Diagraphies diff érées
6 Le Neutron Cet outil envoie des neutrons dans la formation et enregistre la r éaction de la formation à ce bombardement. Les neutrons sont ralentis et absorb és par les noyaux d'hydrog ène. Ces derniers se trouvent concentr és dans les pores de la roche. Cet outil permet donc de mesurer directement la porosit é de la formation. Il existe plusieurs types d'outils suivant les particules collectées (neutrons épithermiques, thermiques, rayons gamma). Le Neutron donne directement la porosit é des formations (figure 8). Il est tr ès sensible à la présence de gaz et d'argiles dans les formations. 0 1 8 J B 9 5 2 1
FIG. 8 Porosit é é mesur mesur é ée par le neutron dans diff é rents rents types de formation ( é chelle chelle calcaire)
© 2006
ENSPM Formation Industrie – IFP Training
14
Diagraphies diff érées
L’enregistrement du neutron peut être fait avec diff érentes échelles (échelle calcaire, échelle gréseuse). Seule la porosit é du type de roche prise comme r éf érence sera la valeur correcte. Pour les autres types de roche, il faudra effectuer des corrections. Lorsqu'il est combiné au log de densit é en échelle compatible, il permet de d éterminer le contact huile / gaz ou eau / gaz. Le couple Neutron - Densit é est l'un des meilleurs indicateurs de lithologie. Bien que cet outil soit mont é sur un patin plaqu é à la paroi du puits, la mesure sera perturbée par la présence de caves. Remarque : Le zéro de l’enregistrement est à droite et les valeurs augmentent de la droite vers la gauche ( échelle inverse).
La profondeur d’investigation de cet outil est de l’ordre de 30 cm.
7 Le log de densité (figure 9) Cet outil envoie des rayons gamma dans la formation et permet de mesurer la densit é des roches. L'absorption de ces rayons est fonction du nombre d' électrons percutés par les rayons gamma (effet Compton). Plus la formation est dense, plus les rayons gamma sont absorb és.
© 2006
ENSPM Formation Industrie – IFP Training
15
Diagraphies diff érées
0 1 9 J B 9 5 2 1
FIG. 9 Densit é mesur ée par le log de densit é
© 2006
ENSPM Formation Industrie – IFP Training
16
Diagraphies diff érées
Il permet de déterminer la porosité, la lithologie et de mettre en évidence les zones à pressions anormales (argiles sous-compact ées). Il est utilisé avec le sonique pour d éterminer l'impédance acoustique d'une formation. Tout comme le Neutron, le log de densité est mont é sur un patin plaqu é à la paroi du trou ; il sera également perturbé par la pr ésence de caves. Il est moins sensible à la présence de gaz et d'argiles que le Neutron (figure 10). Sa profondeur d’investigation est de l’ordre d’un pied. 0 2 0 J B 9 5 2 1
FIG. 10 Effet de la pr é sence de gaz sur le Neutron ( - - - ) et le Densit é ( _____ )
8 Le sonique Le sonique mesure le temps que met une onde acoustique de fr équence comprise entre 20 et 40 kHz pour traverser un pied de formation. La vitesse de propagation des ondes varie suivant la densit é et la nature lithologique de la formation travers ée (figure 11). Elle sera importante dans les solides et faible dans les fluides. Le sonique est utilis é pour : • Evaluer la porosité. Contrairement au log de densit é et au neutron, le sonique ne "voit" pas la porosité secondaire. En comparant ces trois logs, on peut appr écier cette porosité secondaire et également mettre en évidence les formations contenant du gaz. • Mettre en évidence les formations compact ées).
à pressions
anormales (cas des argiles sous-
• Identifier la lithologie.
© 2006
ENSPM Formation Industrie – IFP Training
17
Diagraphies diff érées
• Faire des corrélations.
© 2006
ENSPM Formation Industrie – IFP Training
18
Diagraphies diff érées
• Identifier les roches mères en se servant des informations fournies par le Gamma Ray et par les logs de résistivité. • Aider l'interprétation des profils sismiques (calcul des vitesses d'intervalle, détermination des imp édances acoustiques, etc.). Il permet de faire des calages en profondeur. • Evaluer la qualité du ciment (CBL) entre le cuvelage et la formation. Le sonique est perturb é par la pr ésence de caves.
