Brevet FR2608207A1 — publié le 19880617

Procédé de stimulation par acidification d'une formation d'hydro- carbures souterraine. La présente invention a pour objet un procédé de stimu- lation par acidification d'une formation d'hydrocarbures souterraine. Il est de pratique courante, lorsque la production d'un réservoir d'hydrocarbures est ou devient insuffisante, de stimuler celui-ci afin d'augmenter sa permeabilité. Ladite perméabilité est, au cours du temps, fortement diminuée par divers facteurs bien connus tels que l'obturation pro- gressive des pores, canaux et/ou fissures au sein de la formation souterraine. Ainsi, dans le cas de formations de grès, le dommage est généralement dû au colmatage des divers interstices -pores, canaux, fissures,... - par des silicates, alumino-silicates ou plus généralement par des argiles de petites tailles. Cette obtura- tion des interstices est d'autant plus dommageable qu'elle inter- vient dans une zone de la formation proche du puits de forage. Pour remédier à ce dommage et influencer favorablement la productivité de la formation, on a proposé selon l'art antérieur différents types de traitement. On peut avoir recours à des méthodes de fracturation mécanique de la roche. Pour provoquer de telles fractures au sein de la formation, on procède à l'injection de fluides, à une pression supérieure à la résistance de ladite roche. Un autre procédé connu, pour tenter de rendre à une formation souterraine endommagée sa perméabilité initiale, consiste en une acidification matricielle de cette formation. On injecte sous pression -à une pression supérieure à la pression des hydro- carbures, mais toutefois inférieure à la résistance de la roche- un acide ou un mélange d'acides, susceptible de libérer les intersti- ces obturés, par dissolution des composés logés en leur sein, voire d'agrandir lesdits interstices. Un mélange d'acides, communément employé et dénommé "acide à boues" ("Mud acid") est un mélange de 12 % d'acide chlorhy- drique (HCl) et de 3 % d'acide fluorhydrique (HF>. On peut également utiliser des mélanges 13,5 % de HC1, 1,5 % de HF ou 6 % de HC1, 1,5 % de HF, bien connus eux aussi. Ainsi, lesdits interstices se trouvent dégagés, voire agrandis. L'écoulement des fluides en est donc grandement facilité. Lorsqu'en fin de traitement, on diminue la pression, le fluide de traitement acide est chassé de la formation par la pression desdits fluides (phase de récupération ou dégorgement du fluide acide de traitement) qui envahissent à nouveau le puits vers la surface. Toutefois, on sait que la réalité est loin d'être aussi parfaite. Cette méthode, bien que très efficace, doit être employée avec précaution, en particulier dans les formations de grès. En effet, l'action de l'acide n'est notamment pas sélective, à l'égard des composés obstruant lesdits interstices et génère des quan- tités importantes de précipités, débris, sous-produits de réactions en- tre leou lesdits acides et la roche de la formation. Ainsi, au cours de la mise en oeuvre d'un tel traitement acide dans des formations de grès, ne peut-on éviter que les argiles et feldspaths occasionnent des précipi- tés importants. Dans de telles conditions, le problème peut même être ag- gravé, une presque totale obturation de la formation pouvant résulter d'un traitement acide. En effet, lorsque l'acide est chassé de la formation, des particules initialement logées dans les interstices et/ou les nouvelles particules générées par l'action de l'acide peuvent à nouveau colmater lesdits interstices. Ce colmatage est d'autant plus dommageable qu'il aura lieu près du puits. Ces particules, sous-produits de la réaction entre l'acide et les roches de la formation, ont été abondamment décrites dans la littérature, notamment par: - Labrid J.C. - 1975 "Thermodynamic and kinetic aspect of argillaceous sandstone acidizing". Society of petroleum enginners journal, April 1975, 117-128. - Shaugnessy C.M. - Kunze K.R. - 1981 "Understanding sandstone acidizing leads to improved field practises. Journal of petroleum technology, July 1981, 1196-1202. - Crowe C.W. - 1984 "Precipitation of hydrated silica from spent hydrofluoric acid - How much of a problem is it ?" SPE paper 13083. - Walsh M.P. - Lake L.W. - Schechter R.S. - 1982 "A description of chemical precipitation mechanisms and their role in formation damage during stimulation by hydrofluoric acid". Journal of petroleum technology, Sept 1982, 2097-2112. On a toujours pensé qu'elles apparaissaient au cours de la progression et de la consommation de l'acide dans la formation. Au fur et à mesure de sa progression, à partir du puits d'injection, l'acide se saturerait avec formation de précipités et libérerait des débris. Pour tenter de remédier à ce problème,-on a proposé notamment de nouvelles formulations acides, telles que des mélanges acide chlorhydrique (HCL), acide fluorhydrique (HF) à faible teneur HCI/HF. L'avantage de telles formulations,décrites