FR 2586750 A1 19870306 FR 8512991 A 19850829 - 1 - La présente invention est relative à un procédé pour la réduction ou l'arrêt complet d'une venue d'eau d'une formation vers un puits producteur. Ce procédé, basé sur l'injection dans ce puits produc- teur d'une dispersion aqueuse de polysaccharide hydrosoluble, réalise le blocage de l'eau sans pour autant diminuer le passage de l'huile ou de gaz vers ce puits. Il présente un intérêt particulièrement grand lorsque l'eau est chaude et/ou salée, par exemple à une température de 70 à 130 C et/ou une salinité d'au moins 30 g/l exprimée en NaCl. L'eau sous forme de saumure existe souvent dans la même formation que l'huile ou le gaz. La mise en production des réservoirs contenant de l'huile ou du gaz entraîne simultanément la produc- tion d'eau en quantité telle qu'elle pose des problèmes impor- tants: formation de dépôts au voisinage du puits ou dans le tubage, augmentation de la corrosion des pièces métalliques, créa- tion d'émulsions avec l'huile, très difficiles à rompre. Dans le contexte des forages en mer, la production d'eau en quantité impor- tante pose de plus des problèmes de stockage et de rejet. De nombreuses méthodes destinées à réduire les venues d'eau dans les puits de production ont été proposées et testées sur champ; elles consistent en général à mettre en place dans la formation, à l'interface entre l'eau et l'huile ou le gaz, une barrière imper- miable constituée par exemple de ciments, de résines, de suspen- sions de particules solides ou de paraffines. Ces agents colma- tants ont le désavantage de bloquer presque autant l'huile ou le gaz que l'eau, en particulier lorsque la venue d'eau est occa- sionnée par un phénomène de formation de c8ne d'eau (coning). Plus récemment, on a proposé l'emploi de polyacrylamides hydro- lysés. Toutefois, ce type de polymère est surtout efficace contre les venues d'eau de faible salinité et perd de son activité lorsque la salinité de l'eau produite augmente. De plus, sous l'action de la température, ces polyacrylamides s'hydrolysent progressivement, ce qui entraîne leur précipitation en présence d'ions plurivalents. -2- Une autre technique de prévention des venues d'eau vers les puits producteurs utilise la faculté de réticulation de divers polymères, polyacrylamides et gommes xanthanes, par des sels d'ions trivalents tels que les ions chrome et aluminium. Il a été constaté que cette réticulation sous forme de gels plus ou moins compacts entralne bien l'arrêt ou la réduction de la venue d'eau, mais affecte également dans une grande mesure la production d'huile ou de gaz. La présente invention a pour objet un procédé permettant de réduire les venues d'eau dans les puits de production sans affec- ter de manière gênante la production de l'huile ou du gaz. Ce pro- cédé consiste à injecter une dispersion aqueuse d'un polysaccharide dans la formation entourant un puits de production, à partir dudit puits, puis à remettre le puits en production et à recueillir les fluides produits. De préférence, l'injection est effectuée sous un débit et/ou une pression suffisants pour permettre une introduction aisée de la dispersion dans la formation. Par débit et/ou pression suffisants, on entend un débit et/ou une pression correspondants à un gradient de cisaillement relativement élevé à l'entrée de la formation, par exemple au moins 20 sec et de préférence au moins 50 sec- 1. Typiquement une diminution de viscosité d'au moins 50 % par rapport à la viscosité mesurée à un gradient de cisaillement de 1 sec- 1 est préférée. Le gradient de cisaillement est défini 4v comme y = - ou v = vitesse de déplacement linéaire en centi- r q mètre/sec à l'entrée du gisement, v = S o q = débit en cm3/sec; S = surface en cm2; r = rayon de pore moyen = (8 k/0) 1/2 exprimé en centimètre. o k = perméabilité du réservoir en cm2 = 10 Darcys 0 = porosité Remarque: unités CGS. Le mécanisme de l'invention, tel qu'il est actuellement compris, est le suivant: les polysaccharides utilisés se caractérisent d'une part par la présence d'agrégats ou microgels translucides suffisamment