FR 2564523 A1 19851122 FR 8407503 A 19840515 La présente invention concerne la production assistée par fracture de gisements de liquides, tels que des hydrocarbures et de l'eau, présentant des caractéristiques pétrophysiques médiocres ou très médiocres qui nécessiteraient, avec les modes d'exploitation actuellement connus, l'installation d'un nombre prohibitif de puits. On sait que lton peut fracturer une couche réservoir d'un gisement localement autour des puits par des injections de courtes durées de fluides d'injection appropriés, maintenir localement ouvertes les fractures ainsi provoquées grâce a une injection d'un agent mécanique de soutènement et améliorer ainsi la productivité des puits de production ou éventuellement l'injectivité des puits d'injection (dans le procédé de récupération secondaire). Mais ces fractures classiques n'apportent qu'une amélioration locale, au voisinage de chaque puits : un réservoir de qualité médiocre reste médiocre et, s 'il est tres médiocre, il ne pourra pas devenir ainsi économiquement exploitable. Un objectif de l'invention est, au contraire, de réduire considérablement le nombre de puits nécessaires à l'exploitation d'un gisement grâce à un procédé de conception nouvelle qui améliore le gisement même, en créant et favorisant un drainage par gravité (éventuellement assistée). Ce procédé s'applique à des gisements à couches réservoirs faiblement perméables contenant de l'eau ou des hydrocarbures dont la densité est comprise entre 15 et 50 degrés API aux conditions standard, situées à des profondeurs suffisamment modérées (dans les carbonates, profondeurs de moins de 800 mètres) pour que les contraintes dans les terrains concernés permettent le développement de fractures de type horizontal. I1 suppose, en outre, pour être pleinement efficace, que le pendage de la couche formant réservoir soit faible (quelques degrés), que les épontes soient imperméables, que la perméabilité verticale des couches réservoirs ne soit pas nulle et que les couches réservoirs ne soient pas faillées. Ce procédé d'exploitation d'un gisement à couche réservoir sensibles) n ment horizontale, comprise entre un mur inférieur et un toit, contenant des liquides appartenant au groupe de l'eau et des hydrocarbures de densité comprise entre 15 et 50 degrés API aux conditions standard et située à une profondeur permettant le développement de fractures de type horizontal dans cette couche, comporte l'utilisation d'au moins un dispositif d'exploitation comprenant un puits injecteur vertical en communication, en au moins un niveau d'injection, avec ladite couche sur une hauteur limitée de celle-ci et de plusieurs puits producteurs verticaux associés à ce puits injecteur en étant en communication avec cette couche au moins à un niveau proche dudit niveau d'injection et se caractérise en ce que l'on injecte à un débit réglable, par le puits injecteur, un fluide d'injection qui, sans être soumis à un chauffage spécifique, est porté à une pression d'injection légèrement supérieure à la pression de fracturation de ladite couche de manière que se développe audit niveau d'injection dans cette couche une fracture de type horizontal s'étendant au moins jusqu'aux puits producteurs, puis maintenu à une pression constante (au seuil de pénétration matricielle près) pendant toute la durée de l'exploitation. Pour ce faire, on régle le débit de fluide d'injection en fonction des débits obtenus dans les puits de production et relatifs au fluide d'injection et aux liquides de gisement. En régime permanent, ce-réglage est effectué de manière que le débit de fluide d'injection obtenu dans les puits de production soit aussi faible que possible. On prévoit, en outre, de séparer l'excédent de fluide d'injection pouvant être-mêlé aux liquides de gisement obtenus dans. les puits de production et de réinjecter cet excédent de fluide d'injection dans le puits injecteur après l'avoir remis sous pression. Selon un objet de l'invention s'appliquant à un gisement d'hydrocarbures, ledit niveau d'injection auquel le puits injecteur est en communication avec ladite couche réservoir est situé à proximité du toit de celle-ci et le fluide d'injection est de l'eau. Selon un objet similaire de l'invention, ledit niveau d'injection auquel le puits d'injecteur est en communication avec ladite couche réservoir