notamment par Mc Leod H.O. 1980 "Matrix acidizing", Journal of petroleum techno- logy, Dec. 1984, 2055-2069, est effectivement de limiter les pro- blèmes de précipitation mais ledit phénomène de précipitation, d'appa- rition de sous-produits n'a pas pu être évité totalement, de cette manière. Selon une autre variante de l'art antérieur, on a proposé de diminuer l'influence néfaste desdits précipités, en les éloignant de la zone o leur apparition est la plus gênante: la zone près du puits. Cet éloignement est réalisé grâce à l'emploi d'un fluide de post-balayage ("overflush"). Ledit fluide de post-balayage a pour fonction d'éloigner du puits l'acide et les précipités dont il occasionne la formation au cours de sa progression et consommation. Différents fluides de post-balayage sont utilisés et notamment des saumures, généralement de chlorure d'ammonium, des solutions de 5 à 7,5 % d'acide chlorhydrique ou des huiles lourdes ("diesel"). On notera que cette technique est toujours basée sur l'hypothèse de formation des précipités au fur et à mesure de la progression de l'acide dans la formation et de sa consommation. L'emploi d'un fluide de post-balayage ("overflush"), tel que décrit cidessus selon l'art antérieur n'a toutefois pas totalement résolu le problème. Les précipités demeurent dans la formation et sont au moins en partie ramenés vers le puits lors du dégorgement ultérieur de l'acide. Selon l'invention, on a reconsidéré ce problème des précipités, particules, dû au traitement par l'acide des formations souterraines, contenant des hydrocarbures. On propose une nouvelle formulation dudit problème, une nouvelle analyse de celui-ci, ainsi que sa solution. On a, en effet, mis en évidence que le risque maximum de précipitation survient non pas lorsque l'acide progresse dans la formation mais au contraire lorsque l'acide est chassé de la formation vers le puits et traverse la zone plus froide de la formation, zone la plus proche du puits de forage qui se trouve être la zone o les précipités auront précisément le pire effet sur la productivité du réservoir après traitement. Cette nouvelle conception du problème va à l'encontre des hypothèses communément admises qui, comme indiqué ci-dessus, admettaient la formation desdits précipités au fur et à mesure de la progression de l'acide dans la formation. Cette nouvelle conception est basée sur les constatations suivantes: Durant une acidification matricielle classique dans un puits deforage, l'injectiondesfluides-fluide detraitementacide, éventuellementfluide de post-balayage ("overflush"), voire même fluide de pré-balayage ("preflush") - entraine un refroidissement relatif de la zone proche dudit puits de forage. En effet, lesdits fluides sont injectés froids. On génère donc un gradient de tempé- rature entre la zone de la formation proche du puits de forage, qui devient relativement froide, et la formation qui demeure chaude. - Le fluide de traitement, acide, progresse dans la formation de la zone froide vers des zones plus chaudes. Certes, tout en progressant, il se consomme et atteint une situation de satu- ration. Chaque fois que la concentration des éléments qu'il a dissous est supérieure à la limite de saturation, il y aura effectivement précipitation, mais comme ledit acide progresse dans le gradient de température vers la zone la plus chaude, il est probable que seulement quelques précipités sont formeés en même temps, au même endroit. De plus, l'acide chemine de façon radiale et les effets attribués aux précipités sont de moins en moins gênants, grâce à un effet de dilution. - On a montré enfin que vers des températures moyennes de fond de puits de l'ordre de 65 C (149 F), l'acide devient très rapidement saturé en éléments (Si, Al, K,...) susceptibles de produire les precipités dommageables et qu'alors, une petite dimi- nution de la température, d'environ 15 C (27 F) est suffisante pour entraîner une importante précipitation. Or, on a montré également que l'injection de fluides à température ambiante suffisait à provoquer, en fond de puits une chute locale de température, de cet ordre de grandeur. On conçoit donc, à la lumière des constatations ci-dessus, que la situation devient très critique lorsque l'acide est refoulé dans le puits. Ledit acide, saturé, se déplace alors dans le gradient de température vers le pôle froid. Le risque de précipitation augmente donc vers le puits de forage et le flux radial apporte donc une concentration de précipités dans cette zone très critique. Cette explication du phénomène est tout à fait nouvelle, et est opposée à celle qui était généralement admise. On a établi, de façon surprenante, que les précipités gênants se formaient principalement lors de la progression de l'acide de la formation vers le puits, lors de son retrait de la formation et que le facteur température était très important. On propose, selon l'invention, une nouvelle techni- que pour éviter la