Mécanismes physiques de l'évolution de la perméabilité d'un grès sous chargements simulant la déplétion d'un gisement

Physical Mechanisms of Permeability Evolution of Sandstone under Load Simulating Reservoir Depletion

Sonatrach

Auteur de correspondance : f. ferfera@caramail. com

Résumé

Durant les premières années de vie d'un gisement d'hydrocarbures, l'exploitation se fait par déplétion (diminution de pression de pore), induisant une augmentation des contraintes effectives qui règnent dans le réservoir. Les mesures en place montrent que cette augmentation des contraintes semble s'effectuer suivant deux types de chemin de chargement, Sdométrique ou proportionnel, en fonction de paramètres dont l'importance varie suivant les sites : caractéristiques pétrophysiques des roches, forme du gisement, conditions aux limites, etc. Toutes ces transformations provoquent des variations des caractéristiques pétrophysiques des roches en place, en particulier des variations de perméabilité. Cette variation de la perméabilité dépend de la géométrie des pores, de la composition minéralogique de la roche et du type de chargement auquel elle est soumise. Modéliser l'évolution de la perméabilité au cours de la production primaire est donc un problème complexe qui, dès l'abord, appelle la question suivante : faut-il relier la variation de perméabilité à une variation de contraintes ou plutôt à des déformations ? Au premier abord, une relation déformation-perméabilité semble plus logique, puisque la perméabilité est une grandeur géométrique. Cependant, l'analyse des phénomènes physiques mis en jeu (qu'ils soient mécaniques ou hydrauliques) par l'augmentation des contraintes effectives montre qu'une telle approche ne peut être appliquée systématiquement à toutes les roches. C'est ce que l'on se propose d'illustrer en s'aidant d'un travail expérimental réalisé sur du grès des Vosges de bonnes caractéristiques pétrophysiques (une porosité moyenne f moy = 20 % et une perméabilité moyenne k moy =~ 500 mD) où des mesures simultanées de déformation et de perméabilité monophasique ont été effectuées.

Abstract

During the early years of a reservoir life, production is done by depletion (decrease of pore pressure) which results in an increase of the effective stresses in the reservoir. In situ measurements show that the stress increase seems to follow two loading pathways, oedometric or proportional, depending on parameters such as the rock petrophysical characteristics, the reservoir shape, boundary conditions, etc. All these changes induce variations of petrophysical characteristics of in situ rocks and particularly permeability variations, which depend on pore geometry, mineral composition of the rock and the loading type conditions. The modelling of permeability evolution during the primary production is then a complex problem which can be translated into the following question: Should we link permeability variations to the change of stresses or to strains? At first, a strain-permeability relationship seems to be more logical because permeability is a geometrical value. However, the analysis of the physical phenomenon (either mechanical or hydraulical) induced by the increase of the effective stress shows that a similar approach cannot be applied systematically to all rocks. That is what we want to illustrate, by an experimental work, on Vosges sandstone of good petrophysical characteristics (average porosity f avr = 20% and average permeability k avr =~ 500 mD) where simultaneous measurements of strains and monophasic permeabilities were conducted.