Brevet FR2701733A1 — publié le 19940826

La présente invention concerne un nouveau procédé pour améliorer la récupération d'huile dans des réservoirs souterrains comportant un aquifère. Le procédé comporte l'injection au niveau de l'aquifère de produits spécifiques destinés à effectuer sensiblement une barrière au niveau du plan de contact eau/huile. L'invention concerne également un fluide comportant des produits spécifiques formant une barrière au niveau d'une interface huile-eau lorsque ce fluide est en présence d'huile. De nombreux réservoirs pétroliers dans le monde et en particulier au Canada, comportent sous la zone à huile une zone aquifère. Lorsqu'un puits, foré dans une roche réservoir imprégnée d'huile, est mis en production, il apparaît plus ou moins rapidement le phénomène dit de "coning" qui se traduit par la déformation du plan d'eau et ensuite par la production d'eau par le puits dès que celui-ci l'atteint. On parle alors de "percée". La rapidité du phénomène dépend de plusieurs paramètres, notamment du débit de production d'huile, des caractéristiques de la roche réservoir ou des caractéristiques physico-chimiques des différents fluides en présence. Le problème est d'autant plus marqué que l'huile en place est visqueuse. La production évolue alors généralement et irrémédiablement vers un pourcentage en eau croissant, ce qui a pour conséquence une moindre production d'huile et une augmentation des coûts opératoires de traitements de surface. De nombreux procédés ou méthodes ont été proposés pour limiter la production d'eau. I1 s'agit en général de modifier les propriétés du réservoir ou des fluides en place, si possible de manière durable pendant le temps de l'exploitation, le but étant de réduire la proportion d'eau tout en maintenant ou me me en augmentant la production d'huile. Ces méthodes sont basées soit sur la sélectivité géométrique qui consiste en la mise en place de barrière de perméabilité entre l'huile et l'eau afin de limiter le passage de l'eau dans la zone à huile, soit à réduire sélectivement la perméabilité à l'eau et en conséquence la mobilité de celle-ci. Les méthodes proposées utilisent généralement l'injection de produits chimiques qui, une fois mis en place agissent en particulier sur la perméabilité d'une zone de la roche réservoir, en modifiant soit les propriétés des fluides en place, soit les caractéristiques de la roche, ou les deux à la fois. Les méthodes connues peuvent être classées en deux groupes: - Traitement local d'un puits : I1 suppose l'injection d'un volume limité d'un fluide spécifique dont la fonction in situ est de réduire la perméabilité à l'eau de la zone traitée. Ce peut être l'injection d'un volume d'une solution de polymères, de gaz ou de mousse. - Mise en place de barrière de perméabilité au niveau de l'interface eau-huile: le rôle de ces barrières est d'isoler l'aquifère de la zone à huile. Ces méthodes consistent à injecter des solutions qui forment des gels in situ au contact de l'eau de l'aquifère et réduisent sensiblement la perméabilité verticale dans le réservoir. Ces méthodes de gélification, qui visent à empêcher la mobilité de l'eau, peuvent être employées localement au niveau d'un puits qui sera remis ensuite en production après mise en place de l'écran de perméabilité, ou pour améliorer le balayage de l'huile entre puits d'injection et de production dans le but d'éviter que les fluides de balayage rejoignent rapidement les zones déjà balayées ou l'aquifère. Ces méthodes ont toutes des inconvénients qui limitent leur utilisation. Le traitement local a une efficacité limitée dans le temps car le volume de fluide mis en place s'évacue petit à petit avec l'effluent produit. De plus, un traitement mal adapté ou mal localisé peut entraîner des risques de colmatage total ou partiel du puits traité. La technique qui consiste à mettre en place une barrière de perméabilité est séduisante car a priori sans danger pour le maintien des caractéristiques du réservoir. Cependant, il est difficile, voire impossible de contrôler l'injection des solutions gélifiantes pour qu'elles s'étendent sur une faible épaisseur et à