Brevet FR3057294A1 — publié le 20180413

PROCEDE ET SYSTEME PERMETTANT D'EXTRAIRE UN ECHANTILLON DE FLUIDE DE RESERVOIR DOMAINE DE L'INVENTION [0001] La présente divulgation concerne, d'une manière générale, des procédés permettant de récupérer et de traiter des échantillons de fluide de réservoir. En particulier, le présent sujet concerne, d'une manière générale, des procédés d'extraction d'échantillons améliorés de fluide de formation. CONTEXTE [0002] Des puits de forage sont forés dans la terre pour diverses raisons, notamment pour exploiter des formations contenant des hydrocarbures afin d'en extraire les hydrocarbures pour les utiliser, entre autres, comme carburant, comme lubrifiants et dans la production de produits chimiques. L'industrie du pétrole et du gaz effectue généralement l'évaluation complète des réservoirs d'hydrocarbures souterrains avant le développement et la production d'un puits de forage. Les procédures d'évaluation d'une formation impliquent généralement la collecte d'échantillons de fluide de formation afin d'effectuer une analyse de la teneur en hydrocarbure, une estimation de la perméabilité de la formation et de l'uniformité directionnelle, une détermination de la pression du fluide de formation, et diverses autres analyses. Les mesures de ces paramètres sont habituellement réalisées en utilisant des dispositifs tels que, mais sans s'y limiter, des outils de test de formation de fond de puits. [0003] Les caractéristiques des hydrocarbures se trouvant dans une formation terrestre peuvent être déterminées en utilisant un test de mobilité de formation réalisé dans un outil de test de formation de fond de puits. La mobilité d'une formation est définie comme étant la perméabilité (k) divisée par la viscosité du fluide (y). L'équation qui régit le problème d'écoulement par un orifice pour le calcul d'une mobilité est basée sur l'équation de Darcy, en prenant en compte la géométrie de l'ouverture de l'orifice de l'outil de test de formation de fond de puits. Le calcul d'une mobilité à partir des mesures d'un outil de test de formation est bien défini dans un régime de roche poreuse saturée par une unique phase fluide. Cependant, pour un écoulement multiphasique, la mobilité d'un fluide de formation fournit seulement une mobilité globale qui ne fait pas la distinction entre les mobilités des phases fluides. En outre, l'écoulement d'un fluide dans un réservoir fracturé est dominé par l'écoulement à travers les fractures, la mobilité de la matrice rocheuse n'est pas facilement déterminée. 3057294 2 [0004] Pour obtenir un échantillon de fluide de réservoir à des fins de test, un outil d'extraction de fluide peut être utilisé pour extraire des fluides à partir de la formation à une profondeur souhaitée. L'extraction d'un fluide de formation peut être un processus long et fastidieux à cause de la nécessité d'éliminer par pompage les filtrats de boue indésirables afin d'obtenir un 5 échantillon propre non contaminé. Les procédés de pompage prolongé ne sont pas rares, et l'obtention d'un échantillon de haute qualité n'est pas garantie, en particulier dans certains types de réservoirs. Par exemple, les échantillons obtenus à des profondeurs situées dans des zones de transition, des réservoirs à proportion élevée d'eau et des réservoirs fracturés, où les fractures sont reliées à des couches contenant de l'eau, l'échantillon peut présenter une contamination élevée par 10 l'eau malgré un temps prolongé de pompage. [0005] Des modificateurs de perméabilité relative ont été utilisés pour réduire la production d'eau dans les réservoirs à proportion élevée d'eau, pour maximiser la récupération à partir de champs matures, et pour réduire la pression capillaire et permettre un démarrage rapide de la production de gaz à partir de formations terrestres denses. Ces agents réduisent la perméabilité 15 effective de l'eau, sans affecter de manière importante la perméabilité du gaz ou du pétrole. BRÈVE DESCRIPTION DES FIGURES [0006] Les mises en oeuvre de la présente technologie vont maintenant être décrites, uniquement à titre d'exemple, en se référant aux figures annexées, dans lesquelles : 20 [0007] La figure 1 est un schéma d'un environnement de fonctionnement de puits de forage dans lequel un appareil, un procédé et un système, ayant un outil d'extraction de fluide, peuvent être déployés, selon un exemple de mode de réalisation ; [0008] La figure 2 est un schéma d'un outil modulaire d'extraction de fluide doté d'un dispositif de test de formation, selon un exemple de mode de réalisation ; 25 [0009] La figure 3A est un schéma d'un module de dispositif de test de formation, selon un exemple de mode de réalisation ; [0010] La figure 3B est une vue avant du tampon d'étanchéité d'un dispositif de test de formation, selon un exemple de mode de réalisation ; [0011] La figure 4A est une illustration représentant une architecture classique de système 30 de calcul à bus système, selon un exemple de mode de réalisation ; [0012] La figure 4B est une illustration représentant un système informatique ayant une architecture à jeu de puces, selon un exemple de mode de réalisation ; et 3057294 3 [0013] La figure 5 est un schéma de procédé représentant un procédé d'extraction d'échantillons de fluide de formation. DESCRIPTION DÉTAILLÉE 5 [0014] Il sera compris que pour simplifier et clarifier l'illustration, le cas échéant, des numéros de référence ont été répétés sur les différentes figures afin d'indiquer des éléments correspondants ou analogues. En outre, de nombreux détails spécifiques sont présentés afin de fournir une parfaite compréhension des modes de réalisation décrits dans le présent document. Cependant, il sera compris par le spécialiste du domaine que les modes de réalisation décrits dans le 10 présent document peuvent être mis en pratique sans ces détails spécifiques. Dans d'autres situations, les procédés, les procédures et les composants n'ont pas été décrits en détail afin de ne pas obscurcir la caractéristique en question qui est décrite. De plus, il ne doit pas être envisagé que la description limite la portée des modes de réalisation décrits dans le présent document. Les dessins ne sont pas nécessairement à l'échelle et les proportions de certaines parties ont été exagérées pour mieux 15 illustrer les détails des caractéristiques de la présente divulgation. [0015] Dans la description ci-dessus, il est fait référence à haut et bas dans le but d'effectuer une description avec « haut », « plus haut », « vers le haut » ou « en haut de puits » signifiant vers la surface du puits de forage et avec « bas », « plus bas », « vers le bas » ou « en bas de puits » signifiant vers l'extrémité terminale du puits, quelle que soit l'orientation du puits de forage. De 20 manière correspondante, les orientations axiales, latérales, longitudinales, radiales, etc., font référence à des orientations par rapport à l'orientation du puits de forage ou de l'outil. Le terme « axialement » signifie sensiblement le long d'une direction de l'axe de l'objet. Si cela n'est pas spécifié, le terme axialement est tel qu'il fait référence à l'axe le plus long de l'objet. [0016] Plusieurs définitions qui s'appliquent tout au long de la divulgation ci-dessus vont 25 maintenant être présentées. Le terme « couplé » signifie connecté, soit directement, soit indirectement par l'intermédiaire de composants intermédiaires, et n'est pas nécessairement limité à des connexions physiques. La connexion peut être telle que les objets sont connectés en permanence ou connectés de manière amovible. Le terme « à l'extérieur », « extérieur » ou « externe » fait référence à une région qui se trouve au-delà des limites les plus externes d'un objet physique. Le 30 terme « à l'intérieur », « intérieur » ou « interne » fait référence à une région qui se trouve dans les limites les plus externes d'un objet physique. Les termes « comprenant », « incluant » et « ayant » sont utilisés de manière interchangeable dans la présente divulgation. Les termes « comprenant », 3057294 4 « incluant » et « ayant » signifient inclure, mais sans être nécessairement limité aux choses ainsi décrites. [0017] Il est divulgué dans le présent document un procédé d'extraction d'échantillons de fluide formation à une profondeur prédéterminée. Ceci est réalisé en faisant descendre un outil 5 d'extraction de fluide dans un puits de forage et en injectant un agent de perméabilité sélective (SPA) dans la formation. Le SPA peut comprendre divers agents, tels que des modificateurs de perméabilité relative (RPM), pour empêcher l'écoulement de l'eau et améliorer l'écoulement des hydrocarbures. Après l'injection du SPA dans la formation, l'outil d'extraction de fluide peut extraire un échantillon de fluide de formation à partir de la formation terrestre, analyser l'échantillon 10 afin de déterminer la mobilité pour le fluide de formation et/ou collecter l'échantillon à l'intérieur de l'outil d'extraction de fluide. L'outil d'extraction de fluide peut être couplé à un processeur pour mettre en oeuvre les étapes susmentionnées et/ou pour déterminer la mobilité des hydrocarbures au sein de la formation. [0018] L'appareil, le procédé et le système divulgués dans le présent document peuvent 15 réduire sélectivement la perméabilité relative de l'eau in situ afin d'augmenter la probabilité d'obtention d'un échantillon de haute qualité à faible teneur en eau en un temps de pompage plus court. En particulier, ce qui est mentionné ci-dessus permet d'extraire des échantillons d'hydrocarbure de formation moins contaminés et « plus propres » à partir du puits de forage, d'extraire plus efficacement de tels fluides et, en outre, de déterminer la mobilité de la