Objectif
Validation sur champ du concept d’architecture puits à trajectoire subhorizontale dont le succès consacrerait une première mondiale en ingénierie et exploitation géothermiques.
Concept
Illustré dans la Figure 1, qui récapitule les architectures puits en usage en production pétrolière et géothermique, le puits subhorizontal se positionne comme un intermédiaire entre le drain horizontal exploitant un niveau réservoir unique et le puits à architecture multilatérale produisant plusieurs niveaux réservoir en étoile, en ce sens qu’il vise à exploiter tout ou partie d’un réservoir stratifié, structure multicouche propre à de nombreux bassins sédimentaires, singulièrement le Dogger (Jurassique moyen) du Bassin Parisien, premier gite mondial (45 systèmes en service, décembre 2021) d’exploitation géothermique à vocation de chauffage urbain.
Contexte local
Le doublet qui, à l’instar des exploitations limitrophes, exploitera la fraction supérieure (Bathonien) du Dogger (Jurassique moyen) qui ambitionne un débit maximum de 430 m3/h, vise à remplacer les deux doublets existants exploités depuis 1984 au débit (cumulé) maximum de 350 m3/h. Le projet, qui s’inscrit dans un contexte caractérisé localement par (i) une densité élevée (Figure 2) de permis d’exploration (convertis depuis en doublets en opération) et de doublets/triplet en service, frôlant pour certains le chevauchement avec les permis de Cachan, et (ii) des capacités productives médiocres (transmissivités variant de 15 à 20 dm) au regard des exigences de l’opérateur, confronté au dilemme de remplacer les doublets vieillissants par un doublet unique à productivité augmentée de 30%.
Figure 2 : Contextes géothermiques régional et local
Conclu par les architectures et trajectoires puits décrites dans la Figure 3, il a mis en œuvre, sur le site de forage illustré en Figure 4 qui a mobilisé un appareil (SMP6) de capacité 350 t dyn à motorisation électrique, le programme de travail développé en Annexe qui a conduit aux trajectoires de drain décrites en Figure 5 (puits de production GCAH-1) et en Figure 6 (puits d’injection GCAH-2).
Figure 4 : Vue panoramique du site de forage
Les résultats des simulations hydrothermiques prévisionnelles en termes de cartes isothermes et isobares à l’issue de 30 années d’exploitation (année 2048) sont représentées en Figure 7.
Figure 7 : Simulations hydrothermiques du réservoir. Etats finaux après 30 années d’exploitation (année 2048)
Conclusion
En premier lieu, le projet DBH3 à Cachan a clairement démontré la fiabilité technique et économique du projet et validé le concept de puits subhorizontal, foré dans un cadre sédimentologique de réservoir multicouche stratifié et un environnement à densités de peuplements urbains et doublets géothermiques proches élevés.
A cet égard le rappel suivant des performances passées du chauffage urbain géothermique et celles attendues du doublet futur, confirmé lors de sa mise en service à l’automne 2019, parle de lui-même.
En second lieu, il a consacré, outre les gains de productivité, le transfert à l’ingénierie géothermique de standards de forage dirigé (technologie RSS, geosteering) et diagraphiques (LWD, RMN) modernes hérités de la pratique et du savoir faire pétrolier et gazier, conclu par un travail d’équipe et une interdisciplinarité exemplaires (Figure 8).
Statut
Doublets
Débits/Production de Chaleur
COP
CAPEX minier
Existant
2
(DB1 & DB2)
350 m3/h ; 68°C
40 GWhth/an
9
15-16 Mio €
Futur
1
(DBH3)
450-500 m3/h ; 69-70°C
60-65 GWhth/an
20-28
12-13 Mio €
Une avancée importante
Un travail d’équipe dans la transition énergétique.
