Brevet FR2619852A1 — publié le 19890303

L'invention concerne la production ou récupération du pétrole et, plus particulièrement, elle concerne l'établissement de barrières capables de s'opposer efficacement, lors de l'extraction ou de la récupération du pétrole, à l'écoulement ou A la production de fluides non souhaités et qui sont présents dans le gisement pétrolifère. Lors de la production obtenue & partir d'un gisement de pétrole comportant un chapeau supérieur de gaz et/ou une zone inférieure comportant de l'eau, le débit de production de pétrole sera souvent limité par le déplacement du gaz vers le bas, vers les perforations réalisées dans le puits de production, et/ou par le déplacement ascendant de l'eau, les perforations produisant ainsi de l'eau et/ou du gaz en même temps que le pétrole ou bien à la place du pétrole. Le taux global de récupération ou d'extraction peut également diminuer par suite d'une perte d'énergie de déplacement et/ou par suite de la perte de pétrole résiduel. Les zones de contact entre les liquides, qui étaient horizontales & l'origine, se déforment et prennent une forme conique; le phénomène est donc appelé la formation de cône. Il s'agit d'une formation d'un cône de gaz ou de la formation d'un cône d'eau, selon le fluide non souhaité qui est le premier,ou principalement, impliqué. Une production non souhaitée de gaz ou d'eau va diminuer le rendement d'un puits par suite de la diminution du débit de pétrole, en raison de l'augmentation des frais de séparation et peut être aussi en raison de la plus faible quantité de pétrole récupérable. Au pire, il peut devenir non économique de développer un champ marginal, par exemple une mince nappe de pétrole, ou bien un champ peut devoir être abandonné à une date relativement précoce. La présente invention a pour objectif de remédier aux inconvénients précités. Selon des caractéristiques importantes de l'invention: on injecte dans le gisement, à partir d'un puits de 26198S2 production de pétrole, un mélange fluide formateur de barrière, ayant, dans les conditions régnant dans le gisement, une densité intermédiaire entre la densité du pétrole se trouvant dans le gisement et la densité du fluide non souhaité (gaz ou eau) se trouvant également dans le gisement et sur laquelle la barrière doit, une fois réalisée, pouvoir agir; le mélange de fluide formateur d'une barrière est capable de bien former dans le gisement une mousse à rôle de blocage, quand du gaz provenant du gisement ou du gaz introduit de l'extérieur pénètre dans une zone ou nappe présentant une saturation suffisante en le mélange fluide formateur de barrière, de sorte que la mousse obtenue constitue la barrière s'opposant en fait & l'écoulement du fluide non souhaité; l'injection du mélange fluide formateur de barrière peut être réalisée à travers des perforations particulières, destinées à cette injection et qui permettent à ce mélange de se propager vers le gisement; l'injection du mélange fluide formateur de barrière peut être réalisée à travers les perforations ordinaires de production du puits; le mélange fluide formateur de barrière peut être composé de divers produits chimiques capables de faire mousser le pétrole ou capable de faire mousser l'eau ainsi que de stabiliser la mousse ainsi obtenue, ces produits étant dissous et/ou en suspension dans de l'eau et/ou dans des solvants non aqueux convenables, avec éventuellement incorporation de gaz pour obtenir la densité, nécessaire dans les conditions régnant dans le gisement; et la zone initialement obtenue de saturation en le mélange fluide formateur de barrière peut être transformée en une barrière constituée par une mousse à rôle de blocage, du fait que a) on injecte du gaz après formation de la zone de saturation; b) le gaz présent dans le mélange fluide formateur de barrière se dégage et/ou se dilate, c) le puits est mis en état de production de pétrole et le gaz du gisement, par suite de la chute de pression qui se produit ainsi, pénètre dans la zone de saturation en du mélange fluide formateur de barrière; ou bien d) il se produit une combinaison des processus a), b) et c). Pour combattre la formation d'un cone de gaz ou d'eau, il a été proposé d'établir des barrières artificielles s'opposant au déplacement de fluides indésirables. L'injection de divers mélanges de produits chimiques qui se déposent, qui se solidifient, qui durcissent, etc, peut provoquer le bouchage, total ou partiel, de parties du gisement. Il est souhaitable qu'un tel traitement présente de la sélectivité pétrophysique, de façon à ne pas diminuer la perméabilité efficace