déformables sous l'effet des contraintes élevées existant au voisinage du puits et reprenant leurs dimensions ini- tiales lorsque ces contraintes se relâchent comme par exemple à une certaine distance du puits au sein de la formation et d'autre part par un comportement rhéologique pseudo-plastique en solution, à savoir que la viscosité de leurs dispersions aqueuses décroît lorsque les contraintes de cisaillement augmentent comme par exemple lors de l'utilisation de débits ou de pressions élevés. Parmi les polysaccharides satisfaisant aux critères de l'invention, on peut citer des polysaccharides non-ioniques comme les glucanes et en particulier le scléroglucane ainsi que des polysaccharides anioniques, comme par exemple les gommes xanthanes. Des avantages non négligeables de l'utilisation de ces polysaccha- rides conformément au présent procédé par rapport aux polyacryla- mides et leurs copolymères résident dans leur moindre sensibilité à la dégradation mécanique par suite de l'utilisation de contraintes élevées essentiellement aux abords du puits, à leur compatibilité plus élevée avec des eaux salées et au fait que sous l'action de la température, ils ne subissent pas une réaction d'hydrolyse qui affecte la stabilité des polyacrylamides. Parmi les polysaccharides, le scléroglucane s'avère être le plus actif. La concentration en polymère en dispersion aqueuse est liée d'une part à la viscosité qu'il développe et d'autre part à son caractère colmatant. Les concentrations utiles se situent le plus souvent entre 200 et 5000 ppm en poids de polymère et de préfé- rence entre 500 et 3000 ppm. - 4 - Le domaine de température visé pour la mise en oeuvre des polysac- charides est compris entre l'ambiante et 130=C. Comme déjà souli- gné, un intérêt d'application particulier concerne les températures de 70 à 130 C et/ou les salinités d'au moins 30 g/l. Dans les exemples qui suivent, on a procédé à des tests représenta- tifs des venues d'eau dans un puits. Ces tests consistent à simuler en laboratoire sur des carottes de réservoirs consolidées ou non la mise en place de la solution de polymère à différents débits d'injection et à injecter ensuite dans le sens opposa les fluides produits, à savoir en particulier de l'eau et de l'huile. Ayant déterminé au préalable les perméabilités initiales de ces carottes respectivement à l'eau et à l'huile, cette manière de procéder permet de se faire une idée des perméabilités finales pour ces mêmes fluides après mise en place du polymère et donc d'en déduire des valeurs de réduction de perméabilité. Si les perméabilités initiales et finales sont identiques, cette réduction de perméa- bilité est par définition égale à 1. Exemple 1: Dans un cyclindre en acier inoxydable de 30 cm de long et de 4 cm de diamètre, on procède à la reconstitution d'un milieu poreux non consolida par tassage de sable d'Entraigues brut. On mesure la per- méabilité de ce milieu poreux par injection d'eau de mer recons- tituée (30 g/1 de NaCl et 3 g/1 de CaC12, 2H20) à des débits varia- bles compris entre 100 et 350 cm3/h, ce qui correspond à des gradients de cisaillement compris entre 29 et 102 sec - 1 et on mesure les pertes de charge à ces débits aux bornes du milieu poreux. Par application de la loi de Darcy, on détermine une perméabilité à l'eau de ce milieu poreux qui est constante pour tous les débits et égale à 3,24 Darcys. -5 On prépare par ailleurs dans la même eau de mer une dispersion contenant 1 g/litre (1000 ppm) de scléroglucane en poudre et, à l'aide d'un viscosimètre à faible gradient, on trace la courbe rhéologique de la solution de polysaccharide obtenue. Les visco- sités relatives en fonction du gradient de cisaillement ainsi déterminées sont respectivement de 30 à 1 sec 1 et de 7 à 100 -1 secÀ On procède à l'injection de cette solution de scléroglucane dans le sens A vers B à travers le massif de sable à un débit de 350 cm3/h, ce qui correspond à un gradient de cisaillement (y) de 101,85 sec et l'on constate que les pertes de charge entre l'entrée et la sortie du massif ainsi que les viscosités s'équilibrent très