FR 2495202 A1 19820604 FR 8122029 A 19811125 La présente invention se rapporte à un procédé pour diminuer sélectivement la perméabilité d'une formation souterraine et concerne plus particulièrement un procédé pour diminuer sélectivement la perméabilité d'une zone assez fortement perméable en vue d'améliorer la répartition ver- ticale et les profils d'écoulement des fluides injectés dans la formation ou produits dans la formation. En général, lorsqu'une formation souterraine pré- sente un manque d'homogénéité verticale, les fluides injec- tés dans la formation ou produits dans la formation s'écou- lent mal dans la direction verticale. Un fluide injecté ou produit dans un puits pénétrant la formation a tendance à s'infiltrer dans des canaux préférentiels ou en doigts de gant dans des zones de perméabilité relativement forte, ce qui conduit à une très mauvaise répartition verticale et à de très mauvais profils d'écoulement. Dans une for- mation souterraine dans laquelle on doit injecter des flui- des par un puits de forage ou produire des fluides par un puits de forage, des zones,strates, couches, canaux, cavi- tés ou fractures relativement perméables peuvent être jux- taposés verticalement avec des zones, strates ou couches à perméabilité relativement faible. Le fluide injecté dans la formation souterraine contenant des hydrocarbures ou produits dans la formation souterraine s'écoulera préfé- rentiellement au travers des zones, strates, canaux, cavi- tés ou fractures relativement perméables, d'o une teneur en hydrocarbures résiduels relativement forte dans les au- tres zones, strates ou couches à perméabilité relativement faible. On a déjà proposé antérieurement plusieurs procé- dés visant à remédier à ces écoulements préférentiels dans des canaux en doigts de gant et, par suite, à améliorer la répartition et les profils d'écoulement d'injection et/ou de production. On a injecté dans des formations souterrai- nes contenant des hydrocarbures des polymères organiques à haut poids moléculaire et des agents réticulants tels que des cations polyvalents. Ces fluides injectés se répartis- sent en doigts de gant ou en canaux dans des zones de per- méabilité relativement forte dans lesquelles les polymères organiques à haut poids moléculaire réticulent et gélifient. Le gel bouche les zones relativement perméables et améliore la répartition et les profils d'écoulement des fluides in- jectés et/ou produits. Dans les brevets des Etats-Unis no 3 805 893 et 3 871 452, on décrit des procédés dans les- quels on exploite l'injection successive d'une solution aqueuse diluée de silicate de métal alcalin, par exemple une solution aqueuse d'orthosilicate de sodium ou de potassium, d'un bouchon d'espacement d'eau relativement douce et d'un bouchon aqueux contenant un réactif tel que le calcium ou le magnésium capable de réagir avec le silicate de métal alcalin. L'orthosilicate et le réactif réagissent à un en- droit distant du puits de forage en formant un précipité relativement insoluble. Du fait que les liquides injectés ont tendance à s'écouler dans des zones de perméabilité re- lativement forte, les précipités ont tendance à boucher les zones fortement perméables distantes du puits de forage et par conséquent à améliorer la répartition et les profils d'écoulement. Dans le brevet des Etats-Unis n0 3 658 131, on décrit un autre procédé pour boucher sélectivement des canaux fortement perméables dans une formation contenant des hydrocarbures par injection d'un bouchon d'eau franche qui sert d'espaceur pour une solution aqueuse injectée par la suite et contenant de 10 à 20 % en poids de silicate de sodium. Le silicate réagit avec les cations calcium pré- sentsdans l'eau de la formation avec précipitation d'un sel relativement insoluble. Le brevet des Etats-Unis no 3 837 400 décrit le bouchage de canaux perméables dans une zone pétrolière inondée d'eau par injection d'une solution d'hydroxyde de sodium isolée de l'eau de la formation par un bouchon d'eau à faible teneur en ions métalliques. A une certaine distance du puits de forage, l'hydroxyde de sodium pénètre dans le bouchon isolant d'eau et réagit avec les ions métalliques variés contenus dans l'eau fossile, par exemple le magnésium et le calcium, formant des précipités peu solubles qui bouchent les canaux. Dans le brevet des Etats-Unis no 2 272 672, on décrit un procédé visant à ré- duire au minimum la dérivation de l'eau au cours d'opéra- tions de noyage par l'eau. Dans un mode de réalisation de ce procédé, on injecte successivement un sulfate ou chlo- rure alcalin et du sulfate ou chlorure de magnésium. Le sulfate ou chlorure