de la roche à l'égard du pétrole autant que la perméabilité de la roche à l'égard de l'eau et du gaz, mais on ne peut pas toujours obtenir ce résultat, Il est encore plus souhaitable qu'une barrière artificielle présente des caractéristiques de sélection géométrique, c'est-à-dire qu'il soit possible de maîtriser au plus grand degré possible la forme, la taille et l'emplacement de la barrière par rapport au puits et par rapport aux contacts entre les liquides présents dans le gisement, de manière que la barrière atteigne un effet optimal sur le fluide dont on désire arrêter la sortie par le puits de production. En particulier, il a été trouvé qu'une barrière horizontale en forme de disque a un effet favorable, et que cet effet augmente avec l'augmentation du rayon du disque ou avec la profondeur de pénétration de ce disque dans la roche.- Il n'existe actuellement aucun traitement qui se soit avéré réellement efficace en pratique contre la formation d'un cône de gaz. Contre une production d'eau non souhaitée, il existe des techniques éprouvées sur le terrain et qui se fondent sur une injection de polymères et de gels hydrosolubles. Ces techniques peuvent avoir une certaine sélectivité pétrophysique, mais souvent elles ne sont pas douées d'une sélectivité géométrique maîtrisable. On obtient une faible profondeur de pénétration, et il est souvent difficile d'éviter également une invasion et un bouchage de la nappe de pétrole. Il n'a été possible jusqu'à présent d'obtenir une grande barrière horizontale qu'en remplissant et en bouchant ou bloquant des nappes naturelles à haute perméabilité. La dépendance à l'égard de la présence de telles nappes rend un tel procédé moins général. Une autre solution proposée a consisté à former des fractures horizontales artificielles et à obturer par la suite les fractures avec du ciment, mais une telle technique de fracturation horizontale ne constitue pas une technique bien établie. En outre, seuls quelques gisements risquent de bien convenir pour un tel traitement. Des simulations qui ont été effectuées montrent, cependant, que dans certaines circonstances on peut obtenir une bonne sélectivité géométrique, même en l'absence de nappes naturelles à haute perméabilité, à la condition que le fluide injecté présente une densité ou masse volumique intermédiaire, aux conditions régnant dans le gisement, entre la densité du pétrole présent dans le gisement et la densité du fluide non souhaité (gaz ou eau) présent dans le gisement. Dans ce cas, le fluide injecté va naturellement se placer de lui-même, par gravité, dans la zone de contact entre les fluides présents dans le gisement. De façon un peu simplifiée, on peut dire que le fluide injecté va "flotter" sur celui des fluides du gisement qui est le plus lourd.- Un tel procédé réglé peut commodément être appelé une injection commandée ou réglée par des effets de densité. En outre, des investigations effectuées indiquent que l'emplacement souhaité pour le fluide injecté peut être atteint à la zone de contact gaz/pétrole ou bien à la zone de contact eau/pétrole, à chaque fois selon les zones de contact entre fluides o se produit l'injection. Ainsi, on peut créer une barrière voisine d'une zone de contact gaz/pétrole ou située sur cette zone de contact en effectuant une injection, par exemple, à travers les perforations de production au voisinage de la zone de contact eau/pétrole. Lorsqu'on continue une telle injection, le fluide injecté va continuer à s'écouler en donnant une zone ou nappe saturée, en forme de disque, à symétrie radiale, jusqu'à ce que soit atteinte la profondeur voulue de pénétration. En plus de l'exigence essentielle concernant une densité correcte, il est avantageux que la viscosité du fluide à injecter soit relativement basse, car cela permet des vitesses et/ou taux plus élevés d'injection et une plus grande profondeur de pénétration. Il est également avantageux qu'une partie au moins du gisement présente une perméabilité relativement élevée. Cela crée également des forces capillaires relativement petites et des contacts entre fluides bien mieux définis, ce qui est considéré comme favorable. On peut injecter, d'une telle manière réglée, un certain nombre de matières potentielles formatrices d'une barrière. Il a été trouvé que de la mousse peut constituer une matière convenant particulièrement bien pour Jouer le rôle de barrière. Il est bien connu que de la mousse, ce qui peut se définir comme étant une dispersion de gaz dans une phase liquide continue, présente de remarquables propriétés d'écoulement au sein du réseau des pores d'une