FR 2666621 A1 19920313 FR 9011362 A 19900912 i Produit et procédé pour la diversion d'acide dans le traitement de formations souterraines. La présente invention se rapporte au secteur tech- nique du traitement de formations souterraines par un fluide, notamment un fluide acide. Ces traitements sont notamment utiles dans l'in- dustrie pétrolière et parapétrolière Ils sont utili- sés pour augmenter la production du puits, et/ou pour restaurer la production du puits lorsque la produc- tion décline avec le temps jusqu'à un niveau de ren- tabilité inacceptable. Les causes du déclin de la production sont multi- ples Dans le cadre de l'invention, on peut envisager deux catégories principales: la réduction de la per- méabilité du "réservoir" de pétrole, ou l'envahisse- ment de ce réservoir par l'eau contenue dans une cou- che inférieure. La réduction de la perméabilité est due, entre au- tres causes, à l'entraînement de fines particules, par l'écoulement du pétrole, vers le puits de produc- tion Autour de ce puits, ces particules s'accumulent et colmatent progressivement les pores naturels de la roche Le pétrole ne peut alors plus s'écouler de ma- nière satisfaisante par le puits Ces particules peu- vent avoir diverses origines (nature de la roche, endommagement du réservoir, dégradation progressive de la roche, etc). Leur origine importe peu, l'invention étant dirigée vers le traitement, par un fluide acide, des roches contenant des particules au moins partiellement solu- bles dans ce fluide, pour obtenir la dissolution to- tale ou partielle de ces particules, et donc la réou- verture des pores naturels de la roche Jusqu'à un de- gré de perméabilité acceptable. L'envahissement de la zone productrice de pétrole par l'eau est dû à la différence de viscosité entre le pétrole et l'eau Cette dernière, beaucoup plus mobile que le pétrole, est progressivement entraînée vers les perforations du puits par l'écoulement même du pétrole vers le puits Ce phénomène est connu sous le vocable de cône d'eau ("water coning") On verra ci-dessous que l'invention permet également de remé- dier à ce problème. Tout ce qui précède est absolument connu de l'homme de métier, aussi bien en ce qui concerne les problè- mes rencon Ltés que les solutions actuelles. Il est également inutile de revenir sur la struc- ture détaillée d'un puits de pétrole (ou analogue), celle-ci étant également bien connue de l'homme de métier. L'invention sera mieux comprise à la lecture de la des- cription qui va suivre et en se référant au dessin anne-, xé sur lequel: la Figure 1 représente une vue en coupe d'un puits et de deux formations souterraines traversées par ce puits. la Figure 2 représente une opération de traitement acide dans laquelle le fluide de traitement acide (FT) pompé dans la zone à traiter (ZT) est empéché de pénétrer dans une zone de plus forte perméabilité (ZFP). la Figure 3 représente une première étape ( 1) dans la- quelle un balayage de surfactant ( 8) ("preflush") est injecté dans les zones ZFP et ZT. la Figure 4 représente une seconde étape ( 2) dans la- quelle une mousse ( 9) est injectée à la suite du sur- factant. la Figure 5 représente une quatrième étape ( 4) o, comme expliqué cidessous, la mousse ( 9) est capable de résister dans la zone ZFP à l'injection du fluide acide selon l'invention (acide + surfactant) Au contraire, dans la zone ZT la mousse ne peut s'opposer à l'injection du fluide acide (surtout si une étape intermédiaire 3 de fermeture du puits "shut-in"l a été observée). Une diversion du fluide acide ( 10) est donc réalisée. la Figure 6 représente le débit de fluide acide dans la zone ZT et dans la zone ZFP, avec