phase fluide 20 d'hydrocarbure dans la formation. [0019] La figure 1 illustre un système 100 selon divers modes de réalisation de la présente divulgation. L'outil d'extraction de fluide 150 peut être utilisé dans le cadre d'une opération de diagraphie par ligne câblée, ou dans le cadre d'une opération de forage en fond de puits. Par exemple, la figure 1 représente un puits lors d'opérations de diagraphie par ligne câblée. Une plate- 25 forme de forage 120 peut être équipée d'un derrick 125 qui supporte un appareil de levage 115. Le forage des puits de pétrole et de gaz peut être réalisé en utilisant un train de tubes de forage reliés ensemble afin de former un train de forage qui est abaissé par l'intermédiaire d'une table de rotation 110 dans un puits de forage 140, également appelé trou de forage 140 dans le présent document. [0020] Ici, on suppose que le train de forage a été temporairement retiré du puits de forage 30 140 afin qu'un outil d'extraction de fluide 150 puisse être introduit par un système de transport 130 dans le puits de forage 140. Le système de transport 130 peut comprendre n'importe quel système de transport de fond de puits, tel qu'un fil, un câble, une e-line, un câble lisse, un câble tressé, un fil 3057294 5 métallique, un fil non métallique, ou un fil composite, des torons simples ou multiples, ainsi qu'un tubage, un tube spiralé, un tube d'articulation, un tuyau, ou un autre élément tubulaire, leurs combinaisons et équivalents. L'outil d'extraction de fluide 150 peut être descendu jusqu'à un emplacement souhaité et stabilisé au sein du puits de forage 140. Quand l'outil d'extraction de 5 fluide 150 est stabilisé, les instruments inclus dans l'outil d'extraction de fluide 150 (par exemple, un dispositif de test de formation) peuvent être utilisés pour effectuer des mesures sur un fluide de formation en suspension dans les formations terrestres 180 adjacentes au puits de forage 140. Les données relatives au fluide de formation peuvent être analysées à l'intérieur de l'outil d'extraction de fluide 150 ou transmises à une installation d'enregistrement 170 située en surface à des fins de 10 stockage, de traitement et d'analyse. L'installation d'enregistrement 170 peut être dotée d'un équipement électronique pour divers types d'analyse de fluide. Par exemple, L'installation d'enregistrement 170 peut comprendre un ou plusieurs ordinateurs de surface 172 et un ou plusieurs affichages 174. En variante, les données peuvent être transmises et traitées hors site. [0021] Bien que la figure 1 représente un puits de forage vertical 140, la présente divulgation 15 est également parfaitement appropriée pour être utilisée dans des puits de forage ayant d'autres orientations, comme les puits de forages horizontaux, les puits de forage inclinés, les puits de forages multilatéraux, ou équivalents. Il doit être noté que, bien que la figure 1 représente d'une manière générale une opération terrestre, le spécialiste du domaine comprendra facilement que les principes décrits dans le présent document sont tout aussi applicables aux opérations qui utilisent 20 des plates-formes ou appareils de forage flottants ou basés en mer, sans s'écarter de la portée de la présente divulgation. [0022] Divers appareils et systèmes peuvent être utilisés pour mettre en oeuvre les activités décrites ci-dessus. Le système peut être utilisé avec un outil modulaire de test de formation de fond de puits tel que, mais sans s'y limiter, l'outil de description de réservoir (RDT®) d'Halliburton, le 25 dispositif modulaire de test des dynamiques d'une formation (MDT) de Schlumberger, ou l'instrument de caractérisation de réservoir (RCI®) de Baker Hughes. Tel que modifié selon la présente divulgation, l'outil est rendu approprié pour tester, récupérer et échantillonner le long de sections des formations terrestres au moyen d'un contact avec la surface d'un puits de forage. Selon un exemple de mode de réalisation illustré sur la figure 2, l'outil d'extraction de fluide 150 peut 30 avoir un corps allongé comprenant plusieurs modules (sections) capables d'effectuer diverses fonctions. Comme le montre la figure 2, l'outil d'extraction de fluide 150 peut comprendre un dispositif d'injection 10, un module d'alimentation en énergie 20, par exemple un module 3057294 6 d'alimentation en énergie hydraulique capable de convertir l'électricité en puissance hydraulique ; un dispositif de test de formation 30 servant à prélever des échantillons des fluides de formation ; un module de régulation de débit 40 régulant le débit des divers fluides dans et hors de l'outil ; un module de test de fluide 50 servant à effectuer différents tests sur un échantillon de fluide ; un 5 module de collecte d'échantillon à chambres multiples 60 qui peut contenir des chambres de diverses tailles pour stocker les échantillons de fluide collectés ; un module de télémétrie 70 qui permet une communication électrique et de données entre les modules ; et une unité de commande de haut de puits (non représentée) et d'autres sections, désignées collectivement sur la figure 2 par 80. Le spécialiste du domaine comprendra facilement que les divers modules peuvent être 10 réarrangés en fonction des applications spécifiques, et que le présent agencement ne doit pas être considéré comme une limite. [0023] Plus précisément, la section de puissance/télémétrie 70 conditionne l'énergie des autres sections de l'outil. Chaque section peut avoir son propre système de commande de procédé et peut fonctionner indépendamment. Bien que la section 70 fournisse un bus de puissance intra-outil 15 commun, la totalité du train d'outils (les extensions au-delà de l'outil d'extraction de fluide 150 ne sont pas représentées) partage un bus de communication commun qui est compatible avec d'autres outils de diagraphie. Cet agencement permet à l'outil, dans un mode de réalisation préféré, d'être combiné avec d'autres systèmes de diagraphie tels que, mais sans s'y limiter, un système de diagraphie d'image par résonance magnétique (MRIL) ou un système de diagraphie par induction de 20 réseau à haute résolution (HRAI). [0024] L'outil d'extraction de fluide 150 peut être acheminé dans le puits de forage 140 par un système de transport 130 (comme le montre la figure 1), qui contient des conducteurs pour transporter de l'énergie aux divers composants de l'outil et des conducteurs ou des câbles (câbles coaxiaux ou à fibre optique) pour permettre une communication bidirectionnelle de données entre 25 l'outil d'extraction de fluide 150 et l'installation d'enregistrement 170 (comme le montre la figure 1). L'installation d'enregistrement 170, telle que décrite ci-dessus, comprend de préférence un ordinateur et une mémoire associée pour stocker des programmes et des données. L'installation d'enregistrement 170 commande généralement le fonctionnement de l'outil d'extraction de fluide 150 et les données de procédé reçues lors des opérations. L'installation d'enregistrement 170 peut 30 comprendre, mais sans s'y limiter, divers périphériques associés, comme un dispositif d'enregistrement servant à enregistrer des données, un affichage servant à afficher des informations souhaitées et une imprimante. Dans un mode de réalisation spécifique, le module de télémétrie 70 3057294 7 peut fournir à la fois de l'électricité et des communications de données entre les modules et l'installation d'enregistrement 170 (comme le montre la figure 1). En particulier, le module de télémétrie 70 fournit un bus de données à haute vitesse depuis l'unité de commande vers les modules pour télécharger les lectures des capteurs et télécharger des instructions de commande 5 initiant ou terminant divers cycles de tests et ajuster différents paramètres, tels que les vitesses auxquelles les diverses pompes fonctionnent. [0025] Le dispositif d'injection 10 et/ou le dispositif de test de formation 30 peuvent injecter un SPA depuis l'outil d'échantillonnage 150 dans la zone du puits de forage et de la formation où le test de mobilité ou l'échantillonnage est souhaité. La SPA peut être injectée dans la formation 10 terrestre au voisinage du dispositif de test de formation 30 avant l'extraction d'un quelconque fluide de formation. La quantité de SPA nécessaire pour l'extraction d'un fluide peut être basse et, par conséquent, peut ne pas nécessiter un mélange avec le fluide de forage. Par conséquent, l'injection du SPA peut se concentrer sur la zone d'échantillonnage. En variante, le SPA peut être dispersé dans la boue de forage. Comme cela est connu dans le domaine, l'échantillonnage d'un fluide de 15 formation peut être réalisé tout en forant. Pour un échantillonnage efficace en cours de forage, l'injection du matériau peut être réalisée avant la collecte des échantillons ou, en variante, l'échantillonnage peut être réalisé après une période de temps prédéterminée, pour laisser au matériau le temps d'absorber l'eau, de se réticuler et d'isoler les phases de fluide au sein de la roche avant l'extraction. En outre, le matériau peut être injecté lors des opérations de forage quand les 20 échantillons sont collectés. [0026] Lors des opérations par ligne câblée, l'injection et l'analyse peuvent avoir lieu lors du même passage de diagraphie ou lors d'un passage de diagraphie différent. Par exemple, l'injection peut être réalisée et l'échantillon collecté tandis que l'outil est stationnaire ou, en variante, l'injection peut être réalisée lors du passage de diagraphie vers le bas et l'échantillonnage et le test 25 peuvent être réalisés lors du passage de diagraphie vers le haut, ce qui laisse le temps au modificateur de perméabilité de se disperser et de se réticuler aux molécules d'eau. [0027] Le module de régulation