formation des précipités lors de la récupération de l'acide. On a établi de façon surprenante que la précipitation est le résultat d'un gradient de température, on propose pour éliminer ladite précipitation d'annuler, voire inverser ledit gra- dient de température. Il convient donc, selon l'invention, d'éviter le refroi- dissement de la zone proche du puits de forage ou, lorsque celle-ci a été refroidie par l'injection de fluides à température ambiante (fluide de traitement acide, éventuellement fluide de post-balayage), de réchauffer celle-ci. Le procédé de stimulation par acidification d'une forma- tion d'hydrocarbures souterraine selon l'invention est caractérisé en ce que, avant la phase de récupération de la formulation acide de traitement, la zone de la formation proche du puits de forage est portée ou maintenue à une température au moins égale à celle de la zone de la formation plus éloignée du puits. Le maintien ou la portée de la zone proche du puits de forage à une température au moins égale à celle de la formation annule le gradient de température aux conséquences indésirables. Il est également possible d'inverser ledit gradient de température en chauffant la zone près du puits de forage, à une température supérieure à celle de la formation. Le résultat ne peut qu'en être amélioré: l'acide saturé, coulant vers une zone plus chaude, peut alors se sur-saturer. Le but visé peut être atteint par tous moyens. Ainsi, dans les cas o un fluide de post-balayage n'est pas employé, on peut envisager d'injecter, chaud, au moins la dernière partie de l'acide de traitement. Il conviendra, bien entendu, de prendre alors les précautions nécessaires, vis-à-vis des problèmes de corrosion liés notamment, à l'utilisation de telles formulations acides, à chaud. Lorsqu'un fluide de post-balayage est employé, il suffit, à la fin du traitement, d'injecter celui-ci à la température désirée, au moins égale à celle de la formation. Selon l'invention, on a, de façon décisive, amélioré le procédé connu de traitement acide des formations d'hydrocarbures souterraines. Ceci est notamment mis en évidence dans les exemples ci-après. Le nouveau procédé selon l'invention peut être mis en oeuvre avec les éléments connus, selon l'art antérieur: - comme formulation acide, on peut utiliser les mélanges HCl-HF connus et notamment lemélange contenant12% O d'HCl et 3% de HF. Il est également possible d'utiliser successivement les deux acides HClHF; - comme éventuel fluide de post-balayage, on peut uti- liser une saumure et notamment une solution de chlorure d'ammonium, une solution d'acide chlorhydrique 5 à 7,5 % ou une huile lourde ("diesel oil"). Des tests ont été réalisés sur des carottes d'une forma- tion de grès du Nord Ouest de l'Europe ( "rotliegendes"). La compo- sition minéralogique de cette formation apparaît dans le Tableau 1, cidessous: TABLEAU i: Composition minéralogique des échantillons (analyse par diffraction aux rayons X): Grès des Vosges. % Quartz 85 - 90 Feldspath = microcline 5 - 15 Mica = muscovite - traces Carbonates = dolomite traces Argiles = illite 5 - 10 Hydroxydes de fer 1 2 Le traitement acide de cette formation génère des préci- pités de fluorosilicates de potassium, puisqu'elle contient des minéraux de potasse, tels que des feldspaths ou de la illite. On a effectué des tests d'écoulement en carottes sur des échantillons de 28 cm x 2,5 cm (11.02 inch x 0.98 inch), au travers desquels on a tout d'abord fait s'écouler environ 10 PV (10 fois le volume de pores de l'échantillon) d'acide chlorhydrique % (il s'agit d'un fluide de prébalayage); puis, entre 10 et PV (10 et 15 fois le volume de pores de l'échantillon) environ d'une solution 12 % HCl - 3 % HF, à une vitesse de 2 cc/mn. Les perméabilités initiales et finales des échantillons ont été mesu- rées, au moyen de l'appareil représenté sur la figure 1, en uti- lisant une saumure à 3 % de NH4Cl (solution de référence). Les échan- tillons sont placés en étuve. Sur ladite figure 1, on a schématisé: - en i: les réservoirs, - en 2: un sélecteur de fluides, - en 3: des filtres, - en 4: une pompe volumétrique, - en 5: des séparateurs, - en 6: un atténuateur de pulsation, - en 7: un sélecteur de mode de la cellule, - en 8: une cellule de pression différentielle, - en 9: un régulateur de la pression de confinement, - en 10: un régulateur de température, - en 11: un régulateur de contrepression, - en 12: le débimètre qui mesure le débit-retour du gaz, - en 13: des disques de rupture, - en G1, G2, G3, G4: des manomètres indiquant respectivement la pression du fluide, la pression de l'azote, la contre-pression et la pression de confine- ment. - en V1 à V16: différentes vannes. Dans un premier test, après l'injection de l'acide à boues ("mud acid") qui se traduit par l'augmentation attendue et recherchée de la perméabilité, la température de l'échantillon a été descendue de AT = 15 C (27 F), de 65 C à 50 C (de 149 F à 122 F). Les