FR 2557195 A1 19850628 FR 8320809 A 19831223 2557 195 La présente invention concerne une méthode d'injection de produits fluides dans une formation géologique,en vue notamment de former une barrière de ces fluides dans cette formation. L'invention peut être avantageusement utilisée, par exemple, pour l'injection d'un produit colmatant dans un réservoir géologique notam- ment pétrolifère, afin de créer une barrière d'isolement étanche pou- vant éventuellement être disposée de façon sensiblement verticale. Lors de l'utilisation de méthodes de récupération de pétrole par in- jection de fluides gazeux, l'exploitation du gisement peut se faire en utilisant plusieurs lignes de puits, chaque ligne comportant plu- sieurs puits. Lorsque le volume de gisement compris entre deux lignes de puits a été balayé, c'est-à-dire lorsqu'une valeur critique est atteinte pour la composition des fluides produits, les puits d'injec- tion sont fermés et remplacés par les anciens puits producteurs. Lors de la mise en exploitation d'un gisement présentant un pendage non nul, on procède généralement, en vue d'un balayage optimal, à l'injection du fluide gazeux à partir du sommet de la structure. Il se crée ainsi un chapeau de gaz dont le volume croît avec l'avance- ment de l'exploitation en ligne du champ. -2- En raison du pendage de la couche, la pression d'injection du fluide gazeux augmente lorsque l'on cesse d'effectuer l'injection à partir d'une première ligne de puits et qu'on l'effectue à partir d'une nou- velle ligne de puits située en aval du pendage ou aval-pendage, rela- tivement à la première. Dans ces conditions, une partie du gaz injecté dans cette nouvelle ligne sert uniquement à augmenter la pression dans le chapeau de gaz de fa- çon qu'elle atteigne la pression d'injection. Cette fraction du gaz est alors perdue et ne peut contribuer à l'efficacité du balayage. Au fur et à mesure de l'avancement de l'exploitation du champ, la quantité de gaz ainsi perdue augmente considérablement. De plus, l'augmentation continuelle de la pression du chapeau de gaz avec la profondeur de la ligne de puits d'injection peut conduire à la création d'une pression trop élevée pour la tenue mécanique de la couverture du gisement. Une rupture de cette couverture entraîne des pertes de gaz considérables, nuisant à l'économie du procédé et pou- vant créer des pollutions importantes. Ce phénomène est d'autant plus important que la profondeur du gisement est plus faible. La nécessité de limiter ces pertes de gaz conduit à rechercher la pos- sibilité d'isoler,à partir d'un certain volume,le chapeau de gaz du reste du gisement; l'exploitation serait alors poursuivie avec la cré- ation d'un nouveau chapeau de gaz qui, le moment voulu, pourrait être aussi isolé de la partie non exploitée du gisement. D'une manière plus générale, la présente invention concerne une méthode pour injecter un fluide dans une formation géologique de manière à former une barrière de ce fluide suivant une surface prédéterminée ayant une forme allongée, la direction d'allongement de cette surface, ou direction principale, étant distincte de la verticale. La méthode selon l'invention se caractérise en ce que l'on injecte le fluide à partir d'au moins une zone d'injection d'au moins un drain traversant la formation, ladite zone d'injection étant inclinée par - 3rapport à la verticale et appartenant sensiblement à la surface de la barrière à former. Dans la suite de ce texte lorsque l'on parlera de fluide ou fluide injecté et de drains d'injection sans autre précision, il s'agira respectivement du fluide ou produit servant à la formation de la bar- rière et de drains servant à l'injection de ce fluide. Un drain d'injection peut comporter éventuellement plusieurs zones d'injection. La zone d'injection peut être sensiblement parallèle à ladite direc- tion principale de la barrière à former. Il est possible selon l'invention d'injecter le fluide à partir de plusieurs zones d'injection différentes appartenant éventuellement à différents drains et comprises sensiblement