shut-in (Fig 6 a) et sans shut-in (Fig 6 b) Sans shut-in (Fig 6 b) la diversion est beaucoup plus longue à s'établir. la Figure 7 représente le débit de fluide acide dans la zone ZT et ZFP, lorsque le fluide acide con- tient un surfactant (Fig 7 b) ou pas de surfactant (Fig 7 a) On voit que sans surfactant, la diversion n'est qu'éphémère On a représenté sur cette figure une diversion en l'absence d'huile (pétrole). la Fig 8 ( 8 a, 8 b, 8 c) représente une extension de l'invention au traitement acide de trois couches su- perposées ZT 1, ZT 2 et ZT 3. la Fig 9 (ga, 9 b) représente un traitement par di- version selon l'invention d'un puits coupé à l'eau ("water coning"). la Fig 10 représente les résultats du traitement de la Fig 9, simulés en laboratoire à partir des carac- téristiques d'un puits connu qui avait fait l'objet antérieurement d'un traitement du "water coning" par une méthode de l'art antérieur. la Fig 11 représente un mode préféré de mise en oeuvre de l'invention. Sur les Figures, les mêmes références ont les mêmes significations, qui sont les suivantes. 1 puits de forage. 2 espace annulaire ("annulus") cimenté. 3 tubage métallique ("tubing", "casing"). 4 "perforations" à travers le tubage et le ciment, mettant en communication l'intérieur du tubage et la zone productrice. schéma d'écoulement du pétrole vers le puits ( 5 a) et vers la surface ( 5 b). 6 a.écoulement préférentiel du fluide de traitement FT dans la zone (ZFP)dont la perméabilité est su- périeure à celle de la zone à traiter (ZT). 6 b.écoulement du fluide de traitement (FT) vers la zone à traiter (ZT) grâce à la "diversion" provo- quée par le colmatage de la zone à forte perméa- bilité (ZFP) par l'agent de diversion ( 7). 7 Agent de diversion. FT Fluide de traitement. ZT Zone à traiter. ZFP Zone de perméabilité supérieure à celle de la zone à traiter. ZT 1, ZT 2, ZT 3: trois zones successives à traiter (Fig 8). 8 surfactant. 9 mousse. fluide acide. 11 perforations. 12 courbe correspondant à la cellule à eau, 13 injection de surfactant. 14 injection de mousse. injection de fluide de traitement + surfactant. 16 courbe correspondant à la cellule à huile. Dans le procédé considéré, on combine l'action i) d'un ba- layage ("preflush") de surfactant, ii) d'un agent de diver- sion constitué d'une mousse, et iii) d'un fluide de traite- ment acide comportant lui-mème une certaine proportion du surfactant. De manière classique, on peut aussi injecter un balayage de solvants mutuels comme étape préliminaire. Il est également intéressant d'insérer une étape de pompage d'acide entre ladite étape préliminaire et l'étape 1. Cette "étape acide" peut contenir classiquement: H Cl; ou H Cl puis "Mud Acid" (H Cl + HF); ou HC 1 puis "Clay Acid" (fluoroderivative(s) of boric acid, especially fluoroboric acid); et des combinaisons similaires telles que H Cl puis Mud Acid puis Clay Acid Les proportions et volumes d'in- jection à utiliser sont bien connues de l'homme de métier. En ce qui concerne le "Clay Acid" (composition acide pour la stabilization des argiles) on se réfèrera à USP 4 151 879; 4 151 878 et 4 160 483. Dans le cas de puits à gaz, l'étape préliminaire et l'éta- pe acide peuvent contenir jusqu'à 50-70 % d'un alcool infé- rieur, de préférence le méthanol. Naturellement, les additifs classiques (agents anti-corro- sion, stabilisants d'argile, agents de contrôle d'argiles et de fines; agents anti-paraffiniques, etc) peuvent être incorporés de manière connue aux étapes décrites. De même, selon la nature des formations souterraines, l'homme de métier saura s'il doit intercaler des étapes de balayage telles que: fluide de nettoyage préliminai- re, NH 