roche- réservoir. En particulier, la mobilité du gaz est fortement diminuée de plusieurs ordres de grandeur. La mobilité de l'eau est également diminuée, mais d'une manière moins prononcée. Un certain nombre d'expériences ont montré que de la mousse peut se former lorsque du gaz envahit un milieu poreux saturé d'un fluide formateur de mousse. La plupart du fluide formateur de mousse est déplacée, et il existe une saturation résiduelle sous forme de pellicules de liquide constituant la fraction liquide présente dans la mousse. L'idée d'utiliser de la mousse pour empêcher la production de fluides indésirables dans des puits de pétrole n'est pas nouvelle. Cependant, telle qu'elle a été mise en pratique, par exemple dans un essai sur le terrain, décrit dans le brevet US-A-3 529 668, l'effet contre la formation d'un cône de gaz a une durée brève,de sorte qu'en un petit nombre de Jours, le gaz a percé la mousse de blocage ou l'a contournée. Ces mauvais résultats étaient principalement dûs au fait qu'on n'avait pas pensé à une injection commandée ou maitrisée par la densité: les fluides injectés étaient plus denses que le pétrole. Donc, la zone saturée par le fluide injecté formateur de mousse présentait une forme défavorable, de sorte que la majeure partie du fluide injecté s'enfonçait probablement dans la nappe de pétrole sans avoir formé une barrière efficace à l'encontre d'un déplacement de gaz. Ce manque de sélectivité géométrique a également rendu impossible l'obtention d'une étendue suffisante de la zone soumise à saturation. On n'a probablement atteint qu'un petit nombre de mètres à l'extérieur du puits d'injection. Donc, dans un procédé aussi mal maîtrisé, il ne servirait à rien d'augmenter la quantité de fluide injecté formateur de mousse. L'essai précité effectué sur le terrain constitue cependant un exemple utile, car il montre qu'une mousse est réellement capable de jouer le rôle de barrière s'opposant à une production de gaz non souhaitée dans les conditions régnant sur le champ de production. Dans la présente invention, le procédé d'injection est commandé par la densité du fluide formateur de mousse, de sorte que celui-ci forme une zone de saturation essentiellement horizontale au-dessus de la région ou zone de contact avec le fluide. Contrairement à l'essai précité sur le terrain, dans un tel procédé d'injection réglée, la profondeur de pénétration est surtout limitée par le volume de fluide injecté et par le temps disponible pour le traitement, de sorte que l'on peut obtenir des profondeurs de pénétration nettement plus grandes pour un volume donné de fluide d'injection. On peut encore augmenter la profondeur de pénétration en augmentant le volume injecté. Une mousse préformée peut, en raison de sa faible mobilité, être difficile à positionner comme on le souhaite, dans une injection commandée par des effets de densité. Donc, selon la présente invention, on place une mousse latente, c'est-à-dire un mélange fluide formateur de mousse,qui est formulé pour parvenir à la densité correcte au cours du processus d'injection. Un exemple non limitatif de mode opératoire consiste à dissoudre les tensio-actifs et divers additifs dans des solvants non aqueux, ou dans de l'eau à laquelle on a ajouté suffisamment de gaz pour obtenir la densité voulue, mais sans diminuer la mobilité autant que dans le cas d'une mousse entièrement gonflée. La mousse elle-même, à rôle de blocage, est ainsi créée 'in situ" (sur place) après la mise en place du mélange fluide formateur de mousse. On peut citer, à titre d'exemples non limitatifs, trois façons d'opérer: en injectant du gaz immédiatement après mise en place du mélange fluide formateur de mousse, en dissolvant ou en mettant en suspension du gaz dans le mélange fluide formateur de mousse pendant que ce mélange subit une dilatation ou un dégagement par suite de la chute de pression et de l'augmentation de la température, ou bien au début -de la production de pétrole par le puits, de sorte que le gaz du gisement lui-même fait gonfler la mousse lorsque ce gaz tente de pénétrer dans la zone de saturation comportant du fluide formateur de mousse. Ainsi, après un traitement faisant appel & de la mousse, il y aura toujours présence, dans le gisement, aussi bien d'une mousse & rôle de blocage, qui est gonflée, que d'une mousse latente (sous forme d'un mélange fluide formateur de mousse). Cela donne & la mousse un avantage supplémentaire, en comparaison de matières plus classiques formatrices d'une barrière, & savoir une flexibilité particulière du procédé. Si, par exemple, le gaz cherche & emprunter