Brevet FR2703457A1 — publié le 19941007

La présente invention a pour objet une méthode pour l'étude de la perméabilité d'une formation souterraine au voisinage d'un puits - par injection dans ce puits de fluide et suivi du déplacement du fluide injecté. La perméabilité d'une formation souterraine recélant des fluides pétroliers, peut être estimée quand on fait par exemple le biIan d'opérations de récupération assistée. Pour ces opérations, on fore un ou plusieurs puits d'injection verticaux ou plus ou moins inclinés jusqu'au travers de la formation à stimuler et on injecte un fluide sous pression (gaz carbonique, vapeur injectée ou produite in situ par combustion etc) capable de déplacer les effluents. Par un ou plusieurs drains, on pompe les effluents déplacés hors de la zone balayée par le fluide injecté. La quantité d'effluents récupérée est une indication de la permabilité de la formation. On connait des procédés de diagraphie pour mesurer plus directement le déplacement d'un fluide injecté dans une formation par un puits d'injection qui consiste essentiellement à injecter un fluide dans le puits et à tester son déplacement en profondeur dans les terrains environnant le puits au moyen d'une sonde de diagraphie telle que par exemple une sonde de type électrique ou gamma. Un procédé de ce genre est décrit par exemple dans le brevet US 4.420.975. I1 est connu aussi par exemple par B. Blondin et al in Geophysical Prospecting 34, 73-93, 1986, de tester le remplissage d'un réservoir souterrain destiner à stocker du gaz naturel à des instants successifs de son chargement, au moyen d'un système sismique comportant une source sismique pour appliquer des ébranlements à la surface du sol et un dispositif de réception comportant des alignements de capteurs disposés en surface et couplés avec le sol. L'injection de gaz modifiant de façon significative la vitesse du son dans la formation-réservoir, on détermine la variation de l'écart en temps sur les enregistrements sismiques, entre deux réflecteurs situés l'un au-dessus, l'autre au-dessous du réservoir.On peut aussi suivre l'évolution du remplissage, en mesurant la variation de l'amplitude des ondes qui se sont réfléchies à des instants successifs au niveau des couches du réservoir à des instants successifs du remplissage. Le remplissage de tels réservoirs est généralement très long. Sauf à immobiliser en permanence sur le terrain tout un système d'exploration sismique, on est contraint de le réinstaller à chaque nouvelle séance d'enregistrement sismique, ce qui affecte la reproductibilité des conditions de couplage avec le sol de l'installation. La méthode selon l'invention permet de repérer les zones de plus grande perméabilité de formations environnant un puits qui recèlent des effluents pétroliers suite à la configuration souterraine de ces formations, d'étudier le rôle joué par certains éléments structuraux (tels que des failles), ou stratigraphiques (tels que des lentilles), qui peuvent agir comme drains ou au contraire comme barrières dans l'écoulement des fluides, ainsi que l'anisotropie de perméabilité.Elle est caractérisée en ce qu'elle comporte en combinaison - l'installation de capteurs sismiques au contact de la formation, que ce soit à la surface du sol ou dans un puits à une pluralité de profondeurs différentes; - l1injection dans la formation en quantité relativement faible, d'un fluide (tel qu'un gaz que l'on prélève par exemple dans une accumulation souterraine disponible, ou bien encore de la vapeur ou de l'azote par exemple) ce fluide étant capable de modifier de façon sensible des caractéristiques d'ondes se propageant au travers de la formation (joutant ainsi un rôle de marqueur acoustique), cette injection étant faite par exemple dans le puits où sont placés les capteurs sismiques, ou bien encore dans un autre puits;; la realisation au cours du processus d'injection, de cycles d'exploration sismique comportant chacun émission d'ondes simiques dans la formation depuis une succession de points d'émission (à la surface par exemple ou bien encore dans un autre puits), la réception des ondes qui se sont propagées au travers de la formation jusqu'aux différents capteurs sismiques dans le puits et l'enregistrement des ondes reçues au cours des différents cycles; et - la comparaison des enregistrements obtenus au cours des différents cycles successifs pour déterminer les directions de propagation du fluide dans la formation, depuis le puits d'injection, la progression du fluide dépendant de la perméabilité des roches traversées par le fluide. La