4 Cl accompagné d'additifs classiques, etc De préférence, les étapes choisies contiendront une addi- tion d'un surfactant au moins, de manière tout à fait préférée, le surfactant utilisé pour former la mousse. Des injections d'azote pourront également être utilisées de manière connue pour "nitrifier" les fluides utilisés. On peut également combiner l'étape 1 avec l'étape acide pour simplifier la méthode Par exemple, H Cl peut être ajouté au balayage de l'étape 1, ou encore H Cl + Mud Acid (ou Mud Acid pour puits à gaz). Naturellement, le pompage de l'étape 4 (acide + surfac- tant) peut être effectué et cela est d'ailleurs souvent recommandé en plusieurs séquences; chaque séquence devant impérativement comprendre une proportion efficace de surfactant. A titre non limitatif, l'étape 4 peut être composée de (acide 1 + surfactant) pui (acide 2 + surfactant) (acide 1 + surfactant) puis (acide 2) Acide 1 est généralement H Cl. Acide 2 peut étre HF, H Cl ou de l'acide fluoroborique. Ces étapes peuvent étre répétées. L'invention a deux applications principales. 1 Diversion comme représenté sur la Fig 2 L'inven- tion permet également de traiter sélectivement plusieurs couches ou zones présentant des perméabilités et des degrés d'endommagement différents Le but est d'injecter dans cha- que couche le volume de fluide de traitement acide qui cor- respond à l'endommagement spécifique de ladite couche. Ce problème est difficile à résoudre, car le fluide aura une tendance naturelle à envahir, au lieu de la couche visée, la ou les autres couches moins endommagées et donc de pénétration plus facile. 2 Puits "coupés à l'eau" Il s'agit d'une couche produc- trice de pétrole qui a été partiellement envahie par l'eau provenant d'une couche inférieure. Le but est de traiter par l'acide uniquement la partie de la couche saturée en pétrole, pour y réduire l'endommage- ment, alors que l'acide aura une tendance naturelle à enva- hir la zone à huile (pétrole) et la zone envahie par l'eau de façon quasi identique. Les techniques d'acidification, ainsi que les acides, mélanges d'acides ou fluides acides à utiliser sont bien connus de l'homme de métier On citera notamment l'acide fluorhydrique HF, et les mélanges d'acide fluorhydrique et d'acide chlorhydrique HF + HCL, ou encore l'acide fluo- roborique et ses dérivés, ce dernier notamment pour réduire l'endommagement par les argiles. Les techniques de génération et d'injection de mousse sont également bien connues. On pourra utiliser selon l'invention l'une quelconque de ces techniques, génération en surface, génération in situ, mousse à l'air, à l'azote, au C 02, au N 2/CO 2, ainsi que les surfactants ou agents moussants également bien connues. On connaît également dans l'art antérieur une technique utilisant un acide en mousse (l'acide étant intégré dans la mousse, ce qui est tout à fait différent de la présente invention). On connaît également le principe de la diversion par une mousse. Le procédé décrit consiste à injecter en premier lieu un balayage ("preflush") de surfactant dans les zones ZT et ZFP (étape 1) puis une mousse dans ces mèmes zones il ZT et ZFP (étape 2), puis un fluide de traitement, notamment un fluide acide, spécifique, (étape 4) com- posé d'une combinaison d'un agent de traitement, no- tamment acide ou fluide acide classique pour la di- version, et d'une certaine proportion de surfactant. Ces trois opérations coopèrent entre elles Cepen- dant les étapes 2 et 4 sont seules impératives, l'é- tape 1 (preflush) étant néanmoins extrêmement utile pour une meilleure pénétration et un meilleur place- ment des produits injectés dans les étapes 2 et 4. On peut