est situé à proximité du toit de celle-ci et le fluide d'injection est une J solution aqueuse de produits chimiques ayant la propriété d'augmenter le taux de récupération d'hydrocarbures liquides dans un gisement. On sait que l'on peut notamment utiliser, à cet effet, des surfactants et des produits alcalins. Selon au autre objet de l'invention, ledit niveau d'injection auquel le puits injecteur est en communication avec ladite couche réservoir est situé à proximité du mur inférieur de celle-ci et le fluide d'injection est un gaz. Ce gaz est de préférence choisi dans le groupe du gaz naturel, du gaz naturel enrichi en propane-butane, de l'azote, du gaz carbonique et des gaz de combustion, etc., pour un gisement d'hydrocarbures et dans le groupe de l'air, de l'air enrichi en gaz carbonique, de l'air enrichi en azote et de l'air enrichi en oxygène, etc. pour un gisement d'eau. Le fonctionnement est le suivant. Dans un premier temps, une fracture horizontale se développe et progresse vers les puits producteurs, jusqu'à les intersecter. Une partie du fluide d'injection pénètre dans la couche réservoir et recomprime les liquides de gisement que celle-ci contient jusqu'à la pression d'injection. On aboutit finalement à un régime permanent, tel que la géométrie de la fracture cesse d'évoluer et le débit injecté est égal (au fuites périphériques près) au débit sortant des puits producteurs via la fracture horizontale maintenue ouverte par l'écoulement fluide dans celle-ci. Un régime permanent peut être atteint au bout d'une courte période ou d'une longue période. Il ne peut avoir lieu qu'après la percée aux puits producteurs. La période dite transitoire nécessaire avant d'atteindre un régime permanent est d'autant plus longue que le fluide d'injection est plus visqueux, la couche réservoir est plus perméable, les puits producteurs sont plus éloignés du puits injecteur. Si les puits producteurs sont éloignés du puits injecteur et si la matrice de la couche réservoir est plus perméable que prévu, la pénétration du fluide injecté dans la matrice durera longtemps et sera très importante ; elle devra être considérée comme une avance prise sur le régime permanent futur et, par conséquent, comme un début de récupération. Si, au contraire, les puits producteurs sont rapprochés du puits injecteur et si la matrice est moins perméable que prévu, la percée aura lieu très tôt mais aucun début de récup ration (ou presque) n'aura eu lieu avant cette percée et c'est, bien entendu, seulement ensuite que l'on procédera au réglage du débit de fluide injecté. Ce réglage peut être long avant d'atteindre le véritable régime permanent dans lequel, en conditions de gisement, le débit de fluide injecté se trouve reproduit en liquides de gisement dans les puits producteurs via la fracture. L'idée essentielle du procédé consiste à amalgamer les régimes transitoire et permanent et à considérer la période de fracturation proprement dite comme le début du procédé de récupération. Le procédé maintient les conditions atteintes à la fin de la période de fracturation pendant toute la durée de l'exploitation qui peut s'étaler sur 10 à 20 ans par exemple. Le fluide injecté est en contact permanent avec la couche-réservoir sur toute la surface de la fracture ; les différences de densité entre liquides de gisement en place et fluide injecté, ainsi que les forces capillaires, provoquent sur toute verticale le long de la fracture un échange de fluides permettant au fluide injecté de continuer à pénétrer dans la couche réservoir, et aux liquides de gisement de s'écouler dans la fracture. Le débit par unité de surface de ces échanges est faible, mais la surface suivant laquelle se produisent ces échanges est grande et peut facilement être portée à plusieurs Km2 voire plusieurs dizaines de Km2. Par ailleurs, rien n'empêche, pour augmenter cette surface d'échanges, de multiplier les fractures horizontales les unes au dessus des autres pour les couches réservoirs particulièrement épaisses de perméabilités verticales insuffisantes. En revanche, si les perméabilités verticales de la couche réservoir ne sont pas nulles, le fait que cette couche réservoir puisse être très épaisse (de l'ordre de la centaine de mètres par exemple) n'implique nullement qu'un drainage au gaz par le présent procédé ne puisse pas être efficace