Soutenance mémoire
L’exploitation du pétrole est devenue l’un des piliers de l’économie moderne, source d’énergie et de matière première. A ce jour, le pétrole est la première source d’énergie au niveau mondial. La FMI estime qu’en 2030 la consommation mondiale sera de 138,5 millions de barils par jour [1], notamment à cause du besoin croissant en énergie des pays émergents comme la chine et l’Inde. Pour répondre à ce besoin énergétique mondial en croissance, il faut découvrir des nouvelles réserves et surtout exploiter au mieux les champs matures, la découverte des nouveaux gisements se faisant de plus en plus rare. Ainsi la découverte des gisements malgaches est une opportunité pour le développement économique du pays. La maitrise, des techniques diverses d’exploitation et de l’optimisation de la production est un atout majeur pour une exploitation rationnelle, de cette ressource de richesse nationale. Ce travail, va dans ce sens cherchant à contribuer à mettre à la disposition des exploitants et des chercheurs un outil informatique pouvant les permettre de faire des études, sur l’optimisation de l’exploitation. L’optimisation de l’exploitation d’un gisement pétrolier, passe par le perfectionnement des techniques et installations de production, ainsi que par l’amélioration du traitement des fluides pétroliers mais aussi par la connaissance du milieu poreux et des fluides composants le gisement. La connaissance des types d’écoulements et de la manière dont ils s’effectuent dans des tels milieux est nécessaire pour la maitrise de cette optimisation lors de la récupération des hydrocarbures, dans les gisements pétroliers. L’objectif est d’avoir une rentabilité optimale. Pour cela trois grands axes de recherche doivent être maitrisés :
➤ L’estimation des volumes d’hydrocarbure en place
➤ Les réserves récupérables
➤ Les potentielles de production des puits .
Toutefois, comprendre et mettre au point un schéma d’exploitation et de production est complexe, vu la complexité du milieu poreux qui forme le réservoir et des phénomènes physiques couplés et complexes décrivant le réservoir. De ce fait, la compréhension d’un gisement nécessite la compréhension de tous ces phénomènes physiques couplés. Ceci, nécessite souvent d’établir un modèle physique adéquat, passer du modèle physique à un modèle mathématique, résoudre le modèle mathématique et chercher à comprendre le sens physique des résultats obtenus.
APPROCHE GENERALE DE GEOLOGIE PETROLIERE
Toutes les étapes de formation d’un gisement (genèse des hydrocarbures, mises en mouvements, piégeage) se produisent au sein des roches sédimentaires. Autrement dit ce sont les facteurs géologiques, gouvernant la nature et la répartition de ces roches, qui discriminent les possibilités d’existence des gisements.
L’irrégularité des reliefs à la surface du globe, a pour conséquence un transport en général de matières des zones hautes montagneuses, vers les zones basses [5] (plaines d’alluvionnement, dépressions intra montagneuses, dépressions océaniques, etc.). Les produits de démantèlements qui résultent de l’érosion purement physique ou de l’altération chimique sont transportés, soit sous formes solide (galets, graviers, sables, etc.), soit sous forme dissoute (carbonates, sel, etc.) et viennent suivant leur état se déposer ou précipiter dans les dépressions où ils s’accumulent de façon préférentielle. Ces zones basses continentales, lacustres et plus souvent sous marines, où les dépôts s’accumulent et où de ce fait leur épaisseur est maximale constituent des bassins sédimentaires ; les facteurs qui contrôlent la nature et la distribution des produits d’accumulation sont très nombreux et la variété de dépôt est grande ; leurs répartition dans un bassin est importante à connaitre parce que les qualités de réservoirs d’une roche dépendent d’abord de sa nature [5]. Bien que ces facteurs soient nombreux et indépendants, leur répartition considérée à l’échelle du globe est lié au relief et au climat.
Le relief
L’influence des forces de pesanteur, responsables des courants qui entrainent les particules vers les zones basses, aussi bien sur les continents (fleuves rivières, torrents) que sous les mers (glissements sous-marins, courants de turbidité, etc.), varie avec le relief. La vitesse des courants, les débits, contribuent à déterminer le tonnage de matériaux transportés, la taille des particules, leur classement, etc.