de débit 40 de l'outil d'extraction de fluide 150 peut comprendre une pompe à piston à double effet 42, qui peut réguler le débit du fluide de formation provenant de la formation terrestre aspiré dans les sondes 32A et 32B. Le fluide de formation qui est 30 aspiré dans les sondes 32A et 32B peut être prélevé dans la conduite 15 à des fins de test de mobilité dans la section de test de fluide 50 et/ou fourni au module de collecte d'échantillon 60. Dans le présent document, le fluide extrait peut être appelé échantillon de fluide s'il est utilisé pour un test 3057294 8 de mobilité de fluide ou collecté dans le module de collecte d'échantillon 60. La pompe 42 est réversible de sorte que, en plus d'aspirer le fluide à partir de la formation, elle peut également être utilisée pour injecter le SPA à partir des sondes 32A et 32B ou du dispositif d'injection 10 dans la formation. En variante, de multiples pompes peuvent être utilisées, par exemple une pompe peut être 5 utilisée pour aspirer un fluide d'un côté et une seconde pompe séparée peut servir à injecter le SPA d'un autre côté. Le fonctionnement de la pompe peut être surveillé par l'installation d'enregistrement 170. [0028] Le fluide qui entre dans les sondes 32A et 32B s'écoule à travers la conduite d'écoulement 15 et peut également être évacué dans le puits de forage 140 par l'intermédiaire de la 10 sortie 44. Un dispositif de contrôle de fluide, tel qu'une vanne de régulation, peut être raccordé à la conduite d'écoulement 15 pour réguler l'expulsion du fluide évacué à partir de la conduite d'écoulement 15. Le module de régulation de débit 40 peut comprendre en outre un ou plusieurs capteurs de débit et/ou capteurs de pression, tels que des transducteurs de pression à extensomètre, qui peuvent mesurer un débit et/ou les pressions d'entrée et de sortie d'une pompe. 15 [0029] Afin de tester la mobilité du fluide aspiré à partir de la formation, la section de test de fluide 50 de l'outil peut comprendre un dispositif de tests de fluide, qui peut analyser le fluide s'écoulant à travers la conduite d'écoulement 15. Dans le cadre de cet exemple, n'importe quel dispositif approprié peut être utilisé pour analyser la mobilité d'un fluide de la formation. Dans le cas présent, en raison de l'injection d'un SPA dans la formation, l'écoulement d'eau dans la 20 formation devrait être empêché ou réduit, tandis que d'un autre côté, l'écoulement de l'hydrocarbure est respectivement amélioré. Par conséquent, la mobilité de la phase d'hydrocarbure est le fluide qui est testé, comme divulgué dans le présent document. Les dispositifs permettant de déterminer la mobilité d'un fluide peuvent comprendre, mais sans s'y limiter, des transducteurs de pression, tels qu'un transducteur de pression à quartz, comme un manomètre Quartzdyne®. Par exemple, l'outil 25 Single Gauge quartz Pressure tool (QPS) d'Halliburton peut être utilisé. En outre, on peut utiliser des dispositifs comprenant un certain nombre de capteurs ou de jauges à quartz. Par exemple, dans ces portes-jauges, le résonateur de pression, la compensation de température et le cristal de référence sont conditionnés sous la forme d'une unité individuelle avec chaque cristal adjacent en contact direct. L'assemblage peut être contenu dans un bain d'huile qui est couplé de manière hydraulique à 30 la pression à mesurer. La jauge à quartz permet au dispositif d'obtenir une mesure de paramètres, tels que la pression de tirage du fluide qui est retiré de la formation terrestre et la température du fluide. Dans au moins un cas, deux dispositifs de test de fluide 52 peuvent fonctionner en tandem 3057294 9 afin d'obtenir la différence de pression entre et de déterminer la viscosité du fluide tandis qu'un pompage est en cours ou la densité du fluide une fois que son écoulement est arrêté. Des capteurs de débit peuvent également être utilisés pour déterminer le débit du fluide qui est extrait afin de déterminer la mobilité de l'hydrocarbure dans la formation. Des capteurs de débit et des capteurs de 5 pression peuvent à la fois être utilisés. [0030] Le module de collecte d'échantillon 60 de l'outil peut contenir des chambres de diverses tailles pour stocker l'échantillon de fluide collecté. La section chambre 60 peut comprendre au moins un tube de collecte 62 et peut comprendre en outre un piston qui divise le tube de collecte 62 en une chambre supérieure 62A et une chambre inférieure 62B. Un conduit peut être couplé à la 10 chambre inférieure 62B pour permettre une communication fluidique entre la chambre inférieure 62B et l'environnement extérieur, comme la surface interne du puits de forage. En outre, un dispositif de régulation de débit de fluide, tel qu'une vanne électrique, peut être placé dans le conduit pour ouvrir et fermer sélectivement la vanne afin de permettre une communication fluidique entre la chambre inférieure 62B et le puits de forage. De même, la section chambre 62 peut 15 également contenir un dispositif de régulation de débit de fluide, tel qu'une vanne de régulation électrique, qui est sélectivement ouverte et fermée pour diriger le fluide de formation depuis la conduite d'écoulement 15 vers la chambre supérieure 62A. [0031] Le dispositif de test de formation 30, en particulier la sonde 32, peut avoir des composants électriques et mécaniques facilitant le test, l'échantillonnage et l'extraction de fluides à 20 partir de la formation terrestre. La sonde 32 peut être étendue latéralement par un ou plusieurs actionneurs à l'intérieur du dispositif de test de formation 30 pour étendre les sondes 32 à partir de l'outil. Le dispositif de test de formation 30 peut récupérer et échantillonner des fluides de formation tout au long d'une formation terrestre le long de l'axe longitudinal du puits de forage. Conformément à la divulgation, il est fourni une sonde 32 extensible couplée à au moins un tampon 25 d'étanchéité fournissant un contact étanche avec la surface interne du puits de forage à un emplacement souhaité. La sonde 32 peut comprendre en outre un ou plusieurs transducteurs de pression à extensomètre compensés en température à haute résolution (non représentés), qui peuvent être isolés avec des vannes de fermeture pour surveiller la pression des sondes. Les fluides provenant de la partie étanchéifiée de la formation terrestre peuvent être collectés par l'intermédiaire 30 d'une ou de plusieurs fentes, d'un ou de plusieurs canaux d'écoulement de fluide, d'une ou de plusieurs ouvertures, d'une ou de plusieurs sorties ou d'un ou de plusieurs renfoncements dans le tampon d'étanchéité. Comme discuté plus loin par rapport à la figure 3B, les renfoncements dans le 3057294 10 tampon peuvent être allongés le long de l'axe du tampon. Dans au moins un mode de réalisation, le dispositif de test de formation 30 est comme davantage illustré sur les figures 3A et 3B. Bien que la figure 3A illustre un dispositif de test de formation 30 ayant une unique sonde, le spécialiste du domaine comprendra que n'importe quel nombre de sondes peut être utilisé sans s'écarter de la 5 portée de la présente description. [0032] La figure 3A illustre une partie de l'outil d'extraction de fluide 150, notamment le dispositif d'injection 10 et le dispositif de test de formation 30. La figure 3A illustre des supports extensibles 31A, 31B opposés à la sonde 32 du dispositif de test de formation 30. Les supports extensibles 31A, 31B peuvent être déplacés latéralement par des actionneurs placés à l'intérieur du 10 dispositif de test de formation 30 afin de s'écarter de l'outil. Bien que la figure 3A illustre un dispositif de test de formation 30 ayant deux supports extensibles, le spécialiste du domaine comprendra que n'importe quel nombre de supports extensibles peut être utilisé sans s'écarter de la portée de la présente description. En outre, bien que la figure 3A montre que les supports extensibles s'étendent dans la direction opposée de la sonde 32, le spécialiste du domaine comprendra que les 15 supports peuvent s'étendre dans n'importe quelle direction. [0033] La pompe 33 peut être utilisée pour effectuer une analyse sur un petit volume d'échantillon de fluide de formation. La pompe 33 peut être, mais sans s'y limiter, une pompe à piston. La pompe 33 peut être dotée d'un transducteur de pression à extensomètre à haute résolution, similaire à celui décrit par rapport à la sonde, qui peut être isolé par rapport à la conduite 20 d'écoulement intra-outil 15 et à la sonde 32. En outre, le module peut comprendre une cellule à résistance, optique ou d'un autre type (non représentée) située à proximité de la sonde 32 qui peut surveiller les propriétés du fluide quand le fluide entre dans la sonde 32. [0034] La pompe 33 peut également être utilisée pour injecter un agent sélectivement perméable à travers une sortie de la sonde 32 dans la formation. Une chambre 12 peut être fournie 25 pour contenir un SPA. Par exemple, le SPA peut être aspiré à partir de la chambre 12 et injecté par l'intermédiaire de la sonde 32 dans la formation. En variante, la pompe 42 (comme le montre la figure 2) ou d'autres pompes peuvent être utilisées pour injecter l'agent sélectivement perméable par l'intermédiaire de la sonde 32. Le SPA est injecté dans l'espace annulaire ou la formation par l'intermédiaire d'une sortie ou d'une autre ouverture dans la sonde 32. L'ouverture par laquelle le 30 fluide est extrait peut également servir de sortie par laquelle l'agent sélectivement perméable est injecté (ou expulsé) vers la formation. 3057294 11 [0035] Comme le montre la figure 3A, et comme illustré plus en détail sur la figure 3B, un tampon d'étanchéité 34 peut être couplé à la sonde 32 et est capable de rendre étanche une partie du trou de forage. Le tampon d'étanchéité 34 peut être couplé de manière permanente ou fixé amovible à la sonde 32. La figure 3B illustre une vue avant du tampon d'étanchéité 34 et du renfoncement 36. 