Pression de formation : normale, sous-pression et surpression
Résumé de la leçon
Quelle est la pression contenue dans les pores des roches, quand est-elle normale, inférieure ou supérieure à la normale, et pourquoi cela détermine-t-il la densité de boue requise.
Cette leçon fait partie du parcours Contrôle de puits, et dure 10:08 minutes. Regardez d'abord la vidéo, puis passez en revue les points clés et testez vos connaissances avec les questions ci-dessous.
Points clés
- 1La pression normale est proche du gradient d'une colonne d'eau de formation
- 2La surpression nécessite une boue plus lourde pour être équilibrée
- 3La sous-pression expose le puits à des pertes de boue
- 4La différence entre la pression de boue et la pression de formation est l'Overbalance
Cours écrit
Qu'est-ce que la pression de formation ?
Les roches sédimentaires ne sont pas des blocs pleins ; elles contiennent de petits pores remplis d'eau, de pétrole ou de gaz. La pression de ces fluides à l'intérieur des pores est la pression de formation (Formation Pressure), également appelée pression de pores (Pore Pressure). C'est la pression que la colonne de boue dans le puits doit équilibrer en permanence ; si la pression de la boue descend en dessous, les fluides de la couche pénètrent dans le puits et une venue (Kick) commence.
Pour comparer des pressions à différentes profondeurs, on convertit chaque pression en densité de boue équivalente (Equivalent Mud Weight). C'est-à-dire : quelle densité de boue donnerait cette même pression à cette profondeur verticale ?
EMW (ppg) = P (psi) ÷ (0.052 × TVD (ft))
La pression normale
La pression de formation est dite normale (Normal Pressure) lorsqu'elle est approximativement égale à la pression d'une colonne d'eau de formation s'étendant de la couche jusqu'à la surface, c'est-à-dire lorsque les pores ont été en communication hydraulique avec la surface au cours des temps géologiques. Le gradient de l'eau douce est de 0,433 psi/ft, mais l'eau de formation salée est plus lourde, et son gradient dans de nombreux bassins est proche de 0,465 psi/ft, ce qui équivaut à environ 8,9 ppg. La valeur « normale » varie d'un bassin à l'autre selon la salinité de l'eau, elle est donc spécifiée dans le programme du puits d'après les données régionales.
Exemple de calcul : Une couche à une profondeur verticale 9 000 ft avec un gradient normal de 0,465 psi/ft : sa pression est 0,465 × 9 000 = 4 185 psi, et la densité de boue équivalente est 4 185 ÷ (0,052 × 9 000) = 4 185 ÷ 468 ≈ 8,94 ppg.
La surpression : d'où vient-elle ?
La surpression (Abnormal Pressure ou Overpressure) est toute pression supérieure à la pression normale à la même profondeur. C'est la plus dangereuse en contrôle de puits, car elle peut apparaître soudainement sous une couche imperméable. Ses principales causes sont :
- Sous-compaction (Undercompaction) : une sédimentation rapide de couches d'argile (Shale) ne permet pas à l'eau de s'échapper des pores ; l'eau supporte alors une partie du poids des roches sus-jacentes et sa pression augmente.
- Colonne d'hydrocarbures : le gaz et le pétrole sont plus légers que l'eau, la pression au sommet du réservoir est donc supérieure à la pression normale à la même profondeur ; plus la colonne de gaz est longue, plus la différence est grande.
- Mouvements tectoniques : soulèvement d'une couche pressurisée vers une profondeur moindre tout en conservant sa pression, ou compression latérale augmentant la pression de pores.
- Formations chargées (Charged Formations) : une couche peu profonde reçoit la pression d'une couche plus profonde via une faille, un mauvais ciment ou un ancien puits.
- Autres facteurs tels que les transformations minéralogiques des argiles avec la chaleur, et les couches de sel qui empêchent la dissipation de la pression.