sur la surface délimi- tant la barrière à former. Lorsque l'on injecte le fluide à partir d'au moins deux zones d'in- jection appartenant à deux drains différents, il est possible que ces zones d'injection soient sensiblement parallèles entre elles. Lorsqu'on utilise plusieurs drains d'injection, ceux-ci pourront être équidistants les uns des autres sur au moins une portion de leur lon- gueur. Cette variante est particulièrement avantageuse car elle permet d'utiliser les zones d'injection dans des conditions optimum, du moins pour une formation géologique homogène. Il est également avantageux de situer les zones d'injection périphé- riques (le terme périphérique est utilisé pour désigner les zones d'injection les plus proches des formations encaissantes) à une dis- tance du bord de la barrière légèrement inférieure à la distance op- timum de pénétration dans la formation du fluide à injecter. -4 - La quantité de fluide injectée par chacune des zones peut être fonc- tion de la forme à donner à la barrière. Ainsi, si l'on désire une plus grande épaisseur de la barrière à un niveau donné de la forma- tion, on injectera dans la zone d'injection, ou les zones d'injection, la plus proche dudit niveau, une quantité de fluide plus importante que celle injectée par les autres zones, du moins si les drains sont équidistants. On ne sortira pas du cadre de la présente invention en modulant le débit linéique injecté le long d'un drain. Ceci permet notamment de résoudre le problème posé par le non respect du parallélisme entre deux drains d'injection voisins destinés à former au moins partiellement une barrière. 1.5 Dans ce cas, le débit linéique injecté par l'un au moins de ces drains pourra varier en tenant compte de la distance séparant ces deux drains. La quantité de fluide globale injectée par une zone située sensible- ment au centre de la barrière pourra être supérieure à celle injectée par une zone d'injection située sensiblement à la périphérie de la barrière. Les distances-séparant des zones d'injection appartenant à des drains différents situés au centre de ladite barrière peuvent être supérieures aux distances séparant les zones d'injection appartenant à des drains différents situés sensiblement à la périphérie de la barrière. On ne sortira pas du cadre de la présente invention en utilisant un ou plusieurs puits forés depuis la surface pour former un ou plusieurs drains. Un même puits pourra se ramifier en plusieurs drains. De même, on ne sortira pas du cadre de la présente invention en uti- lisant un ou plusieurs drains naturels déjà existants dans la forma- tion pour introduire le fluide d'injection dans cette formation. Bien -- 5 -- entendu, ceci suppose que le ou les drains naturels sont positionnés d'une manière appropriée ou que l'on décide de positionner la barrière en tenant compte de ce ou ces drains naturels. On ne sortira pas non plus du cadre de la présente invention en fai- sant varier le long des portions ou zones d'injection les sections de passage servant à l'injection du fluide, ou en injectant ce fluide si- multanément à partir d'au moins deux portions d'injection. Pour l'exploitation d'un gisement, il peut être avantageux de disposer une barrière de telle manière que la direction d'allongement corres- ponde à une ligne isobathedu moins si la forme du gisement le permet. La présente invention sera mieux comprise et ses avantages apparai- tront à la description qui suit d'un exemple particuliernullement limitatif, illustré par les figures schématiques ci-jointes parmi lesquelles: - la figure 1 représente la disposition de drains sensiblement horizontaux dans un champ pétrolier, - la figure 2 montre la pénétration du fluide ou produit injecté, - la figure 3 illustre le cas de drains sensiblement équidistants, - la figure 4 représente une méthode d'exploitation d'un champ à l'aide de plusieurs puits disposés en ligne, et - les figures 5 et 6 représentent des dispositions possibles des drains dans une formation géologique. L'exemple décrit ci-après concerne la mise en place de barrières