méthode selon l'invention présente de nombreux avantages. La période d'observation sismique est relativement brêve (de l'ordre de quelques jours à quelques semaines) du fait que la quantité de fluide qu'il faut injecter pour constituer un bon marqueur sismique, est relativement faible. La comparaison des enregistrements sismiques effectués avant et au fur et à mesure de l'injection de fluide, à différents instants successifs, permet d'établir une cartographie à deux ou trois dimensions de la perméabilité du sous-sol, par une identification des directions de propagation du fluide, de reconnaître les zones de la formation qui sont imprégnées même très faiblement par le fluide injecté, de celles qui ne le sont pas encore. On détermine aussi le comportement dynamique de certains éléments tels que des failles ou lentilles favorisant ou bloquant la progression du fluide injecté. La méthode peut être mise en oeuvre dans le cadre d'une opération de récupération assistée du fait que l'on met en place à cet effet, des moyens d'injection de fluide. Elle peut aussi être mise en oeuvre du fait que la formation recèle par exemple une calotte gazeuse (gas cap) où l'on peut pulser ld fluIde à injecter. pu r t wec er. La méthode peut encore être mise en oeuvre pour tester une formation souterraine choisie pour y stocker du gaz, avant le début des opérations de stockage. La méthode est aussi facile à mettre en oeuvre du fait que le puits où les capteurs sont placés (derrière un tubing ou un casing cimenté) reste disponible pour d'autres opérations et notamment pour effectuer l'injection du fluide. Le dispositif pour la mise en oeuvre de la méthode comporte en combinaison une pluralité de capteurs sismiques répartis le long d'un puits, une station de commande et d'enregistrement en surface, au moins une source sismique, un générateur de fluide et des conduits pour relier le générateur à une zone d'injection du fluide dans la formation. Suivant un mode de réalisation, les capteurs sismiques sont répartis le long d'un tube descendu dans un puits et à l'extérieur de celui-ci, et sont reliés à la station de commande et d'enregistrement, le fluide pouvant être éventuellement injecté par ce tube. Suivant un autre mode de réalisation, les capteurs sismiques sont installés derrière un tube de cuvelage cimenté dans un puits et reliés à la station de commande et d'enregistrement. Avec la méthode et le dispositif selon l'invention on peut à chaque nouveau cycle d'acquisition - déterminer la géométrie, si possibIe en 3D (niveaux, digitations) du volume où les paramètres acoustiques ont été modifiés depuis le cycle d'acquisition précédent : mesure du temps de transit entre deux réflexions et comparaison des amplitudes sismiques; et - interpréter les données précédentes d'une part de manière qualitative en repérant les principaux drains et barrières de perméabilité autour du puits, d'autre part de manière quantitative en ilIVUllldllL les paramètres du modèle de réservoir que l'on a pu auparavant établir, de façon que les résultats par la simulation représentent bien la géométrie et et le calendrier de l'avancement du front de saturation non nulle en gaz. D'autres caractéristiques et avantages de la méthode et du dispositif selon l'invention apparaîtront mieux à la lecture de la description ci-après de modes de réalisation décrits à titre d'exemples non limitatifs, en se référant aux dessins annexés où: - la Fig.l montre schématiquement un premier mode de réalisation avec des capteurs positionnés derrière un tube de cuvelage cimenté dans un puits servant de puits d'injection; - la Fig.2 montre schématiquement un deuxième mode de réalisation utilisant des capteurs associés à une colonne tubulaire descendue dans un puits servant aussi de puits d'injection; - la Fig.3 montre schématiquement une disposition où le puits d'injection est distinct de celui où l'on place les capteurs; et - la Fig .4, montre schématiquement comment peut varier la vitesse de propagation des ondes de roches saturées de liquide au fur et à mesure de l'injection d'un fluide gazeux. La méthode selon l'invention comporte la mise en place d'un ensemble sismique. Cet ensemble comporte un ensemble de récepteurs sismiques R1, R2, ... Rn que l'on installe par exemple dans un puits 1 à des profondeurs différentes. Chacun d'eux comporte un ou plusieurs géophones capables de détecter des ondes sismiques suivant une et de préférence plusieurs directions (géophones tri-axiaux par exemple). Suivant le mode de réalisation de la Fig.l décrit plus en détail dans le brevet FR 2 600 172, ces