites possible
Inconvénient : données souvent bruitées
Analyse de la remontée (build-up):
Caractérisation hydraulique complète du réservoir
Détermination de T (K), S, voire T’,K’ et du facteur
de skin
Avantage : données très propres
Inconvénient : travail sur les limites difficile
Cours Géothermie 3A
Constant-rate production test : interprétation
Test long
0.01 0.1 1. 10. 100. 1000. 1.0E+40.01
0.1
1.
10.
100.
Agarwal Equivalent Time (min)
Rec
over
y (m
)
Obs. Wells
GRT-2GRT-1
Aquifer Model
Fractured
Solution
Moench w/slab blocks
Parameters
K = 2.932E-6 m/secSs = 7.224E-7 m-1
K' = 5.27E-7 m/secSs' = 3.162E-5 m-1
Sw = 1.778Sf = 1.r(w) = 0.02713 mr(c) = 0.5129 m
Test long
1. 10. 100. 1000. 1.0E+4 1.0E+5 1.0E+60.
12.
24.
36.
48.
60.
Time, t/t'
Resid
ual D
raw
dow
n (
m)
Obs. Wells
GRT-2GRT-1
Aquifer Model
Fractured
Solution
Moench w/slab blocks
Parameters
K = 2.932E-6 m/secSs = 7.224E-7 m-1
K' = 5.27E-7 m/secSs' = 3.162E-5 m-1
Sw = 1.778Sf = 1.r(w) = 0.02713 mr(c) = 0.5129 m
Test long
0. 1.2E+3 2.4E+3 3.6E+3 4.8E+3 6.0E+30.
12.
24.
36.
48.
60.
Time (min)
Dis
pla
cem
ent (m
)
Obs. Wells
GRT-2GRT-1
Aquifer Model
Fractured
Solution
Moench w/slab blocks
Parameters
K = 2.932E-6 m/secSs = 7.224E-7 m-1
K' = 5.27E-7 m/secSs' = 3.162E-5 m-1
Sw = 1.778Sf = 1.r(w) = 0.02713 mr(c) = 0.5129 m
Analyse PTA avec logiciel
dédié
Analyse de la dérivée
3 phases :
Au départ, influence du
puits proche puits
(wellbore storage / skin)
Ensuite, réservoir
Enfin, limites du réservoir
Calage d’un modèle
adéquat sur les courbes
Cours Géothermie 3A
Constant-rate production test : interprétation
Radial flow
µCr
kt
hk
qp
fw2
246.2lnln
4
q: Flow rate
k: Permeability
µ: Viscosity
h: Formation thickness
Cf: Storage coefficient (n*ct:)
n: Porosity
ct: Total compresibility
0 1 2 3 4 5time (h)
0
2
4
6
8
pre
ssu
re
Derivée: dt
dpt
td
dpp
ln
'
tC
qp '
.4
' consthk
µqp
(Wellbore storage)
(radial flow)
0.001 0.1 10 1000time (h)
0.01
0.1
1
10
derivative
wellb.storage
tran-sition
radial
0.01 0.1 1 10 100 1000time (h)
0
2
4
6
8
radial
Semilog-Plot Diagnostic Plot (log-log)
Cours Géothermie 3A
0.01 1 100time (h)
0.01
0.1
1
10S=10
S=0
0.01 0.1 1 10 100 1000time (h)
0
2
4
6
8
10
12
14
16
radial
S=0
S=10
S
µCr
kt
hk
qp
fw
2246.2
lnln4 2
Mud cake -
additional pressure loss
Radial Flow:
q
hkpS
s 2
sp
sp
Skin
Cours Géothermie 3A
Composite Model:
k2 k1
ri
0.01 0.1 1 10 100 1000time (h)
0
2
4
6
8
10
pre
ssu
re
composite
homogeneous
0.01 1 100time (h)
0.01
0.1
1
10
pre
ssu
re /
de
riva
tive
homogeneous
composite
ri=500m
k1/k2=3
n=0.05ct=1*10-9 Pa-1
µ=4*10-4 Pa*sh=100mrw=0.011 m
q = 1 l/sC=0.1 m3/bark=10 mDT=1 Dm
Réservoir hétérogène
Cours Géothermie 3A
0.01 1 100time (h)
0.01
0.1
1
10
radial
derivative
closed
boundary(500m)
wellb.storage
tran-sition
0.001 0.1 10 1000time (h)
0.001
0.01
0.1
1
10
derivative
wellb.storage
tran-sition
radial
const. p
boundary(500m)
n=0.05ct=1*10-9 Pa-1
µ=4*10-4 Pa*sh=100mrw=0.011 m