5 Bien que non illustré, le spécialiste du domaine comprendra qu'un réseau de tampons d'étanchéité 34 peut être utilisé avec un déploiement angulaire différent par rapport au puits de forage (par exemple, diagonalement opposés, ou placés à divers angles par rapport à la sonde). [0036] Dans des modes de réalisation alternatifs, une flexibilité de conceptiôn peut être fournie en utilisant des schémas de redondance, dans lesquels des tampons d'étanchéité ayant des 10 tailles et propriétés diverses peuvent être fixés à un nombre quelconque d'éléments d'extension ou de sondes, et peuvent utiliser diverses combinaisons de cibles, de garnitures de filtration et n'importe quel autre moyen de filtration approprié. Comme décrit ci-dessus, des conceptions alternatives peuvent être utilisées de manière interchangeable avec les conceptions spécifiques illustrées dans la présente divulgation. 15 [0037] Comme susmentionné, les sondes 32A et 32B peuvent être utilisées pour injecter le SPA dans la formation. En variante, un dispositif d'injection séparée 10 peut être utilisé. En se référant à nouveau la figure 3A, un dispositif d'injection 10 est représenté, couple au dispositif de test de formation 30. Le dispositif d'injection 10 peut comprendre une chambre 12B pour contenir à SPA, une pompe 14, une conduite d'écoulement de fluide 16 et une sortie 18. La sortie 18 sert 20 d'ouverture à travers laquelle le SPA est pompé et injecté dans la formation terrestre. [0038] Le SPA est n'importe quel agent qui modifie sélectivement la perméabilité de certains fluides et, dans le cas illustré, bloque ou réduit l'écoulement de l'eau tout en permettant ou en améliorant l'écoulement des hydrocarbures de la formation. Dans le cadre de la présente divulgation, le SPA peut comprendre, mais sans s'y limiter, des modificateurs de perméabilité 25 relative (RPM), des réducteurs de perméabilité disproportionnée (DPR) ou des modificateurs de mobilité de fluide de formation (FFMM), et équivalents. Par exemple, de tels matériaux peuvent améliorer le procédé d'extraction de fluide de diverses manières comme, mais sans s'y limiter, en isolant les voies d'écoulement entre le pétrole et l'eau, en rétrécissant au contact du pétrole et en gonflant au contact de l'eau, et en étant absorbé dans les parois les pores de la formation terrestre. 30 [0039] En outre, l'outil d'extraction de fluide 150 avec le SPA décrit ici peuvent également être utilisés pour : (1) améliorer l'efficacité du test d'une formation, (2) collecter des échantillons liquides d'hydrocarbure de haute qualité et réduire la durée du pompage dans un système 3057294 12 multiphase, (3) évaluer la mobilité d'une matrice de formation à partir de la mobilité d'une fracture dans les formations facturées, ou (4) obtenir la mobilité et la perméabilité effective d'un hydrocarbure pratiquement monophase à des profondeurs de réservoir où des échantillons fortement contaminés par l'eau sont produits. Quand le matériau est injecté dans le puits de forage, la pression 5 d'injection peut être, sans que cela soit nécessaire, supérieure à la pression d'extraction. [0040] Les SPA peuvent comprendre des polymères et des gels qui gonflent en présence d'eau. Le SPA peut comprendre un gel polymère superabsorbant qui peut être réticulable. L'expansion a comme effet de réduire la section transversale d'écoulement disponible pour le canal d'écoulement de fluide, ce qui augmente sélectivement la résistance à un fluide particulier, comme 10 l'écoulement de l'eau. [0041] Des RPM appropriés connus dans le domaine peuvent être utilisés, et peuvent comprendre un polymère hydrophile, par exemple cationique ou anionique, ou des polymères zwitterioniques. Des exemples particuliers de modificateurs de perméabilité relative comprennent les polyacrylamides, comme les polyacrylamides partiellement hydrolysables, et les copolymères de 15 polyacrylamides avec des acides, tels que l'acide acrylique. Ces polymères peuvent également être réticulables. Des agents de réticulation peuvent également être fournis, comme des composés ou des complexes qui fournissent des ions métalliques multivalents, et au moins des ions métalliques trivalents. Par exemple, les agents de réticulation peuvent comprendre des composés ou des complexes contenant des métaux, des métaux de transition, des métaux post-transition et, en 20 particulier, contenant de l'aluminium, du chrome, du zirconium, ainsi que des ions des métaux mentionnés, et leurs mélanges. Les modificateurs de perméabilité relative peuvent être utilisés conjointement avec un substrat. Dans une application, le polymère peut être lié à des particules individuelles d'un substrat. Des exemples de matériaux de substrat comprennent le sable, les graviers, les billes métalliques, les particules céramiques et les particules inorganiques, des 25 nanoparticules de ce qui précède, ou n'importe quel autre matériau qui est stable dans un environnement de fond de puits. Des matériaux pouvant jouer le rôle de modificateurs de perméabilité relative sont décrits, par exemple, dans les brevets U.S. No. 6 474 413, No 7 084 094, No. 7 159 656 et No. 7 395 858. Un exemple de modificateur peut être la formule chimique utilisée par le service WaterWeb® d'Halliburton Energy Services, Inc. Un exemple de FFMM peut 30 comprendre le FFMM OilPermTM d'Halliburton Energy Services, Inc. [0042] L'outil d'échantillonnage 150 et l'un quelconque de ses dispositifs ou modules peut comprendre un ou plusieurs ordinateurs, dispositifs de commande ou processeurs appropriés 3057294 13 capables d'être programmés pour mettre en oeuvre le procédé, le système et l'appareil, comme décrit plus loin dans le présent document. Ceci comprend la mise en fonctionnement de n'importe quelle pompe, l'extraction de fluides à partir de la formation et/ou l'injection de SPA, ou l'orientation d'un fluide dans les dispositifs et les conduites à l'intérieur de l'outil d'échantillonnage 150. Les figures 5 4A et 4B illustrent des exemples d'unités de calcul et/ou de processeurs qui peuvent être utilisés pour mettre en pratique les concepts, les procédés et les techniques divulgués dans le présent document. Le mode de réalisation le mieux approprié sera apparent au spécialiste du domaine lors de la mise en pratique de la présente technologie. Le spécialiste du domaine comprendra également rapidement que d'autres modes de réalisation de systèmes sont possibles. 10 [0043] La figure 4A illustre une architecture classique de système de calcul à bus système 400, dans laquelle les composants du système sont en communication électrique les uns avec les autres au moyen d'un bus 405. Le système 400 peut comprendre une unité de traitement (UC ou processeur) 410 et un bus système 405 qui couple divers composants du système, notamment la mémoire du système 415, telle qu'une mémoire morte (ROM) 420 et une mémoire vive (RAM) 435, 15 au processeur 410. Le système 400 peut comprendre un cache de mémoire haute vitesse connecté directement au, très proche du ou intégré en tant que partie du processeur 410. Le système 400 peut copier des données depuis la mémoire 415 et/ou le dispositif de stockage 430 vers le cache 412 pour un accès rapide par le processeur 410. De cette manière, le cache 412 peut fournir un accroissement de performance qui évite au processeur 410 de temporiser tandis qu'il attend des données. Ces 20 modules et d'autres peuvent commander ou être configurés pour commander le processeur 410 afin qu'il effectue diverses actions. Une autre mémoire de système 415 peut également être disponible pour une utilisation. La mémoire 415 peut comprendre de multiples types différents de mémoire présentant différentes caractéristiques de performance. Il peut être compris que la divulgation peut fonctionner sur un dispositif de calcul 400 ayant plus d'un processeur 410 ou sur un groupe ou un 25 regroupement de dispositifs de calcul en réseau afin de fournir une capacité de traitement supérieure. Le processeur 410 peut comprendre n'importe quel processeur classique et un module de matériel ou un module de logiciel, comme le premier module 432, le deuxième module 434 et le troisième module 436 stockés dans le dispositif de stockage 430, configurés pour commander le processeur 410, ainsi qu'un processeur spécial où des instructions de logiciel sont incorporées dans la 30 conception réelle du processeur. Le processeur 410 peut essentiellement être un système informatique complètement autonome, contenant de multiples coeurs ou processeurs, un bus, un 3057294 14 contrôleur de mémoire, un cache, etc. Un processeur multi-coeurs peut être symétrique ou asymétrique. [0044] Le bus système 405 peut être n'importe quel type de structures de bus comprenant un bus mémoire ou un contrôleur de mémoire, un bus périphérique, et un bus local utilisant l'une 5 quelconque des diverses architectures de bus. Un système de base d'entrée/sortie (BIOS) stocké dans la ROM 420 ou équivalent peut fournir la routine de base qui aide à transférer des informations entre des éléments au sein du dispositif de calcul 400, comme lors du démarrage. Le dispositif de calcul 400 comprend en outre des dispositifs de stockage 430 ou des supports de stockage lisibles par ordinateur, comme un lecteur de disque dur, un lecteur de disque magnétique, un lecteur de 10 disque optique, un lecteur de bande, un disque électronique, un lecteur de RAM, un dispositif de stockage amovible, un réseau redondant de disques indépendants (RAID), un dispositif de stockage hybride, ou équivalents. Le