avec une seule fracture, bien au contraire, et ce, d'autant plus que la couche réservoir est plus épaisse. Le débit d'effluent obtenu par ce procédé est proportionnel å la surface de la fracture horizontale, et peut donc être porté à des valeurs aussi élevées que les propriétés géomécaniques de la couche reservoir et des morts, /7 terrains qui la recouvrent le permettent.Ces valeurs seront normalement tres supérieures à celles que permettent les forages classiques, même après application de toutes les méthodes de stimulation connues qui peuvent inclure des fractures induites hydrauliquement par un pompage de courte durée (quelques heures) d'un fluide approprié, et maintenues ouvertes ensuite par un procédé mécanique (agents de soutènement) : de telles fractures ont une extension beaucoup plus limitée et une conductivité beaucoup plus faible (voire négligeable) qu'une fracture horizontale selon le présent procédé. Dans les procédés classiques de récupération améliorée d'hydrocarbures où le fluide injecté circule dans la roche meme de la couche réservoir, les hydrocarbures "secondaires" ou "tertiaires" ne sont produits en surface qu'un certain temps (en règle générale plusieurs années) après le démarrage de l'injection, ce qui est économiquement défavorable, et cela d'autant plus que le fluide injecté est plus couteux. Dans le présent procédé, au contraire, dès que le régime permanent est établi, il suffit,si le réglage de débit du fluide d'injection est optimal, de consommer au jour le jour, un seul m3 de fluide d'injection (exprimé dans les conditions de gisement, à la pression de fracturation) pour chaque m3 de liquides de gisement obtenu simultanément en surface ; de toute façon, s > il y a un excédent de fluide d'injection recueilli dans les puits producteurs en même temps que les liquides de gisement (et il est généralement difficile d'avoir le réglage optimal à la fois pour tous les puits producteurs associés à un même puits injecteur), cet excédent peut toujours être-recyclé. On va décrire, à titre non limitatif, des exemples de mise en oeuvre du procédé selon l'invention en se référant au dessin joint dans lequel - la fig. 1 représente en élévation et coupe verticale partielle un couple puits injecteur - puits producteur dans un gisement d'hydrocarbures liquides - la fig. 2 montre, schématiquement, en plan un dispositif d'exploitation com prenant un puits injecteur central et quatre puits producteurs périphériques - les fig. 3 et 4 montrent, dans une coupe verticale d'une couche réservoir d'hydrocarbures liquides à exploiter, la position d'une fracture horizontale respectivement dans le cas d'une injection de gaz et dans le cas d'une in- jection d'eau. Sur la fig. 1, on a représenté une couche réservoir horizontale 1 comprise entre un mur inférieur 2 et un toit 3 et contenant des hydrocarbures liquides, un puits injecteur 4 et l'un 5 des puits producteurs 5 à 8 associés à ce puits injecteur 4 qui peuvent être distants de celui-ci de 1 à 10 km par -exemple et, dont l'emplacement est figuré sur la fig. 2. Le puits injecteur 4 est percé d'ouvertures 9 à un niveau d'injection qui, considéré par exemple par rapport à la surface terrestre 10, est si tué un peu au-dessus du niveau du mur 2 de la couche réservoir 1.Les puits producteurs sont percés d'ouvertures 11 réparties sur environ toute la hauteur de la couche 1 comprise entre le mur 2 et le toit 3, de sorte qu'ils sont aptes à recevoir des fluides provenant d'une fracture de type horizontal 12 qui, développée à partir des ouvertures 9, peut ne pas être absolument horizontale et aussi du reste de la couche réservoir 3. La fig. 2 montre l'extension horizontale de cette fracture Le puits injecteur 4 est alimenté en gaz d'injection sous pression par une entrée 13. Du gaz arrive par une conduite 14, traverse un régulateur de débit 15 puis passe dans un mélangeur 16 et un compresseur 17 avant dattein- dre l'entrée 13. Dans le cas d'une injection d'eau, le compresseur 17 serait remplacé par une pompe. On recueille sur des sorties 18 des puits producteurs 5 à 8 un fluide qui est envoyé dans un séparateur 19 d'où l'on extrait sur une sortie 20 les hydrocarbures liquides produits et sur une sortie 21 excédent éventuel de gaz d'injection recueilli sur les sorties 18 en même temps que les hydrocarbures liquides produits. Cet