une grande distance du puits d'injection. Par ailleurs, une partie des solutions injectées risque de contaminer la zone à huile. La présente invention concerne un procédé d'amélioration de la récupération d'hydrocarbures contenus dans une roche réservoir souterraine comportant une zone aquifère. Dans le procédé, on crée une barrière entre l'huile et l'eau de l'aquifère en injectant dans ladite zone aquifère un volume d'un fluide comportant des produits gonflants au contact des hydrocarbures. On peut injecter ledit fluide à partir d'un puits foré à partir de la surface et traversant la roche réservoir pour atteindre l'aquifère. Le volume dudit fluide gonflant injecté peut être déplacé par l'injection d'un volume d'un autre fluide. Cet autre fluide peut être inerte vis-à-vis des fluides en place. On peut élargir la barrière en effectuant plusieurs injections successives de volumes de fluide gonflant. On peut injecter un autre fluide simultanément à l'injection du fluide gonflant, à un niveau inférieur dans l'aquifère par rapport au niveau d'injection du fluide gonflant. L'invention concerne également un fluide pour créer une barrière sensiblement au niveau d'une interface entre des hydrocarbures contenus dans une roche réservoir souterraine et l'eau d'un aquifère. Le fluide selon l'invention comporte une dispersion de fines particules d'un polymère gonflant au contact des hydrocarbures. Lesdites particules peuvent avoir un diamètre au plus égal à 5 micromètres et de préférence compris entre 0,1 et 0,5 micromètre. Ledit polymère peut être un homopolymère ou copolymère d'acétate de polyvinyle ou d'un polystyrène. Ledit polymère peut être un copolymère styrène-butadiène carboxylé ou non. La masse volumique initiale du fluide peut être sensiblement égale à celle de l'eau de l'aquifère et sa viscosité initiale peut être inférieure à 100 mPa.s La teneur en poids de particules de polymère peut être compris entre 10 % et 60 %. Le fluide peut comporter des sels minéraux, par exemple du chlorure de sodium, dans une proportion comprise entre I et 15 % en poids, et/ou un acide minéral, par exemple de l'acide sulfurique dans une proportion comprise entre 1 et 5 % en poids. L'invention sera mieux comprise et ses avantages apparaîtront plus clairement à la description qui suit d'exemples, nullement limitatifs, illustrés notamment par les figures ci-annexées, parmi lesquelles - la figure 1 illustre le phénomène de "coning", -la figure 2 montre l'injection du fluide gonflant, - la figure 3 montre la mise en production du réservoir traité selon l'invention, - la figure 4 montre une variante du procédé. La figure 1 représente le phénomène dit de "coning". Une couche géologique de roche réservoir d'épaisseur H contient une épaisseur ho d'hydrocarbures au-dessus de l'interface 2. L'interface 2 sépare l'aquifère 4 de la roche imprégnée 1 d'hydrocarbures. Un puits 5 est foré depuis la surface du sol, à travers le toit 3 du réservoir, pour s'interrompre en 6 au dessus de l'interface 2. Lorsque le puits est en production par les perforations 7, le déséquilibre entre les forces visqueuses et les forces de gravité déforme les lignes de courant qui atteignent la base 6 du puits. Ce mouvement ascendant de l'huile et de l'eau déforme la surface de contact eau-huile qui prend une forme grossièrement conique. Si l'effet de soutirage est trop important, le cône peut s'accentuer jusqu'à ce que l'eau atteigne les perforations, la production en huile du puits est alors profondément affectée. La figure 2 représente un exemple de réalisation du procédé selon l'invention qui consiste à injecter dans l'aquifère un fluide spécifique. Un puits 8 est foré de la surface jusqu'à l'aquifère 4, donc traversant la zone 1 du réservoir imprégnée d'huile. Dans le cas où le puits 8 est cuvelé et cimenté selon l'art, des perforations 9 établissent la communication avec l'aquifère. On injecte, en général par un tubing 20 introduit dans le puits 8, un volume du fluide 1 1 de la présente invention suivant la direction des flèches 10. La procédure d'injection du fluide selon l'invention ou d'autres fluides ne diffère pas des techniques