éventuellement insérer une étape 3 de ferme- ture du puits ("shut-in") entre les étapes 2 et 4. Une durée appropriée de fermeture est de l'ordre de 1/2 h. L'intérêt d'un tel shut-in est démontré ci-après. Sans vouloir être limité par une quelconque théorie, les résultats surprenants obtenus peuvent être en partie expliqués par les mécanismes suivants. La mousse, qui contient une forte propot Lion d'air, a pour effet (puisque l'on obtient un effet de diver- sion du fluide acide) de réduire très fortement la perméabilité des zones traitées. Il est probable que l'air contenu dans la mousse est responsable de cette réduction de la perméabili- té, au moins en grande partie. Comme indiqué plus haut, le fluide acide de l'étape 4 contient selon l'invention une proportion notable de surfactant La présence de ce surfactant permet une réelle coopération entre le fluide acide et la mousse, le résultat d'ensemble étant que, contre toute attente, la mousse est capable de très bien résister à l'injection du fluide acide Elle peut ainsi jouer son rôle d'agent de diversion durant une longue durée. L'étape 1 de balayage au surfactant ("preflush"), qui n'est pas obligatoire, permet cependant une meil- leure pénétration de la mousse. En effet, la roche étant mouillée par le surfactant du preflush, la mousse qui suit n'aura pas tendance à perdre son propre surfactant et donc ne se 'cassera" pas. Comme indiqué plus haut, une étape 3 de fermeture du puits ("shut-in") d'environ 1/2 h est fortement recommandée. Les raisons de l'effet bénéfique de ce shut-in n'ont pas été expliquées On pense cependant que le shut-in affecte plus la mousse située dans la zone à traiter (ZT) qui par hypothèse est la zone de plus faible perméabilité On a observé une déstabilisation de la mousse beaucoup plus marquée dans cette zone (ZT> que dans la zone à forte perméabilité (ZFP). Ainsi, l'écoulement plus prononcé de la mousse dans la zone (ZT) que dans la zone (ZFP) se traduit par une di- minution de la quantité d'air dans la zone (ZT) beaucoup plus prononcée que dans la zone (ZFP) Le résultat de cette observation est que la perméabilité va augmenter un peu dans la zone (ZFP) (mais pas assez pour empècher la diversion) mais que surtout la perméabilité va très forte- ment augmenter dans la zone (ZT). Un résultat surprenant est donc de créer une diversion très efficace en utilisant un produit a priori "fragile" et non résistant, c'est-à-dire une mousse. La Figure 3 représente le preflush de surfactant, qui est recommandé En raison de la différence de perméabilité, le surfactant envahit la zone ZT moins profondément que la zone ZFP. La Figure 4 représente l'injection de mousse (étape 2) La mousse envahit également moins la zone ZT que la zone ZFP (environ 3 fois moins). La figure 5 représente l'injection du fluide acide selon l'invention (composé essentiellement d'acide dilué courant et de surfactant). On a constaté de manière surprenante que la mousse ( 9) était douée d'une résistance mécanique tout à fait excep- tionnelle à l'injection sous pression de ce fluide acide ( 10). On pense que cet effet de coopération est dé à la pré- sence de surfactant dans le fluide et dans la mousse, ce qui crée un très fort effet de contre-pression dans la barrière de mousse. En raison des différences de pénétration de la mousse dans les zones ZT et ZFP, la mousse de la zone ZFP va opposer une résistance plus élevée que la mousse de la zone ZT. Si l'on pompe le fluide acide sous une pression supérieure au seuil de résistance de la mousse dans la zone ZFP, le fluide acide est capable d'envahir la zone ZT mais n'enva- hit pas la zone ZFP. On réalise donc une diversion