de - produit colmatant dans le cas de l'exploitation d'un champ pétrolier à l'aide de puits forés en lignes. Les drains d'injection utilisés sont horizontaux mais,on ne sortirait pas du cadre de la présente ir- - 6 - vention s'ils occupaient une autre direction inclinée par rapport à la verticale. La figure 1 représente trois formations géologiques référencées res- pectivement 1, 2 et 3. La couche 2 est celle qui contient le pétrole et dans laquelle on souhaite mettre en place une barrière, la couche 1 constitue l'éponte supérieure et la couche 3 l'éponte inférieure du réservoir. On désire mettre en place dans ces formations géologiques une barrière suivant la surface définie par les quatres points A B C D de la fi- gure 1 (E F désigne la direction principale dans laquelle s'étend la barrière). Pour ce faire, on a superposé dans la couche 2 parallèle- ment auxplignes 4 et 5 des puits d'exploitation du gisement 6 et 7 deux drains sensiblement horizontaux destinés à mettre en place des agents colmatants dans une tranche sensiblement verticale du gisement A B C D. La longueur des drains horizontaux 8 et 9 pourra être fonction de la longueur de la barrière à former. On pourra également utiliser des drains consécutifs. Le nombre de drains horizontaux superposés dépend de l'épaisseur A D de la couche et peut aller de un pour une couche de faible épaisseur à plusieurs pour des couches épaisses. De façon à bien assurer le colmatage de la zone à isoler, il est né- cessaire d'introduire le produit colmatant 10 de façon homogène le long du drain, du moins si les deux drains sont parallèles entre eux, conmmne cela est représenté sur la figure 2. Lorsque les zones 11 et 12 envahies par le produit colmatant injecté dans les drains horizontaux se seront rejointes et auront atteint le toit et le mur de la couche, la zone délimitée sera isolée du reste du gisement. 2557 1 95 7 - En raison de la viscosité des produits injectés, il se crée un gradient de pression dans le drain horizontal. Pour assurer un envahissement progressif homogène de la section verticale, il est important que le débit injecté en tout point d'un drain horizontal soit identique. Pour cela, on peut éventuellement augmenter de l'amont vers l'aval du drain (en considérant le sens d'écoulement du fluide) les sections des per- forations ou des fentes des portions d'injection. Les produits que l'on peut utiliser pour réaliser un blocage permanent peuvent être des mélanges à base de silicate de sodium par exemple, qui lorsqu'ils sont agités, ont une viscosité faible, de l'ordre de celle temps de de l'eau, et qui se gélifient après un certain&repos. La viscosité faible du produit initial permet un envahissement important de la for- mation et permet une action bloquante efficace lorsque le produit se gélifie. C Il est évident que la composition du mélange injecté dépend de la na- ture de la formation (grès, calcaire, présence de zones plus ou moins perméables) et de la température. L'utilisation de résines ou polymères tels que les polyacrylamides per- met également d'effectuer des blocages permanents. On ne sortira pas du cadre de la présente invention en utilisant d'au- tres produits ayant éventuellement des propriétés colmatantes ou blo- quantes. Le nombre de puits horizontaux superposés dépend des conditions d'é- coulement dans un drain, en particulier de la viscosité des produits injectés et des délais de leur prise en masse compacte dans le gise- ment. La distance maximale entre deux drains voisins est égale au diamètre maximum qu'il est possible de colmater à partir d'un drain (cylindres colmatés tangents (Fig. 2)). Il est préférable cependant que les drains 2557 1 95 - 8- aient un écartement moindre que celui défini précédemment, de manière que l'épaisseur de la barrière dans la direction perpendiculaire au plan A B C D soit suffisamment importante. Ceci est illustré à la figure 3 qui est une vue en coupe des formations géologiques 1, 2 et 3 suivant un plan vertical sensiblement perpendi- culaire aux drains d'injection 13, 14, 15 et 