Techniques avancées d'évaluation de la formation pour les réservoirs de gaz et de schistes
Introduction aux réservoirs de gaz et de schiste serrés
Les réservoirs de gaz et de schiste serrés représentent une part importante des ressources mondiales en hydrocarbures, mais leur développement commercial repose sur des techniques d'évaluation de la formation avancées qui vont bien au-delà des flux pétrophysiques classiques. Ces réservoirs non conventionnels se caractérisent par des perméabilités matricielles dans la gamme microdarcy-Nanodarcy, des gorges interstitielles extrêmement petites et des réseaux interstitiaux complexes qui comprennent la porosité de la matière organique, les fractures naturelles et la microporosité liée à l'argile.
Principales propriétés et défis pétrophysiques
Perméabilité et porosité dans les formations serrées
Dans les réservoirs étanches, la porosité totale mesurée par densité de neutrons ou par des billes soniques classiques peut surestimer le volume de pores efficace qui contribue au flux de fluide. Une grande partie de la porosité peut être isolée dans des micropores non reliées ou des intercouches d'argile. Par conséquent, ] la porosité efficace et connectée doit être distinguée à l'aide d'outils de coupe avancés comme la résonance magnétique nucléaire (RMN) ou en intégrant des mesures de laboratoire. L'estimation de la perméabilité est encore plus difficile : des corrélations standard comme Kozeny-Carman se décomposent dans des systèmes nanodarcy.
Saturation de l'eau et correction de l'argile
L'équation classique d'Archie exige une modification minutieuse en utilisant [Dessin][Dual-Water][][FLT:][FLT:][FLT:][FLT:][FLT:][FLT:][FLT:][FLT:][FLT:][FLT:][FLT:][FLT:][FLT:][FLT:][FLT:][FLT:][FLT:][FLT:][FLT:][FLT:][FLT:][FLT:][FLT:][FLT:][FLT:][FLT:][FLT:][FLT:][FLT:][FLT:][FLT:][F][FLT:][F]
Techniques d'analyse par log
Exploitation forestière à résonance magnétique nucléaire (RMN)
Les outils RMN mesurent les temps de relaxation des protons d'hydrogène dans les fluides poreux, donnant des informations sur la distribution de la taille des pores, les types de fluides et les volumes mobiles de fluides. Dans les formations serrées, la distribution T2 présente souvent un caractère bimodal : un composant de relaxation court représentant l'eau liée à l'argile ou à la capillaire, et un composant plus long correspondant aux fluides libres dans les pores ou les fractures plus grandes. La valeur T2 de la coupure qui sépare les fluides liés des fluides mobiles doit être étalonnée avec les données de base.
Logs diélectriques et de résistance
Les outils diélectriques à haute fréquence peuvent détecter les lits fins et fournir des billes de saturation de l'eau à haute résolution. Les réseaux de résistance, en particulier avec des outils latérologiques ou azimutaux, identifient les fractures et fournissent des mesures anisotropies qui sont essentielles dans les schistes laminés. L'inversion articulaire de la résistivité, des billes diélectriques et des billes RMN donne une estimation robuste de la saturation en hydrocarbures et de la teneur en argile.
Analyse de base et méthodes de laboratoire
Pression capillaire d'intrusion de mercure (MPIC)
En injectant du mercure à des pressions croissantes, la technique produit une courbe de pression capillaire qui peut être convertie en un histogramme de taille de la gorge interstitielle. La pression d'entrée et la pression du seuil sont corrélées avec la perméabilité et la qualité du réservoir. Dans les schistes, le MICP doit être effectué sur des échantillons conservés ou broyés pour éviter que des artefacts ne soient desséchés. Les distributions dérivées du rayon de la gorge interstitielle servent à prédire la capacité du réservoir et à étalonner les estimations de la taille des pores dérivées de la RMN.
Physique numérique des roches (DRP)
Les progrès réalisés dans la microscopie électronique à balayage et à balayage micro-CT (SEM) ont permis de faire des progrès en physique numérique des roches, où des images à l'échelle des pores 3D sont utilisées pour simuler directement les propriétés pétrophysiques. La DRP fournit des paramètres de porosité, de perméabilité, de facteur de formation et même de multiphases en résolvant les équations Navier-Stokes sur la structure des pores numérisées. Cette technique est particulièrement puissante pour les roches serrées car elle élimine le besoin de grands échantillons de carottes et permet l'analyse de caractéristiques hétérogènes telles que les pores de matière organique et les microfractures.