par "effet de pression". Le shut-in recommandé en étape 3 déstabilise prioritai- rement la mousse présente dans la zone ZT Le shut-in permet donc d'abaisser fortement le seuil de résistance de la mousse sélectivement dans la zone ZT Il rend donc la diversion plus efficace, et accroît la sécurité de l'opé- ration de pompage du fluide acide, puisqu'il augmente l'écart entre les deux seuils de résistance. De manière générale, on pompera le fluide acide avec un débit faible On pourra naturellement utili- ser des mélanges de surfactants bien connus Selon l'invention, on peut naturellement utiliser une mous- se à l'air, au C 02, à l'azote etc dont la produc- tion et les caractéristiques sont bien connues de l'homme de métier. L'invention s'applique également au traitement de plusieurs couches superposées On a représenté sur la Fig 8 annexée le traitement acide avec diversion de trois couches ZT 1, ZT 2 et ZT 3 avec: perméabilité ZT 1 surfactant (de manière préférée) puis la mousse. On obtient le profil représenté sur la Fig 8 a (gau- che). Un shut-in (éventuellement, mais de manière tout-à- fait préférée) puis un traitement par le fluide (aci- de + surfactant) selon l'invention conduisent à une diversion par les zones ZT 2 et ZT 3, l'acide n'enva- hissant que la zone ZT 1 (Fig 8 a, droite). On répète ensuite l'opération pour les deux cou- ches successives inférieures comme shématisé sur les Fig 8 b et 8 c. L'invention s'applique également au traitement des puits coupés à l'eau ("water coning") Il s'agit du phénomène bien connu, et redouté des producteurs, o l'eau d'une couche inférieure envahit progressivement la zone productrice d'huile au voisinage des perfora- tions. Pour mettre en évidence l'efficacité de l'invention on a utilisé deux cellules d'essai de perméabilité 24 D ( 24 Darcy) On remplit la première de saumure, la seconde de pétrole brut On injecte un preflush de surfactant ( 3 x volume des pores) Les débits sont sensiblement identiques dans les deux cellules. On injecte ensuite une mousse de saumure + surfac- tant à l'azote On observe la formation d'une bar- rière de mousse, avec augmentation de la pression d'injection, dans la cellule à saumure seulement On injecte ensuite, à faible débit, le fluide acide + surfactant selon l'invention On observe une diver- sion efficace du fluide de traitement vers la zone à huile Ces séquences sont représentées sur la Fig 10 annexée. Comme indiqué plus haut, les cellules reproduisent sensiblement les données de base d'un puits réel en Touiiene. La Fig 9 représente le traitement qu'un tel puits pourrait recevoir selon l'invention La Fig 9 a re- présente la position de la mousse dans le "cône d'eau" (dans la zone à huile, la mousse s'est dégra- dée durant le shut-in). On peut ensuite injecter l'acide qui subit (Fig 9 b) * une diversion efficace par la mousse. La Fig 11 a été tracée à partir de résultats expérimentaux. On a monté en parallèle deux cellules de sable compacté ( 50 cm de longueur). Les deux cellules ont une perméabilité homogène, l'une de 24 D et l'autre de 6 D Aucune contre- pression n'est appliquée à la sortie du système Les essais ont été réalisés hors de la présence de toute huile dans le système (Comme indiqué plus haut, l'huile déstabilise la barrière de mousse). Etape 1: On injecte dans les deux matrices une solu- tion de surfactant ( 3 x volume de pore en consi- dérant la partie de la matrice qui sera envahie par la mousse) Le surfactant utilisé est un polynaphta- lène sulfonate de sodium/formaldéhyde (produit de condensation) à une concentration en volume de 1 %, à C Le débit dans chaque cellule est dans le rap- port des perméabilités (cf