La Politique Energetique Des Pays Du Tiers Monde : Cas De La Cote D'Ivoire

es puits complexes servent à traquer les réserves résiduelles.

Dans des environnements aussi complexes que les grandes profondeurs d’eau, les champs haute pression et haute température, les champs déjà partiellement épuisés, ou encore les régions de grande activité tectonique, toute erreur peut se payer très cher en termes de manque à produire et de coût d’intervention ou de remplacement. Chaque puits complexe constitue donc un investissement important mais irremplaçable dont on attend beaucoup et pour longtemps. Par conséquent, il faut le construire puis le gérer au mieux, tout au long de sa vie.

Des géométries de puits multiformes

L’apparition, il y a une vingtaine d’années, des garnitures de forage (l’ensemble des pièces mécaniques situées en amont de l’outil) “orientables” a ouvert la voie du forage dévié. Ces techniques de forage directionnel ont permis aux puits de s’écarter progressivement de la verticale. Ainsi, de puits déviés, ils sont devenus puits horizontaux. Ces derniers représentent actuellement plus de la moitié des puits forés dans le monde. Forer une section horizontale dans un réservoir permet d’augmenter la zone de contact entre le puits et la roche imprégnée d’hydrocarbures et donc d’accroître la productivité du puits. En effet, un puits vertical n’est en contact avec le réservoir que sur l’épaisseur de celui-ci (de quelques mètres à quelques dizaines de mètres au plus), alors qu’un drain horizontal bénéficie de l’extension latérale de la formation et peut se mesurer en centaines de mètres, voire en kilomètres (les drains horizontaux des puits de Sincor s’étendent sur 1 400 à 1 800 mètres).

Progressivement, les puits ont aussi atteint des objectifs de plus en plus éloignés du site de forage en surface, ce qui leur ouvre de multiples possibilités d’application. Grâce au forage à long déport, dit Extended-Reach Drilling, il est désormais possible d’accroître le nombre et la portée des développements satellites autour des grands champs déjà en production. Il devient également possible d’exploiter des gisements marins à partir de la côte, donc à moindre coût. C’est le cas du gisement marin d’Ara en Terre de Feu, exploité par un puits foré depuis le champ d’Hidra situé à terre et reconnu comme l’un des records mondiaux de puits à long déport avec 10 595 mètres (la longueur totale forée est de 11 184 mètres par plus de 1 600 mètres de profondeur). Cette architecture de puits peut aussi être adoptée pour des raisons environnementales, par exemple pour éviter de forer dans une zone maritime sensible sur le plan écologique.

Pour faire preuve de plus de virtuosité encore, lorsque les gisements sont stratifiés, c’est-à-dire constitués de plusieurs couches réservoir superposées, pourquoi ne pas forer un drain horizontal dans chacune de ces couches à partir d’un puits vertical, sorte de tronc commun ? C’est le principe des puits multidrains. On peut compter jusqu’à cinq ou six branches sur un même puits, partant dans différentes directions et à différents niveaux. Un de ces puits, foré par TotalFinaElf sur le champ de Mabruk en Libye, comporte quatre drains horizontaux.

Si après un certain temps de production, on souhaite atteindre une zone d’huile résiduelle sans risquer le coût d’un nouveau forage, un puits vertical existant peut devenir le point de départ d’une nouvelle extension latérale grâce à ce qu’on appelle une “ré-entrée”. TotalFinaElf détient le record mondial de ré-entrée avec le puits latéral D05 de Dunbar (mer du Nord) qui “quitte” le tronc principal avec un angle variant de 51 degrés en 30 mètres d’avancement seulement et cela par 3 500 mètres de profondeur.

Ce bref inventaire suffit à démontrer que les techniques et les équipements de forage disponibles aujourd’hui autorisent les géométries de puits les plus variées et les plus audacieuses. Des technologies émergentes comme le coiled tubing drilling ou le through tubing drilling, qui permettent de forer avec un équipement de petit diamètre à l’intérieur même d’un tube de production, ouvrent encore davantage de possibilités au forage comme l’ajout de nouvelles branches dans des puits existants sans devoir remonter et remplacer le tube de production, donc sans avoir à supporter le coût d’une intervention lourde et onéreuse.

