L'intérêt du forage horizontal pour l'exploitation de gisements d'hydrocarbures Advantages of Horizontal Drilling for Production from Hydrocarbon Fields

Abstract

Pour les gisements de faible épaisseur, la longueur productive d'un puits horizontal est considérablement plus forte que celle d'un puits vertical. La productivité du puits horizontal croît avec la longueur de celui-ci, quoique plus lentement qu'elle, puisque intervient une loi pression-distance en logarithme. Les calculs analytiques et les simulations sur modèles numériques montrent que le gain de productivité peut atteindre couramment un facteur de 3 à 5. Dans des gisements comprenant des fractures verticales parallèles, un puits horizontal disposé perpendiculairement à elles est susceptible d'en recouper un très grand nombre et d'apporter les gains de productivité beaucoup plus importants. Dans le cas des gisements très hétérogènes en perméabilité, tels que les gisements karstiques, le puits horizontal a de grandes chances de rencontrer des zones très productives (cas de Rospo Mare à gain de productivité de 10 et plus constaté par rapport aux puits verticaux voisins). Une étude menée sur la productivité globale à l'échelle du champ confirme que pour obtenir une même production dans des conditions équivalentes, le remplacement de puits verticaux par des puits horizontaux peut permettre d'en diviser le nombre par un facteur de l'ordre de 4. Pour la lutte contre les venues d'eau (ou de gaz) en écoulement polyphasique, le puits horizontal présente deux avantages. II est possible de le placer en haut du gisement de façon à obtenir la garde à l'eau la plus importante. De plus, même avec une production totale supérieure, la. production linéique, ou production par unité de longueur, est plus faible, entraînant localement une sollicitation plus modérée de la surface de séparation huile/eau ou huile/gaz. La forme de cette dernière est donc plus molle et les calculs montrent que le balayage vertical est plus efficace, donc la récupération plus élevée. D'une façon générale, en écoulement polyphasique, les puits horizontaux manifestent une supériorité d'autant plus nette que le rapport de mobilité est défavorable, huile lourde balayée par de l'eau par exemple. Le phénomène nocif est en effet la percée des fronts, qui est d'autant plus précoce que l'écoulement est instable. La régularité du drainage entre puits horizontaux apporte une progression plus homogène des fronts, particulièrement avantageuse en début de production. Cependant, les gisements comportant toujours des hétérogénéités, on ne pourra bénéficier complètement de ces effets favorables que si l'on parvient à maîtriser les complétions sélectives en puits horizontal. Pour des raisons en partie semblables, les puits horizontaux possèdent des atouts pour la récupération thermique. Le positionnement précis d'une rampe d'injection à une profondeur définie dans le gisement devrait permettre d'y faire pénétrer facilement de la vapeur de façon à ce que la zone qu'elle envahit se développe régulièrement, tout en diminuant les pertes thermiques dans les épontes. Enfin, il faut ajouter que les puits horizontaux se sont révélés, grâce aux surprenantes performances des diagraphies et du carottage, de très riches outils de connaissance de l'évolution latérale des faciès et de la répartition des fluides dans le gisement. For fields with little vertical thickness, the productive length of a horizontal well is considerably greater than that of a vertical well. The productivity of a horizontal well increases with its length, although more slowly than this length because a logarithmic pressure-distance law comes into play. Analytical derivations as well as simulations on numerical models show that the increase in productivity may regularly attain a factor of 3 to 5. In fields having parallel vertical fractures, a horizontal well drilled perpendicularly to these fractures should cut across a great many of them and thus provide a much greater increase in productivity. In the case of fields with very heterogeneous permeability, such as karstic reservoirs, a horizontal well has a very good chance of encountering highly productive zones (case of Rospo Mare in Italy where a productivity increase of 10 and more was found in comparison with neighboring vertical wells). A study of overall productivity on the scale of the field confirms that, if vertical wells are to be replaced by horizontal wells, their number may be divided by a factor of about 4 to obtain the sa:e production under equivalent conditions. To prevent water (or gas) influxes during multiphase flow, a horizontal well has two advantages. It can be drilled near the top of the reservoir so as to obtain as much clearance as possible. Likewise, even with greater total production, production per unit length is less, thus locally causing more moderate stress on the oil/water or oil/gas interface. The shape of this interface is thus smoother, and calculations show that vertical sweep is more efficient, and hence recovery is greater. Generally speaking, in multiphase flow, horizontal wells reveal all the more superiority as the mobility ratio is unfavorable, e. g. heavy oil driven by water. The phenomenon to be prevented is indeed the breakthrough of fronts, which occurs all the sonner as flow is more unstable. The steadiness of drainage among horizontal wells provides more homogeneous progression to fronts, which is especially advantageous at the beginning of production. Nonetheless, since reservoirs are more or less heterogeneous, full benefit can be drawn from such favorable effects only if selective completions can be implemented in horizontal wells. For partly similar reasons, horizontal wells are advantageous for thermal recovery. The exact positioning of a perforated injection casing at a specific depth in a reservoir should enable steam to be fed in easily so that the zone it invades expands steadily, while decreasing heat losses into the surrounding formations. Lastly, it should be added that horizontal wells, thanks to surprisingly good logging and coring performances, have proven to be extremely valuable instruments for determining the lateral evolution of facies and of fluid distribution in the reservoir.