rapi- dement. Après l'injection de huit fois le volume de pore de la solution de polysaccharide, on arrête l'injection de polymère et l'on procède dans le sens B -> A à l'injection au même débit de 350 cm3/h ( y = 101,85 sec- 1) d'eau de mer, simulant ainsi une venue d'eau du réservoir vers le puits. Après déplacement total du polymère non retenu irréversiblement dans le milieu poreux suivi par la mesure de la viscosité des effluents, on détermine une nouvelle perméabilité à l'eau de mer. On s'aperçoit que la perméa- bilité ainsi mesurée est 4,3 fois inférieure à la perméabilité initiale en l'absence de polymère. La réduction de perméabilité (Rk) à ce débit est donc de 4,3. Toujours dans le sens B vers A, on poursuit l'injection d'eau de mer, en réduisant toutefois progressivement le débit jusqu'à cm3/h et, par mesure des pertes de charge correspondantes aux bornes du massif, on constate que les perméabilités obtenues dimi- nuent avec le débit (et avec le gradient de cisaillement) et que par conséquent, les réductions de perméabilité (Rk) augmentent. Cette évolution est caractéristique de l'effet colmatant occasionné par la présence de polymère piégé à l'intérieur du massif. Rappe- lons qu'en l'absence de polymère, les perméabilités mesurées sont indépendantes du débit d'injection d'eau de mer. - 6 - Le tableau I rassemble les résultats de réduction de perméabilité (Rk) obtenues sur ce massif pour différents débits de production d'eau de mer (q) et donc différents gradients de cisaillements (7). Tableau I: Mise en oeuvre du scléroglucane en milieu non consolidé Après l'injection de 1000 ppm de polymère Sans polymère L'injection de scléroglucane dans un massif non consolidé de sable permet donc de réduire la perméabilité à l'eau et donc de freiner la venue d'eau. o q y k en cm3/h en sec-1 Eau de mer 350 101,85 4,31 300 87,35 4,41 250 72,75 4,58 58,2 4,98 43,65 5,32 29,1 6,05 350 101,85 1 - 7 - Exemple 2: Les conditions de l'exemple précédent sont reconduites avec comme seule variante l'utilisation d'un grès argileux consolidé (grès des Vosges) de longueur 8 cm et de diamètre 4 cm, inséré dans une cellule Hassler. L'injection d'eau de mer à différents débits permet de déterminer la perméabilité de cette carotte qui a été trouvée égale à 2,36 Darcys. On procède ensuite à l'injection dans la carotte dans le sens A vers B de la solution à 1000 ppm dans l'eau de mer de sclgroglucane sous forme poudre à un débit de 200 cm3/h, ce qui correspond à un gradient de cisaillement de 87,2 sec - 1 (viscosité relative mesurée à ce gradient égale à 8). Après l'injection de 24,2 volumes de pore de la solution de polymère, on procède à l'injection en sens contraire (dans le sens B vers A) et au même débit de cm3/h d'eau de mer jusqu'à déplacement complet du polymère non piégé. On procède à une détermination de la perméabilité à ce débit et l'on constate que la perméabilité initiale est réduite d'un facteur 5,84. En mesurant les pertes de charge à débits décroissants d'eau de mer, on constate comme dans l'exemple 1 que les perméabilités à l'eau de mer diminuent avec le débit et donc que les réductions de perméabilité augmentent. Le tableau II rassemble les principaux résultats obtenus. - 8 - Tableau II: Mise en oeuvre du scléroglucane en milieu consolidé Après l'injection de 1000 ppm de polym&re Sans polym&re La mise en place du scléroglucane dans un massif de grès des Vosges permet donc bien de réduire la perméabilité de ce massif à l'eau de mer et donc de freiner la production d'eau. o q Rk en cnm3/h en sec-1 Eau de mer 87,2 5,84 43,6 6,67 21,8 7,49 15,26 7,91 10,9 8,90 6,54 9,59 87,2 1 9 - Exemple 3: Une expérience analogue à celle de l'exemple 1 a été réalisée à l'aide d'un échantillon d'un massif non consolidé de sable d'Entraigues dans le but de vérifier l'effet de la mise en place d'une solution de polysaccharide simultanément sur les perméabi- lités à l'eau et à l'huile. On mesure tout d'abord la perméabilité de l'échantillon par injec- tion d'eau de mer reconstituée à des débits variables compris entre et 90 cm3/h et, par mesure des pertes de charge à