0 2 1 J B 9 5 2 1
FIG. 11 Temps de transit mesur é par le sonique dans diff ér ents types de formations
© 2006
ENSPM Formation Industrie – IFP Training
19
Diagraphies diff érées
9 La méthode Quick Look La méthode permet de mettre en évidence sur chantier les r éservoirs, de d éterminer leur contenu en fluide, les contacts eau / huile / gaz, les saturations et la lithologie. Pour cela le Caliper, le Gamma ray, deux logs de r ésistivité mesurant Rxo et Rt , le Neutron et le "Densité" sont utilisés (voir Annexe). La méthode consiste : • A mettre en évidence les r éservoirs en éliminant les bancs argileux et compacts en se servant surtout du Gamma Ray et du caliper. • A comparer les courbes Rt et Rxo dans les zones r éservoirs, à mettre en évidence le contact eau / hydrocarbures ( Rt / Rxo parallèles dans la zone à eau, s éparation des deux courbes dans la zone réglettes.
à hydrocarbures)
et à calculer la saturation en eau
à partir
de
• A comparer le Neutron et le Densité sur des échelles compatibles (g énéralement les enregistrements sont faits en échelle calcaire) pour déterminer le contact eau - huile / gaz et la lithologie du réservoir. Cette méthode est très rapide, elle fournit des r ésultats de bonne qualit é dans le cas de réservoirs propres. Pour obtenir une interprétation plus complète, il faudra tenir compte de nombreux paramètres (influence de la boue, pourcentage d'argiles, influence du diam ètre du trou, des caves, etc). L'ordinateur est utilis é pour ces interprétations.
10 MWD (Measurement While Drilling) et LWD (Logging While Drilling) Le MWD a été développé à l'origine pour effectuer des mesures de d éviation. Les mesures faites en fond de puits sont transmises en continu en surface par diff érents procédés : • ondes "acoustiques" véhiculées dans la boue, • câbles électriques dans les tiges, • ondes électromagnétiques transmises par les formations. En plus des mesures de d éviation, il est actuellement possible de mesurer au fond du puits le poids r éellement appliqué sur l'outil, la vitesse de rotation, la pression à l'intérieur et à l'extérieur du train de sonde, de d étecter une venue.
© 2006
ENSPM Formation Industrie – IFP Training
20
Diagraphies diff érées
Il est possible également de faire un gamma ray, des logs de r ésistivité et d'induction diff érentes profondeurs d'investigation, un neutron, un log de densit é et un sonique.
© 2006
ENSPM Formation Industrie – IFP Training
21
à
Diagraphies diff érées
Les informations concernant le gisement (porosité, saturation, lithologie, etc.) sont maintenant disponibles en cours de forage. Cela permet une prise de d écision beaucoup plus rapide (auparavant il fallait attendre la fin de la phase de forage pour obtenir ces informations). La tendance actuelle est de placer les outils de mesure le plus pr ès possible de l'outil de forage pour obtenir le plus rapidement possible une "image fid èle" des formations traversées, l'invasion par le filtrat étant réduite. Il est très intéressant d'avoir une image instantan ée du fond en forage dirig é, cela permet de faire immédiatement les corrections de trajectoire n écessaires. Les outils de diagraphies sont capables également de mettre en évidence les formations sous-compactées. Il est intéressant pour le chef de poste et le g éologue de sonde de disposer en permanence de ces mesures. La vitesse d'avancement est toujours beaucoup plus faible que la vitesse utilis ée en diagraphies diff érées (de l'ordre de 10 à 100 fois plus faible). Grâce à cette faible vitesse et à une invasion r éduite ou inexistante, la r éponse des outils doit être meilleure (l'outil restant plus longtemps en face de la formation). Il est possible de faire des enregistrements en cours de manoeuvre à des intervalles de temps déterminés et de suivre l' évolution de l'invasion par le filtrat de la boue. Si actuellement les r ésultats fournis par le MWD ne sont pas toujours d'une qualit é égale à celle des diagraphies diff érées, il faut s'attendre au remplacement progressif des diagraphies diff érées "conventionnelles" par le LWD.
© 2006
ENSPM Formation Industrie – IFP Training
22
Diagraphies diff érées
© 2006
ENSPM Formation Industrie – IFP Training
23