de nouveaux trajets d'écoulement à travers la formation ou le gisement, en raison du blocage, par la mousse gonflée, de la zone voisine du puits de production, ce gaz devra, si le traitement a été efficace, pénétrer dans les zones saturées par du fluide formateur de mousse. Cette pénétration de gaz crée un supplément de mousse, et il se produit également, dans ces nouvelles zones, un blocage arrêtant le déplacement du gaz. Puisque le mélange fluide formateur de mousse est mobile et qu'il se déplace surtout sous l'effet des forces de pesanteur, ce mélange va, après achèvement de l'injection, s'étaler uniformément sur la totalité de la zone traitée, en emplissant d'éventuels "trous". La flexibilité est particulièrement utile quand le niveau auquel se produisent des contacts entre les fluides varie & mesure qu'il y a production de pétrole. La barrière formée par de la mousse va être capable de suivre ces mouvements, car le mélange fluide formateur de mousse se déplace surtout sous l'effet des forces de gravité et donc, pour ainsi dire, ce mélange va "flotter"sur la nappe de pétrole, & mesure que cette nappe se déplace. De façon générale, il faut souligner qu'une barrière constituée par de la mousse est, contrairement & des barrières fixes naturelles ou artificielles, un système dynamique qui, & tout moment, est dégradé ou altéré et se reforue sous l'effet du passage de faibles quantités de gaz traversant la mousse, et le liquide est continuellement drainé et mis sous forme de mousse & nouveau aux endroits o le gaz a tendance & effectuer une percée. Sur le long terme, la mousse va s'affaiblir par suite de sa dilution, de sa dissolution dans les fluides du gisement, par adsorption, par dégradation chimique et par un peu de sortie par "production" du fluide formateur de mousse. Il peut donc être nécessaire, plus ou moins tôt ou plus ou moins tard, de répéter le traitement. La barrière peut éventuellement être maintenue" ou "entretenue" par l'addition d'un supplément de fluide formateur de mousse, addition effectuée grâce à des perforations spécialement réalisées, sans arrêter la production. Cependant, dans les conditions du laboratoire, il a été trouvé qu'une mousse est capable de bloquer efficacement du gaz pendant une longue période de temps. Pour la mise en pratique de l'invention, on peut utiliser un certain nombre d'agents de moussage disponibles dans le commerce, par exemple ceux indiqués dans une liste apparaissant dans le fascicule du brevet US-A-3 529 668. Cependant, bien entendu, d'autres agents de moussage peuvent être intéressants ou le devenir. Des agents convenables de moussage sont disponibles pour des systèmes aqueux aussi bien que pour des systèmes non aqueux. Des agents de moussage, qui ont été mis au point et essayés sur le terrain pour d'autres procédés de traitement des gisements, comme l'injection de CO2 ou l'injection de vapeur d'eau, peuvent convenir particulièrement bien. Selon le gisement individuel, on peut toujours proposer, formuler et essayer un mélange fluide convenant pour la formation d'une mousse, sans que cela n'influe sur les caractéristiques principales de la présente invention ou sans que cela ne les altère. On va maintenant décrire un exemple d'exécution de l'invention: Dans un gisement comportant une nappe de pétrole de m d'épaisseur, entourée par des nappes plus épaisses comportant du gaz et de l'eau, ayant une perméabilité absolue moyenne de 1 Darcy et une porosité de 25 %, on suppose que le gaz, le pétrole et l'eau du gisement ont respectivement une masse volumique de 0,10 g/cm, de 3 3 0,80 g/cm et de 1,03 g/cm, dans les conditions de température et de pression régnant dans le gisement. Sur un puits vertical, on effectue, & partir d'un niveau situé à 5 m audessus du contact eau/pétrole, des perforations à des intervalles de 5 m. Dans une production d'essai, on n'obtient que des débits de pétrole ne présentant qu'un intérêt marginal, car du gaz passe à un débit de 150 m /Jour et diminue rapidement la production de3pétrole en la faisant passer à une valeur inférieure à 30 m /Jour, avec un rapport élevé gaz/pétrole. On perfore donc également le puits de 2,5 à 7,5 m au-dessus du contact gaz/pétrole, les perforations de production étant isolées, et l'on injecte un mélange de 2 % d'agent de moussage et de diverses matières d'adjonction, & rôle de stabilisation de la mousse, en dissolution dans du méthanol. Cette solution a une masse volumique de 0,77 g/cm dans les conditions régnant dans le gisement, et elle s'écoule donc vers l'extérieur pour pénétrer dans le réservoir au sommet de la nappe de