Étude sur les mécanismes et les schémas d’interférence entre segments de puits horizontaux dans un dispositif combiné de puits horizontaux et verticaux en champs pétrolifères offshore

Pourquoi c’est important pour le pétrole offshore

Les champs pétrolifères offshore exploités depuis des décennies font face à un problème tenace : la majeure partie du pétrole facilement récupérable a été extraite, mais de grandes quantités restent piégées dans des poches difficiles d’accès. Dans la mer de Bohai en Chine, les ingénieurs utilisent des réseaux de puits verticaux et de longs puits horizontaux pour injecter de l’eau dans le réservoir et extraire davantage de pétrole. Pourtant, à mesure que les champs vieillissent et que l’eau constitue presque la totalité du fluide produit, deviner où se trouvent les huiles restantes devient risqué et coûteux. Cette étude montre, à l’aide de modèles physiques soigneusement mis à l’échelle et de simulations numériques, comment différentes parties d’un puits horizontal interagissent entre elles, comment cela façonne la localisation du pétrole récupérable restant, et comment concevoir des dispositifs de puits pour y accéder.

Comment l’injection d’eau façonne les dernières gouttes

Les chercheurs se sont concentrés sur un réservoir de pétrole lourd réel du champ de Bohai, déjà en phase de « taux d’eau ultra‑élevé », c’est‑à‑dire que plus de 90 % du fluide produit est de l’eau. Dans de tels champs, l’eau injectée par certains puits pousse le pétrole vers les puits producteurs dans un labyrinthe souterrain complexe. Parce que la roche varie dans sa perméabilité, l’eau privilégie les zones à haute perméabilité et peut foncer en avant, laissant le pétrole piégé dans des zones plus serrées. Quand des puits horizontaux sont combinés à des puits verticaux ou directionnels, différentes sections du long forage horizontal interceptent des couches aux propriétés d’écoulement différentes, et ces sections peuvent se voler la pression et le flux entre elles. L’étude visait à comprendre ces interférences entre sections et comment elles contrôlent la distribution du pétrole restant.

Construction d’un réservoir offshore miniature

Pour saisir ce comportement, l’équipe a construit un modèle physique tridimensionnel basé sur la géométrie et les propriétés rocheuses d’un bloc de Bohai appelé QHD32‑6. Ils ont assemblé une plaque de 60 cm par 60 cm par 10 cm remplie de carottes représentant des couches à basse, moyenne et haute perméabilité et y ont intégré des puits horizontaux et verticaux. Après avoir saturé soigneusement le modèle d’abord avec de l’eau puis avec un pétrole lourd imitant le brut réel, ils ont réalisé des expériences d’injection d’eau à température et débits contrôlés. Des capteurs de résistivité électrique répartis dans le modèle leur ont permis de suivre l’évolution du mélange huile/eau en de nombreux points, révélant la rapidité avec laquelle chaque segment abandonnait son huile au fur et à mesure de l’injection d’eau.

Ce que le laboratoire et l’ordinateur ont confirmé

Dans les expériences, les segments à haute perméabilité ont produit rapidement du pétrole et atteint des facteurs de récupération proches de 50 %, tandis que les segments à faible perméabilité restaient loin derrière, dépassant rarement environ 30 % même après de grands volumes d’eau. Lorsque la sortie de la section la plus perméable a été délibérément fermée, une plus grande partie de l’eau injectée a été forcée dans la zone de perméabilité moyenne, qui a alors montré une forte augmentation de pétrole récupéré. Malgré cela, les zones les plus compactes restaient obstinément peu balayées. Les simulations numériques, qui ont mis à l’échelle ce modèle physique au niveau champ, ont reproduit les mêmes schémas : gains rapides initiaux suivis d’un ralentissement de la récupération, forte dépendance au contraste de perméabilité, et accumulation caractéristique d’huile résiduelle dans la partie centrale du réservoir, entre les puits d’injection et de production. Cet accord a donné confiance pour utiliser les simulations afin d’explorer beaucoup plus de scénarios que ceux testables en laboratoire.

Où le pétrole restant se cache et pourquoi

En faisant varier la perméabilité des roches, l’épaisseur des couches, la teneur en eau et les différences de pression entre puits d’injection et de production dans les simulations, les auteurs ont identifié des seuils clairs au‑delà desquels le système se comporte mal. Si le contraste de perméabilité entre les zones les plus faciles et les plus difficiles à traverser dépassait environ trois pour un, l’eau favorisait massivement la couche la plus perméable, court‑circuitant vers les producteurs et privant les zones plus serrées d’écoulement. De même, si le contraste de pression entre segments dépassait à peu près un facteur deux, ou si la différence de saturation en eau entre segments devenait trop grande, l’interférence s’intensifiait et la récupération globale chutait. À travers plusieurs schémas d’écoulement, une image cohérente est apparue : la région centrale de la section horizontale, dépourvue de son propre injecteur, avait tendance à accumuler de l’huile résiduelle parce qu’elle dépendait entièrement de l’eau poussée depuis les extrémités.

Un nouveau critère pour la conception des puits

Pour transformer ces enseignements en conseils pratiques, l’équipe a combiné leurs résultats physiques et numériques dans une formule empirique qui calcule un « coefficient d’interférence » pour différents segments d’un puits horizontal. Cet indice relie la force de compétition entre segments à des paramètres mesurables sur le terrain tels que le contraste de perméabilité, le contraste de taux d’eau, la différence de pression et l’épaisseur des couches. En pratique, il fournit un moyen rapide pour les ingénieurs d’évaluer si un schéma de puits proposé poussera l’eau de manière homogène à travers toutes les zones ciblées ou laissera de larges poches de pétrole intactes. Le modèle met aussi en évidence quels réglages — réduire les contrastes de perméabilité par des traitements ciblés, modérer les différences de pression, ou ajuster quels segments restent ouverts — sont les plus efficaces pour améliorer le balayage.

Ce que cela signifie pour les champs offshore vieillissants

Pour les non‑spécialistes, le message principal est que dans les champs pétrolifères offshore matures, le défi est moins de forer de nouveaux puits que de guider délicatement l’eau à travers un paysage souterrain très inégal. Cette étude montre que la façon dont différentes sections d’un long puits horizontal interagissent peut soit faciliter soit entraver ce guidage. En identifiant des plages sûres pour les contrastes de qualité rocheuse, de teneur en eau et de pression, et en fournissant une formule pratique pour diagnostiquer l’interférence, le travail offre aux opérateurs une feuille de route pour exploiter des huiles auparavant contournées avec moins de nouveaux puits. À long terme, une conception d’injection d’eau plus intelligente peut prolonger la durée d’exploitation utile des champs offshore existants tout en réduisant la gestion inutile de l’eau et l’impact environnemental.

Citation: Kuiqian, M., Zhang, Z., Lilei, W. et al. Study on inter-segment interference mechanisms and patterns between horizontal well sections in a combined well pattern of horizontal and vertical wells in offshore oilfields. Sci Rep 16, 11583 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-41737-3

Mots-clés: champ pétrolier offshore, puits horizontaux, injection d’eau, hétérogénéité du réservoir, pétrole résiduel