Article 5

Au sens du présent décret, il est entendu par :

Activation des puits : Techniques utilisées pour permettre ou améliorer l'acheminement des hydrocarbures du fond vers la tête de puits.

Agent de soutènement : Matériaux solides, notamment du sable ou du sable traité, ou des matériaux synthétiques conçus pour maintenir une fracture induite ouverte et assurer un meilleur écoulement, pendant ou après une opération de fracturation.

Aquifère : Nappe d'eau souterraine contenue dans une roche poreuse et perméable permettant l'écoulement de cette eau.

Balayage : Drainage des hydrocarbures contenus dans un réservoir par l'injection d'un fluide.

Complétion de puits : Ensemble d'équipements et d'opérations permettant la mise en service optimale du puits, que ce soit en production, en injection ou en observation.

Coning : « Cône » de gaz ou d'eau formé aux alentours du puits, au sein d'un réservoir d'hydrocarbures, suite à des arrivées non contrôlées de gaz et/ou d'eau, en provenance d'un Gas Cap et/ou d'un aquifère, à travers les perforations dudit réservoir.

Cross-Flow : Phénomène de passage des hydrocarbures d'un réservoir à un autre.

Débit critique : Débit maximal d'un puits qui provoque, notamment la production de sable et/ou le coning par eau et/ou par gaz et/ou l'endommagement de la complétion.

Evaluation de puits : Essais sur des réservoirs et interprétation des enregistrements de diagraphies dans des formations géologiques pour un puits donné.

Essais et mesures : Toutes les mesures effectuées sur un puits, sur la collecte et au centre de production, notamment des tests, des essais initiaux, des essais périodiques en écoulement, des fermetures annuelles, des essais potentiels, des fall-off, des essais d'interférence, des débitmètres et thermomètres, des logs de corrosion, les pressions, les températures et les débits liquides et gazeux.

Essai pilote : Test d'un mode de récupération à l'échelle d'un puits et/ou d'un ensemble de puits sur une partie d'un réservoir pendant une période définie, dans le but de statuer sur son efficacité et sa généralisation.

Fluide de complétion : Un liquide non corrosif, généralement de la saumure, utilisé durant l'opération de complétion d'un puits pétrolier ou gazier.

Fluides de forage : Fluides utilisés pour la réalisation des opérations de forage et assurant notamment la stabilité des parois du puits.

Gas Cap : Chapeau de gaz surmontant, au sein d'un même réservoir, une accumulation d'huile.

Modèle compositionnel : Modèle de simulation numérique devant servir à l'évaluation des différents modes de récupération et qui représente d'une part la géométrie et caractéristiques géologiques du ou des gisement(s) et d'autre part le comportement thermodynamique de chaque composant des hydrocarbures contenus.

Indice de productivité : Mesure du potentiel de production d'un puits.

Indice d'injectivité : mesure du potentiel d'injection d'un puits.

Percée : Venue d'eau ou de gaz dans le puits depuis l'aquifère ou le Gas Cap, ou à partir d’un ou de plusieurs puits injecteur(s).

Récupération primaire : Extraction d'hydrocarbures depuis le réservoir en tirant profit de l'énergie naturelle disponible dans les réservoirs pour déplacer les hydrocarbures du réservoir vers le fond du puits producteur.

Récupération secondaire : Extraction d'hydrocarbures depuis le réservoir par des méthodes de balayage et/ou de maintien de pression, à savoir : injection d'eau, injection de gaz non miscible, injection combinée d'eau et de gaz non miscible et injection alternée d'eau et de gaz non miscible. 7 juin 2021 Récupération tertiaire : Extraction d'hydrocarbures depuis le réservoir, par l'utilisation notamment de l'une des méthodes de récupération améliorées suivantes : thermique, chimique, miscible ou injection alternée d'eau et de gaz miscible.

Réserves : Volume d'hydrocarbures récupérable à partir d'un réservoir.

Réserves ultimes : Volume total d'hydrocarbures récupérable à partir d'un réservoir à la fin de sa durée de vie.

Réservoir : Le réservoir est défini comme étant :

• la partie d'une formation géologique poreuse et perméable, contenant une accumulation d'hydrocarbures, caractérisée par un système de pression unique où la production d'hydrocarbures d'une partie de réservoir affecte la pression du réservoir tout entier ; ou

• la formation géologique, à très faible perméabilité, argileuse, argilo-gréseuses ou carbonatée contenant des hydrocarbures ; ou

• les veines souterraines profondes ou en surface de charbon, non exploitées ou incomplètement exploitées, contenant du gaz de houille ou du méthane de houille, appelé aussi « Coal Bed Methane » (C.B.M.).

Stimulation : Opération réalisée sur un puits utilisant des agents physico-chimiques ou par fracturation pour améliorer la productivité ou l'injectivité du puits. La re-perforation est aussi considérée comme une opération de stimulation.

Taux de soutirage : Le taux de soutirage calculé selon la formule définie à l'article 35 ci-dessous.

Taux de soutirage optimal (M.E.R.) « Maximum Efficient Rate » : Taux de soutirage maximal d'un réservoir d'hydrocarbures, permettant une déplétion normale et consistante du réservoir sans impact négatif sur la récupération des réserves ultimes et assurant une rentabilité économique.