alcalin et le sulfate de chlorure de magnésium réagissent in situ avec formation d'un précipité qui bouche les couches les plus perméables. Dans le brevet des Etats-Unis n0 2 402 588, on décrit un procédé pour bou- cher sélectivement les couches fortement perméables d'une formation souterraine contenant des hydrocarbures en in- jectant dans cette formation une solution aqueuse alcaline de silicate de sodium et un réactif tel qu'un acide faible qui diminue lentement l'alcalinité de la solution et pro- voque la formation d'un précipité ou gel. Dans le brevet des Etats-Unis n0 3 530 937, on décrit un procédé pour di- minuer la perméabilité des couches les plus perméables d'une formation souterraine contenant des hydrocarbures dans le- quel on injecte successivement dans la formation deux solu- tions aqueuses, chacune de ces solutions contenant un pro- duit qui réagit avec formation d'un précipité colmatant lorsqu'il entre en contact avec l'autre dans le réservoir. Entre les deux solutions aqueuses, on introduit un liquide d'espacement aqueux. Comme exemples des deux solutions en question on cite une solution d'un sel hydrosoluble, y com- pris de calcium ou de magnésium, et une solution alcaline telle qu'une solution d'hydroxyde de sodium ou de silicate de sodium. Lorsque la formation contient des substances minérales capables de réagir avec l'un ou l'autre des pro- duits en formant un précipité, on veille à choisir un pro- duit inerte à l'égard de ces substances minérales. Dans le brevet des Etats-Unis no 2 747 670, on décrit un procédé analogue comportant l'injection successive d'une solution aqueuse saline, d'un milieu d'espacement inerte, par exem- ple de l'eau ou de la saumure, et d'une solution aqueuse alcaline dans une formation souterraine dont on veut amé- liorer le profil de perméabilité. De préférence, dans les solutions aqueuses injectées-successivement, on utilise des sels de calcium ou de magnésium et de l'hydroxyde de sodium ou du carbonate de sodium. La plupart de ces procédés de la technique anté- rieure comportent l'utilisation de liquides aqueux injectés les uns après les autres pour former un précipité colmatant in situ. Ces procédés de la technique antérieure sont re- lativement inefficaces, en partie en raison d'un mélange insuffisant des liquides injectés à la suite in situ et de la formation du précipité à une distance importante du puits de forage. D'autres procédés comportant l'utilisation de polymère ou résinesà haut poids moléculaire sont plutôt coû- teux et par conséquent peu économiques. En outre, les gels colmatants formés in situ à partir de ces polymères ou ré- sines ont tendance à se rompre dans les conditions de la formation souterraine et, par conséquent, n'apportent que des améliorations temporaires dans la répartition et les profils d'écoulement. Du fait que tous ces procédés de la technique antérieure comportent la formation de précipités colmatants in situ et sont par conséquent soumis aux para- mètres relativement incontrôlables de la formation, aucun d'entre eux ne s'est avéré totalement efficace dans l'amé- lioration de la répartition verticale et des profils d'écou- lement de fluides injectés dans la formation souterraine et/ou produits à partir de la formation souterraine. Il existe donc un besoin d'un procédé relative- ment simple et peu coûteux pour diminuer de manière perma- nente et sélective la perméabilité des zones relativement perméables d'une formation souterraine et améliorer ainsi la répartition verticale et les profils d'écoulement des fluides injectés dans la formation ou produits à partir de la formation par la suite. L'invention concerne précisément un procédé pour diminuer sélectivement la perméabilité d'une zone relative- ment perméable d'une formation souterraine de manière à amé- liorer la répartition verticale et les profils d'écoulement de fluides injectés par la suite dans la formation ou pro- , duits par la suite à partir de la formation. On injecte dans la formation souterraine, par un puits de forage com- muniquant avec elle, une solution aqueuse contenant en sus- pension un précipité insoluble. Le précipité insoluble ré- pond à la formule de structure M (OH) dans laquelle Mn+ re- n présente un cation polyvalent tel que le magnésium. Le procédé selon l'invention se caractérise donc en ce que l'on injecte dans un puits de forage pénétrant dans la formation souterraine, en vue de diminuer sélecti- vement la perméabilité de la partie relativement perméable de cette formation, une formation aqueuse contenant un pré- cipité insoluble. Le précipité insoluble répond à la formule géné- rale de structure