Figure 8 : Impacts du projet
Pour en savoir plus
Annexe Programme de forage/complétion/diagraphies/essais
Annexes
Le programme comprenait:
– un programme dense de diagraphies différées mettant en jeu, parallèlement à l’outil Gamma Ray (GR), de référence/calage, (i) des outils de découvert (Openhole, OH) de type BGL (Borehole Geometry Log), de calculs des volumes de cimentation et de trou tubé (Cased Hole, CH), respectivement mécanique de mesure de diamètres intérieurs de tubage et ultrasoniques de contrôles de cimentation pour les phases tubées sus-jacentes au réservoir objectif, (ii) un jeu d’outils de découvert des gammes LWD et OH, de caractérisation géométriques (diamètreur) , lithologique/pétrographique (densités, GR), hydrodynamiques (porosités, perméabilités), géomécaniques (densités, soniques), et géochimiques (résistivités, XRF, XRD), et (iii) de production (Production Logging Tools, PLT) appliquées aux essais et prélèvements (débitmètrie, pression/températures, échantillonnage de fond), les deux derniers cités (OH, PLT) appliqués avec des succès variables du fait des difficultés d’engagement/déplacement dans le drain des trains d’outils entrainés en mode tractor. Dans ces conditions, seules parfois les indications du LWD ont pu être exploitées. On notera le caractère innovant d’application à l’exploration/développement géothermique d’outils nouveaux (résonnance magnétique nucléaire CMR Combined Magnetic Ressonance, et sonique dipôle DISI Dipole Shear Sonic Imager à sources vibratoires P et S) susceptibles de constituer à l’avenir des standards opératoires ;
– la saisie/acquisition en temps réel d’analyses spectrales élémentales et minéralogiques, de types XRF (fluorescence rayons X) et XRD (diffractométrie rayons X) réalisés sur déblais de forage ; ces données analytiques pouvant constituer des indicateurs diagénétiques et de microfissuration, représentent ainsi des marqueurs géochimiques potentiels, essentiels à la compréhension des distributions des porosités au sein de plateformes carbonatées du type de celle du Dogger du Bassin Parisien ; exploitées en temps réel, avec un décalage de 30 minutes mobilisé par l’analyse des cuttings, ces analyses permettaient d’anticiper à 4 m près (vitesse d’avancement de 8 m/h) l’avancement de l’outil, effaçant le retard de quelque 2h de l’information LWD positionnée de 15 à 20 m de l’outil PDC ;
– des protocoles de stimulations par Unités Coiled Tubing (UCT 1″3/4) mettant en jeu des quantités élevées (GCAH-1,
100 m3 ; GCAH-2, 200 m3) d’acide (HCl, 15X), par injections sur des segments de drains, ciblés à partir des indications de porosité des diagraphies LWD et OH (outils neutron et densité). L’efficacité des acidifications s’est matérialisée, par comparaison d’essais (dégorgements artésiens) par paliers avant et après pompage d’acide, par des gains de productivités de 38% (GCAH-1) et 80% (GCAH-2).
Géopilotage des trajectoires des drains
Cette phase clé du concept de drain subhorizontal (et de son succès) a été gérée par une équipe pluridisciplinaire regroupant les compétences de forage, réservoir, géologie de bassin, du service geosteering (géonavigation), de diagraphies LWD et de forage dirigé assisté du service mud logging lithostratigraphique (analyse de déblais de forage) et géochimique (analyses XRF et XRD).
L’analyse corrélative des diagraphies de débitmètrie et de porosité (outils neutron pour l’essentiel) réalisés sur les puits environnants a permis de sélectionner les ouvrages référencés décalés (offset wells) présumés représentatifs du drain en construction, guidant par conséquent le choix de la trajectoire. L’exercice, basé sur les puits offset de Villepinte GVIL-1 et 2 (puits GCAH-1) et de Bagneux (puits GCAH-2) (Figure 1), a conduit, sur la base de la stratégie de géopilotage développée en Figure 2, aux trajectoires de drains visualisées en Figure 3 (GCAH-1) et en Figure 4 (GCAH-2).
L’objectif initialement assigné au forage du drain GCAH-1 (i) de forer à partir du sabot du tubage 10″3/4 sous une inclinaison de 82° jusqu’à la première zone à haute porosité du réservoir bathonien, puis (ii) de la suivre sur quelque 300 m avant, (iii) de plonger sous une inclinaison croissante à la rencontre des niveaux producteurs sous-jacents, a dû être reciblé en cours de forage sur la base d’examens de déblais indiquant la présence sous la première zone d’un important édifice oolithique à porosité élevée imposant de modifier plus tôt que prévu l’inclinaison de la trajectoire initiale, et de reconnaître sous une inclinaison finale de 87° l’intégralité du réservoir subodoré sur une épaisseur de 50 m, sous un pendage aval régulier de pente 1°, sur une portée de drain de 1 001 m, constituant un record en forage (sub)horizontal sur le territoire français, toutes activités confondues.