q = 1 l/sC=0.1 m3/bark=10 mDT=1 Dm
Closed reservoir
(closed circle at 500m) Constant pressure boundary
(circle at 500m)
Limites
Cours Géothermie 3A
Essais de circulation
Permet de tester la connexion entre les puits (essais de traceurs) ->
calage des modèles hydrothermiques
Si interprétation des données de production, limite à pression
constante à une distance de la moitié de la distance inter-puits
Cours Géothermie 3A
Réalisation des tests : aspects logistiques
Ligne de production : principe
Cours Géothermie 3A
Réalisation des tests : aspects logistiques
Ligne de production détaillée
Cours Géothermie 3A
Unités de diagraphie (log PT stationnaire)
Grue
Camion d’acquisition Reiser
Cours Géothermie 3A
Caractérisation mécanique
Non traitée ici
Paramètres fluide/roche
Définition de
Profil de pression de pore Ppore
Profil de pression de fracturation Pfrac
Estimation par LOT/FIT pendant forage (Leak-Off Test / Formation Integrity
Test)
Régime de contrainte (Strike Slip, Normal, Inverse)
Definition de
Direction SH
Gradients Sv, SH et Sh
Estimation de la direction de SH par interprétation de fractures type DITFs
(Drilling-Induced Tensile Fractures) et BB (Borehole Breakouts)
Estimation de Sv par la densité des terrains et de Sh par HPTF (Hydraulic
Pressure Tensile Fracturing) sur intervalle fracturé
Cours Géothermie 3A
Les difficultés propres à la géothermie
Dégazage (“PVT effects”)
Débits en air-lift ou artésien irréguliers
Débits élevés et puits profonds:
Rate dependent skin effects
Pertes de charge le long du puits
Effets densité/thermique
Puits larges
Forts effets “wellbore storage”
… et les avantages:
du fait du doublet, la caractérisation des limites et de l’extension
du réservoir est moins importante que pour l’oil & gaz
Cours Géothermie 3A
Références
Livres / publications
SERRA, Oberto, 2007, Well Logging. Vol. 3 Well Logging and Reservoir Evaluation,
ISBN : 9782710808817, editions Technip
HORNE, Roland N., 1996, Modern Well Test Analysis: A Computer-Aided Approach,
ISBN-13: 978-096269921, editions Petro way
Mostafa H. Sharqawy, John H. Lienhard V and Syed M. Zubair, Thermophysical
Properties of Seawater: A Review of Existing Correlations and Data, Desalination and
Water Treatment, 2010
Well logging Interpreation software
Wellcad
Techlog
Well tests Interpretation software
AQTESOLV : peu cher, adapté à des aquifères proche de la surface, modèles
simplistes
KAPPA Saphir : très cher, mais très évolué
Cours Géothermie 3A
Conclusions
Méthodes souvent partiellement appliquées dans la géothermie.
Temps disponible limité (rig time : 30k€/jour)
Capacité de stockage limitée (max. 8000m3)
Conditions fond de puits difficiles (T>170°C, P>200bar, fluide agressif)
Caractérisation d’autant plus importante que le puits est mauvais
Cours Géothermie 3A
Annexe : courbes de densité
Seawater property table, density (extrait de Mostafa et al., 2010)