dispositif de stockage 430 peut comprendre des modules de logiciel 432, 434, 436 pour commander le processeur 410. Le système 400 peut comprendre d'autres modules de matériel ou de logiciel. Le dispositif de stockage 430 est connecté au bus système 405 par une 15 interface. Les lecteurs et les dispositifs de stockage lisibles par ordinateur associés fournissent un stockage non volatil d'instructions lisibles par ordinateur, des structures de données, des modules de programme et d'autres données pour le dispositif de calcul 400. Dans un aspect, un module de matériel qui exécute une fonction particulière comprend les composants logiciels en circuit court dans le dispositif de stockage tangible lisible par ordinateur en connexion avec les composants de 20 matériel nécessaires, comme le processeur 410, le bus 405, et ainsi de suite, pour effectuer une fonction particulière. En variante, le système peut utiliser un processeur et un dispositif de stockage lisible par ordinateur pour stocker des instructions qui, quand elles sont exécutées par le processeur, amène le processeur à mettre en oeuvre des opérations, un procédé, ou d'autres actions spécifiques. Les composants de base et les variations appropriées peuvent être modifiés en fonction du type de 25 dispositif, par exemple si le dispositif 400 est un petit dispositif de calcul portable, un ordinateur de bureau, ou un serveur informatique. Quand le processeur 410 exécute des instructions pour mettre en oeuvre des « opérations », le processeur 410 peut mettre en oeuvre les opérations directement et/ou aider, diriger ou coopérer avec un autre dispositif ou composant pour mettre en oeuvre les opérations. 30 [0045] Pour permettre une interaction utilisateur avec le dispositif de calcul 400, un dispositif d'entrée 445 peut représenter n'importe quel nombre de mécanismes d'entrée, comme un microphone pour la parole, un écran tactile pour une entrée gestuelle ou graphique, un clavier, une 3057294 15 souris, une entrée de mouvement, la parole et ainsi de suite. Un dispositif de sortie 442 peut également être un ou plusieurs parmi un certain nombre de mécanismes de sortie connus du spécialiste du domaine. Dans certains cas, des systèmes multimodaux peuvent permettre à un utilisateur de fournir de multiples types d'entrée pour communiquer avec le dispositif de calcul 400. 5 L'interface de communication 440 peut généralement régir et gérer l'entrée utilisateur et la sortie du système. Il n'y a aucune restriction sur le fonctionnement d'un quelconque agencement de matériel particulier et, par conséquent, les caractéristiques de base peuvent ici être facilement remplacées par des agencements améliorés de matériel et de micrologiciel au fur et à mesure de leur développement. 10 [0046] Le dispositif de stockage 430 est une mémoire non volatile et peut être un disque dur ou un autre type de support lisible par ordinateur qui peut stocker des données qui sont accessibles par un ordinateur, comme des cassettes magnétiques, des cartes de mémoire flash, des dispositifs de mémoire à semi-conducteurs, des disques numériques polyvalents (DVD), des cartouches, les RAM 425, la ROM 420, un câble contenant un train de bit, et leurs hybrides. 15 [0047] Les opérations logiques permettant de mettre en oeuvre la présente divulgation peuvent comprendre : (1) une séquence d'étapes, d'opérations ou de procédures implémentées par un ordinateur, exécutée par un circuit programmable avec un ordinateur classique, (2) une séquence d'étapes, d'opérations ou de procédures implémentées par un ordinateur, exécutée par un circuit programmable à usage spécifique ; et/ou (3) des modules machines ou des moteurs de programme 20 interconnectés au sein des circuits programmables. Le système 400 représenté sur la figure 4A peut mettre en pratique la totalité ou une partie des procédés décrits, peut faire partie des systèmes décrits et/ou fonctionner selon les instructions dans le dispositif de stockage tangible lisible par ordinateur décrit. [0048] Une ou plusieurs parties du dispositif de calcul 400 donné en exemple, jusqu'à et y 25 compris la totalité du dispositif de calcul 400, peuvent être virtualisées. Par exemple, un processeur virtuel peut être un objet logiciel qui s'exécute selon un jeu d'instructions particulier, même quand un processeur physique du même type que le processeur virtuel est indisponible. Une couche de virtualisation ou un « hôte » virtuel peut permettre des composants virtualisés d'un ou de plusieurs dispositifs de calcul différents ou types différents de dispositif par la traduction d'opérations 30 virtualisées en opérations réelles. Finalement, cependant, un matériel virtualisé de chaque type est implémenté ou exécuté par certains matériels physiques sous-jacents. Par conséquent, une couche de calcul de virtualisation peut fonctionner au-dessus d'une couche de calcul physique. La couche de 3057294 16 calcul de virtualisation peut comprendre un ou plusieurs parmi une machine virtuelle, un réseau dédié, un hyperviseur, une commutation virtuelle, et n'importe quelle autre application de virtualisation. [0049] Le processeur 410 peut comprendre tous les types de processeurs divulgués dans le 5 présent document, y compris un processeur virtuel. Cependant, quand il est fait référence à un processeur virtuel, le processeur 410 comprend les composants logiciels associés à l'exécution du processeur virtuel dans une couche de virtualisation et un matériel sous-jacent nécessaire pour exécuter la couche de virtualisation. Le système 400 peut comprendre un processeur physique ou virtuel 410 qui reçoit des instructions stockées dans un dispositif de stockage lisible par ordinateur, 10 ce qui amène le processeur 410 à mettre en oeuvre certaines opérations. Quand il est fait référence à un processeur virtuel 410, le système comprend également le matériel physique sous-jacent exécutant le processeur virtuel 410. [0050] La figure 4B illustre un exemple de système informatique 450 ayant une architecture à jeu de puces qui peut être utilisé pour exécuter le procédé décrit et générer et afficher une interface 15 utilisateur graphique (GUI). Le système informatique 450 peut être un matériel informatique, un logiciel, et un micrologiciel qui peuvent être utilisés pour implémenter la technologie divulguée. Le système 450 peut comprendre un processeur 455, représentatif de n'importe quel nombre de ressources physiquement et/ou logiquement distinctes capables d'exécuter un logiciel, un micrologiciel et un matériel configuré pour exécuter des calculs identifiés. Le processeur 455 peut 20 communiquer avec un jeu de puces 460 qui peut commander une entrée vers et une sortie depuis le processeur 455. Le jeu de puces 460 peut sortir des informations vers un dispositif de sortie 465, tel qu'un affichage, et peut lire et écrire des informations sur un dispositif de stockage 470, qui peut comprendre des supports magnétiques, et des supports à l'état solide. Le jeu de puces 460 peut également lire des données depuis et écrire des données sur la RAM 475. Un pont 480 pour un 25 interfaçage avec divers composants d'interface utilisateur 485 peut comprendre un clavier, un microphone, un circuit de détection et de traitement tactile, et un dispositif de pointage, comme une souris, et ainsi de suite. En général, les entrées dans le système 450 peuvent provenir de diverses sources, générées par une machine et/ou générées par un humain. [0051] Le jeu de puces 460 peut également s'interfacer avec une ou plusieurs interfaces de 30 communication 490 qui peuvent avoir différentes interfaces physiques. De telles interfaces de communication peuvent comprendre des interfaces pour des réseaux locaux câblés et sans fil, des réseaux sans fil à large bande, ainsi que des réseaux personnels. Certaines applications des procédés 3057294 17 permettant de générer, d'afficher et d'utiliser la GUI divulgués dans le présent document peuvent comprendre la réception de jeux de données ordonnés sur l'interface physique ou être générées par la machine elle-même par le processeur 455 analysant les données stockées dans le stockage 470 ou la RAM 475. En outre, la machine peut recevoir des entrées provenant d'un utilisateur par 5 l'intermédiaire des composants d'interface utilisateur 485 et exécuter des fonctions appropriées, comme des fonctions de navigation par l'interprétation de ces entrées au moyen du processeur 455. [0052] 11 peut être compris que les systèmes 400 et 450 peuvent avoir plus d'un processeur 410, 455 ou faire partie d'un groupe ou d'un regroupement de dispositifs de calcul en réseau conjointement pour fournir une capacité de traitement. Par exemple, le processeur 410, 455 peut 10 comprendre de multiples processeurs, comme un système comportant de multiples processeurs physiquement séparés dans différentes connexions, ou un système comportant de multiples coeurs de processeur sur une unique puce physique. De même, le processeur 410 peut comprendre de multiples processeurs répartis situés dans de multiples dispositifs de calcul séparés, mais travaillant ensemble, comme par l'intermédiaire d'un réseau de communication. De multiples processeurs ou 15 coeurs de processeur peuvent partager des ressources, comme une mémoire 415 ou le cache 412, et peuvent fonctionner en utilisant des ressources indépendantes. Le processeur 410 peut comprendre un ou plusieurs parmi une machine à état, un circuit intégré à application spécifique (ASIC), ou un réseau prédiffusé (PGA) comme un réseau prédiffusé programmable par l'utilisateur. [0053] Les procédés selon la description susmentionnée peuvent être implémentés en 20 utilisant des instructions exécutables par un ordinateur qui sont stockées ou