conventionnelles connues sous le terme de "squeeze". Cette procédure peut imposer la mise en place dans le puits d'un ou plusieurs packers pour séparer les zones entre elles. Le fluide 11 injecté a les propriétés suivantes: - une viscosité adaptée à l'injection aisée du fluide dans l'aquifère, de préférence inférieure à 100 mPa.s, - une masse volumique sensiblement égale à celle de l'eau de l'aquifère et de préférence légèrement inférieure, - inerte chimiquement vis-à-vis de l'eau de l'aquifère dans les conditions de fond, - comporter en dispersion des produits sous forme de très fines particules qui gonflent au contact des hydrocarbures. Les particules doivent avoir une taille inférieure à 5 micromètres et de préférence comprise entre 0,1 et 0,5 micromètre. La taille des particules est adaptée aux dimensions des pores de la roche réservoir. Les particules gonflantes sont des polymères, par exemple des homo ou copolymères d'acétate de polyvinyle ou de polystyrène, préférentiellement un copolymère styrène-butadiène carboxylé ou non, par exemple le produit Rhodopas SB324P ou SB744P fabriqué par RHONE POULENC Chimie. Tout autre polymère ayant les fonctions et caractéristiques équivalentes à celles décrites ci-dessus convient à la fabrication du fluide de la présente invention. La teneur en matière sèche de polymère est adaptée aux caractéristiques du milieu poreux. Le fluide contenant la dispersion peut être injecté à l'état concentré, c'est-à-dire contenant entre 40 et 60 % en poids de matière sèche, ou plus dilué, en veillant toutefois à ce que la concentration en matière sèche ne soit pas inférieure à 10 % en poids. Le fluide 1 1 injecté vient au voisinage de l'interface 2 et les particules contenues - dans le fluide sont contactées par les hydrocarbures. Celles-ci gonflent en formant un écran ou barrière de perméabilité 12 au voisinage de l'interface 2. I1 faut noter que l'épaisseur de l'écran sera d'autant plus faible que l'écran de perméabilité est efficace. L'écran de perméabilité empêche le déplacement du fluide 1 1 vers la partie supérieure du réservoir contenant l'huile. Le fluide 11, déplacé par l'action d'injection, forme peu à peu un écran plus large en s'étalant au niveau de l'interface. Pour faciliter et améliorer l'étalement du fluide gonflant loin du puits d'injection, on peut faire suivre l'injection du volume de fluide 11, par l'injection, à partir des mêmes moyens, d'un fluide de déplacement, par exemple de l'eau, du gaz, de la mousse ou tout autre fluide. Le fluide de déplacement pousse le fluide gonflant vers la zone de l'interface où la barrière n'est pas encore créée. I1 est ensuite possible d'effectuer une ou plusieurs autres procédures d'injection d'un volume de fluide gonflant. Le fluide gonflant peut être une dispersion aqueuse liquide ou sous forme de mousse. Pour faciliter la séparation des particules de polymère de la phase aqueuse de la dispersion et améliorer ainsi leurs contacts avec l'huile, on peut ajouter à la dispersion des sels minéraux tel que le chlorure de sodium dans la proportion en poids comprise entre 1 et 15 % par rapport au poids de dispersion, et de préférence environ 5 %. Egalement, la dispersion peut comprendre un acide minéral tel que l'acide sulfurique dans la proportion comprise entre 1 et 5 % en poids par rapport à la dispersion et de préférence environ 2 %. La figure 3 montre un exemple de remise en production par le puits 8, après la mise en place de la barrière de perméabilité 12. Les perforations 9 sont bouchées par un bouchon de ciment 15, colmatant ainsi le fond du puits au niveau de l'aquifère. Le bouchon peut être un bouchon définitif ou temporaire du type "bridge plug". D'autres perforations 13 sont exécutées dans le cuvelage du puits 8 afin d'établir la liaison couche-trou au niveau de la zone à huile 1. Dans le cas d'un aquifère suffisamment actif, l'action de soutirage de l'huile par les perforations 13 a pour effet de poursuivre l'étalement du fluide gonflant 1 1 resté piégé sous la barrière 12. L'étalement du fluide 1 1 selon les flèches 14 élargit l'écran ou barrière 12 selon la référence 12b. La procédé selon