ces débits, on en déduit une perméabilité initiale à l'eau de mer égale à 3,68 Darcys. On procède de même par injection d'huile raffinée à plusieurs débits dans le même échantillon du milieu poreux et l'on en déduit une perméabilité à l'huile égale à 3,86 Darcys. On procède à une seconde injection d'eau de mer à plusieurs débits et on en déduit une perméabilité à l'eau en présence d'huile rési- duelle égale à 0,879 Darcys et une saturation en huile résiduelle égale à 24 %. A ce moment, le milieu poreux se trouve dans les con- ditions d'un réservoir produisant à la fois de l'eau et de l'huile. La mise en place du polymère se fait de la même façon que dans l'exemple 1, mais à un débit différent, à savoir injection dans le sens A vers B, au débit de 90 cm3/h, ce qui correspond à un gradient de cisaillement de 88,47 sec 1 d'une solution à 1 g/litre, dans l'eau de mer, de scléroglucane initialement sous forme de poudre. Les pertes de charge aux bornes du massif se sta- bilisent très rapidement et les viscosités entre l'entrée et la sortie du massif sont constantes. 30 volumes de pore de solution de polymère ont été mis en place. - 10 - On déplace le polymère en excès par injection dans le sens B vers A d'eau de mer au débit de 90 cm3/h jusqu'à ce qu'il n'y ait plus de polymère dans les effluents. On procède alors directement à l'in- jection d'huile à plusieurs débits dans le sens B vers A et, par mesure des pertes de charge à ces débits, on constate que la per- méabilité initiale à l'huile est conservée. Il n'y donc pas de réduction de perméabilité à l'huile. On procède ensuite à la mesure des perméabilités en eau de mer en présence d'huile résiduelle par injection d'eau de mer à débits variables toujours dans le sens B vers A et l'on constate que l'on ne retrouve plus la perméabilité initiale à l'eau de 0,879 Darcys, mais des valeurs de perméabilité d'autant plus faibles que le débit décroSt. Comme précédemment, la réduction de perméabilité à l'eau de mer en présence d'huile résiduelle augmente lorsque le débit d'eau injecté diminue. Les principaux résultats sont reproduits sur le tableau III. La mise en place du scléroglucane en milieu poreux permet donc de réduire la perméabilité à l'eau de ce milieu poreux et donc de freiner la production d'eau, mais n'affecte aucunement la perméa- bilité à l'huile et donc la production d'huile. - 11 - Tableau III: Mise en oeuvre du scléroglucane en milieu non consolidé en présence d'eau et d'huile o q en y Rk Rk cm3/h en sec-1 huile Eau de mer 90 88,47 1,00 - 88,47 - 1,00 90 88,47 1,00 5,40 49,18 1,00 6,40 29,49 1,00 8,66 19,66 - 9,95 14,75 1,00 10,91 10 9,83 - 13,6 Sans polymère Après l'injec- tion de 1000 ppm de polymère - 12 - Exemple 4: Une expérience analogue à celle de l'exemple 1 a été réalisée à C en vue de tester l'influence de la température sur la réduc- tion de perméabilité à l'eau de mer en présence et en l'absence de polymère. La perm&abilité à l'eau de mer du massif non consolidé de sable d'Entraigues a été trouvée égale à 2,50 Darcys de manière indépen- dante du débit d'injection d'eau. On procède à l'injection d'une dispersion à 500 mg/litre de scléro- glucane sous forme poudre dans l'eau de mer au débit de 350 cm3/h, ce qui correspond à un gradient de cisaillement de 93,45 sec -1. Après déplacement du polymère en excès par l'eau de mer, on fait varier le débit d'injection d'eau de mer comme précédemment et l'on constate que la perméabilité décroit avec le débit (tableau IV). On constate qu'à 80eC l'effet de la mise en place du polymère sur les réductions de perméabilité est plus faible qu'à 30 C et qu'il est possible de réduire en moyenne cette perméabilité par un facteur 2. - 13- Tableau IV: Mise en oeuvre du scliroglucane en milieu non consolidé à 80 C. Sans polymère En présence de 500 ppm de polymère o q Rk en cm3/h en sec-1 Eau de mer 350 93,45 1,00 350 93,45 1,78 300 80,1 1,81 250 66,7 1,85 53,4 1,98 40,05 2,19 26,7 2,42 - 14 - Exemple 5: Cet exemple est destiné à montrer que l'invention n'est pas limitée au seul scléroglucane mais peut également s'appliquer à d'autres