Brevet FR2609104A1 — publié le 19880701

La présente demande concerne un orocédé pour traiter sélectivement une formation souterraine sans affecter ou être affecté oar les deux formations souterraines adjacentes supérieure et inférieure, appelées ici zones adjacentes supérieure et inférieure. Dans l'exploitation des gisements pétroliers, de gaz, géothermiques et analogues, il est souvent nécessaire d'avoir recours à des traitements, appelés traitements de stimulation matricielle;consistant à injecter dans une formation particulière un fluide de traitement. Celui-ci peut être par exemple un fluide acide ayant pour but de rendre à la formation sa constitution originale, altérée pendant le forage, par dissolution notamment de certains débris, ou un fluide de colmatage destiné à colmater ou à diminuer la perméabilité d'une formation susceptible de devenir un lieu de passage préférentiel des fluides. Les techniques actuelles pour traiter sélectivement une formation géologique consistent à injecter le fluide de traitement dans celle-ci à l'aide d'un tubage ou d'un tubage bobine au niveau de cette formation en isolant de façon étanché la zone à traiter grâce à différents types de bouchons mécaniques, dénommés packers, notamment ceux qui comportent deux éléments supe- rieur et inférieur ("straddle packers"). Cette délimitation verticale du liquide de traitement se prolonge dans la formation jusqu'à une certaine distance du puits, d'autant plus grande que la perméabilité dans la direction horizontale est importante par rapport à la perméabilité dans la direction verticale. Ces techniques présentent des inconvénients et notamment celui d'une sélectivité du placement du fluide de traitement qui devient médiocre dès que l'on s'éloigne du puits ; de plus on sait que lutter contre l'envahissement par l'eau ("water coning") d'une zone productrice est très difficile. + Dictionnaire Technique du Pétrole (MOUREAU) La présente invention a pour but de pallier ces inconvénients. A cet effet la présente invention concerne un nouveau procédé pour traiter sélectivement une formation souterraine sans affecter, ou être affecté par, les deux zones adjacentes supérieure et inférieure, caractérisé en ce qu'on injecte simultanément le fluide de traitement dans la formation à traiter et deux fluides de protection, identiques ou différents, dans les deux zones adjacentes supérieure et inférieure. Par "affecter" on entend ici toutes les interférences possibles entre les fluides, naturels ou injectés, conténus dans les trois formations en cause (dispersion, diversion, invasion d'eau, etc...). On apprécie particulièrement les fluides de protection qui comprennent une proportion majeure d'eau ou d'hydrocarbures lourds, tels que par exemple le gazole, le diesel oil ou le kérosène. Le fluide de traitement sera avantageusement non miscible aux fluides de protection, lesquels sont de préférence identiques. Il est alors avantageux d'utiliser1 pour mettre en oeuvre ce procédé, un dispositif comportant une conduite dite conduite de dérivation ("bypass"), qui relie dans le tubage les zones adjacentes supérieure et inférieure et permet l'injection du fluide de protection dans celles-ci. Il est intéressant dans ce cas d'injecter i) le fluide de traitement par un tubage bobiné("coiled tubing") comportant une sortie au niveau de la formation à traiter et placé dans le tubage ainsi ii) que le(s) fluide(s) de protection dans le tubage lui-même. Selon un mode de réalisation préféré de l'invention la conduite de dérivation consiste en au moins un tube fixé le long du tubage bobiné sur au moins la hauteur de la zone à traiter et au regard de celle-ci. Selon un autre mode de réalisation préféré de l'invention un packer à deux éléments supérieur et infé rieur isole dans le tubage de façon étanche la formation à traiter des zones adjacentes; la conduite de dérivation est constituée par un tuyau incorporé au packer qui relie ces deux éléments. D'autres modes de réalisation mécanique sont possibles. On comprendra aisément que, quelle que soit la solution retenue, l'ouverture supérieure de la conduite de dérivation doit se trouver légèrement au-dessus de la limite supérieure de la zone à traiter et que son ouverture inférieure doit se trouver légèrement en-dessous de la limite inférieure de la zone à traiter. A titre de variantes on peut citer : une conduite de dérivation concentrique par rapport au "coiled tubing" (le fluide de protection circulant dans l'espace annulaire ainsi formé) ou encore un ou plusieurs éléments de section circulaire ou en "haricot" disposés sur le pourtour du "coiled tubing" et des dispositifs analogues rigides, souples ou demi-souples. Ces variantes, non limitatives,sont représentées sur la figure 3 qui se compose des figures 3a, 3b et 3c et qui consiste en une coupe horizontale du puits, vue de dessus au niveau selon AA de la figure 1. Comme sur les autres figures, l'annulaire cimenté, les perforations, etc... n'ont pas été representés (connaissances évidentes pour l'homme du métier). L'invention sera mieux comprise à la lecture de la description suivante de deux variantes de réalisation du procédé de l'invention, à lire en se référant aux figures 1 et 2, qui représentent de façon schématique les réalisations mécaniques de ces mises en oeuvre ainsi que l'écoulement des fluides. Ces figures comportent, pour des raisons de clarté, une importante distorsion des dimensions, l'échelle (rapport entre les distances réelles et celles représentées) étant beaucoup plus grande dans la direction verticale que dans la direction horizontale. Dans la première variante, représentée sur la figure 1, on pompe depuis la surface le fluide de traitement (FT) dans la formation F par le tube bobiné 1, porteur d'une conduite de dérivation ou "by pass" 3 qui relie les zones adjacentes supérieure ZS et inférieure ZI, le tout étant placé dans le tubage 2 qui a été perforé de manière connue en des endroits adéquats pour permettre l'injection des fluides dans les trois zones considérées. On