disponibles autrement à partir de supports lisibles par ordinateur. De telles instructions peuvent comprendre des instructions et des données qui amènent ou qui configurent d'une autre manière un ordinateur classique, un ordinateur spécialisé ou un dispositif de calcul classique à mettre en oeuvre une certaine fonction ou un groupe de fonctions. Des parties des ressources informatiques utilisées peuvent être accessibles 25 par un réseau. Les instructions exécutables par ordinateur peuvent être des instructions binaires de forme intermédiaire, comme un langage d'assemblage, un micrologiciel ou un code source. Les supports lisibles par ordinateurs qui peuvent être utilisés pour stocker des instructions, des informations utilisées et/ou des informations créées lors des procédés selon la description susmentionnée comprennent les disques magnétiques ou optiques, une mémoire flash, les dispositifs 30 USB dotés d'une mémoire non volatile, les dispositifs de stockage en réseau, et ainsi de suite. [0054] Pour la clarté des explications, dans certains cas, la présente technologie peut être présentée comme comprenant des blocs fonctionnels individuels comprenant des blocs fonctionnels 3057294 18 comprenant des dispositifs, des composants de dispositif, des étapes ou des routines dans un procédé incorporé dans un logiciel, ou des combinaisons de matériels et de logiciels. Les fonctions que ces blocs représentent peuvent être fournies par l'utilisation d'un matériel partagé ou dédié, notamment, mais sans s'y limiter, un matériel capable d'exécuter un logiciel et un matériel, comme un 5 processeur 410, qui est construit à cet effet pour fonctionner comme un logiciel s'exécutant sur un processeur classique. Par exemple, les fonctions d'un ou de plusieurs processeurs représentés sur la figure 4A peuvent être fournies par un unique processeur partagé ou de multiples processeurs (l'utilisation du terme « processeur » ne doit pas être considérée comme faisant exclusivement référence à un matériel capable d'exécuter un logiciel). Des modes de réalisation illustratifs peuvent 10 comprendre un matériel à microprocesseur et/ou à processeur de signal numérique (DSP), une ROM 420 pour stocker un logiciel effectuant les opérations décrites ci-dessous, et une RAM 435 pour stocker les résultats. Des modes de réalisation de matériel à intégration à très grande échelle (VLSI), ainsi qu'un circuit VLSI personnalisé en combinaison avec un circuit DSP classique, peuvent également être fournis. 15 [0055] Les dispositifs, supports et mémoires de stockage lisibles par ordinateur peuvent comprendre un signal par câble ou sans fil contenant un train de bits et équivalents. Cependant, quand ils sont mentionnés, les supports de stockage non transitoires lisibles par ordinateur excluent expressément les supports tels qu'une énergie, les signaux porteurs, les ondes électromagnétiques et les signaux en eux-mêmes. 20 [0056] Les dispositifs implémentant les procédés selon ces divulgations peuvent comprendre un matériel, un micrologiciel et/ou un logiciel, et peuvent prendre n'importe quel facteur de forme varié. Ces facteurs de forme peuvent comprendre les ordinateurs portables, les téléphones intelligents, les ordinateurs personnels à petit facteur de forme, les assistants numériques personnels, les dispositifs à châssis, les dispositifs autonomes et ainsi de suite. La fonctionnalité décrite dans le 25 présent document peut également , être mise en oeuvre dans des périphériques ou des cartes d'addition. Une telle fonctionnalité peut également être implémentée sur une carte de circuit parmi différentes puces ou différents processus s'exécutant dans l'unique dispositif. [0057] Les instructions, les supports pour acheminer ces instructions, les ressources informatiques pour les exécuter, et les autres structures pour supporter ces ressources informatiques 30 sont des moyens permettant de fournir les fonctions décrites dans la présente divulgation. [0058] La figure 5 illustre un procédé 500 pour sélectionner un SPA à utiliser lors d'une production sur la base des caractéristiques spécifiques du fluide de formation présent dans le puits 3057294 19 de forage. Dans le bloc 510, un outil d'extraction de fluide est fourni, l'outil d'extraction de fluide peut avoir une pluralité de modules, notamment un dispositif d'injection capable d'injecter un matériau dans l'espace annulaire du puits de forage. Dans le bloc 520, l'outil d'extraction de fluide est descendu dans le puits de forage jusqu'à une profondeur prédéterminée, où le test est souhaité. 5 Dans le bloc 530, un SPA est injecté dans la zone à tester dans le puits de forage. Les SPA peuvent être ceux décrits en détail ci-dessus. Les SPA peuvent être contenus dans une chambre et peuvent être injectés sous diverses formes telles que, mais sans s'y limiter, des solutions de polymère de viscose, des poudres, des nanoparticules et des gels. Si un polymère ou un gel polymère est utilisé, le matériau peut être, mais sans s'y limiter, une poudre, une solution ou un émulsifiant. La forme 10 pulvérulente d'un polymère, ou un gel polymère, peut permettre une dispersion dans la formation, et l'absorption de l'eau ne se produira pas jusqu'à ce que la poudre soit à l'intérieur de la formation terrestre. Un exemple de matériau utile est une poudre sèche de polyacrylamide réticulé (PPG), qui est un polymère superabsorbant capable d'absorber plus de cent fois le poids de la poudre dans des liquides et qui ne libère pas facilement le fluide sous pression. En variante, des nanoparticules 15 recouvertes de polymères peuvent être utilisées comme agent de déplacement. La taille des nanoparticules peut être ajustée pour obtenir l'effet souhaité de perméabilité de l'eau. En plus d'un modificateur de perméabilité relative, le SPA peut également comprendre un mécanisme de déclenchement, tel qu'un activateur basé sur le pH. L'activateur basé sur le pH peut être utilisé pour activer le modificateur de perméabilité relative quand le matériau atteint la formation terrestre. Dans 20 le bloc 540, le matériau est laissé à se disperser dans toute la section du puits de forage qui est testée. [0059] Dans le bloc 550, un ou plusieurs supports extensibles et un ou plusieurs tampons d'étanchéité extensibles sont étendus à partir du corps de l'outil d'extraction de fluide. Les appendices extensibles peuvent stabiliser l'outil en pressant contre la paroi interne du puits de forage 25 de façon que le tampon d'étanchéité rende étanche la section de la formation terrestre à tester. Dans le bloc 560, une pompe située à l'intérieur du dispositif de test de formation extrait un échantillon de fluide de formation à partir de la formation terrestre et aspire l'échantillon dans le renfoncement dans le tampon d'étanchéité. Initialement, l'échantillon extrait peut contenir une grande quantité de modificateur de perméabilité, ainsi qu'un filtrat de boue aqueuse. La partie contaminée de 30 l'échantillon peut être évacuée par un orifice de sortie dans le dispositif de test de formation. Comme le fluide est extrait de manière continue à partir de la formation terrestre, l'échantillon devient moins contaminé. Un extensomètre à haute résolution peut être inclus à proximité de 3057294 20 l'entrée du tube d'écoulement de fluide pour permettre une analyse initiale rapide du matériau afin de déterminer si une contamination est présente. Si la contamination se poursuit, divers composants peuvent être utilisés pour séparer la contamination de type modificateur de perméabilité de l'échantillon de fluide de formation. Par exemple, une nanoparticule magnétique recouverte d'un 5 polymère peut être placée dans le matériau dispersé, une disparité de densité peut permettre une ségrégation gravitationnelle, ou une centrifugeuse peut être utilisée pour séparer l'échantillon. En variante, certains modificateurs de perméabilité peuvent bloquer l'écoulement du filtrat, qui permet de collecter dès le début un échantillon propre de pétrole. Dans le bloc 570, l'échantillon propre de fluide de formation est collecté dans un ou plusieurs tubes pour échantillon au sein de l'outil. 10 [0060] Dans le bloc 580, la mobilité de la phase d'hydrocarbure dans la formation peut être déterminée. L'analyse peut être réalisée par un capteur logé dans le dispositif de test de formation quand le fluide est aspiré à partir de la formation par les tampons d'étanchéité extensibles selon le bloc 560 ou un capteur se trouvant à l'intérieur du module de test de fluide, comme décrit ci-dessus. Le capteur peut effectuer une évaluation de mobilité sur des fluides prélevés, dans le cadre du 15 présent exemple, à partir de réservoirs non fracturés. [0061] La mobilité d'un fluide d'un scénario à plusieurs fluides ne donne pas beaucoup d'informations sur une partie ou une phase d'hydrocarbure. Par conséquent, comme divulgué dans le présent document par l'utilisation des SPA, la détermination de la mobilité des hydrocarbures au sein de la formation peut être isolée jusqu'à un certain degré. Cela peut être représenté comme suit. 20 La mobilité totale pour un système d'écoulement à trois phases peut être déterminée par l'équation 1. at = It0i1 ^ kgas kwater (1) Fion ligas Pwater En variante, quand le gaz est un facteur mineur (ou négligeable), il peut être retiré de l'équation. Dans un tel cas, la mobilité totale d'un scénario d'écoulement à deux phases pétrole/eau 25 peut être définie par l'équation 2. Icon ^ kwater t Noil Pwater L'utilisation d'un modificateur de perméabilité relative, comme ceux décrits ci-dessus, dans le procédé d'extraction peut supprimer la mobilité de l'eau, sans affecter négativement la mobilité du pétrole. Par conséquent, quand un modificateur de perméabilité est utilisé lors d'une extraction, 30 la mobilité de la phase liquide d'hydrocarbure peut être approchée par l'équation 3. at ---> 2oil koil (3) (2) 3057294 21 [0062] Dans certains cas, quand la phase gazeuse est principalement un hydrocarbure, alors à la fois la phase liquide et la phase gazeuse de la phase d'hydrocarbure peuvent être déterminées. [0063] Le procédé ci-dessus peut être utilisé pour diverses applications, notamment pour améliorer la qualité des échantillons de fluide de formation collectés et la détermination de la 5 mobilité de la phase d'hydrocarbure dans la formation. Dans le bloc 590, un modificateur de perméabilité préféré est sélectionné sur la base des propriétés du fluide de formation présent. L'injection d'un modificateur de perméabilité dans des formations de puits de forage, telles des zones de transition, des réservoirs à proportion élevée d'eau et des réservoirs fracturés, permet d'extraire un échantillon moins contaminé. 