L’acquisition et le traitement de l’information, clé du forage

Il ne suffit pas de maîtriser les techniques de forage, encore faut-il pouvoir guider l’outil de forage vers la cible recherchée. Il est pour cela nécessaire de se repérer dans le sous-sol. L’efficacité des forages trouve aussi sa source dans les avancées technologiques décisives faites dans ce domaine. Les mesures en cours de forage (Measurement While Drilling ou MWD), désormais classiques, sont assurées par des capteurs insérés dans la garniture de forage, dont les indications sont retransmises en temps réel vers la surface où elles sont enregistrées en continu puis traitées. Initialement destiné à localiser géographiquement l’extrémité du puits au fur et à mesure de son avancement, le MWD a progressivement englobé les techniques de diagraphies (logging) réalisées habituellement sur le puits une fois terminé (mesures de radioactivité naturelle, de résistivité électrique, de réponse acoustique des formations et même dans le futur, auscultation par résonance magnétique nucléaire, etc.). Le MWD devenu le LWD (Logging While Drilling) permet de caractériser en temps réel la roche en termes de faciès géologique, de porosité, de type de fluide, c’est-à-dire de déterminer le type de formation que l’on est en train de forer et donc de se repérer non plus seulement géographiquement mais aussi géologiquement. Dans le futur, l’émergence de techniques sismiques en cours de forage ou SWD (Seismic While Drilling), qui devraient permettre de mieux “voir” les terrains situés en avant de l’outil de forage, enrichira encore notre connaissance du sous-sol.

Toutes ces mesures génèrent d’énormes quantités de données. Ce n’est que grâce aux avancées récentes des technologies de l’information que l’on peut traiter et interpréter ces données assez rapidement pour lancer en temps réel des actions correctives, comme la rectification de la trajectoire d’un puits en cours de forage.

Visualiser la navigation dans le sous-sol

Grâce à ces multiples mesures, le foreur sait désormais naviguer dans le sous-sol et se repérer sur la cartographie que lui ont préparée les géologues, les géophysiciens et les spécialistes du réservoir. Il connaît la position géographique et les caractéristiques de la cible de son forage qui ont été déterminées au préalable grâce au modèle de réservoir. La difficulté reste la précision du modèle (géologique ou réservoir), compte tenu des marges d’incertitude sur tous ces paramètres.

Lorsque la cible visée est un réservoir constitué d’une multitude de lentilles ou de bancs de sable imprégnés d’huile, de faible épaisseur (de l’ordre de 1 à 5 mètres), dispersés dans une formation improductive, on imagine assez la difficulté de l’opération. C’est le défi relevé avec succès par les équipes chargées de la réalisation des puits de Sincor, grâce à une méthode innovante d’aide en temps réel à la conduite du forage, utilisant toutes les technologies de pointe de la transmission et du traitement de l’information. Les données recueillies en cours de forage sont envoyées en continu par liaison satellite depuis le site de forage jusqu’au siège situé à Caracas, à 300 kilomètres de là. Grâce à un équipement informatique puissant, la trajectoire du puits est projetée en temps réel sur une image sismique du sous-sol réactualisée en permanence, en fonction des nouvelles mesures acquises. En analysant les paramètres adéquats, il est ainsi possible de voir instantanément si la trajectoire recoupe des schistes improductifs ou bien les sables du réservoir et, dans ce cas, si elle se trouve dans l’huile ou bien dans l’eau sous-jacente. En retour, les équipes de forage reçoivent directement sur le site des indications sur les corrections à apporter à la trajectoire. Résultat : des drains horizontaux de grande longueur (1 400 à 1 800 mètres), traversant des sables productifs sur 90 % de leur étendue, un exploit, malgré une géologie de réservoir plus complexe que prévu.

La méthode mise en œuvre à Sincor n’est pourtant qu’une première étape. Grâce aux nouvelles techniques d’imagerie 3D, il est maintenant possible de visualiser par la modélisation ce que la nature dissimule et de concevoir le profil du puits de façon interactive, dans un espace à trois dimensions qui reconstitue avec précision le sous-sol. Longtemps utopique, cette méthode d’optimisation des trajectoires des puits est devenue une réalité. Le projet de R & D Cirrus, lancé par TotalFinaElf dans ce but, a abouti à la mise au point d’un logiciel baptisé RMS-Wellplan dont la première version commerciale est sortie en 2001. D’ores et déjà, les trajectoires de puits de Sendji au Congo, Al Khalij au Qatar ou Virgo aux Etats-Unis ont été conçues grâce à ce logiciel innovant. Il est intensivement utilisé pour dessiner les puits du projet de développement de Rosa-Lírio sur le bloc 17 en Angola, et le sera ultérieurement pour ceux de Dalia. La prochaine version, en préparation, intégrera des fonctionnalités nouvelles destinées à améliorer