Le climat
Celui-ci joue un rôle prépondérant sur toute l’histoire du gisement :
➤ La température, la pluviométrie, les vents, les courants contrôlent le démantèlement tant physique que chimique des reliefs ;
➤ La pluviométrie qui détermine le régime hydrographique des fleuves agit sur la quantité des matériaux transportés ;
➤ Le vent, l’état hygrométrique de l’air, la température, la pluviométrie, qui agissent sur l’évaporation, interviennent en contrôlant la concentration des substances solubles (conditionnement), la précipitation d’un grand nombre de minéraux.
Pour ces raisons, la sédimentation est contrôlée par la latitude aussi bien au stade de l’altération, de l’érosion (cuirasses latéritiques de pays tropicaux, formations glacières des pays polaires, …), du transport (éolisations des zones tropicales arides, transport par les glaces, etc.), du dépôt (dépôts siliceux vers les pôles, dépôts calcaires vers l’équateur, etc.) .
Formation et caractéristique d’une roche mère
Une roche mère provient de la transformation progressive en roche de sédiments enrichis en matière organique (entre 4 et 12%) [6]. La matière organique est composée de débris d’animaux et de végétaux (tissus cellulaires, pelotes fécales, spores, pollens, etc.) provenant de divers environnements et ayant échappé aux processus de dégradation biologique et chimique. Pendant son transport depuis son lieu de production jusqu’à son lieu de fossilisation, la matière organique est plus ou moins dégradée selon les conditions oxydantes du milieu. Pour qu’une roche mère se forme, il faut donc qu’il ait production importante de biomasse, transport de résidus de cette biomasse dans des conditions plutôt anoxiques puis dépôt dans des milieux préférentiellement fins. Les milieux argileux présentent donc, de bien meilleures conditions de préservation de la matière organique, par rapport aux milieux sableux et poreux permettant la circulation des oxydants.
Une roche mère est susceptible, de générer des produits pétroliers plus ou moins efficacement, selon des critères quantitatifs (concentration en matière organique et volume de la couche) et qualitatif (type de kérogène). Par ailleurs, la texture du sédiment dont dépendent les possibilités d’expulsion de l’huile formée (migration primaire) favorise ou non le potentiel pétroliers .
|
Table des matières
INTRODUCTION GENERALE
PREMIERE PARTIE: CADRE DU SYSTÈME PÉTROLIER
CHAPITRE I : APPROCHE GENERALE DE GEOLOGIE PETROLIERE
I.1. Le relief
I.2. Le climat
I.3. Formation et caractéristique d’une roche mère
I.4. Etape de la génération des produits pétroliers
I.4.1. La diagenèse de la matière organique
I.4.2. La catagenèse du kérogène
I.4.3. La métagenèse du kérogène
I.5. Conditions de genèse des hydrocarbures dans la roche mère
I.5.1. Effets de la pression
I.5.2. Effet de la matrice minérale
I.5.3. Effet de l’eau
CHAPITRE II : GOELOGIE PETROLIERE DE MADAGASCAR
I.1. Formation des couvertures sédimentaires malgaches
II.2. Chrono stratigraphie et type de piège rencontrés
II.3. Description géologique du bassin de Morondava
II. 3.1. Cadre géologique
II.3.2. Description lithologique du basin de Morondava
II.3.2.1. Le groupe de la Sakoa
II.3.2.1.a. La série glacière
II.3.2.1. b. La série houillère
II.3.2.1.d. La série rouge
II.3.2.1.e. Les calcaires de Vohitolia
II.3.2.2. Groupes de Sakamena