ci-après dans laquelle M représente un cation polyvalent: M (OH) (1) Ce précipité consiste en un composé fortement hy- draté et très dispersé qui, injecté dans une zone relative- ment perméable d'une formation souterraine, diminue consi- dérablement mais sans l'empêcher complètement l'écoulement des fluides au travers de cette zone. Le fluide aqueux de traitement contenant le précipité en dispersion peut être formé par l'un de deux procédés. De préférence, la solution de traitement est formée en combinant une solution aqueuse contenant en solution des cations polyvalents avec une so- lution aqueuse caustique. Il se forme alors un précipité insoluble conformément à la réaction générale (2) ci-après dans laquelle M représente le cation polyvalent: Mn+ + nOH -> M (OH) (2) Les cations caustiques et les cations polyvalents doivent être présents dans leur solution aqueuse respective à des concentrations qui sont fixées par la stoechiométrie de la réaction générale (2). L'autre procédé consiste à ajouter un précipité solide, existant habituellement dans le commerce sous la forme de poudres, à une solution aqueu- se, selon une technique évidente pour le technicien en la matière. Lorsqu'on combine une solution aqueuse caustique avec une solution aqueuse contenant des cations polyvalents dissouts,le produit caustique contenu dans l'une des solu- tions aqueuses peut consister en un composé quelconque pro- duisant des ions hydroxyles comme l'hydroxyde de potassium, l'hydroxyde de sodium, l'hydroxyde de lithium ou l'hydroxy- de d'ammonium; pour les buts de l'invention on préfère l'hy- droxyde de sodium. Dans l'autre solution aqueuse, on peut introduire un cation polyvalent quelconque soluble dans la solution aqueuse, par exemple du calcium ou du magnésium; pour les buts de l'invention, on préfère le magnésium. Le cation polyvalent peut être introduit dans la solution sous forme de sel et par exemple sous forme de chlorure de ma- gnésium. La composition ionique exacte d'un liquide aqueux quelconque servant à la préparation d'une solution aqueuse quelconque elle-même utilisée dans l'invention ne constitue pas un facteur critique. Lorsqu'on ajoute un précipité so- lide à une solution aqueuse, on utilise de préférence l'hy- droxyde de magnésium du commerce. Il s'agit là d'une subs- tance solide minérale stable, relativement peu conteuse et insoluble dans la plupart des liquides existant dans les formations souterraines contenant des hydro-carbures. La diminution de perméabilité à laquelle on par- vient par le procédé selon l'invention dépend de la concen- tration du précipité en suspension dans la solution aqueuse injectée dans la formation souterraine, de la quantité de liquide de traitement aqueux injectée dans la formation sou- terraine et de la nature particulière du précipité utilisé. La concentration du précipité dans le liquide de traitement aqueux peut aller d'une limite inférieure d'environ 0,01 % en poids jusqu'à une limite supérieure d'environ 20 à 40 % en poids. La limite de concentration supérieure dépend de la concentration d'un précipité particulier qu'on peut met- tre en suspension dans une solution aqueuse sans sédimenta- tion appréciable et sans amoindrissement de l'injectabilité de la solution aqueuse de traitement. Le procédé selon l'invention est utilisé pour di- minuer sélectivement la perméabilité de la ou des zones re- lativement perméables d'une formation souterraine de manière à améliorer la répartition verticale et les profils d'écou- lement des fluides injectés dans la formation souterraine ou produits à partir de cette formation. La ou les zones relativement perméables sont de préférence isolées pour l'in- jection par des techniques mécaniques d'isolement de zone, par exemple à l'aide d'assemblages classiques de packers. La ou les zones relativement perméables sont ensuite trai- tées par injection de la solution aqueuse de traitement se- lon l'invention contenant un précipité insoluble en suspen- sion. La solution aqueuse de traitement pénètre dans la ou les zones relativement perméables jusqu'à ce que le préci- pité insoluble reste emprisonné dans des pores relative- ment étroits, et par exemple de dimension inférieure à 10 microns. Le précipité insoluble retenu au départ sert à dévier et à retenir le précipité injecté par la suite. On pense que cette rétention conduit à un effet en cascade qui conduit lui-même à un traitement en profondeur des zones per- méables. Ainsi, l'application répétée du procédé selon l'in- vention conduit à une plus forte diminution de la perméabi- lité. De préférence, le procédé selon l'invention est utilisé pour traiter