géophones sont placés derrière un tube de cuvelage (casing) 2 et noyés dans le ciment de scellement qui est généralement injecté dans l'espace annulaire 3 entre lui et le puits. Les géophones peuvent encore (Fig.2) être associés à une colonne tubulaire (tubing) 4 que lton descend dans un puits cuvelé pour des opérations d'exploitation : mise en production d'un puits ou tube d'injection d'un fluide destiné à déplacer des effluents pétroliers vers un drain de production etc. Ces géophones sont plaqués en opération contre le tube de cuvelage de façon à mieux collecter les signaux sismiques provenant des formations environnant le puits. Des agencements de géophones sont décrits par exemple dans les brevets FR 2 656 034 et 91/02.939. Dans les deux cas, les capteurs sont reliés à une station centrale de commande et d'enregistrement 5 en surface par un ou plusieurs câbles de liaison 6. L'ensemble sismique comporte aussi une ou plusieurs sources sismiques S que l'on couple avec la surface du sol. On met en place un système d'injection de gaz qui comporte par exemple une colonne tubulaire 7 descendue spécialement dans le puits cuvelé (Fig.l). Dans le mode de la Fig.2, on peut utiliser par exemple la colonne 4 supportant les récepteurs R1 à Rn. Cette colonne tubulaire 4, 7 est reliée à un générateur (non représenté) de fluide d'injection d'un type connu utilisé par exemple dans les opérations de stimulation de puits pétroliers, produisant par exemple de la vapeur, du dioxyde de carbone etc. On peut aussi utiliser du gaz naturel ou de l'azote. On réalise une première série de cycles d'émission-réception et acquisition sismique en changeant à chaque fois l'emplacement Si, Sj, Sk, Sp ... de la source S par rapport à l'axe OZ du trou d'injection 1 (suivant une technique de "walk-away") et en enregistrant les arrivées aux récepteurs R1 à Rn en fonction du temps t. La source peut être déplacée suivant un axe radial OX et l'on obtient une représentation sismique à deux dimensions, verticales dans le plan (X,t) ou (X,Z). Plusieurs plans verticaux passant par le puits peuvent être représentés successivement en changeant à chaque fois l'azimut de la ligne suivant laquelle on déplace la source ou chacune d'elles. On peut aussi déplacer les sources tout autour du trou d'injection 1 de façon à obtenir une représentation sismique en 3D (X,Y,t) ou bien (X,Y,Z), l'axe Y étant perpendiculaire à OX et OZ. Dans la pratique on peut déplacer les sources S de part et d'autre du trou 1 sur une distance (ou un rayon) dm pouvant atteindre 1000 ou 2000 mètres. Après délimitation de la zone souterraine où l'on va pratiquer l'injection, par des moyens 8 de confinement tels que des packers, on procède à une injection de fluide dans la formation au moyen de la colonne tubulaire 4, 7. A intervalles réguliers (toutes les six ou douzes heures par exemple ou tous les jours), on effectue de nouvelles séries de cycles d'émissionréception sismique en positionnant la source sensiblement aux mêmes endroits que précédemment. A chaque fois, on peut établir des enregistrements sismiques du sous-sol. La période d'injection peut durer de quelques jours à quelques semaines. Le fluide injecté qui vient imprégner les roches, a pour effet de modifier leur densité et la vitesse des ondes qui s'y propagent. La loi de Gassman bien connue des géophysiciens s'applique, et lton peut observer une variation très rapide de la vitesse des ondes, (de 10% à 30%), suite à une variation très faible (de l'ordre de 1G/o) de la saturation en fluide gazeux injecté dans des roches initialement saturées en liquide, comme le montre la Fig. 4. Il en résulte une modification très sensible des amplitudes ou des temps d'arrivée des signaux sismiques captés. Par comparaison entre les enregistrements successifs, on décèle très nettement les directions de propagation du fluide et l'on peut localiser les failles F qui facilitent la propagation soit au contraire l'empêchent. La méthode s'applique également dans le cas où le puits d'injection PI est distinct du puits 1 où sont placés les récepteurs sismiques R1 à Rn. La méthode selon l'invention convient pour faire du suivi sismique d'injection dans un rayon rm autour d'un puits de quelques centaines de mètres. On utilise de préférence un fluide gazeux facilement disponible. Il peut mettre à profit une injection de fluide décidée pour balayer une zone de production pétrolière et améliorer sa production. On peut encore tirer parti d'une calotte gazeuse (gas cap) existant au-dessus de la zone à étudier et en extraire le gaz nécessaire à