excédent de gaz d'injection est mélangé dans le mélan- geur 16 au gaz frais introduit par la conduite 14 pour être recyclé avec celuici dans le puits injecteur 4 et la fracture 12. On a installé sur la sortie 20 un débitmètre 22 et sur la sortie 21 un débitmètre 23. Ces débitmètres 22 et 23 envoient des informations à un appareil de traitement de données et de commande 24 qui commande le régulateur de débit 15. Les fig. 3-et 4 permettent de suivre le fonctionnement du procédé. Dans le cas de la fig. 3 qui correspond à une injection de gaz telle que celle représentée sur la fig. 1, des effets de gravité provoquent la rupture de l'équilibre instable gaz dtinjection/hydrocarbures : le gaz monte dans la cou che réservoir et remplace les hydrocarbures contenus dans cette couche qui f descendent et remplissent la fracture 12. En parcourant cette fracture 12 du puits injecteur 4 vers les puits producteurs 5 à 8, on trouve un fluide de plus en plus pauvre en gaz d'injection et de plus en plus riche en hydrocarbures. Les échanges de fluides sont verticaux et ont été figurés par une pluralité de flèches montantes et descendantes : sur la fig. 3,. flèches montantes pour le gaz et flèches descendantes pour les hydrocarbures liquides. On peut, en choisissant judicieusement le gaz d'injection d'après la composition des hydrocarbures de la couche réservoir 1, ajouter aux effets de drainage par gravité, des effets d'échanges thermodynamiques et/ou compositionnels importants qui accélèrent grandement les échanges de fluides. Le réglage optimal du débit de gaz d'injection est obtenu lorsque toute quantité de gaz d'injection introduite dans la fracture 12 peut passer dans la couche réservoir 1 et y prendre la place d'hydrocarbures qui, inversement, quittent la couche réservoir 1 pour s'ajouter au flux s'écoulant dans la fracture 12. C'est, par approximations successives, qu'en régime permanent, on pourra se rapprocher de ces conditions optimales. Si celles-ci ne sont pas rigoureusement atteintes, l'excédent de gaz d'injection pourra être recycle s'il est important ; sinon, il sera brûlé à la torche. Le compresseur 17 est réglable pour assurer la montée en pression lors de la fracturation et pour assurer ensuite le maintien de cette pression à la valeur voulue de la pression de fracturation. Sur la fig. 4, on a représenté une variante dans laquelle une fracture 25 a été effectuée près du toit 3 de la couche réservoir 1. Dans ce cas, on injecte de liteau ou une solution aqueuse par le puits injecteur 4. L'eau pénètre alors de haut en bas dans la couche réservoir 1 par gravité (l'eau étant normalement plus lourde que l'huile) et par les forces capillaires (mécanismes d'imbibation). Les flèches montantes sont relatives aux hydrocarbures liquides et les flèches descendantes à l'eau d'injection. Le fonctionnement d'ensemble du dispositif avec injection d'eau est similaire au fonctionnement de ce dispositif avec injection de gaz. On n'a représenté dans le dessin qu'un seul niveau de fracturation, mais on pourra, suivant les cas, effectuer des fracturations à plusieurs niveaux. De même, sur la fig. 2, on a représenté un seul dispositif puits 1 injecteur-puits producteurs, mais on peut imbriquer une pluralité de tels dispositifs côte à côte pour couvrir toute la surface d'un gisement étendu. Le dispositif d'exploitation n'est pas nécessairement utilisé de manière continue : son utilisation peut être périodique et discontinue ou interrompue puis reprise au gré des pointes d'exploitation et du marché (en général, pour des dispositifs puits injecteur-puits producteurs multiples afin de garder un maximum de souplesse vis- -vis des débits injectés et produits). Les interruptions peuvent être de courtes ou de longues. durées au gré de la politique d'exploitation. Le niveau de pression, contrôlé en surface, détermine le volume du stockage tampon souterrain, Ce niveau sera réglé en fonction de la durée prévisible de l'interruption. Le fonctionnement physique du procédé ne nécessite aucune intervention extérieure et s'accomplit naturellement aussi bien pendant la production que pendant l'interruption. Dès lors que la durée d'interruption aura été judicieusement prévue, aucune perte de production ne sera à redouter : le drainage de la couche réservoir se poursuit sans discontinuité et toute perte momentanée