l'environnement voisin de la surface d'injection, par exemple un puits de forage ou une fracture d'o le liquide de traitement injecté pénètre dans une zone fortement perméable d'une formation souterraine. Telle qu'on l'utilise dans la présente demande, l'expression "environne- ment voisin de la surface d'injection" désigne le volume d'une formation souterraine entourant la surface d'o le liquide injecté pénètre dans la formation, par exemple le puits de forage ou la fracture, et qui, en général, s'étend habituellement à une distance pénétrant dans la formation souterraine qui peut atteindre environ 3 mètres à partir de la surface d'injection. L'environnement voisin de la sur- face d'injection peut s'étendre jusqu'à environ 9 mètres ou plus. L'écoulement des liquides injectés dans une formation souterraine ou produits à partir d'une formation souterrai- ne est influencé principalement par cet environnement voi- sin de la surface d'injection. L'expression "zone relativement perméable" telle qu'on l'utilise dans la présente demande, s'applique à une zone présentant une perméabilité supérieure à environ 1 darcy mais inférieure à environ 500 darcy. En outre, l'expression "zone" telle qu'elle est utilisée dans la présente demande, inclut les strates et couches, alors que l'expression "frac- ture" inclut les canaux et les cavités. L'injection d'une solution de traitement aqueuse contenant en suspension un précipité insoluble dans une zone souterraine présentant une perméabilité inférieure à environ 1 darcy conduit fré- quemment au colmatage de la face de la zone exposée à la surface d'injection. On peut exploiter un isolement méca- nique de la zone pour traiter une zone souterraine forte- ment perméable et contenant une ou des fractures conformé- ment à l'invention pour autant que la ou les fractures ne recoupent pas un autre puits de forage. Les exemples qui suivent illustrent l'invention sans toutefois en limiter la portée; ils sont réalisés avec isolement de zone; dans ces exemples, les indications de parties et de pourcentages s'entendent en poids sauf mention contraire. Exemple 1 On place dans une burette en verre un garnissage de 14 cm de sable pour essai d'Ottawa en particules de 0,59 à 0,84 mm, à 69 darcy. On mélange par ailleurs 60 ml d'une solution de chlorure de magnésium à 5,0 % avec 40 ml d'une solution d'hydroxyde de sodium à 5,0 %. Pour la préparation de ces deux solutions on utilise de l'eau de ville. On mé- lange les deux solutions; le mélange contenant de l'hydro- xyde de magnésium est utilisé pour noyer le garnissage de sable sous une perte de charge constante de 0,84 bars. La diminution de perméabilité (kfinal/kinitial) à laquelle on parvient en injectant deux volumes de pores de la solution de traitement mélangée est de 0,0062. On répète le traitement en utilisant deux voluxmes de pores de la solution de trai- tement comme décrit ci-dessus. La diminution de la perméa- bilité initiale à laquelle on parvient (k /k final initial est de 0,00010. L'examen direct montre que le liquide de traitement est réparti uniformément dans tout le garnissa- ge de sable. Le traitement est permanent et reste stable à des volumes d'eau importants; ainsi par exemple le noyage du garnissage de sable traité par 35 volumes de pores pen- dant 6 jours conduit à un rapport (kfna /kinta) de 0,00024. Exemple 2 On place dans un tube en matière plastique trans- parente un garnissage de sable pour essai d'Ottawa de 12,7an en particules de 0,59 à 0,84 imm à 19 darcy. on mélange par ailleurs 60 % en volume d'une solution de chlorure de ma- gnésium à 10 % avec 40 % en volume d'une solution d'hydro- xyde de sodium à 10 %, formant ainsi une première solution de traitement contenant en suspension un précipité d'hydro- xyde de magnésium. on forme une seconde solution de trai- tement contenant un précipité d'hydroxyde de magnésium en suspension en mélangeant 60 volumes d'une solution de chlo- rure de magnésium à 15 % avec 40 volumes d'une solution d'hydroxyde de sodium à 15 %. Pour la préparation de toutes les solutions, on utilise de l'eau de ville. La première et la seconde solutions aqueuses de traitement sont utilisées pour inonder le garnissage de sable sous une perte de char- ge constante de 0,91 bars. Après chaque traitement, on me- sure la perméabilité aux liquides. Le garnissage de sable traité est ensuite noyé par de l'eau de ville pendant une durée prolongée en vue de déterminer la stabilité du traite- ment. Les résultats de cette suite d'injections sont rappor- tés dans le tableau 1 ci-après. TABLEAU 1 Liquide Durée écoulée, Volumes de pores Perméabilité finale k i /ki. jours