Par contraste, la géométrie du drain GCAH-2 représentait un défi dans une zone du réservoir bathonien concentrant quelque quatre ouvrages injecteurs induisant des pressions élevées dans un secteur, reconnu par ailleurs peu perméable, caractérisé par un feuilletage multicouche de faible puissance (bancs poreux d’épaisseurs métriques) sujet à des variations rapides (de 1 à 4°) de pendage amont.
La complexité de la stratégie de géonavigation est illustrée dans la géométrie du drain (de portée 1 005 m) imagée en Figure 4, qui a connu pas moins de 35 corrections de trajectoires ! Ajoutons que la navigation a très largement bénéficié de la contribution des analyses XRF et XRD à la paléogéographie de la plateforme carbonatée résumée en Figure 5.
- Mise au point trajectoire
- Puits Offset
- Reconnaissance feuilletage
- Recherche optimisation trajectoire
- Corrélations critères de guidage
- Amélioration guidage
- Pendage amont variable
- Faibles porosités/ perméabilités
- Logique de guidage héritée base de données GCAH1
- Modification critères de guidage
- Choix stratégie de géopilotage sélective
- Mise au point trajectoire
- Puits Offset
- Reconnaissance feuilletage
- Recherche optimisation trajectoire
- Corrélations critères de guidage
- Amélioration guidage
- Pendage amont variable
- Faibles porosités/ perméabilités
- Logique de guidage héritée base de données GCAH1
- Modification critères de guidage
- Choix stratégie de géopilotage sélective
– Objectif : Corréler les variations latérales et verticales des carbonates en terme de géochimie avec éléments du LWD. Afin de s’en servir pour GCAH2.
– Identifier les indices de diagénèse, de cimentation ou de microfracturation qui impactent la porosité.
– Mettre en lien ces valeurs avec débitmètrie, en prévision du forage de GCAH2.
Différents proxies étudiés
Selon U. Brand et J. Veizer (1980) l’équilibre diagénétique Sr, Na et Mg décroît en raison inverse de Mn, Fe et Zn en milieu carbonaté
- Offshore inférieur
- Offshore supérieur
- Avant plage
- Lagon protégé
- Estran (avant-pays)
- Arrière pays
Figure 5 : Puits GCAH-1. Suivi géochimique XRF/XRD
Diagraphies différées
Le programme ambitionné à l’origine a subi de sérieuses coupes qui ont pu cependant être partiellement compensées dans la mesure où les diagraphies non réalisées sur un puits l’ont été sur l’autre (exemple : les outils OH sur GCAH-1 et PLT sur GCAH-2 et vice-versa). Seules les diagraphies OH de densité et neutron, abandonnées sur les deux ouvrages ont été remplacées, outre leurs équivalents LWD, par les outils OH soniques dipôles DIS et résonnance magnétique nucléaire CMR.
On relèvera de ce point de vue l’apport important des diagraphies PLT composites de débitmètrie/température/pressions, CMR de corrélations porosités/perméabilités et de porosités CMR-soniques DIS, représentées en Figure 6 (PLT), Figure 7 (CMR), Figure 8 (CMR-DIS), dans l’individualisation des sections productrices des drains, qui s’établissent respectivement à 250 m (GCAH-1) et 210 m (GCAH-2), soit de 25% à 20% des portées totales.
Essais
Les séquences de tests comprenaient (i) des essais de production (en mode artésien) par paliers de débit, avant et après stimulations acides, (ii) des cycles d’abaissement/remontée de pressions et, enfin (iii) des essais d’injection (en mode assisté par groupes motopompes de surface) accompagnés de cycles de montée et abaissement de pressions, en vue d’apprécier les capacités productives et injectives, ces derniers à débits élevés, des drains et du réservoir proche sinon lointain.
Il est utile de rappeler ici que d’aucune façon l’interprétation des essais n’est apparue un exercice facile du fait principalement d’un environnement de réservoir caractérisé par (i) une structure stratifiée interceptée par une trajectoire de drain incliné, occasionnellement tortueuse, (ii) une distribution d’écoulement non homogène le long du drain, (iii) des échanges hydrauliques entre couches (crossflow), amplifiés par des débits de production artésienne limités (à 150 m3/h) par la faible capacité d’évacuation du réseau d’eaux usées local, et last but not least, (iv) les interférences hydrothermiques induites par l’exploitation des doublets limitrophes fonctionnant à leurs capacités maximum en période hivernale.
