Brevet FR2613418A1 — publié le 19881007

La présente invention concerne le secteur technique pétrolier et parapétrolier, plus précisément le traitement des matrices ou réservoirs (formations souterraines contenant les divers fluides de l'industrie pétrolière, soit naturels, soit injectés). Ce secteur s'étend aux puits d'injection, de - production, géothermiques, puits à gaz, à eau, etc..-. L'homme de métier connait parfaitement les divers fluides de traitement matriciels utilisés dans les domaines ci-dessus: acides, mélanges d'acides (notamment HF, HC1, H3BO 3 HBF4, H3Po4et divers acides organiques ou précurseurs d'acides comme les esters,...), concentrés et diversement dilués, dans des proportions connues, fluides de colmatage provisoire ou permanent, polymères gélifiés, eau, diesel oil, gazole, solvants etc... Il est totalement inutile de rappeler ici leur nature et leurs utilisations classiques. L'invention ne concerne en effet pas un nouveau fluide de traitement mais un nouveau procédé de traitement utilisant les fluides de traitement connus mais avec une plus grande efficacité et une plus grande précision pour supprimer l'endommagement. L'invention comporte deux étapes principales: A. Détermination du type de réservoir et des paramètres de ce réservoir. Le type de réservoir et ses paramètres peuvent avoir été déterminés par des analyses classiques préalables (essais de puits très coûteux). Dans ce cas l'invention utilise ces données. Si ces données ne sont pas disponibles, il arrive fréquemment que, pour des raisons techniques et d'ordre économique diverses, on se contente, ou on soit obligé, d'utiliser comme paramètres de départ des valeurs moyennes résultant d'une approximation plus ou moins grossière. L'invention propose au contraire de déterminer ces paramètres au cours d'une simple opération précédant immédiatement le traitement lui même, opération qui sera décrite ci-dessous, et qui présente les avantages décisifs d'utiliser le matériel déjà prévu pour le traitement, de ne pratiquement pas grever le coût du traitement, de s'enchaîner directement avec celui-ci, et de permettre l'obtention de paramètres de départ qui soient, pour la première fois, connus de manière précise, cette amélioration importante de la précision se répercutant de manière décisive sur la précision et la qualité du traitement. L'opération ci-dessus consiste à effectuer une injection de fluide de prébalayage ("preflush") consistant en un fluide inerte, non endommageant et non stimulant, pour la formation. Ce fluide peut être un solvant du type gazole, toluène, xylène, ou à la rigueur une saumure de Kcl, NH4C1, NaCl, de l'eau de mer filtrée, avec ou sans solvantsmutuels et autres additifs connus. Parmi les saumures, on préférera NH4Cl. Une des caractéristiques de l'invention est cependant de préconiser tout particulièrement l'utilisation directe du fluide de la formation (pétrole ou "huile") qui a envahi le puits ou a été produit par la formation et recueilli et stocké en surface. En refoulant cette huile dans la formation à titre de "preflush", on réalise donc un essai remarquablement pratique et économique tout en parvenant à des résultats nettement plus précis que dans les techniques antérieures, car réels. Ces résultats présentent de plus l'intérêt de précéder immédiatement le traitement et de plus, l'emploi de l'huile (fluide naturel de la formation) présente l'intérêt de ne pas être susceptible de perturber la mesure de l'état initial du réservoir, contrairement aux perturbations que pourraient provoquer des fluides étrangers à la formation. Ces résultats sont - le type de réservoir: homogène, fissuré, fracturé, stratifié,... - ses paramètres fondamentaux notamment le kh (conductivité hydraulique ou perméabilité x épaisseur) qui traduit la perméabilité, et le skin initial. On rappelle que l'effet parietal ou "skin factor" traduit le degré d'endommagement de la formation au voisinage tout à fait immédiat du puits (le plus souvent, de l'ordre de O à 1 m). Pour accéder aux résultats ci-dessus, on injecte le fluide de "preflush" (de préférence, selon l'invention, l'huile), on effectue un "shut-in" (c'est-à-dire arrêt du pompage) et on observe la décroissance de la pression en fonction du temps qui en résulte. Dans certains cas o la pression du réservoir est insuffisante au point de ne plus permettre de recueillir en surface la courbe de décroissance de la pression (et à moins de disposer d'une jauge de pression au fond) on remplacera le "shut- in" par une variation brutale du débit d'injection (augmentation ou diminution) et on suit ensuite comme précédemment la variation de la pression induite par le brusque changement de débit. Ces opérations sont connues sous la dénomination générale "Injection/Falloff Test" ou test d'injection/fermeture et l'analyse de la courbe de variation de la pression permet d'accéder aux données du réservoir. On pourrait également utiliser d'autres techniques d'analyse connues comme la méthode de Horner et analogues. L'étude des données obtenues ci-dessus permet ensuite de participer à la détermination du détail du procédé de traitement approprié au réservoir considéré (nature et séquence d'injection des fluides, volumes, débits, éventuellement injection de "ball sealers" ou billes de colmatage des perforations, emploi d'agents de diversion ("diverters") etc...), couramment