II.3.2.3. Le groupe de l’Isalo
CHAPITTRE III : ETUDE DIAGRAPHIQUE DE LA ZONE DE TSIMIRORO
III. 1. Généralités sur les diagraphies
III.1.1. Classification
III.1.1. 1. Les diagraphies instantanées
III.1.1.2. Les diagraphies différées
III.1.2. Diagraphie de résistivité
III.1.2.1. Relation entre la résistivité de la roche et la saturation en eau
III.1.2.2. Principe des mesures
III.1.3. Diagraphies nucléaires
III.1.3.1. Le logs Gamma Ray
III.1.3.2. Le Gamma-Gamma
III.1.3.3. Le Neutron-Neutron thermique
III.1.4. Diagraphie sonique
III.1.4.1. Les outils monopôles
III.1.4.2. Les outils dipôles
III.2. Étude des logs diagraphiques de la zone de Tsimiroro
III.2.1. puits TW1
III.2.2. Puits TW2
III.2.3. Puits TW3
III.2.4. Puits TW4
III.2.5. Puits TW9
III.2.6. Puits TW10
III.2.7. Puits TW11
III.2.8. Puits TW12
DEUXIEME PARTIE: ÉTUDES ET MODÉLISATION DES TRANSFERTS DANS UN RESERVOIR PETROLIER
CHAPITRE IV : APPROCHE GENERALE SUR LES ÉCOULEMENTS EN MILIEU POREUX
IV.1. Le milieu poreux
IV.1.1. Définition du milieu poreux
IV.1.2. Définition d’une phase
IV.1.3. Définition d’un composant
IV.1.4. Approche milieu continu du milieu poreux
IV.1.5. Volume élémentaire représentatif
IV.1.6. Hétérogénéité et Anisotropie
IV.2. Les écoulements multiphasiques dans les milieux poreux
IV.2.1. Notion de saturation
IV.2.2. Forme générale des équations des écoulements multiphasiques en milieu poreux
IV.2.2.1. Conservation de masse
IV.2.3. Notion de capillarité
IV.2.2.4. Pression capillaire
IV.2.2.5. Perméabilités relatives
IV.2.2.5.a. Écoulement diphasique
IV.2.2.5.b. Écoulement triphasique
CHAPITRE V : MODELISATION DU RESERVOIR
V.1. Les équations des écoulements
V.1.1. Formulations des équations
V.1.2. Extension à un modèle black-oil
V.1.3. Équilibre thermodynamique
V.2. Résolution numérique du modèle
V.2.1. Discrétisation en temps
V.2.2. Discrétisation volumes finis des équations de conservation
V.2.2.1. Principe de la discrétisation aux sens des volumes finis
V.2.2.1.a. Le maillage utilisé
V.2.2.1.b. Discrétisation en espace
V.2.2.2. Application de la méthode à notre modèle
V.3. Modélisation des puits et conditions aux limites
V.3.1. Modélisation des puits
V.3.2. Conditions aux limites
V.4. Résolution du système non linéaire par la méthode de Newton-Raphson
V.4.1. Principe de l’algorithme de Newton-Raphson
V.4.2. Application à notre modèle black-oil
V.4.3. Principe de la méthode itérative GMRES
CHAPITRE VI : QUELQUES EXPERIENCES NUMERIQUES DU MODELE
VI.1. Simulation numérique d’un cas diphasique huile-gaz, avec miscibilité du gaz dans l’huile
VI.1.1. Contours de la distribution de la pression dans le réservoir
VI.1.2. Contour de la distribution de la saturation en huile dans le réservoir
VI.1.3. Contours de saturation en gaz
VI.1.4. contours de l’évolution de la viscosité de la phase huile
VI.1.5. Débits cumulés produits dans le puits producteur
VI.1.6. Convergence de l’algorithme de Newton et marche en temps
VI.2. Simulation numérique d’un cas triphasique huile-gaz-eau, avec miscibilité du gaz dans l’huile
VI.2.1. Contours de distribution de la pression
VI.2.2. Contours des saturations en huile
VI.2.3. Contours de saturation en gaz
VI.2.5. Contours de la viscosité de la phase huile
VI.2.6. Débits cumulés au puits producteurs
VI.2.7. Marche en temps et itération de Newton
CONCLUSION GENERALE
ANNEXES