injectés k md fnal initial lère solution lare solution 0 5,0 1,01 0, 053 de traitement 2ème solution de traitement O 1,21 0,00764 0,00040 o Eau de ville 1,O 11,5 0,0182 0,0010 2,0 2,9 18,8 26,8 0,0297 0,0398 0,0016 0,0021 réJ No N O Un il La diminution de perméabilité extrêmement forte à laquelle on parvient par ce traitement améliore dans une mesure importante la répartition verticale et les pro- fils d'écoulement des liquides injectés par la suite. La diminution de perméabilité importante à laquelle on parvient à l'injection de la seconde solution aqueuse de traitement peut être attribuée en partie à la plus forte concentration du précipité d'hydroxyde de magnésium en suspension dans cette solution. En outre, le traitement est permanent et stable à des volumes d'eau importants; ainsi par exemple environ 27 volumes de pores inondant le garnissage de sable traité pendant 3 jours environ conduisent encore à une di- minution de perméabilité (k l/k t) de 0,0021. fina ll tala Exemple 3 On inonde à l'eau de ville le garnissage de sable d'Ottawa traité de l'exemple 2. Pour simuler un écoule- ment de production à partir du garnissage de sable, on in- verse le sens de l'écoulement de liquide par rapport à l'exemple 2. Au cours de l'injection d'eau de ville, on observe une perte de charge constante de 0,91 bars sur le garnissage de sable. Les résultats obtenus sont rapportés dans le tableau 2 ci-après. TABLEAU 2 Volumes de pores Durée écoulée, Perméabilité finale kf / d'eau de ville injectés jours k md k ina Kinitia1 1 0 2,67 0,15 1,0 4,78 0,25 13 2,0 4,65 0,25 16 3,3 4,84 0,25 19 4,0 4,80 0,25 22 5,0 4,76 0,25 \, LAI IN Ces résultats montrent que quoique la diminution de perméabilité après 5 jours d'injection inversée d'eau de ville soit de 0, 25 contre 0,0021 pour le garnissage de sable traité inondé à l'origine pour simuler l'écoulement d'injection, la diminution de perméabilité est encore suffisamment importante pour que la répartition verticale et les profils d'écoulement des liquides produits soient net- tement améliorés. Il est important de noter que la diminu- tion de perméabilité provoquée par le procédé selon l'in- vention peut être annulée par l'application d'un acide mi- néral tel que l'acide chlorhydrique. On peut également utiliser du chlorure d'ammonium, d'un approvisionnement courant et peu coûteux, en solution pour dissoudre le pré- cipité. Il est clair que l'invention n'est nullement li- mitée aux modes de réalisation préférés décrits ci-dessus à titre d'exemples et que l'homme de l'art peut y apporter des modifications sans pour autant sortir de son cadre. REVENDICATIONS 1 - Procédé pour diminuer sélectivement la perméa- bilité d'au moins une zone relativement perméable d'une formation souterraine en vue d'améliorer la répartition ver- ticale et les profils d'écoulement de fluides injectés dans la formation ou produits à partir de la formation, cette dernière étant pénétrée par un puits de forage en communica- tion de liquide avec elle, ce procédé se caractérisant en ce que l'on injecte par le puits de forage, dans la ou les zones relativement perméables dans un environnement voisin de la surface d'injection, une solution aqueuse contenant en suspension un précipité insoluble qui diminue dans une mesure importante et de manière relativement permanente la perméabilité de la ou des zones relativement perméables, ledit précipité insoluble répondant à la formule de struc- ture M (OH)n dans laquelle M représente un cation polyva- lent. 2 - Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le cation polyvalent est le magnésium et le pré- cipité insoluble est l'hydroxyde de magnésium. 3 - Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la formation souterraine est une formation conte- nant des hydrocarbures. 4 - Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la concentration du précipité en suspension dans la solution aqueuse va d'environ 0,01 à 40 % en poids. - Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la formation souterraine comporte plusieurs zones relativement perméables dans lesquelles on injecte la solu- tion aqueuse. 6 - Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la surface d'injection est définie par le puits de forage. 7 - Procédé selon la revendication 6, caractérisé en ce que la formation souterraine contient des hydrocar- bures. 8 - Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la surface d'injection comporte au moins une frac- ture présente à l'intérieur d'au moins une zone-relative- ment perméable. 9 - Procédé selon la revendication 8, caractérisé en ce que la formation souterraine contient des hydrocar- bures.