Techniques avancées d'imagerie et de sismique
Analyse sismique et attributive 3D
Dans les réservoirs étanches, les attributs sismiques tels que l'attente, l'anisotropie et le rapport Poissons sont utilisés pour prédire les taches douces – zones présentant une fragilité, des fractures naturelles ou des conditions de stress favorables. L'inversion pré-staque donne des propriétés élastiques comme le module Young=S et le stress de fermeture, qui influencent le confinement des fractures hydrauliques.
Surveillance microsismique
Pendant la fracturation hydraulique, les événements microsismiques sont enregistrés par des géophones déployés dans des puits offset ou à la surface. L'emplacement, l'amplitude et le moment de tenseur de ces événements révèlent la géométrie et la complexité du réseau de fracture induit. Dans les formations serrées à faible perméabilité matricielle, l'efficacité de la stimulation dépend de la création d'un grand volume de réservoir stimulé (SRV) avec une connectivité de fracture suffisante.
Évaluation géomécanique pour la fracturation hydraulique
Propriétés mécaniques de roche des journaux
La conception de fracture hydraulique nécessite le module Young, le rapport Poisson et la résistance à la compression non confinée (UCS) de l'intervalle cible.Ces propriétés sont dérivées de l'analyse des billes sonores (lentesse de compression et de cisaillement) combinées à des billes de densité. Dans les schistes, l'anisotropie des propriétés élastiques doit être prise en compte parce que la rigidité horizontale et verticale diffère considérablement, nécessitant souvent des outils soniques avancés qui mesurent l'anisotropie azimuthal. Les indices de volatilité calculés à partir de propriétés mécaniques prédisent si la roche se fracturera proprement ou déformera plastiquement – un facteur clé pour une stimulation réussie dans les gaz et les schistes serrés.
Régime de stress et conception de la fracture
Les contraintes horizontales minimales (Shmin) sont généralement mesurées par des essais de mini-frac ou par des analyses de rupture de forage et des grumes sonores (par des équations poroélastiques). Dans les réservoirs étanches sensibles aux contraintes, le régime de contrainte peut être une faille de glissement ou une faille inverse, qui a des répercussions sur le confinement des fractures.
Flux de travail intégrés pour l'évaluation de la formation
Intégration des données et apprentissage automatique
L'évaluation moderne de la formation va au-delà de l'interprétation à un seul capteur vers une approche intégrée à plusieurs échelles. Les registres de puits, les données de base, les attributs sismiques, les événements microsismiques et les données de production sont combinés dans des cadres probabilistes ou d'apprentissage automatique pour prédire la qualité des réservoirs et la qualité de l'achèvement sur le terrain. Par exemple, les réseaux neuronaux formés sur des registres RMN et diélectriques peuvent prédire la perméabilité à intervalles sans échantillons de carottes.
Simulation et prévision du réservoir
La simulation numérique des réservoirs de gaz et de schiste serrés exige une représentation appropriée du débit non-Darcy, de la désorption (pour les schistes contenant du gaz adsorbé), de la perméabilité dépendante du stress et de l'interaction entre la fracture et la matrice. Les simulateurs avancés utilisent des modèles à double porosité/perméabilité double ou plusieurs modèles de continua interagissants (MINC) pour saisir le comportement transitoire dans les systèmes à très faible perméabilité.
Tendances et conclusion futures
L'évolution de l'évaluation de la formation pour les gaz et les schistes serrés continue d'accélérer. Les technologies émergentes comprennent le balayage automatisé des noyaux avec l'imagerie hyperspectrale, l'analyse des fluides en temps réel lors du forage et la détection acoustique répartie par fibre optique (DAS) pour la surveillance des fractures. L'apprentissage automatique permettra de plus en plus de gérer les grands ensembles de données à haute dimension générés par ces outils, ce qui permettra une caractérisation plus rapide et plus précise.
Pour plus de renseignements sur des techniques spécifiques, consultez la Society of Petroleum Engineers (OnePetro) pour des articles examinés par des pairs sur l'exploitation des RMN dans des gaz serrés, l'interprétation des MICP dans les schistes et les flux de travail pétrophysiques intégrés.