16. Chacun des cercles 17, 18, 19 et 20 représente la zone idéale maximum d'envahissement du pro- duit injecté à partir de chacun des drains 13 à 16, si celui-ci était le seul à injecter ce produit. Les surfaces hachurées 21, 22 et 23 correspondent au recouvrement des zones d'envahissement. Ce recouvrement garantit non seulement une certaine épaisseur de la barrière de colmatage, mais également une certaine tolérance dans le positionnement des drains, comme on peut le voir sur la figure. En effet, bien que le drain 15 ne soit pas dans le plan défini par les drains 14 et 16, il y a tout de même recouvrement du fluide injecté par les drains 14 à 16 (Fig. 3, zones 22 et 23). Les zones 24 et 25 correspondent au recouvrement du produit injecté par les drains périphériques avec les formations géologiques 1 et 3 encadrant la formation dans laquelle on veut créer la barrière 26. Si les formations 1 et 3 sont imperméables au produit injecté, celui-ci s'étalera dans la formation 2 aux interfaces entre les formations 1 ou 3 et la formation 2. On ne sortira pas du cadre de la présente invention en ayant des dis- tances différentes entre les drains, notamment lorsque la porosité de la formation géologique 2 n'est pas homogène. En outre, il est préférable que l'injection de l'agent colmatant se fasse simultanément dans les différents drains superposés 13 à 16 en vue d'une meilleure interpénétration des zones colmatées,notamment lorsque le produit injecté a une prise en masse rapide. 2557 1 95 - 9 - L'exemple suivant montre l'intérêt de la méthode d'isolement selon la présente invention. Soit un gisement situé à 10Om de profondeur, de 10m d'épaisseur et de pendage égal à 15 . La porosité est de 30 %. Les saturations en huile et en eau sont de 90 % et 10 %; le pétrole est un pétrole lourd de densité égale à 0,95. Le gisement est exploité en lignes par combus- tion in situ. Le volume envahi par le gaz est de 50 % du volume de pores. Les puits sont espacés de 10Om (Fig. 4, vue du dessus du champ à exploiter). Lors du passage de l'injection d'air servant à la combustion de la ligne de puits 27 à la ligne de puits 28, le volume de pores envahi par le gaz injecté par un puits 30 correspondant à la zone hachurée 31 est de 15. 000m3. Si la pression d'injection instantanée est égale à la pression hydrostatique correspondant à la profondeur du front de combustion, elle est donc de 10 bar lorsque le front se trouve sur la ligne 27, alors qu'elle doit être de 12,7 bar lorsque la combustion atteint la ligne 28. Le volume de gaz contenu dans la zone hachurée 31 est de 190.500 Nm3 lorsqu'on transfère l'injection de gaz à la ligne de puits 28. Pendant l'exploitation entre la ligne 28 et la ligne 29, la pression augmente de 12,7 à 15,4 bar et un volume de 40.500 Nm3 sert à pressu- riser la zone précédemment balayée de 12,7 à 15,4 bar; 231.000 Nm3 de gaz restent piégés dans la zone hachurée entre la ligne 27 et la ligne 28. L'exploitation entre les lignes 27 et 28 entraîne une perte de gaz de 190.500 Nm3; celle entre les lignes 28 et 29 entraIne une perte tota- le de 271.500 Nm3. En poursuivant le processus, on peut calculer la perte de gaz pour les différentes lignes d'exploitation et l'augmen- tation de pression d'injection. - 10 - dont % pour pressuriser ZONES P INJECTION VOLUME GAZ les zones précédentes lre (27 - 28) 10 - 12,7 bar 190.500 Nm3 0 2me (28 - 29) 12,7 - 15,4 bar 271.500 Nm3 15 % 3me (29 - 15,4 - 18,1 bar 352.500 Nm3 23 % 4me 18,1 20,8 bar 433.500 Nm3 28 % 5me 20,8 - 23,5 bar 514.500 Nm3 31,5 % On constate que lors de l'exploitation de la 5ème zone, le tiers du gaz perdu sert à recomprimer des zones déjà exploitées. En outre, la pression régnant dans les zones balayées est de 23,5 bar; la pression au sommet de la formation est nettement supérieure à la pression hydrostatique; elle se rapproche et peut même dans certains cas dépasser la pression lithostatique, entraînant des risques de rup- ture de la couverture du gisement. On voit donc la nécessité d'isoler complètement les zones déjà balayées. Une barrière entre la 