Journal of Petroleum & Environmental Biotechnology

Abstrait

Estimation de la perméabilité d'un réservoir de carbonate fracturé et granuleux par la méthode du multiplicateur de perméabilité dans le champ pétrolifère de Bai Hassan, dans le nord de l'Irak

Sadeq QM*, Bhattacharya SK et Wan Yusoff WIB*

Une nouvelle méthode de diagnostic et d'estimation de la porosité secondaire et de la perméabilité absolue des formations carbonatées fracturées et vacillantes basée sur la simulation numérique du processus de la technique de solution matricielle développée et validée. La méthode comprend la caractérisation géologique des données de base du laboratoire et leur intégration avec les diagraphies de puits et les mesures de production de roche. La nouvelle méthode d'interprétation des données acquises dans un réservoir tertiaire du champ pétrolier de Bai Hassan est appliquée. Le réservoir crétacé se comporte comme un système pétrophysique à triple porosité qui présente une porosité intercristalline, intracristalline, moisie, vacillante (connectée et non connectée) et fracturée. Les données de carottage et les tests de puits indiquent que les vacillantes sont le composant principal de la porosité secondaire tandis que les fractures et les vacillantes interconnectées représentent la majeure partie de la perméabilité. La phase initiale de notre méthode d'interprétation consiste à intégrer les mesures de base aux diagraphies de puits et aux tests de puits pour calculer les propriétés pétrophysiques statiques et dynamiques via des procédures d'évaluation standard des carbonates. Cette procédure a été testée sur plusieurs puits clés avec et sans mesures de base et mesures de test de puits. Les estimations finales de porosité et de perméabilité sont en bon accord avec les propriétés du système pétrophysique global établi.