l'injection. On peut éventuellement injecter de l'eau dans la formation à la place du gaz. La comparaison des différents enregistrements que l'on obtient dans ce cas montre principalement les modifications sismiques résultant des variations de la pression effective et/ou de la température dans la formation balayée. Dans la pratique, la zone investiguée est plus étroite que dans le cas d'une injection de gaz. La méthode selon l'invention telle qu'elle a été décrite, est avantageusement mise en oeuvre au moyen de capteurs installés dans des puits. On ne sortirait toutefois pas du cadre de l'invention en utilisant des capteurs dont une partie au moins est couplée avec la surface du sol. On ne sortirait pas du cadre de l'invention non plus en procédant à un suivi sismique d'injection aussi avec des sources sismiques déplacées dans un autre puits. REVENDICATIONS 1) Méthode pour déterminer les zones de plus grande perméabilité d'une formation environnant un puits (1), qui recèle des effluents, résultant de la configuration souterraine de ces formations, caractérisée en ce qu'elle comporte en combinaison: - l'installation de capteurs sismiques (R 1-Rn) au contact de la formation; - l'injection dans la formation en quantité relativement faible, d'un fluide capable de modifier de façon sensible des caractéristiques d'ondes se propageant au travers de la formation;; - la réalisation au cours du processus d'injection, de cycles d'exploration sismique comportant chacun l'émission d'ondes simiques dans la formation depuis une succession de points d'émission (S), la réception des ondes qui se sont propagées au travers de la formation jusqu'aux différents capteurs sismiques ainsi que l'enregistrement des ondes reçues au cours des différents cycles; et - la comparaison des enregistrements obtenus au cours des différents cycles successifs pour déterminer les directions de propagation du fluide dans la formation, depuis le puits d'injection, la progression du fluide dépendant de la perméabilité des roches traversées par le fluide. 2) Méthode selon la revendication 1, caractérisée en ce que l'on couple une partie au moins desdits capteurs avec la surface du sol. 3) Méthode selon la revendication 1 ou 2, caractérisée en ce que l'on installe une partie au moins des capteurs dans au moins un puits, à une pluralité de profondeurs différentes. 4) Méthode selon la revendication 3, caractérisée en ce que l'on injecte ledit fluide dans le puits où sont installés les capteurs sismiques. 5) Méthode selon la revendication 3, caractérisé en ce que l'on injecte ledit fluide dans un autre puits distinct du puits où sont installés les capteurs sismiques. 6) Méthode selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce que les points d'émission sont choisis à la surface de la formation. 7) Méthode selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce que les points d'émission sont choisis dans un puits. 8) Méthode selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce que le fluide injecté est un gaz. 9) Méthode selon la revendication 8, caractérisée en ce que le gaz est prélevé dans une accumulation souterraine de gaz naturel. 10) Méthode selon l'une des revendications 1 à 7, caractérisé en ce que le fluide injecté est de la vapeur. 11) Méthode selon l'une des revendications 1 à 7, caractérisé en ce que le fluide injecté est un liquide. 12) Méthode selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce que les capteurs sont installés à poste fixe dans un puits. 13) Dispositif pour la mise en oeuvre de la méthode selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'il comporte en combinaison une pluralité de capteurs sismiques (R1-Rn) couplés avec la formation, une station de commande et d'enregistrement (5) en surface, au moins une source sismique (S), un générateur de fluide et des conduits (7) pour relier le générateur à une zone d'injection du fluide dans la formation. 14) Dispositif selon la revendication précédente, caractérisé en ce que les capteurs sismiques sont répartis le long d'une colonne tubulaire (4) descendue dans un puits et à l'extérieur de celui-ci, et sont reliés à la station de commande et d'enregistrement (5). 15) Dispositif selon la revendication 14, caractérisé en ce que les conduits pour relier le générateur à la zone d'injection incluent le tube (4) supportant les capteurs sismiques. 16) Dispositif selon la revendication 13, caractérisé en ce que les capteurs sismiques sont installés derrière un tube de cuvelage (2) cimenté dans un puits (1) et reliés à la station de commande et d'enregistrement (5).