MRsat : évaluation de la teneur en huile dans les schistes par résonance magnétique nucléaire (RMN)

Prix du président d’honneur Best Innovators 2016

 

MRsat est une solution alternative pour mesurer la teneur en huile et en eau dans les schistes. Cette innovation, brevetée, permet de mesurer les saturations de la roche avec dix fois plus de précision, cinq fois plus vite, et sans risque toxique ou de destruction des échantillons.

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Benjamin Nicot

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Luis Madariaga

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Une méthode précise, rapide et non destructrice basée sur la résonance magnétique pour mesurer la saturation de l’hydrocarbure/eau dans les schistes organiques 

Les schistes posent de nombreux défis à l’industrie pétrolière. L’évaluation pétrophysique complète de ces roches nécessite de connaître leur porosité, leur perméabilité, leur teneur en hydrocarbure et leur friabilité. Or l’obtention de ces paramètres s’avère bien plus complexe que dans les réservoirs conventionnels.

 

Deux méthodes sont communément pratiquées pour mesurer sur des prélèvements la saturation des roches de schiste en hydrocarbures et en eau : l’extraction par solvant (Dean-Stark) ou l’extraction thermique (Retort). Ces méthodes ont d’abord l’inconvénient de manquer de précision. Elles peuvent aussi aboutir à la destruction de l’échantillon de roche. Enfin, l’usage de solvants peut exposer le personnel à des émanations toxiques.

 

Nous nous sommes donc mis à la recherche de techniques alternatives plus efficaces.

Des signatures huile/eau spécifiques en RMN

En travaillant sur des échantillons de roche de la formation géologique de la Vaca Muerta, en Argentine, nous avons remarqué que l’acquisition d’une carte RMN 2 MHz T1-T2 à haute résolution donnait deux signaux distincts.

 

Dans les roches conventionnelles, la mesure par résonance magnétique peut être utilisée en se servant d’un contraste de diffusion entre l’eau et l’huile. Dans les schistes, les pores des roches sont si petits qu’il est impossible de mesurer un coefficient de diffusion. Ici, nous étions face à deux signaux distincts et nous cherchions justement à identifier deux fluides, l’eau et l’huile. Nous avons décidé d’étudier cette coïncidence en lançant un “projet d’innovation technologique” en collaboration avec l’équipe chargée du non conventionnel chez Total.

 

Dans ce cadre, les nombreuses expériences d’imbibition d’eau, d’huile et d’eau lourde (invisible à la RMN) nous ont permis de démontrer que les différents signaux observés en RMN correspondaient bien à de l’eau et à de l’huile. Il existait donc un contraste entre les signatures en résonance magnétique de ces fluides dans les schistes. Cette preuve apportée, nous avons breveté le concept de la mesure de saturation en huile dans les schistes par carte RMN T1-T2.

Augmenter le contraste des fluides par haute fréquence

Un partenariat université-entreprise, conclu avec le soutien de la direction scientifique du Groupe, nous a ensuite permis d’avoir accès à une mesure RMN multifréquence et de proposer une théorie complète de la relaxation RMN dans les nanopores. Selon nos prédictions, le contraste RMN entre l’eau et l’huile s’amplifierait avec la fréquence RMN. Générer une fréquence plus élevée aurait dès lors deux avantages significatifs :

  • cela engendrerait une nette amélioration du rapport signal/bruit, avec, à la clé, des expériences plus rapides ;
  • cela produirait une meilleure séparation des signaux de l’eau et de l’huile.

 

Afin de valider cette hypothèse, nous nous sommes équipés d’un spectromètre RMN à 23 MHz. Nous avons comparé les résultats avec ceux obtenus par une autre technique de laboratoire très précise pour faire la quantification de l’eau, la thermogravimétrie couplée à la spectrométrie de masse. L’excellente concordance des résultats entre les deux méthodes a abouti à la validation du protocole MRsat.

 

Notre découverte a fait l’objet de l’un des meilleurs articles du SCA 2015 et la couverture du journal Petrophysics de février 2016.

Avec MRsat, des mesures de saturation plus précises, plus rapides et plus sûres

Comparées aux méthodes traditionnelles, les mesures de saturation par résonance magnétique nucléaire avec MRsat sont dix fois plus précises que les standards de l’industrie, avec un coût et un temps de manipulation en laboratoire divisés par cinq. L’analyse est aussi non destructive ; l’échantillon de roche peut donc être réutilisé pour d’autres mesures. Par ailleurs, il n’y a désormais plus aucune utilisation de solvants toxiques, donc aucun risque en termes de sécurité et d’environnement. Cette invention est aujourd’hui brevetée et détenue en exclusivité par Total.

 

Au-delà des bénéfices techniques, les gains potentiels en coûts d’investissement et en coûts opérationnels sont significatifs, car une meilleure connaissance de la roche permet de mieux maîtriser les moyens d’exploitation. Cette méthode d’évaluation innovante représente donc un impact stratégique sur le développement des champs de roches de schiste. Elle démontre à nos partenaires potentiels l’expertise et le savoir-faire de Total dans le domaine du non conventionnel.

  • À la différence des roches conventionnelles, les schistes ont une faible porosité et un double réseau de pores, minéral et organique, qui rend les mesures plus difficiles.
  • Comparaison des mesures de saturation réalisées avec Dean-Stark et Retort sur des schistes, qui montrent le décalage des résultats des techniques classiques. Figure réalisée à partir des données de Simpson SCA 2015.
  • Extrait de la couverture du Petrophysics Journal de février 2016 montrant nos figures. À gauche : signaux RMN T1-T2 obtenus sur un échantillon “as received” ; au milieu : signaux RMN obtenus sur un échantillon imbibé à l’eau ; à droite : signaux RMN obtenus sur un échantillon imbibé à l’huile.
  • Validation croisée de la méthode MRsat et des mesures de thermogravimétrie/spectrométrie de masse. Le très bon accord obtenu entre les deux mesures permet de valider l’approche.
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