pompe également depuis la surface le fluide de protection (FP) dans les zones adjacentes supérieure ZS et inférieure ZI, par le tubage 2 et le tube 3. Il est clair que le tube 3 évite que le fluide de protection envahisse la zone à traiter en permettant l'injection simultanée dans les zones adjacentes. Les débits de pompage des fluides, rigoureusement contrôlés, snnt fixés à des valeur qui ont été calculées à l'aide de logiciels connus qui prennent en compte l'ensemble des paramètres des zones d'injection et les propriétés des fluides (viscosité, densité, etc...). Au voisinage de l'interface 4 entre le fluide de traitement et celui de protection, ces fluides, en particulier s'ils ne sont pas totalement non miscibles, ne sont pas parfaitement séparés. Cependant comme cette interface s'étend horizontalement sur une distance très inférieure à l'épaisseur de la formation à traiter cela ne nuit pas à la mise en oeuvre du procédé. Dans la deuxième variante, représentée sur la figure 2, on pompe comme précédemment depuis la surface le fluide de traitement (FT) par le tube bobiné 1 placé dans le tubage 2 et le fluide de protection (FP) par le tubage lui-même. Un packer à deux éléments supérieur et inférieur ("straddle packer") et comportant un tube 3 reliant ces derniers, isole de façon étanche dans le tubage la formation à traiter des zones adjacentes. Cette variante supprime tout risque de mélange des fluides de traitement et de protection. La pre mière variante présente cependant l'avantage d'une plus grande simplicité. Les fluides de traitement et de protection adéquats seront choisis en fonction du traitement souhaité et dela nature des différentes zones. Les indications données ci-après à titre d'exemples guideront l'homme du métier dans ce choix. Pour un colmatage temporaire ou permanent d'une formation on peut choisir l'eau comme fluide de protection, celle-ci étant éventuellement chargée de sels tels que le chlorure de sodium ou le chlorure d'ammonium, et comme fluide de traitement une solution aqueuse d'un agent de colmatage ("plugging agent") connu qui peut être par exemple une solution de xanthane,de polyacrylamide plus ou moins hydrolysé, ou analogue, ou une solution à gélification ou précipitation retardée. Pour une acidification de matrice on peut choisir comme fluides de protection du diesel oil ou du kérosène et comme fluide de traitement une solution aqueuse acide connue contenant par exemple 12 % d'acide chlorhydrique et 3 % d'acide fluorhydrique (ou 13,5 %/1,5 % ; ou 6 % / 1,5 X).. A titre de variante les fluides protecteurs peuvent être également dans ce cas une eau alourdie (sans mure inerte) ou un acide dilué. Pour un traitement de blocage d'un cone d'eau charter coning") les fluides de protection peuvent consister en diesel oil ou kérosène et le fluide de traitement en un fluide de colmatage du type ci-dessus REVENDICATIONS 1. Procédé pour traiter sélectivement une formation souterraine F sans affecter ou être affecté par les deux zones adjacentes supérieure ZS et inférieure ZI, caractérisé en ce qu'on injecte simultanément le fluide de traitement dans la formation à traiter et deux fluides de protection, indentiques ou différents, dans les zones adjacentes supérieure et inférieure. 2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que les fluides de protection consistent en eau, en eau alourdie par des sels inertes, tels que NH4Cl ou en acide dilué. 3. Procédé selon la revendication 1, térisé en ce que les fluides de protection consistent en hydrocarbures tels que gazole, diesel oil ou kérosène. 4. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que le fluide de traitement n'est pas miscible au(x) fluide(s) de protection. 5. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que les deux fluides de protection sont identiques. 6. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 5 caractérisé en ce que le fluide de traitement consiste en un agent de colmatage, tel que par exemple un xanthane un polyacrylamide plus ou moins hydrolysé ou une solution à gélification ou précipitation retardée, ou en un fluide d'acidification contenant HCl et/ou HF. 7. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 6, caractérisé en ce qu'il est mis en oeuvre à l'aide d'un dispositif descendu dans le tubage et comportant un tube d'injection du fluide de traitement doublé sur au moins la hauteur de la zone à traiter et au regard de celleci par au moins une conduite de dérivation ("by pass") qui relie dans le tubage les zones adjacentes supérieure ZS et inférieure ZI et permet l'écoulement du fluide de protection de la zone supérieure vers la zone inférieure sans affecter la formation à traiter située entre ces deux zones. 8. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 7 caractérisé en ce qu'on injecte i) le fluide de traitement (FT) par un tubage bobiné (1) comportant une sortie au niveau de la formation à traiter (F) et descendu dans le tubage (2) ainsi que ii) le(s) fluide(s) de protection (FP) par le tubage lui-meme.- 9. Procédé selon l'une quelconque des revendications 7 et 8, caractérisé en ce que la conduite de dérivation consiste en au moins un tube (3) fixé au tubage bobiné (1) et de section circulaire, ou en haricot, ou encore consiste en un tube concentrique au tubage bobiné. 10. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 6, caractérisé en ce qu'il est mis en oeuvre à l'aide d'un dispositif comprenant u packer à deux éléments supérieur et inférieur isolant de façon étanche la formation à traiter et reliés par au moins une conduite de dérivation (3), ouverte dans le tubage à ses deux extrémités supérieure et inférieure. 11. Application du procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes au colmatage permanent ou temporaire d'une formation, au blocage du câne d'eau ou à l'acidification de matrice. 12. Dispositifs de placement sélectif des fluides de traitement et de protection appropriés à l'utilisation dans un procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 10.