Le puits GCAH-2 a fait l’objet d’un test d’injectivité en vraie grandeur, à haut débit, réalisé en détournant les débits produits (à leur maximum, totalisant 350 m3/h) par les doublets DB1 et DB2 existants, sur GCAH-2, sous des pressions inférieures à 30 bar, dont le résultat positif peut être mesuré sur la réponse en pression affichée en Figure 10.
Les valeurs retenues à l’issue des essais résumées ci-après confirment le doublement (site GCAH1) et le triplement (site GCAH2) des transmissivités avant forage des drains SH ainsi qu’un quadruplement des capacités productive et injective.
Figure 9 : Représentations théoriques et observées des remontées de pression et de leurs dérivées
Paramètre
GCAH-1
GCAH-2
Indices de productivité (m3/h/bar)
– avant stimulation acide
– après stimulation acide
–
41,5
21
38
Transmissivité (Dm)
30
30
Coefficient d’effet pariétal (skin)
-3,5
-4,5
Indice d’injectivité (m3/h/bar)
24
Pression statique extrapolée (bar)
4,2(*)
14(**)
(*) décembre 2017
(**) mars 2018
Modélisations
La modélisation s’est concentrée sur trois objectifs respectivement (i) modélisation des tests de production sur le puits GCAH-1, (ii) modélisation du transfert de chaleur du toit du réservoir géothermal à la tête du puits GCAH-1, et (iii) simulations prévisionnelles des transferts de masse et de chaleur et des champs de pressions et de températures après trente années d’exploitation du doublet GCAH-1 (P) x GCAH-2 (I).
Le calage en pressions et températures du modèle de simulation sur les résultats des essais a ainsi permis de valider la distribution des paramètres hydrodynamiques et thermique peuplant la zone d’étude et de déterminer les champs de pressions et températures au terme de trente années d’exploitation du nouveau doublet GCAH-1 (P) x GCAH-2 (I).
Le modèle de transfert de chaleur puits, calibré également sur les températures moyennes (pondérées des contributions des différents segments productifs interceptés par le drain) du réservoir a permis d’estimer les pertes par conduction au débit cible de 450 m3/h à moins de 1°C.
Les résultats des simulations hydrothermiques prévisionnelles en termes de cartes isothermes et isobares à l’issue de 30 années d’exploitation (année 2048) sont représentées en Figure 11 et 12.
Conclusion
En premier lieu, le projet DBH3 à Cachan a clairement démontré la fiabilité technique et économique du projet et validé le concept de puits subhorizontal, foré dans un cadre sédimentologique de réservoir multicouche stratifié et un environnement à densités de peuplements urbains et doublets géothermiques proches élevés.
A cet égard le rappel suivant des performances passées du chauffage urbain géothermique et celles attendues du doublet futur, confirmé lors de sa mise en service à l’automne 2019, parle de lui-même.
Statut
Doublets
Débits/Production de Chaleur
COP
CAPEX minier
Existant
2
(DB1 & DB2)
350 m3/h ; 68°C
40 GWhth/an
9
15-16 Mio €
Futur
1
(DBH3)
450-500 m3/h ; 69-70°C
60-65 GWhth/an
20-28
12-13 Mio €
Figure 11 : Simulations hydrothermiques du réservoir. Etats actuels
Figure 12 : Simulations hydrothermiques du réservoir. Etats finaux après 30 années d’exploitation (année 2048)
En second lieu, il a consacré, outre les gains de productivité, le transfert à l’ingénierie géothermique de standards de forage dirigé (technologie RSS, geosteering) et diagraphiques (LWD, RMN) modernes hérités de la pratique et du savoir faire pétrolier et gazier, conclu par un travail d’équipe et une interdisciplinarité exemplaires.
Pour en savoir plus
Ungemach, P., Antics, M. and Davaux, M. (2019). Subhorizontal Well Architecture Enhance Well Performance a Reservoir Evaluation. A Field Evaluation. Proc. 44th Workshop on Geothermal Reservoir Engineering, Stanford University, Stanford, Ca, Feb. 11-13, 2019.
Vielemaker, E., Cavalleri, C., Dahlhaus, L. and Sosio, G. Schlumberger, Ungemach, P., Antics, M. and Davaux, M., Geofluid (2020). Delineating the Geothermal Structure and Flow Properties in Subhorizontal Well with the Used Wireline and LWD Data in a Multiphysics Approach. SPLWA 61st Annual Logging Symposium, June 24 to July 2020.