polysaccharides, comme par exemple les gommes xanthanes. A partir de gomme xanthane en poudre, qualité récupération assistée du pétrole, on prépare une dispersion à 2,5 g/l dans l'eau de mer. La solution trouble obtenue est rendue limpide par un traitement enzymatique qui ne fait pas partie de l'invention. On établit la courbe rhéologique de la solution limpide obtenue à l'aide d'un viscomètre à faible gradient. Les viscosités relatives mesurées sont respectivement de 600 pour un gradient de cisaillement de 1 sec-1 et de 35 à 100 sec-1. Le milieu poreux utilis& est un grès des Vosges dont la perméabi- lité à l'eau de mer a été trouvée &gale à 1,84 Darcys à 30 C de manière indépendante du d&bit d'injection d'eau de mer. On procède à l'injection à un débit constant de 180 cm3/h, ce qui correspond à un gradient de cisaillement de 86,94 sec-1, de la solution de gomme xanthane à 2500 ppm dans l'eau de mer. Après stabilisation des pertes de charge aux bornes de la carotte de grès et équilibrage des viscosités, on procède comme précédemment à l'injection d'eau de mer en sens contraire de l'injection de poly- mère jusqu'à déplacement complet de ce dernier. En faisant varier ensuite le débit d'injection d'eau, on constate que la perméabi- lité initiale est réduite du fait de la présence de polymère piégé et absorbé en milieu poreux. Les valeurs de réduction de perméa- bilité obtenues sont toutefois plus faibles que pour le scl&ro- glucane mais comme pour ce dernier, les valeurs augmentent de manière inverse au débit d'injection d'eau de mer. Les résultats du tableau V montrent qu'il est possible de freiner les venues d'eau en utilisant des solutions concentrées de gomme xanthane. - 15 - Tableau V: Mise en oeuvre de la gomme xanthane en milieu consolidé à 30 C. o q Rk en cm3/h en sec-1 Eau de mer 86,94 1,00 Sans polymère 86,94 1,44 43,47 1,57 En présence de 2500 ppm de 28,98 1,62 polymère 19,32 1,65 9,66 1,73 Lorsqu'on applique le processus de l'exemple 3 au grès des Vosges cidessus, c'est-à-dire que l'on répète l'expérience de l'exemple en présence d'huile, on constate, comme dans l'exemple 3, que l'on réduit la perméabilité à l'eau sans affecter la perméabilité à l'huile. - 16 - REVENDICATIONS 1. Procédé pour la prévention de la venue d'eau dans un puits producteur d'huile et/ou de gaz, selon lequel on injecte une composition aqueuse dans la formation entourant le puits produc- teur, à partir dudit puits, puis on remet le puits en production d'huile et/ou de gaz et l'on recueille l'huile et/ou le gaz produits, caractérisé en ce que ladite composition aqueuse est une dispersion aqueuse d'un polysaccharide. 2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le polysaccharide est un scléroglucane. 3. Procédé selon la revendication 1 ou 2, caractérisé en ce que la concentration en polysaccharide de la dispersion aqueuse est de à 5000 parties par million en poids. 4. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 3, carac- térisé en ce que l'injection de la composition aqueuse est effectuée à un débit et/ou une pression correspondant à un gradient de cisaillement d'au moins 20 sec-1. 5. Procédé selon la revendication 4, caractérisé en ce que le gradient de cisaillement est d'au moins 50 sec1 6. Procédé selon l'une des revendications 1 à 5, caractérisé en ce que le débit et/ou la pression sont suffisants pour réduire la viscosité de la solution de polysaccharide injectée d'au moins 50 % par rapport à sa valeur au gradient de cisaillement de 1 sec-1. - 17 - 7. Procédé selon l'une des revendications i à 6, caractérisé en ce que la remise du puits en production s'effectue à un débit et/ou une pression d'eau du gisement égal ou inférieur à celui qui avait été utilisé pour l'injection de la composition aqueuse. 8. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 7, carac- térisé en ce qu'il est appliqué au cas o l'eau de la formation est à une température de 70 à 130 C. 9. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 8,-carac- térisé en ce qu'il est appliqué au cas o l'eau de la formation est à une salinité d'au moins 30 g/l, exprimée en NaCl.