10 [0064] Dans un exemple alternatif, une évaluation de mobilité comme décrit ci-dessus peut être réalisée dans un réservoir naturellement fracturé. Par exemple, les systèmes de pores des roches des réservoirs fracturés peuvent être traités sous la forme d'un système à double porosité ou à double perméabilité. On peut se représenter les fractures comme des pores de fissure et la porosité restante consiste en des pores de matrice. Pour les roches des réservoirs naturellement fracturés, la 15 mesure de la mobilité totale d'un échantillon de fluide est dominée par la mobilité des fractures, en particulier si les fractures sont bien connectées. La perméabilité de la matrice rocheuse est bien inférieure à celle des fractures, par conséquent la mobilité des hydrocarbures stockés dans les pores de matrice peut ne pas être évaluée correctement dans le calcul de la mobilité totale. Cependant, l'injection d'un modificateur de perméabilité avant un test de mobilité peut significativement 20 entraver l'écoulement dans les fractures. Par exemple, un RPM, tel qu'un gel polymère superabsorbant d'eau, peut se réticuler efficacement dans les fractures pour entraver l'écoulement, ce qui amène le système à double porosité à agir comme un système à porosité unique. Plus précisément, le modificateur de perméabilité peut former un gâteau interne le long des fractures, en bloquant l'écoulement du fluide et en permettant des mesures de pression de tirage de formation afin 25 d'obtenir une mobilité de phase d'hydrocarbure extrêmement similaire à la mobilité réelle dans la matrice. [0065] En variante, le procédé peut être utilisé dans des puits de forage matures. Les puits de forage matures sont généralement incapables de produire des hydrocarbures en des quantités permettant un profit, et sont donc laissés sous la forme d'une saturation de pétrole résiduel au sein 30 de la formation terrestre. L'injection d'un modificateur de perméabilité dans la- formation peut permettre d'extraire des échantillons lourds d'hydrocarbure dans des zones où ils ne pouvaient pas être précédemment atteints. 3057294 22 [0066] Lors de l'échantillonnage d'un réservoir mature, la conception d'un programme réussi d'inondation par un modificateur de perméabilité est critique pour la production finale et la récupération améliorée du pétrole (EOR). Généralement, des simulations numériques ou des expériences d'inondation en laboratoire sont utilisées afin de prédire le résultat et pour sélectionner 5 la formule de perméabilité. Un programme pilote sur le terrain utilisant une injection et un puits de production est beaucoup plus coûteux et long. En utilisant le procédé décrit sur la figure 5, un test in situ sur petite échelle peut être réalisé pendant une période de temps plus courte, et peut fournir les données EOR initiales de production de pétrole dans des conditions réelles de réservoir. Ces données, une fois obtenues, peuvent être introduites dans un simulateur de réservoir pour faciliter la 10 conception de la stratégie EOR. [0067] De nombreux exemples sont fournis dans le présent document pour mieux comprendre de la présente divulgation. Un ensemble spécifique d'énoncés est fourni ci-dessous. [0068] Énoncé 1 : un procédé d'obtention d'échantillons de fluide de formation, le procédé comprenant la disposition d'un outil d'extraction de fluide dans un puits de forage se prolongeant à 15 travers une formation terrestre souterraine ; l'injection, à partir de l'outil d'extraction de fluide, d'un agent de perméabilité sélective dans le puits de forage à une profondeur prédéterminée ; et l'extraction, à partir de la formation terrestre, d'un échantillon d'un fluide de formation. [0069] Énoncé 2 : un procédé selon l'énoncé 1, dans lequel l'extraction de l'échantillon du fluide de formation comprend le fait d'étendre un tampon d'étanchéité à partir d'une partie d'un 20 corps de l'outil d'extraction de fluide, le tampon d'étanchéité ayant au moins une ouverture pour établir une communication fluidique entre la formation terrestre et l'intérieur du corps, le tampon d'étanchéité ayant une surface externe pour former un joint hydraulique avec une région le long d'une surface interne du puits de forage et au moins un renfoncement dans la surface externe du tampon d'étanchéité, l'au moins un renfoncement établissant un canal d'écoulement de fluide le 25 long de la surface interne du puits de forage rendue étanche par le tampon d'étanchéité, et l'extraction du fluide de formation à partir de la formation terrestre souterraine par l'intermédiaire de l'au moins une ouverture. [0070] Énoncé 3 : un procédé selon l'énoncé 1 ou l'énoncé 2, dans lequel l'injection comprend l'injection de l'agent de perméabilité sélective à travers l'au moins une ouverture du 30 tampon d'étanchéité qui sert de sortie. 3057294 23 [0071] Énoncé 4 : un procédé selon les énoncés 1 à 3, dans lequel l'injection comprend l'injection de l'agent de perméabilité sélective dans la formation terrestre souterraine à partir d'une ouverture autre que l'au moins une ouverture du tampon d'étanchéité. [0072] Énoncé 5 : un procédé selon les énoncés 1 à 4, comprenant en outre le fait de contenir 5 l'agent de perméabilité sélective dans une chambre disposée à l'intérieur de l'outil d'extraction. [0073] Énoncé 6 : un procédé selon les énoncés 1 à 5, comprenant en outre le test de la mobilité du fluide de formation avec un capteur de test de mobilité de fluide de formation. [0074] Énoncé 7 : un procédé selon les énoncés 1 à 6, comprenant en outre le test de la mobilité du fluide de formation qui est extrait. 10 [0075] Énoncé 8 : un procédé selon les énoncés 1 à 7, comprenant en outre le maintien du fluide de formation extrait dans une chambre de collecte d'échantillon. [0076] Énoncé 9 : un procédé selon les énoncés 1 à 8, comprenant en outre la sélection de l'agent de perméabilité sélective dans le groupe constitué d'un réducteur de perméabilité disproportionnée, d'un modificateur de perméabilité relative, d'un modificateur de mobilité de 15 fluide de formation, et de leurs mélanges. [0077] Énoncé 10 : un procédé selon les énoncés 1 à 9, comprenant en outre la sélection de l'agent de perméabilité sélective comprenant un polyacrylamide. [0078] Énoncé 11 : un système comprenant un outil d'extraction de fluide disposé dans un puits de forage comprenant un corps ; un tampon d'étanchéité s'étendant à partir d'une partie du 20 corps, le tampon d'étanchéité ayant au moins une ouverture pour établir une communication fluidique entre une formation terrestre et l'intérieur du corps, le tampon d'étanchéité ayant une surface externe pour former un joint hydraulique avec une région le long d'une surface interne d'un puits de forage et au moins un renfoncement dans la surface externe du tampon d'étanchéité, l'au moins un renfoncement établissant un canal d'écoulement de fluide le long de la surface interne du 25 puits de forage rendue étanche par le tampon d'étanchéité ; un récipient contenant un agent de perméabilité sélective ; un processeur couplé en communication avec l'outil d'extraction de fluide, le processeur comprenant une mémoire stockant des instructions qui, quand elles sont exécutées par le processeur, amènent le processeur à mettre en oeuvre des opérations comprenant le pompage, à partir de l'outil d'extraction de fluide, de l'agent de perméabilité sélective dans le puits de forage à 30 une profondeur prédéterminée, l'extraction, à partir de la formation terrestre, d'un échantillon d'un fluide de formation. 3057294 24 [0079] Énoncé 12: un système selon l'énoncé 11, dans lequel la mémoire stocke des informations supplémentaires qui, quand elles sont exécutées par le processeur, amènent le processeur à mettre en oeuvre des opérations comprenant en outre l'analyse, au niveau d'un capteur, d'une mobilité du fluide de formation pour la formation. 