l'invention sera d'autant plus efficace que le fluide contenant les produits gonflants a été adapté à la formation d'une barrière ou écran de perméabilité pouvant migrer dans le milieu poreux en même temps que le plan d'eau se déplace. Le volume de fluide injecté et le nombre d'injections successives dépendent notamment des caractéristiques du réservoir, de l'huile en place et des paramètres de production. Pour améliorer l'étalement du fluide gonflant tout en limitant le volume injecté, on peut dans une autre variante illustrée par la figure 4, injecter simultanément à 1 injection du fluide gonflant 1 1 par le tubing 20, un autre fluide par un autre tubing 21. L'extrémité du tubing 21 se trouve à un niveau plus profond par rapport au tubing 20. L'injection simultanée des deux fluides donne un étalement du fluide gonflant 11 en forme de disque, au lieu d'être sphérique. En étant injecté en même temps dans l'aquifère, mais à travers les perforations 9 situées à un niveau inférieur au niveau d'injection du fluide gonflant, le fluide 16 force le fluide gonflant à s'étaler en disque puisqu'il ne lui laisse pas la liberté de s'étaler vers le bas de l'aquifère. Cette action supplémentaire permet de limiter le volume de fluide gonflant injecté, tout en élargissant la barrière de perméabilité 12. Les caractéristiques du fluide 16 seront déterminées en fonction de celle du fluide gonflant ainsi que des spécificités de l'aquifère. Ce fluide aura préférentiellement une viscosité voisine de celle du fluide gonflant. REVENDICATIONS 1) Procédé d'amélioration de la récupération d'hydrocarbures contenus dans une roche réservoir (1) souterraine comportant une zone aquifère (4), caractérisé en ce que l'on crée une barrière (12) sensiblement entre l'huile et l'eau de l'aquifère en injectant dans ladite zone aquifère un volume d'un fluide (11) comportant des produits gonflants au contact des hydrocarbures. 2) Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que l'on injecte ledit fluide à partir d'un puits (8) foré à partir de la surface et traversant la roche réservoir (1) pour atteindre l'aquifère (4) 3) Procédé selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce que le volume dudit fluide gonflant injecté est déplacé par l'injection d'un volume d'un autre fluide (16). 4) Procédé selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce que l'on élargit la barrière en effectuant plusieurs injections successives de volumes de fluide gonflant. 5) Procédé selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce que l'on injecte un autre fluide (16) simultanément à l'injection du fluide gonflant (11), à un niveau inférieur dans l'aquifère par rapport au niveau d'injection du fluide gonflant. 6) Fluide pour créer une barrière sensiblement au niveau d'une interface entre des hydrocarbures contenus dans une roche réservoir souterraine et l'eau d'un aquifère, caractérisée en ce qu'il comporte une dispersion de fines particules d'un polymère gonflant au contact des hydrocarbures. 7) Fluide selon la revendication 6, caractérisé en ce que lesdites particules ont un diamètre au plus égal à 5 micromètres et de préférence compris entre 0,1 et 0,5 micromètre. 8) Fluide selon l'une des revendications 6 ou 7, caractérisé en ce que ledit polymère est un homopolymère ou copolymère d'acétate de polyvinyle ou d'un polystyrène. 9) Fluide selon la revendication 8, caractérisé en ce que ledit polymère est un copolymère styrène-butadiène carboxylé ou non. 10) Fluide selon l'une des revendications 6 à 9, caractérisé en ce que sa masse volumique initiale est sensiblement égale à celle de l'eau de l'aquifère et en ce que sa viscosité initiale est inférieure à 100 mPa.s. 11) Fluide selon l'une des revendications 6 à 10, caractérisé en ce que la teneur en poids de particules de polymère est compris entre 10 % et 60 %. 12) Fluide selon l'une des revendications 6 à 11, caractérisé en ce qu'il comporte des sels minéraux, par exemple du chlorure de sodium, dans une proportion comprise entre 1 et 15 % en poids, et/ou un acide minéral, par exemple de l'acide sulfurique dans une proportion comprise entre 1 et 5 % en poids.