de production peut se récupérer instantanément à la remise en marche de la production ; il suffit que l'ouverture de la fracture soit suffisante. Le présent procédé est avantageux dans de nombreux gisements médio cres où il évite la multiplication des puits et il est le seul utilisable dans certains gisements très médiocres qui sont actuellement considérés comme inexploitables. Il est avantageux egalement pour des gisements d'hydrocarbures liquides visqueux de densités comprises entre ]5 et 20 API aux conditions standard, à faibles rapports volumiques gaz/huile dits "GOR", du fait que l'utilisation du gaz permet à la fois d'abaisser la viscosité et d'auÓrcnter le "GOR" tout en élevant la pression, ce qui facilite considérablement l'exploitation. REVENDICATIONS 1 - Procédé d'exploitation d'un gisement à couche réservoir sensiblement horizontale (1) comprise entre un mur inférieur (2) et un toit (3), contenant des liquides qui appartiennent au groupe de l'eau et des hydrocarbures de densité comprise entre 15 et 50 degrés API aux condi tions standard et située à une profondeur permettant le développement de fractures de type horizontal dans cette couche, comportant l'utilisa tion d'au moins un dispositif d'exploitation qui comprend un puits in jecteur vertical (4) en communication (9) en au moins un niveau d'injec tion avec ladite couche sur une hauteur limitée de celle-ci et de plu sieurs puits producteurs verticaux (5 à 8) associés à ce puits injecteur (4) en étant en communication (11) avec cette couche (1) au moins à un niveau proche dudit niveau d'injection et caractérisé en ce que l'on injecte à un débit réglable,-par le puits injecteur (4), un fluide d'injection qui, sans etre soumis à un chauffage spécifique, est porté à une pression d'injection légèrement supérieure à la pression de frac turation de ladite couche (1) de manière que se développe audit niveau d'injection dans cette couche une fracture de type horizontal (12) s 'éten- dant au moins jusqu'aux puits producteurs (5 à 8), puis maintenu à une pression constante (au seuil de pénétration matricielle près) pendant toute la durée de l'exploitation. 2 - Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que lton régle (24) le débit de fluide d'injection en fonction des débits obtenus dans les puits de production (5 à 8) et relatifs d'une part au fluide d'injection (23) et d'autre part aux liquides de gisement (22). 3 - Procédé selon la revendication 2, caractérisé en ce qu'en régime perma nent, ce réglage (24) du débit de fluide d'injection est effectué de manière que le débit de fluide d'injection (23) obtenu dans les puits de production (5 à 8) soit aussi faible que possible. 4 - Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que l'on sépare (19) l'excédent de fluide d'injection (21) pouvant etre mêlé aux liquides de gisement (20) obtenus dans les puits de production (5 à 8) et l'on réinjecte cet excédent de fluide d'injection (21) dans le puits injec teur (4) après l'avoir remis sous pression (17). 5 - Procédé selon la revendication 1, applicable à un gisement d'hydrocar bures liquides, caractérisé en ce que ledit niveau d'injection (9) est situé à proximité du toit (3) de ladite couche réservoir (1) et le fluide d'injection est de l'eau. 6 - Procédé selon la revendication 1, applicable à un gisement d'hydrocarbu res liquides, caractérisé en ce que ledit niveau d'injection (9) est situé à proximité du toit (3) de ladite couche réservoir (1) et le flui de d'injection est une solution aqueuse de produits chimiques ayant la propriété d'augmenter le taux de récupération d'hydrocarbures liquides dans un gisement. 7 - Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que ledit niveau d'injection (9) est situé à proximité du mur inférieur (2) de ladite couche réservoir (1) et le fluide d'injection est un gaz. 8 - Procédé selon la revendication 7, applicalble à un gisement d'hydrocar bures, caractérisé en ce que le gaz d'injection est choisi dans le grou pe du gaz naturel, du gaz naturel enrichi en propane-butane, de l'azote, du gaz carbonique et des gaz de combustion. 9 - Procédé selon la revendication 7, applicable à un gisement d'eau, cara térisé en ce que le gaz d'injection est choisi dans le groupe de l'air, de l'air enrichi en gaz carbonique, de l'air enrichi en azote et de l'vair enrichi en oxygène.