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Leader dans  la sismique 4D, Total met à profit ce mode de monitoring des réservoirs depuis de nombreuses années pour optimiser les développements de ses champs. Forts de nombreux succès capitalisés sur cette technique, en particulier dans le golfe de Guinée, l’EP repousse aujourd’hui les limites de son domaine d’application. Bilan et perspectives de la technologie, avec Frédéric Cailly, géophysicien et chef du service de monitoring sismique 4D chez Total.

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Frédéric Cailly

Gisement

Quelle place la sismique 4D occupe-t-elle dans le management des réservoirs chez Total ?

Une place de choix ! Plus de 45 campagnes d’acquisition sismiques 4D dans notre domaine opéré, acquises depuis les années 90 en témoignent. Environ 25 de nos champs opérés ont bénéficié et bénéficient de ce monitoring géophysique, que nous appliquons en routine sur nos champs deep offshore. Nous avons été et sommes aussi impliqués dans sa mise en œuvre et son interprétation sur plusieurs champs dont nous sommes partenaires, dans des contextes géographiques et géologiques très divers.

Quel est le principe de la sismique 4D ?

C’est un monitoring qui se fonde sur la comparaison d’images sismiques réalisées à plusieurs moments de la vie du champ. L’analyse des différences entre deux échographies du sous-sol espacées dans le temps donne nous permet d’appréhender les changements induits par la production dans le sous-sol, dans le réservoir lui-même et dans les niveaux supérieurs, qu’on appelle l’overburden : les déplacements de fluides, les changements de pressions, de propriétés géomécaniques, etc. Cela s’explique par le fait que, durant le laps de temps écoulé entre les deux acquisitions, les changements liés à la production  au sein des réservoirs (distribution des fluides et du champ de pression, entre autres) ont modifié les contrastes de vitesse des ondes et de densité à l’interface des couches géologiques, et ce faisant, la réflectivité du sous-sol qui est imagée par la sismique.

Quels sont les principaux bénéfices de cette technologie ?

En mettant en lumière des zones « oubliées » ou mal drainées par le système de production, la sismique répétée permet d’apprécier l’efficacité des puits existants comme celle de la stimulation de la production (injection d’eau, de gaz, etc.). C’est ensuite une base très précieuse pour optimiser le placement et les trajectoires de puits intercalaires ou complémentaires. Nous l’avons largement mise à profit pour optimiser les phases successives de nos développements deep offshore en Angola.

Elle peut aussi mettre en évidence d’éventuels besoins de reconditionnement (« workover ») sur un puits, par exemple pour « couper » une arrivée d’eau (« water shut-off ») imagée par la 4D sur un niveau réservoir d’un producteur ou pour remédier à la perte d’injectivité d’un puits injecteur. Un autre avantage est qu’elle permet d’éviter des travaux envisagés, qu’elle révèle inutiles.

Mais l’intérêt de la sismique 4D ne se limite pas au seul réservoir. Nous l’utilisons aussi à des fins HSE, notamment sur Elgin Franklin opéré en mer du Nord britannique, pour suivre les effets géomécaniques induits dans l’overburden par la compaction des réservoirs dans le sous-sol. Avec, pour enjeu essentiel, d’améliorer la qualité du modèle géomécanique du champ et de réduire les incertitudes sur les risques associés aux évolutions de contraintes dans le sous-sol.

Quelles sont les régions du monde où vous en tirez pleinement parti ?

C’est en Angola, sur les champs deep offshore du bloc 17 opéré par Total, que nous avons démontré toute la puissance de la sismique 4D. La superbe qualité des sismiques répétitives acquises à compter de 2002 sur Girassol, puis Dalia, Pazflor et CLOV, a éclairé avec une netteté remarquable les évolutions des fluides dans les chenaux turbiditiques.

Nous l’avons étendue à l’ensemble de nos développements du golfe de Guinée, au Nigeria comme au Congo. Nous l’avons également mise à profit sur nos champs de mer du Nord britannique, norvégienne et danoise,  et aussi dans le golfe persique (Al Khalij, Qatar), l’Extrême Orient (plateforme carbonatée de Yadana, Myanmar) ou les Amériques (Matterhorn USA, Carina en Argentine).

Ses territoires et domaines d’application peuvent-ils être élargis ?

Oui, nous en avons la conviction que l’on peut dépasser les limites auxquelles se heurte encore la 4D en termes de zone d’application. Nous avons l’ambition d’en faire une solution efficace pour le monitoring des champs pétrolifères carbonatés du Moyen-Orient. Certains de ces champs géants, arrivés à maturité, sont confrontés à de nouveaux problèmes, tels que le contrôle de venues d’eau, l’identification des meilleures zones pour la localisation de puits intercalaires, etc. Mais leur signature sismique est souvent brouillée par l’hétérogénéité intrinsèque des carbonates et par leur environnement géologique générateurs de “multiples“, des réflexions sismiques parasites dans les couches sédimentaires proches de la surface qui se superposent aux réflexions primaires des ondes sur les couches profondes.

Nous avons déjà enregistré des succès en réussissant à surmonter ces difficultés grâce à la mise au point de processus de traitement 4D ad hoc, qui nous ont permis d’obtenir des images 4D interprétables. Certains de ces travaux ont été menés en collaboration avec l’ADNOC sur un pilote 4D acquis sur le gisement en eaux peu profondes Umm Shaïf (Abu Dhabi), et avec Qatar Petroleum sur le champ géant offshore Al Shaheen.

Une autre voie d’avenir, testée récemment sur un champ onshore opéré en Argentine, est d’utiliser la sismique 4D pour le monitoring de développements non conventionnels. L’idée est ici de mettre à profit cette technologie durant les phases pilote de développement, avant et après fracturation hydraulique de puits, pour optimiser et accélérer l’estimation du volume de roche stimulé par les fracturations. Avec, pour enjeu, de servir l’optimisation du design et de l’espacement des puits de développement.

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