Petroacoustic Characterization of Reservoir Rocks for Seismic Monitoring Studies. Laboratory Measurement of Hertz and Gassmann Parameters

Caractérisation pétroacoustique des roches réservoirs pour les études de monitoring sismique. Mesure au laboratoire des paramètres de Hertz et de Gassmann

Institut Français du Pétrole

Corresponding author: patrick.rasolofosaon@ifp.fr

Abstract

The production of oil and gas reservoirs, or the storage of gas in geological formations, always has direct repercussions on the fluid content and pore pressure, and hence on the seismic properties of reservoir rocks. This article describes the laboratory methods used to measure the effect of variations in differential pressure and saturating fluid on elastic wave propagation velocities in reservoir rocks. The pressure effect is easy to measure in the laboratory, via the Hertz coefficient, exponent of the power function linking the velocity to the differential pressure. It is difficult to estimate the representativity of core samples that have undergone the sudden stress relaxation caused by coring. A statistical comparison of the measurement results on surface samples and core samples confirms the reality of this damage. The values measured in the laboratory are often values from above. They are very useful for setting the upper bounds of the anticipated effect of differential pressure. This effect is often negligible in many limestone reservoirs. It may be high or overpressurized in shallow sandstone reservoirs (underground storage facilities). The effect of the saturating fluid is quantified by the Gassmann formula, the value of which is usually confirmed by experiment. The use of this formula requires the knowledge of certain elastic properties of the rock. These moduli can be determined at the laboratory. We propose an original method that is also simple in principle, based on the experimental measurement of the quasi linear relation predicted by the Biot-Gassmann theory, between the bulk modulus Ksat of the saturated rock and the bulk modulus Kfl of the saturating fluid. In sandstones, during substitution experiments, the liquids used must not disturb the clay minerals (and weathered feldspars). Apart from the case of perfectly clean sandstones, it is therefore highly preferable to preserve an irreducible saturation of brine (Swi) and hence to work with two-phase saturation (brine/hydrocarbons). In limestones, which usually contain no clay, fluid substitution experiments are facilitated by the possibility of single-phase flushing by liquids with highly varied bulk modulus. The advantage procured by this experimental expedient is unfortunately diminished by the difficulty of signal processing caused by the "path dispersion" mechanism corresponding to the scattering on heterogeneities of nonnegligible size compared with wavelength. These heterogeneities (obviously associated with the complex diagenesis of limestones) are omnipresent but not always detectable by a conventional petrographic study. The use of phase velocities in processing transmitted signals is the safest means to help solve this difficulty. In the case of rocks of simple mineralogical composition (limestone, clean sandstone), the knowledge of the bulk modulus of the solid matrix Kgrain offers an excellent means to check the results, thereby substantially facilitating interpretation.

Résumé

La production des gisements d'hydrocarbures, ou le stockage du gaz dans les couches géologiques, a toujours un effet direct sur le contenu en fluides et sur les pressions de pores, et, par conséquent, sur les propriétés sismiques des roches réservoirs. Dans cet article, nous présentons les méthodes de laboratoire permettant de mesurer l'effet des variations de pression différentielle et de fluide saturant sur les vitesses de propagation des ondes élastiques dans les roches réservoirs. L'effet de pression est facilement mesuré, au laboratoire, par l'intermédiaire du coefficient de Hertz, exposant de la fonction puissance liant la vitesse à la pression différentielle. Il est difficile d'estimer la représentativité des échantillons de carottes ayant subi la brutale relaxation de contrainte causée par le carottage. La comparaison statistique de résultats de mesures sur échantillons de surface et sur échantillons de carottes confirme la réalité de cet endommagement. Les valeurs mesurées au laboratoire sont souvent des valeurs par excès. Elles sont très utiles pour fixer des bornes supérieures à l'effet attendu de la pression différentielle. Cet effet est souvent négligeable dans de très nombreux réservoirs calcaires. Il peut être important dans des réservoirs gréseux peu profonds (stockages souterrains) ou surpressurisés. L'effet du fluide saturant est quantifié par la formule de Gassmann dont la validité est très généralement vérifiée par l'expérience. Pour utiliser cette formule, il faut connaître certaines caractéristiques élastiques de la roche. Ces modules peuvent être déterminés au laboratoire. Nous proposons une méthode originale et simple dans son principe, basée sur la mesure expérimentale de la relation quasi linéaire prédite par la théorie de Biot-Gassmann, entre le module d'incompressibilité Ksat de la roche saturée et le module d'incompressibilité Kfl du fluide saturant. Dans les grès, lors des expériences de substitution, il faut utiliser des liquides ne perturbant pas les minéraux argileux (et les feldspaths altérés). Hormis le cas des grès parfaitement propres, il est alors très préférable de conserver une saturation irréductible en saumure (Swi) et donc de travailler en saturation diphasique (saumure/hydrocarbures). Dans les calcaires, d'où l'argile est le plus souvent absente, les expériences de substitution de fluides sont facilitées par la possibilité de pratiquer des balayages monophasiques par des liquides de module d'incompressibilité très varié. L'avantage induit par cette réelle facilité expérimentale est malheureusement diminué par la difficulté de traitement des signaux qu'entraîne le phénomène de «dispersion de cheminement» correspondant à de la diffraction sur des hétérogénéités de dimension non négligeable devant la longueur d'onde. Ces hétérogénéités (liées sans doute à la complexe diagenèse des calcaires) sont omniprésentes mais pas toujours détectables par une étude pétrographique traditionnelle. L'utilisation des vitesses de phases dans le traitement des signaux transmis est le moyen le plus sûr pour contribuer à résoudre cette difficulté. Dans le cas des roches de composition minéralogique simple (calcaire, grès propre), la connaissance du module d'incompressibilité de la matrice solide Kgrain fournit un excellent moyen de contrôle des résultats, ce qui facilite beaucoup l'interprétation.