résultats figurent sur la courbe donnée en figure 2. Comme précisé ci-dessus, on fait tout d'abord s'écouler à travers l'échantillon une saumure à 3 % de NH4Cl. Celle-ci nettoie ledit échantillon et permet d'en mesurer la perméabilité: environ milliDarcy. On utilise ensuite une solution à 15 % d'acide chlorhy- drique comme solution de pré-balayage ("preflush"). En fait, cette solution prépare l'échantillon à son traitement ultérieur par l'acide à boues ("mud acid") en dissolvant les carbonates et chassant les saumures qui se trouvent en son sein. Intervient alors l'acide de traitement (12%HCl - 3 % HF) qui dissout les argiles, les alumino-silicates... La perméabilité de l'échantillon augmente (3éme partie de la courbe) jusqu'à environ 190 milliDarcy. La température de l'échantillon est alors descendue de AT = 15 C (27 F), sa perméabilité mesurée au moyen de la solution de référence: NH4Cl (3 %) chute alors brusquement d'en- viron 190 milliDarcyà environ O milliDarcy. Les clichés obtenus par observation de la carotte, après traitement acide au microscope électronique à balayage et par spectrographie de diffraction RX (EDX) révélent très nettement les précipités in situ des fluoro- silicates de potassium. Dans un second test, on traite de manière identique le même type de carotte. On suit de la même façon l'évolution de la perméabilité qui est représentée sur la Fig. 3. Dans ce second test, la température de la carotte est maintenue constante (65 C = 149 F). La courbe montre que la perméabilité de la carotte croit de 80 à 115 milliDarcy. Dans ce test-ci, les précipités sont obtenus à la sortie de la cellule, dans la tubulure o la température décroit brusquement. Ces précipités sont des cristaux cubiques et ont été identifiés par diffraction aux rayons X comme des fluorosilicates de potassium. L'effluent, lorsque l'acide de traitement sort de la carotte est récupéré et analysé. les résul- tats de l'analyse (chromatographie) sont montrés sur la figure 4: on note une concentration de Si légèrement plus faible que celle de Al et une variation de la concentration en F parallèle à celle de Si. Ceci est tout à fait cohérent avec l'apparition des préci- pités de fluorosilicates de potassium à la sortie de la carotte et démontrent que l'acide s'est saturé en ces éléments en traversant la carotte. Aucune précipitation n'a affecté la perméabilité de la carotte puisqu'il n'y a pas eu en son sein baisse de température. Cependant, il est évident que la précipitation qui a eu lieu dans la tubulure de sortie aurait eu lieu de la même façon dans la carotte si la température y avait décru. Ces deux tests montrent clairement que le maintien de la température est un moyen de prévenir toute précipitation au sein de la carotte. Dans les exemples ci-dessus, des grés contenant du potassium ont été choisis principalement parce que l'observation des précipités cristallisés de potassium est aisée et que la démons- tration de l'incidence de ces précipités sur la perméabilité est évidente. Mais on insistera sur le fait que d'après la littérature, de nombreux autres précipités gênants sont susceptibles d'intervenir pendant l'acidification des réservoirs de grés (silice colloïdale, fluorure d'ammonium, fluoroaluminates de potassium, de sodium). La précipitation de tous ces sous-produits obéit aux mêmes règles et est, de la même façon, très influencée par la tempé- rature. C'est pourquoi il est clair que la technique mise au point par la présente invention sera bénéfique dans tous les cas de traitement acide des réservoirs d'hydrocarbures. REVENDICATIONS 1. Procédé de stimulation par acidification d'une formation d'hydrocarbures souterraine, caractérisé en ce que, avant la phase de récupération de la formulation acide de traitement, la zone de la formation proche du puits de forage est portée ou maintenue à une température au moins égale à celle de la zone de la formation plus éloignée du puits. 2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce qu'un fluide de post-balayage ("overflush") est injecté après la formulation acide de traitement. 3. Procédé selon la revendication 2, caractérisé en ce que, à la fin du traitement, le fluide de post-balayage ("overflush") est injecté à une température au moins égale à celle de la zone de la formation éloignée du puits. 4. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 3, caractérisé en ce que la formulation acide est un mélange HCl-HF ou résulte des injections successives de ces deux acides. _ Procédé selon la revendication 4, caractérisé en ce que la formulation acide est un mélange 12 % HC1 - 3 % HF. 6. Procédé selon l'une quelconque des revendications 2 à 5, caractérisé en ce que le fluide de post-balayage ("overflush") est une saumure, une solution de 5 à 7,5 % dtHCl ou une huile lourde ("diesel oil"). 7. Procédé selon la revendication 6, caractérisé en ce que le fluide de post-balayage ("overflush") est une solution de chlorure d'ammonium.