par Philippe » 12 sept. 2012, 20:45
Il est difficile de répondre à la question posée par energy. Il faut connaître les gisements pour se faire une idée des enjeux. J’ai trouvé un papier de l’USGS, malheureusement sans les planches :
http://pubs.usgs.gov/bul/2201/G/B2201-G-508.pdf. Je n’ai pas eu le courage de me le peler en entier, mais on peut éliminer certaines idées, et en proposer d’autres.
Samotlor est situé dans le système pétrolier Bazhenov-Néocomien (page 17). Les réservoirs sont tous sableux (ou gréseux, ce qui est à peu près la même chose, page 19). Il n’y a pas de réservoirs carbonatés (calcaires et dolomies, qui sont les meilleurs candidats à la fracturation).
Les principaux niveaux producteurs, Megion et Vartov, ont une épaisseur d’une vingtaine de mètres, une porosité de 20% à 26%, et une excellente perméabilité, supérieure à 100 millidarcys. Ces niveaux ne sont pas candidats à de la fracturation : une bonne perméabilité est une contre-indication, mais il y a aussi le fait que ces gisements ont été exploités avec une injection d’eau massive. Toute fracturation ferait venir essentiellement de l’eau aux puits. Exeunt ces deux réservoirs.
Il existe aussi un réservoir sableux plus médiocre, l’Achimov. Par paresse, je copie ce qui en est écrit : “
Reservoir properties of the second group of Neocomian sandstones (reservoirs of the Achimov Formation) that are developed on slopes of the clinoform bodies and in the toe-of-slope turbidite fans are substantially worse. Porosity is relatively high (commonly 18–20 percent), but permeability is low, varying from several millidarcies to a few tens of millidarcies. Sandstone beds, 1–2 m to several meters thick, alternate with shales. Sandstones are laterally discontinuous and form lens-like bodies. Yields of wells at early stages of field production commonly were 100 to 200 b/d or less. Many discovered oil pools in Achimov sandstones remain undeveloped ». C’est, à mon avis, ce niveau qui est visé par le projet. On a une sorte de mille-feuilles de bancs minces de sables et d’argiles, relativement minces, et surtout lenticulaires pour les niveaux sableux. Tout le contraire des beaux bancs sableux continus sur longue distance de Megion et Vartov. Deux forages à quelques centaines de mètres l’un de l’autre peuvent tomber dans des niveaux qui ne communiquent pas d’un puits à l’autre. L’idée est donc de pallier les carences de la nature. On fait un puits horizontal, qui permet d’aller aussi loin qu’on veut, puis on fait des fracturations hydrauliques suivant un espacement à définir. Les fractures se développent verticalement sur une distance de l’ordre de 50 à 100 mètres de part et d’autre du drain horizontal (au-dessus et au-dessous, donc), ce qui permet de mettre en communication avec le puits toutes les lentilles qu’il est impossible d’atteindre avec des forages horizontaux. La beauté avec les réservoirs lenticulaires, c’est que leur isolement leur évite l’envahissement par de l’eau. Les puits peuvent produire de l’huile anhydre.
Il y a enfin un thème non-conventionnel, les argiles de Bazhenov. Il a été possible d’en obtenir une petite production au gisement de Salym (page 20). Peut-être le consortium envisage-t-il d’aider la nature à relâcher ces précieux hydrocarbures ? Je crois néanmoins que, si c’étaient le cas, ils le diraient.
Faute de précisions, j’opterai pour les gisements lenticulaires de la formation Achimov.
Il est difficile de répondre à la question posée par energy. Il faut connaître les gisements pour se faire une idée des enjeux. J’ai trouvé un papier de l’USGS, malheureusement sans les planches : http://pubs.usgs.gov/bul/2201/G/B2201-G-508.pdf. Je n’ai pas eu le courage de me le peler en entier, mais on peut éliminer certaines idées, et en proposer d’autres.
Samotlor est situé dans le système pétrolier Bazhenov-Néocomien (page 17). Les réservoirs sont tous sableux (ou gréseux, ce qui est à peu près la même chose, page 19). Il n’y a pas de réservoirs carbonatés (calcaires et dolomies, qui sont les meilleurs candidats à la fracturation).
Les principaux niveaux producteurs, Megion et Vartov, ont une épaisseur d’une vingtaine de mètres, une porosité de 20% à 26%, et une excellente perméabilité, supérieure à 100 millidarcys. Ces niveaux ne sont pas candidats à de la fracturation : une bonne perméabilité est une contre-indication, mais il y a aussi le fait que ces gisements ont été exploités avec une injection d’eau massive. Toute fracturation ferait venir essentiellement de l’eau aux puits. Exeunt ces deux réservoirs.
Il existe aussi un réservoir sableux plus médiocre, l’Achimov. Par paresse, je copie ce qui en est écrit : “ [i]Reservoir properties of the second group of Neocomian sandstones (reservoirs of the Achimov Formation) that are developed on slopes of the clinoform bodies and in the toe-of-slope turbidite fans are substantially worse. Porosity is relatively high (commonly 18–20 percent), but permeability is low, varying from several millidarcies to a few tens of millidarcies. Sandstone beds, 1–2 m to several meters thick, alternate with shales. Sandstones are laterally discontinuous and form lens-like bodies. Yields of wells at early stages of field production commonly were 100 to 200 b/d or less. Many discovered oil pools in Achimov sandstones remain undeveloped[/i] ». C’est, à mon avis, ce niveau qui est visé par le projet. On a une sorte de mille-feuilles de bancs minces de sables et d’argiles, relativement minces, et surtout lenticulaires pour les niveaux sableux. Tout le contraire des beaux bancs sableux continus sur longue distance de Megion et Vartov. Deux forages à quelques centaines de mètres l’un de l’autre peuvent tomber dans des niveaux qui ne communiquent pas d’un puits à l’autre. L’idée est donc de pallier les carences de la nature. On fait un puits horizontal, qui permet d’aller aussi loin qu’on veut, puis on fait des fracturations hydrauliques suivant un espacement à définir. Les fractures se développent verticalement sur une distance de l’ordre de 50 à 100 mètres de part et d’autre du drain horizontal (au-dessus et au-dessous, donc), ce qui permet de mettre en communication avec le puits toutes les lentilles qu’il est impossible d’atteindre avec des forages horizontaux. La beauté avec les réservoirs lenticulaires, c’est que leur isolement leur évite l’envahissement par de l’eau. Les puits peuvent produire de l’huile anhydre.
Il y a enfin un thème non-conventionnel, les argiles de Bazhenov. Il a été possible d’en obtenir une petite production au gisement de Salym (page 20). Peut-être le consortium envisage-t-il d’aider la nature à relâcher ces précieux hydrocarbures ? Je crois néanmoins que, si c’étaient le cas, ils le diraient.
Faute de précisions, j’opterai pour les gisements lenticulaires de la formation Achimov.