Exemple de calcul : Calcul de la pression au sommet d'un réservoir de gaz : contact gaz-eau à 8 000 ft avec une pression normale de 0,465 × 8 000 = 3 720 psi. Colonne de gaz de 1 000 ft avec un gradient d'environ 0,1 psi/ft, la pression au sommet à 7 000 ft est donc 3 720 − 0,1 × 1 000 = 3 620 psi. Alors que la pression normale à 7 000 ft n'est que de 0,465 × 7 000 = 3 255 psi, le sommet est donc en surpression de 365 psi, et sa densité équivalente est 3 620 ÷ (0,052 × 7 000) = 3 620 ÷ 364 ≈ 9,95 ppg au lieu de 8,94 ppg. C'est pourquoi l'entrée au sommet d'un réservoir de gaz est un moment critique du forage.
La sous-pression
La sous-pression (Subnormal Pressure) est inférieure à la pression normale. Elle apparaît souvent dans les réservoirs épuisés après des années de production, ou dans des couches soulevées dont les roches sus-jacentes ont été érodées. Son danger est d'un autre type : la boue qui équilibre une couche normale au-dessus peut être trop lourde pour la couche en sous-pression, qui absorbe alors la boue, provoquant des pertes (Losses). Si le niveau de boue dans le puits chute, la pression hydrostatique diminue sur toutes les couches découvertes, et une autre couche à pression plus élevée peut commencer à débiter.
L'Overbalance et la fenêtre de boue
La différence entre la pression hydrostatique de la boue et la pression de formation est l'Overbalance. Nous le voulons toujours positif, mais pas excessivement, car son augmentation ralentit le forage, augmente le risque de collage par pression différentielle (Differential Sticking) et peut approcher la pression de fracturation.
Overbalance (psi) = 0.052 × MW × TVD − Pf
Exemple de calcul : Pression de formation 6 240 psi à une profondeur verticale de 10 000 ft, soit une densité équivalente de 6 240 ÷ 520 = 12,0 ppg. Si nous forons avec une boue de 12,5 ppg, la pression hydrostatique est 0,052 × 12,5 × 10 000 = 6 500 psi, et l'Overbalance = 6 500 − 6 240 = 260 psi.
Comment savoir si la pression augmente pendant le forage ?
On ne voit pas directement la pression de formation en forant, mais il existe des indicateurs suivis par le foreur, l'ingénieur boue et l'équipe de Mud Logging ; ce sont des signes potentiels et non des preuves absolues :
- Augmentation soudaine de la vitesse d'avancement (Drilling Break) ou baisse de la tendance du d-exponent.
- Augmentation du gaz de fond (Background Gas) et apparition de gaz de connexion (Connection Gas) ou de gaz de manœuvre (Trip Gas).
- Déblais de roche éclatés et volumineux (Cavings) sur les tamis vibrants, augmentation du couple et de la traction.
- Augmentation de la température de la boue sortante dans la Flowline.
À leur apparition, on s'arrête pour effectuer un contrôle d'écoulement (Flow Check) avant de poursuivre. Après avoir fermé le puits sur une venue, on calcule précisément la pression de formation à partir de la pression en tête des tiges :
Pf = SIDPP + 0.052 × MW × TVD
Résumé
- La pression normale est proche du gradient de l'eau de formation, environ 0,465 psi/ft dans de nombreux bassins (≈ 8,9 ppg).
- La surpression provient de la sous-compaction, des colonnes d'hydrocarbures, de la tectonique et des formations chargées.
- La sous-pression cause des pertes, et les pertes peuvent mener à une venue provenant d'une autre couche.
- On convertit chaque pression en EMW pour comparer, et on calcule la pression de formation après fermeture : Pf = SIDPP + Pression Hydrostatique.
Les chiffres et exemples présentés dans ce cours sont à visée pédagogique. En opérations réelles, suivez les procédures de votre entreprise et les instructions de votre centre de formation agréé.
Testez vos connaissances
Glossaire du cours
Pression des fluides à l'intérieur des pores de la roche, identique à la pression de formation.
La pression exprimée en unité ppg à une profondeur verticale donnée : P ÷ (0,052 × TVD).
Pression de formation supérieure à la pression normale à la même profondeur.
Pression de formation inférieure à la normale, courante dans les réservoirs épuisés.
Différence entre la pression de la colonne de boue et la pression de formation.