5 [0080] Énoncé 13 : un système selon l'énoncé 11 ou l'énoncé 12, comprenant en outre un affichage couplé en communication avec le processeur et rapportant l'analyse. [0081] Énoncé 14: un système selon les énoncés 11 à 13, dans lequel l'agent de perméabilité sélective est sélectionné dans le groupe constitué d'un réducteur de perméabilité disproportionnée, d'un modificateur de perméabilité relative, d'un modificateur de mobilité de 10 fluide de formation, et de leurs mélanges. [0082] Énoncé 15 : un système selon les énoncés 11 à 14, dans lequel l'agent de perméabilité sélective comprend un polyacrylamide. [0083] Énoncé 16 : un outil d'extraction de fluide comprenant un corps ; un tampon d'étanchéité s'étendant à partir d'une partie du corps, le tampon d'étanchéité ayant au moins une 15 ouverture pour établir une communication fluidique entre une formation terrestre et l'intérieur du corps, le tampon d'étanchéité ayant une surface externe pour former un joint hydraulique avec une région le long d'une surface interne d'un puits de forage et au moins un renfoncement dans la surface externe du tampon d'étanchéité, l'au moins un renfoncement établissant un canal d'écoulement de fluide le long de la surface interne du puits de forage rendue étanche par le tampon 20 d'étanchéité ; un récipient contenant un agent de perméabilité sélective ; un ou plusieurs dispositifs pour injecter l'agent de perméabilité sélective à travers au moins une sortie du corps dans la formation terrestre, et pour extraire un fluide de formation par l'intermédiaire de l'au moins une ouverture dans le corps, dans lequel le fluide de formation qui est collecté provient de la région se trouvant le long de la surface interne du puits de forage rendue étanche par le tampon d'étanchéité. 25 [0084] Énoncé 17 : un outil d'extraction de fluide selon l'énoncé 16, dans lequel l'un ou plusieurs dispositifs comprennent une ou plusieurs pompes. [0085] Énoncé 18 : un outil d'extraction de fluide selon l'énoncé 16 ou l'énoncé 17 : dans lequel l'au moins une ouverture du tampon d'étanchéité joue le rôle de l'au moins une sortie du corps à travers laquelle l'agent de perméabilité sélective est injecté dans la formation terrestre. 30 [0086] Énoncé 19 : un outil d'extraction de fluide selon les énoncés 16 à 18, dans lequel l'agent de perméabilité sélective est sélectionné dans le groupe constitué d'un réducteur de 3057294 25 perméabilité disproportionnée, d'un modificateur de perméabilité relative, d'un modificateur de mobilité de fluide de formation, et de leurs mélanges. [0087] Énoncé 20 : un outil d'extraction de fluide selon les énoncés 16 à 19, dans lequel l'agent de perméabilité sélective comprend un polyacrylamide. 5 [0088] Les modes de réalisation présentés et décrits ci-dessus sont seulement des exemples. Bien que de nombreuses caractéristiques et de nombreux avantages de la présente technologie aient été présentés dans la description précédente, conjointement avec les détails de la structure et de la fonction de la présente divulgation, la divulgation a seulement un but illustratif, et des modifications peuvent être apportées dans les détails, en particulier en ce qui concerne la forme, la taille et 10 l'agencement des parties dans les principes de la présente divulgation dans toute la mesure indiquée par le sens large général des termes utilisés dans les revendications annexées. Il sera donc compris que les modes de réalisation décrits ci-dessus peuvent être modifiés au sein de la portée des revendications annexées. REVENDICATIONS1. Procédé d'obtention d'échantillons de fluide de formation, le procédé comprenant : la disposition d'un outil d'extraction de fluide dans un puits de forage se prolongeant à travers une formation terrestre souterraine ; l'injection, à partir de l'outil d'extraction de fluide, d'un agent de perméabilité sélective dans le puits de forage à une profondeur prédéterminée ; et l'extraction, à partir de la formation terrestre, d'un échantillon d'un fluide de formation. 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel l'extraction de l'échantillon du fluide de formation comprend le fait d'étendre un tampon d'étanchéité à partir d'une partie d'un corps de l'outil d'extraction de fluide, le tampon d'étanchéité ayant au moins une ouverture pour établir une communication fluidique entre la formation terrestre et l'intérieur du corps, le tampon d'étanchéité ayant une surface externe pour former un joint hydraulique avec une région le long d'une surface interne du puits de forage et au moins un renfoncement dans la surface externe du tampon d'étanchéité, l'au moins un renfoncement établissant un canal d'écoulement de fluide le long de la surface interne du puits de forage rendue étanche par le tampon d'étanchéité, et l'extraction du fluide de formation à partir de la formation terrestre souterraine par l'intermédiaire de l'au moins une ouverture. 3. Procédé selon la revendication 2, dans lequel l'injection comprend l'injection de l'agent de perméabilité sélective à travers l'au moins une ouverture du tampon d'étanchéité qui sert de sortie. 4. Procédé selon la revendication 2, dans lequel l'injection comprend l'injection de l'agent de perméabilité sélective dans la formation terrestre souterraine à partir d'une ouverture autre que l'au moins une ouverture du tampon d'étanchéité. 5. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre le fait de contenir l'agent de perméabilité sélective dans une chambre disposée à l'intérieur de l'outil d'extraction de fluide. 3057294 27 6. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre le test de la mobilité du fluide de formation avec un capteur de test de mobilité de fluide de formation. 7. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre le test de la mobilité du fluide de 5 formation qui est extrait. 8. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre le maintien du fluide de formation extrait dans une chambre de collecte d'échantillon. 10 9. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre la sélection de l'agent de perméabilité sélective dans le groupe constitué d'un réducteur de perméabilité disproportionnée, d'un modificateur de perméabilité relative, d'un modificateur de mobilité de fluide de formation, et de leurs mélanges. 15 10. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre la sélection de l'agent de perméabilité sélective comprenant un polyacrylamide. 11. Système comprenant : un outil d'extraction de fluide disposé un puits de forage comprenant : 20 un corps ; un tampon d'étanchéité s'étendant à partir d'une partie du corps, le tampon d'étanchéité ayant au moins une ouverture pour établir une communication fluidique entre une formation terrestre et l'intérieur du corps, le tampon d'étanchéité ayant une surface externe pour former un joint hydraulique avec une région le long d'une surface interne d'un puits de forage et au moins un 25 renfoncement dans la surface externe du tampon d'étanchéité, l'au moins un renfoncement établissant un canal d'écoulement de fluide le long de la surface interne du puits de forage rendue étanche par le tampon d'étanchéité ; un récipient contenant un agent de perméabilité sélective ; un processeur couplé en communication avec l'outil d'extraction de fluide, le processeur 30 comprenant : une mémoire stockant des instructions qui, quand elles sont exécutées par le processeur, amènent le processeur à mettre en oeuvre des opérations comprenant : 3057294 28 le pompage, à partir de l'outil d'extraction de, fluide, de l'agent de perméabilité sélective dans le puits de forage à une profondeur prédéterminée, l'extraction, à partir de la formation terrestre, d'un échantillon d'un fluide de formation. 5 12. Système selon la revendication 11, dans lequel la mémoire stocke des informations supplémentaires qui, quand elles sont exécutées par le processeur, amènent le processeur à mettre en oeuvre des opérations comprenant en outre l'analyse, au niveau d'un capteur, d'une mobilité du fluide de formation pour la formation. 10 13. Système selon la revendication 12, comprenant en outre un affichage couplé en communication avec le processeur et rapportant l'analyse. 14. Système selon la revendication 11, dans lequel l'agent de perméabilité sélective est sélectionné dans le groupe constitué d'un réducteur de perméabilité disproportionnée, d'un 15 modificateur de perméabilité relative, d'un modificateur de mobilité de fluide de formation, et de leurs mélanges. 15. Système selon la revendication 11, dans lequel l'agent de perméabilité sélective comprend un polyacrylamide. 20 16. Outil d'extraction de fluide comprenant : un corps ; un tampon d'étanchéité s'étendant à partir d'une partie du corps, le tampon d'étanchéité ayant au moins une ouverture pour établir une communication fluidique entre une formation 25 terrestre et l'intérieur du corps, le tampon d'étanchéité ayant une surface externe pour former un joint hydraulique avec une région le long d'une surface interne d'un puits de forage et au moins un renfoncement dans la surface externe du tampon d'étanchéité, l'au moins un renfoncement établissant un canal d'écoulement de fluide le long de la surface interne du puits de forage rendue étanche par le tampon d'étanchéité ; 30 un récipient contenant un agent de perméabilité sélective ; un ou plusieurs dispositifs pour injecter l'agent de perméabilité sélective à travers au moins une sortie du corps dans la formation terrestre, et pour extraire un fluide de formation par 3057294 29 l'intermédiaire de l'au moins une ouverture dans le corps, dans lequel le fluide de formation qui est collecté provient de la région se trouvant le long de la surface interne du puits de forage rendue étanche par le tampon d'étanchéité. 5 17. Outil d'extraction de fluide selon la revendication 16, dans lequel l'un ou plusieurs dispositifs comprennent une ou plusieurs pompes. 18. Outil d'extraction de fluide selon la revendication 16, dans lequel l'au moins une ouverture du tampon d'étanchéité joue le rôle de l'au moins une sortie du corps à travers laquelle 10 l'agent de perméabilité sélective est injecté dans la formation terrestre. 19. Outil d'extraction de fluide selon la revendication 16, dans lequel l'agent de perméabilité sélective est sélectionné dans le groupe constitué d'un réducteur de perméabilité disproportionnée, 15 d'un modificateur de perméabilité relative, d'un modificateur de mobilité de fluide de formation, et de leurs mélanges. 20. Outil d'extraction de fluide selon la revendication 16, dans lequel l'agent de perméabilité sélective comprend un polyacrylamide. 20