pétrole, comme décrit antérieurement. Au cours d'une période de 72 heures, on injecte au total 1000 m de cette solution, ce qui correspond à une zone radiale présentant 50 % de saturation en le fluide d'injection, ayant une épaisseur moyenne d'un mètre et présentant un rayon de 50 m. On isole ensuite les perforations d'injection, on ouvre le puits à la production, et l'on constate que le débit de pétrole augmente pour atteindre 150 m /jour. Cela provoque une invasion du gaz dans la zone saturée par le fluide injecté,.formateur de mousse, mais comme cette invasion de gaz engendre de la mousse, la mobilité du gaz en est si réduite que ce gaz ne sort plus. Le fluide formateur de mousse,qui se déplace vers le bas, déplace le pétrole sous-jacent jusqu'à cessation du processus de déplacement vertical. Au bout d'un certain temps, une mousse capable de bloquer efficacement le déplacement du gaz emplit une grande zone entourant le puits; cette mousse est capable de supporter une grande chute de pression. Il existe simultanément, encore plus à l'extérieur du gisement, des zones de saturation simultanée par du fluide injecté n'ayant pas moussé, ce qui constitue une barrière latente capable de s'opposer à d'éventuels mouvements de gaz qui seraient provoqués par les gradients de pression (plus faible) existant dans ces zones. Il résulte de ce traitement que le puits peut maintenant fournir nettement plus de pétrole par Jour qu'il n'en fournissait avant le traitement. Puisque seules de faibles quantités de gaz traversent la mousse, le rapport gaz/pétrole n'est supérieur que de très peu à la valeur à laquelle on s'attendait d'après le gaz dissous. Les frais d'établissement de la barrière sont remboursés par l'augmentation de la production, atteignant'plus de 150 m de pétrole/jour, au cours d'un certain nombre de jours. REVENDICATIONS 1. Procédé pour établir des barrières s'opposant à l'écoulement de fluides non souhaités d'un gisement au cours de la récupération du pétrole, procédé caractérisé en ce qu'on injecte, dans le gisement à partir d'un puits de pétrole, un mélange fluide formateur de la barrière et ayant, dans les conditions régnant dans le gisement, une densité ou masse volumique intermédiaire entre la masse volumique du pétrole de ce gisement et la masse volumique du fluide (gaz ou eau) que l'on ne désire pas extraire du gisement et & l'égard duquel la barrière & former doit être active. 2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le mélange fluide formateur d'une barrière convient bien pour former dans le gisement une mousse à rôle de blocage, quand du gaz provenant du gisement, ou du gaz introduit de l'extérieur, pénètre dans une zone présentant une saturation suffisante en le mélange fluide formateur de barrière, de sorte que la mousse formée constitue la barrière s'opposant en fait au déplacement ou écoulement du fluide non souhaité. 3. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce qu'on effectue à travers des perforations particulières, l'injection du mélange fluide formateur de la barrière pour que ce mélange passe vers la formation. 4. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce qu'on effectue, & travers les perforations ordinaires de production du puits, l'injection du mélange fluide formateur de la barrière. 5. Procédé selon la revendication 2, caractérisé en ce que le mélange fluide formateur de la barrière est composé de divers produits chimiques capables de faire mousser le pétrole ou capables de faire mousser l'eau, aussi bien que des produits chimiques & rôle de stabilisation de la mousse, en dissolution ou en suspension dans de l'eau ou dans des solvants non aqueux convenables, ou bien en dissolution et en suspension dans de l'eau et dans des solvants non aqueux convenables, avec éventuellement incorporation d'un gaz pour obtenir la masse volumique nécessaire dans les conditions régnant dans le gisement. 6. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 5, caractérisé en ce que la zone initiale saturée par du mélange fluide formateur de la barrière est transformée en une barrière formée d'une mousse à rôle de blocage, par (a) une injection de gaz après formation de la zone de saturation, (b) du dégagement ou de la dilatation du gaz contenu dans le mélange fluide formateur de la barrière, (c) la mise en production de pétrole du puits et, en raison de la chute de pression qui se produit ainsi, l'écoulement du gaz, en provenance du gisement, dans la zone saturée par le mélange fluide formateur de la barrière ou (d) par un processus constituant une combinaison quelconque de (a), (b) et (c).