Fig 11). Etape 2: On injecte à la fois une saumure contenant le surfactant, et de l'azote, avec un débit d'environ 1,2 1/h dans les conditions normales ( 1,2 volume standard d'azote pour 1 volume de saumure + surfac- tant) La concentration en surfactant dans la saumure est la même que pour le preflush (étape 1) c'est-à- dire 1 % à 200 C. Dans cet essai, on n'a pas produit la mousse avant l'entrée des cellules, mais on a injecté le gaz et le liquide sous une forme diphasique La mousse se forme immédiatement dans les premiers millimètres de l'é- chantillon. On observe une très forte élévation de la pression d'injection Une barrière de mousse d'environ 3 cm et de qualité 0,4 se forme dans la cellule 8 D, et une barrière de mousse d'environ 8 cm et de qualité 0,7 se forme dans la cellule 24 D On sait que la qualité d'une mousse est le rapport du volume de gaz au volu- me total de la mousse. Etape 3: Fermeture ou "shut-in' du puits. La décompression déstabilise la mousse principalement dans la cellule de faible perméabilité Comme indiqué plus haut, l'avantage du shut-in est d'accélérer la diversion. Etape 4: Dans cet essai, le fluide de "traitement" utilisé est en fait un fluide inerte constitué d'une saumure et du surfactant De manière tout à fait préférée la concentration en surfactant est identique à celle de l'étape 1 ou voisine On l'injecte à fai- ble débit Une remarquable diversion est observée. (Sur la Fig 11, les chiffres 1, 2, 3 et 4 représen- tent les étapes ci-dessus). Si la mousse contient un mélange de surfactants, le fluide de traitement doit contenir au moins l'un de ces surfac- tants. Tous les surfactants du preflush, de la mousse et du flui- de doivent être compatibles et de préférence seront identi- ques. Les surfactants utiles pour les mousses en milieu pétro- lier sont nombreux et bien connus Des essais simples de routine permettront à l'homme de métier de sélectionner le ou les surfactants à utiliser, seuls ou en mélange entre eux, pour obtenir des fluides compatibles entre eux et une mousse stable, et une compatibilité avec l'huile (absence d'émulsion). Une caractéristique particulièrement intéressante de l'in- vention consiste à traiter la zone souterraine en plusieurs étapes Ceci est notamment recommandé lorsque la hauteur de la zone à traiter dépasse 20-30 ft ( 50-80 cm) La règle ad- mise est une étape pour chaque hauteur de 20-25 ft ( 50-70 cm). Selon l'invention, et dans le cadre des étapes d'injection décrites ci- dessus, on a découvert que l'on augmentait de façon surprenante l'efficacité de la diversion dans les différentes zones successives à condition d'augmenter le tê volume de mousse injecté, d'une zone à la suivante. On trouvera ci dessous un exemple de mise en oeuvre de l'invention, dans un puits à gaz. Etapes: A Balayage NH 4 Cl (solution à 3 %) + 0,2 % surfactant nonionique. B Traitement: a 500 gallons ( 2000 1) de fluide de nettoyage + 0,1 % d'inhibiteur de corrosion. b H Cl (à 10 %) + Methanol ( 20 %) + 0,4 % inhibiteur de corrosion + 1 % surfactant + 2 % d'agent chelatant du fer + 300 scf/bbl (standard cubic feet) e 9 m 3/160 1 C Mud Acid + Methanol + Inhibiteur de corrosion + sur- factant + agent chelatant du fer + azote. d NH 4 Cl à 3 % ( 1300 gallons; env 5200 1) + 10 % Me- thanol + 1,5 % surfactant + 0,5 % de stabilisant d'argile + 300 scf (C 9 m 3) d'azote par bbl ( 160 1). e + 8 bbl (^ 1300 1) de mousse de qualité Mitchell 65 préparée à partir de 2 8 bbl (env 450 1) du produit de l'étape d). f 1300 gallons (env 5200 1) de HC 1 à 10 % + 20 % Methanol + 0,4 % inhibiteur de corrosion + 1,0 % surfactant + 2,0 % chelatant + 300 scf N 2 (env. 9 m 3) par bbl (_ 160 1). g