3ème et la 4ème zone ou entre la 4ème et la 5ème zone semble judicieuse. Les figures 5 et 6 représentent deux variantes de mise en place des drains lorsque ceux-ci sont forés depuis la surface. Dans le cas de la figure 5, la barrière est formée à partir de deux puits 32 et 33 forés depuis la surface et qui se ramifient en plusieurs drains respectivement 34, 35 et 36 et 37, 38 et 39. Dans le cas de la figure 6, on n'utilise qu'un seul puits 46 qui se ramifie en plusieurs drains 40 à 45 dans les deux sens de la barrière. On ne sortira pas du cadre de la présente invention si les lignes 4 et 5 de puits de production ou d'injection de gaz 6 et 7 comportent - il - des drains inclinés. D'ailleurs, si tel est le cas, ces puits inclinés pourront être utili- sés pour l'injection de fluide servant à la formation de la barrière à créer. - 12 - R E V E N D I C A T I 0 N S 1. - Méthode pour injecter un fluide dans une formation géologique (2) de manière à former une barrière (A, B, C, D) dudit fluide sui- vant une surface prédéterminée ayant une forme allongée, la direction d'allongement (E, F) de cette surface, ou direction principale étant distincte de la verticale, caractérisée en ce que l'on injecte ledit fluide à partir d'au moins une zone d'injection d'au moins un drain (8 ou 9), traversant la formation, ladite zone d'injection étant in- clinée par rapport à la verticale et appartenant sensiblement à la surface (A, B, C, D) de la barrière à former. 2. - Méthode selon la revendication 1, caractérisée en ce que ladite zone d'injection est sensiblement parallèle à ladite direction prin- cipale de la barrière à former. 3. - Méthode selon la revendication 1, caractérisée en ce que l'on injecte ledit fluide à partir de plusieurs zones d'injection diffé- rentes appartenant éventuellement à différents drains (8, 9, 13, 14, ou 16), et en ce que lesdites zones d'injections appartiennent sensiblement à la barrière (A, B, C, D) à former. 4. - Méthode selon la revendication 1, caractérisée en ce que l'on injecte ledit fluide à partir d'au moins deux zones d'injection appar- tenant à deux drains différents, et en ce que lesdites zones (8, 9) d'injection sont sensiblement parallèles entre elles. 5. - Méthode selon la revendication 3, caractérisée en ce que lesdits drains (13, 14, 15 et 16) sont sensiblement équidistants les uns des autres sur au moins une portion de leur longueur. 6. - Méthode selon la revendication 3, caractérisée en ce que les distances séparant lesdits drains sont fonction de la forme de la barrière. 2557 1 95 - 13 - 7. - Méthode selon la revendication 3, caractérisée en ce que les dis- tances séparant des zones d'injection appartenant à des drains diffé- rents situés sensiblement au centre de ladite barrière sont supérieures aux distances séparant les zones d'injection appartenant à des drains différents situés sensiblement à la périphérie de ladite barrière. 8. Méthode selon la revendication 3, caractérisée en ce que le débit injecté par chacune desdites zones est fonction de la forme de la bar- rière. 9. - Méthode selon la revendication 3, caractérisée en ce que l'on effectue à partir d'au moins une zone d'injection (14, 15) située sen- siblement au centre de la barrière, l'injection d'une quantité de fluide supérieure à celle injectée à partir d'au moins une zone d'in- jection (13 ou 16) située à la périphérie de ladite barrière. 10. - Méthode selon la revendication 1, caractérisée en ce que le fluide injecté est un fluide colmatant. 11. - Méthode selon la revendication 3, caractérisée en ce que lesdites zones d'injection sont disposées de manière à constituer une barrière sensiblement plane. 12. - Méthode selon la revendication 1, caractérisée en ce que ledit drain est foré depuis la surface. 13. - Méthode selon la revendication 1, caractérisée en ce que l'on utilise des drains offrant audit fluide une section de passage qui augmente de l'amont vers l'aval. 14. - Méthode selon la revendication 3, caractérisée en ce que l'on injecte simultanément ledit fluide à partir d'au moins deux drains.