dénommé "design" du traitement. B. Traitement: Le skin initial (et les autres caractéristiques et paramètres du réservoir) sont connus de par l'étape A. Selon l'invention, on va mettre en oeuvre le "design" en enregistrant en temps réel, pour chaque étape de ce "design", les paramètres essentiels de l'étape: débit, temps de pompage, rhéologie du fluide, pression etc... On trace alors la courbe Psim (courbe théorique représentant la variation de la pression en tête de puits ou en fond de puits) en fonction du temps et résultant de la séquence de pompage réelle. Le caractère "théorique" de cette courbe tient au fait qu'elle représente la variation de la pression si l'état physique du réservoir était resté figé dans son état initial (notamment l'endommagement) tel que déterminé dans l'étape A, c'est-à-dire en ignorant la réactivité des fluides et la réaction des roches. Or le réservoir évolue, du fait du traitement. L'originalité de l'invention consiste à comparer la courbe Psim à la courbe Pmeas (variation réelle de la pression en fonction du temps, mesurée en temps réel par des appareils connus d'acquisition et d'enregistrement de données eux mêmes reliés à des capteurs et jauges de surface et/ou de fond également connus) puis à tracer la courbe de la variation de la valeur de skin en fonction du temps. Cette dernière opération est rendue possible par le fait que l'invention relève dlune nouvelle approche du problème, qui consiste à pouvoir réellement considérer, grâce à la précision avec laquelle sont connus, selon l'invention, les paramètres du réservoir et donc la courve Psim (t), que l'écart entre les courbes Psim (t) et Pmeas (t) est uniquement dû à la variation du skin. Cette approche est tout à fait originale et permet pour la première fois d'opérer de manière fiable et précise. La possibilité selon l'invention de pouvoir tracer avec précision la courbe skin = f (t) permet à la fois 1) de suivre en temps réel l'évolution du skin (et donc la réaction du réservoir au traitement en cours), et par conséquent de moduler et d'optimiser le traitement, voire de le modifier, pour suivre très précisément le "design", et 2) de connaître avec précision le moment o le traitement doit être stoppé: c'est le moment o la valeur de skin atteint une certaine valeur, fonction des caractéristiques du réservoir (pour un réservoir homogène, c'est le moment o la valeur de skin atteint la valeur zéro). On a représenté sur la figure 1 annexée un tracé des courbes Psim et Pmeas en fonction du temps. La figure 2 annexée représente l'évolution correspondante du skin, déduite de la figure 1 comme expliqué ci-dessus, durant le traitement. Il est rappelé que les courbes Pmeas (t) et skin (t) sont tracées à partir de mesures effectuées en temps réel. On opère naturellement à des taux de pompage matriciels (n'ouvrant pas de fissures naturelles et ne créant pas de fracture hydraulique). Pour la première fois, l'opérateur sur le terrain peut donc contrôler l'évolution du traitement, vérifier son efficacité, le moduler pour le faire coïncider avec le "design" malgré des réactions toujours quelque peu imprévisibles du réservoir, et finalement stopper le traitement exactement au moment voulu tout en vérifiant (Fig. 2) que l'endommagement a disparu, ce qui était le but du traitement. L'invention réalise donc en pratique un progrès considérable grâce à une approche originale d'un problème connu depuis l'origine des forages pétroliers. REVENDICATIONS I - Procédé de traitement matriciel d'un puits. pétrolier ou analogue, caractérisé en ce que l'on supprime avec précision l'endommagement de la formation par la mise en oeuvre des étapes suivantes: A. Etape d'essai précédant immédiatement le traitement, cette étape consistant à injecter un fluide inerte, non endommageant et non stimulant, dans la formation, pour déterminer les caractéristiques initiales du réservoir, notamment les valeurs kh (conductivité hydraulique) et de skin (effet parietal); et à effectuer pour celà un test d'injection/fermeture à l'aide de ce fluide inerte ("injection/fall off"); B. Etape de traitement par le fluide de traitement adéquat, durant laquelle 1) on compare la courbe théorique de pression en fonction du temps Psim (t) résultant de la séquence réelle de pompage appliquée au réservoir supposé figé dans son état initial et la courbe de pression en fonction du temps Pmeas (t) obtenue par la même séquence mais mesurée en temps réel par des appareils d'acquisition de données de surface et/ou de fond et tenant compte de la réaction du réservoir au traitement, 2) on trace la courbe en temps réel skin = f (temps) par différence entre les courbes Psim (t) et Pmeas (t) et, 3) on module le traitement pour l'adapter très précisément au résultat recherché, en éudiant la courbe skin = f (t), puis on stoppe le traitement lorsque la courbe de skin = f (t) révèle que le résultat recherché est atteint. II - Procédé selon la revendication I, caractérisé en ce que le fluide inerte est un solvant comme le gazole, le toluène, le xylène, ou une saumure de KCl, NH4Cl, NaCl, de l'eau de mer filtrée, avec ou sans solvants mutuels et autres additifs connus. III - Procédé selon la revendication I, caractérisé en ce que le fluide inerte est l'huile de la formation ayant envahi le puits ou ayant été produite par la formation et recueillie en surface.