Mud Acid + Methanol + Inhibiteur + surfactant + che- latant + 300 scf N 2/bbl (env 9 m 3/160 1). h 1300 gallons ( 5200 1) NH 4 Cl + Methanol 10 % + 1,5 % surfactant + 0,5 % stabilisant d'argile + 300 scf ( 9 m 3) N 2. i + 10 bbl (-1600 1) de mousse de qualité 60 préparée à partir de 3 bbl (env 470 1) du produit de l'étape h). j H Cl à 10 % + Methanol 20 % + inhibiteur 0,4 % + 1,0 % surfactant + 2,0 % chelatant + 300 scf N 2/bbl ( 9 m 3/160 1). K Mud Acid + 20 % Methanol + 0,8 % inhibiteur + 1 % sur- factant + 2 % chelatant + 300 scf N 2/bbl (env 9 m 3 N 2/160 1). 1 NH 4 Cl ( 1300 gallons env 5200 1 à 3 %) + 10 % Metha- nol + 1,5 % surfactant + 0,5 % stabilisant d'argile + 300 scf N 2/bbl (env 9 m 3 N 2/160 1). Dans cet exemple de traitement, on voit que l'on a opéré la diversion par la mousse en deux étapes (e et i) avec des volumes de mousse différents. Naturellement, le procédé peut s'étendre à plus de deux étapes. Les détails (additifs connus, volumes et %, etc) des étapes ci-dessus ne sont pas limitatifs, ainsi que l'homme de métier le comprendra aisément. Cependant, le principe consistant à augmenter le volume de mousse d'une étape à la suivante est essentiel. Dans un puits de pétrole ou analogue, le Methanol peut être supprimé). REVENDICATIONS 1) Méthode de traitement d'une zone (ou formation) sou- terraine traversée par un puits de pétrole, de gaz, d'eau géothermique ou analogue, selon laquelle on opère une diversion du fluide de traitement vers la zone à traiter qui présente une perméabilité plus faible que la perméabi- lité d'au moins une des zones adjacentes, et selon laquelle on utilise une mousse comme agent de diversion, caracté- risée en ce que l'on injecte une mousse formée à l'aide d'un fluide inerte, d'un gaz et d'au moins un surfactant, puis un fluide de traitement qui contient au moins l'un des surfactants contenus dans ladite mousse, outre le fluide actif lui-mème, et en ce que dans le cas d'un traitement d'une zone en plusieurs étapes, on augmente progressivement le volume de mousse injecté dans chaque étape. 2) Méthode selon la revendication 1 caractérisée en ce qu'elle comporte de plus une étape préliminaire de balaya- ge ("preflush") par au moins un surfactant compatible avec celui ou ceux de la mousse et du fluide de traitement. 3) Méthode selon la revendication 1 ou 2, caractérisée en ce qu'elle comporte, entre l'étape d'injection de mousse et l'étape de traitement, une étape de fermeture ou "shut- in" du puits. 4) Méthode selon l'une quelconque des revendica- tions 1 à 3, caractérisée en ce que le surfactant est un produit de condensation polynaphtalène-sulfonate de sodium/formaldéhyde. ) Méthode selon l'une quelconque des revendica- tions 1 à 4 caractérisée en ce que le traitement est effectué à faible débit. 6) Méthode selon l'une quelconque des revendica- tions 1 à 5 caractérisée en ce que le fluide de traitement est un mélange d'acide dilué et de sur- factant. 7) Fluide de traitement d'une formation ou zone souterraine traversée par un puits de pétrole, de gaz, d'eau, géothermique et analogue, caractérisé en ce qu'il consiste en un mélange d'acide dilué pour traitement pétrolier et de surfactant. 8) Application de la méthode selon l'une quelconque des revendications 1 à 6 pour la diversion d'acide de traitement dans le domaine pétrolier, ou la diversion d'acide de traitement dans le domaine pétrolier dans le cas d'un puits coupé à l'eau. 9) Application du fluide de traitement selon la revendication 7 pour la diversion d'acide de traite- ment dans le domaine pétrolier, ou la diversion d'a- cide de traitement dans le domaine pétrolier dans le cas d'un puits coupé à l'eau.