Note : Les descriptions sont présentées dans la langue officielle dans laquelle elles ont été soumises.
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La présente invention concerne une méthode pour stimuler
une zone souterraine par injection différée de fluide sous pression
provenant d'une zone voisine que L'on relie à la première au moyen
d'un drain dévié traversant une couche intermédiaire très peu
perméable. Dans toute la suite de ce texte, on désignera par drain
dévié tout forage dont une partie au moins est horizontale ou
relativement peu inclinée par rapport à l'horizontale.
La méthode selon L'invention permet plus particulièrement
de stimuler la production d'une zone pétrolifère séparée d'une zone
sous-jacente contenant un fluide sous pression, telle qu'une zone
aquifère ou éventuellement pétrolifère.
Diverses techniques bien connues des spécialistes sont
utilisées pour stimuler La production des zones pétrolifères. L'une
d'entre elles consiste essentiellement à injecter un fluide sous
pression dans la formation en production, capable de draîner le
pétrole stagnant dans les roches en raison de sa viscosité. Le fluide
employé est par exemple de L'eau sous pression injectée par des drains
forés au travers de la formation. Il peut s'agir aussi d'eau existant
en profondeur, dans le bassin en production lui-même sous la forme
d'une nappe aquifère sous-jacente.
Dans certains types de bassin, la nappe aquifère se trouve
sous la zone pétrolifère et séparée d'elle par une couche très peu
perméable en raison notamment de la présence de produits hydrocarbonés
lourds et très visqueux C"tarmat"). On peut envisager d'utiliser cette
eau sous-jacente pour stimuler La production d'une zone pétrolifère.
La nappe d'eau étant localisée à une profondeur supérieure à celle de
la zone pétrolifère, sa pression est supérieure. L'épuisement au moins
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partiel de la zone en production a pour effet d'accroître la
surpression de l'eau dans la nappe sous-jacente par rapport aux
fluides de la zone supérieure. L'injection éventuelle dans la
formation pétrolière de cette eau en surpression doit permettre de
drainer l'huile et de favoriser la production.
Les tentatives de stimulation des zones de production
surmontant des nappes aquifères n'ont pas donné jusqu'ici les
résultats escomptés. Des puits ou des drains verticaux ont été percés
au travers de la zone pétrolifère, de manière à mettre le gisement
pétrolifère en communication avec la nappe d'eau. Mais on a constaté
que ce type de puits produisait essentiellement de l'eau. On peut
expliquer ce résultat négatif par le fait que l'eau de la nappe a
tendance à s'échapper directement vers la surface par le puits ainsi
créé au Lieu de pénétrer dans la formation pétrolifère. Ce phénomène
persiste si l'on descend dans le puits un organe d'obturation car
l'eau de la nappe à tendance à le contourner au travers des formations
environnantes. Une obturation éventuelle du puits en surface amène une
2 0 certaine diffusion de l'eau dans la zone pétrolifère. Mais les
résultats ne sont pas très significatifs car le volume du gisement
pénétré par l'eau reste relativement faible.
La méthode selon l'invention permet de stimuler la
production d'une zone souterraine par injection différée d'un fluide
provenant d'une zone voisine séparée de la première par une couche
intermédiaire peu perméable, en évitant les inconvénients ci-dessus
mentionnés.
Elle est caractérisée en ce qu'elle comporte le forage d'au
moins un drain dévié au travers de la zone souterraine, de la couche
3 0 intermédiaire et de la zone voisine, et la mise en communication
différée par l'intermédiaire du drain, de la zone voisine et de la
zone souterraine de manière à favoriser le drainage de celle-ci par
ledit fluide sous pression.
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L'invention comporte des modes de réalisations
préférentiels qui sont décrits ci-après.
La mêthode comporte par exemple le percement d'un
drain dévié percé au travers d'une zone pétrolifère d'une zone
intermédiaire et d'une zone aquifère.
et d'une zone aquifère.
La méthode comporte aussi par exempte le percement d'un
drain dévié au travers d'une zone pétrolifère d'une couche
intermédiaire et d'une seconde zone pétrolifère sous-jacente.
1 0 Le drain est percé pAr exemple au travers d'une couche
intermédiaire très peu perméable. Il peut encore être percé au travers
d'une couche intermédiaire non pétrolifère.
Suivant un exemple de mise en oeuvre la zone souterraine
communique avec la surface par au moins un puits de production
vertical dont la position relativement au drain dévié est choisie pour
optimiser la production.
Suivant un autre exemple de mise en oeuvre la zone
souterraine communique avec la surface par au moins un puits de
production dévié dont la position est choisie relativement au drain
2 0 dévié, pour optimiser la production.
Une mise en production avantageuse est obtenue en obturant
ledit drain dans sa partie déviée forée au travers de la zone
souterraine, une partie au moins du drain constituant un puits de
production.
Avec un seul drain on peut donc remplir deux fonctions, la
mise en communication différée de la formation avec le fluide de
stimulation et la collecte des effluents pétroliers libérés par la
stimulation, au niveau où le drain traverse la formation.
Selon la présente invention, il est également prévu
30 un dispositif pour stimuler la production d'une zone
souterraine séparée d'une zone voisine adjacente contenant du
fluide à une pression supérieure à celle de la zone
souterraine, par une couche très peu perméable, caractérisé en
ce qu'il comporte une conduite disposée dans un drain déviê
reliant la zone souterraine et la zone voisine, ladite conduite
comprenant des portions de longueur pourvues d'ouvertures
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respectivement au niveau de chacune desdites zones, un bloc
d'obturation disposé dans la conduite au niveau de la couche
intermédiaire et un deuxième bloc d'obturation pour confiner
une partiè au moins de ladite conduite.
Dans le mode de mise en oeuvre oû le drain sert à
collecter la production induite par la stimulation on utilise
par exemple une conduite comportant dans sa partie traversant
la zone souterraine, une autre portion de longueur pourvue
d'ouvertures, cette autre portion étant latéralement dëcalêe
l0 par rapport à l'autre portion dans la zone souterraine et un
bloc d'obturation disposé dans la conduite entre les deux
portions de longueur de la zone souterraine.
L'injection de fluide sous pression dans une zone
souterraine telle qu'un gisement pétrolier dont la pression
interne est affaiblie du fait de la production, par l'ouverture
différée du drain incliné convenablement confiné pour empêcher
le fluide de s'échapper vers la surface, a pour effet de
pousser l'huile vers les puits producteurs. L'utilisation d'un
drain dévié (de préférence horizontal ou faiblement incliné sur
20 l'horizontale) permet d'augmenter le volume de la zone envahie
par le fluide injecté. Lorsque la zone voisine est une zone
aquifère active c'est-à-dire réalimentée en permanence par des
entrées d'eau, la pression d'injection ne subit aucune chute
sensible durant toute la phase de drainage. L'effet obtenu est
plus durable.
D'autres caractéristiques et avantages de la méthode selon
l'invention apparaîtront mieux à la lecture de la description ci-après
d'un mode de réalisation décrit à titre d'exemple non limitatif, en se
référant aux dessins annexés où
30 - la Fig.1 montre de façon schématique une coupe d'une zone de
production pétrolière surmontant une zone contenant un fluide sous
pression, telle qu'une zone aquifère. et un premier mode de
réalisation de la méthode selon l'invention; et
- la Fig.2 montre schématiquement la même coupe avec un deuxième mode
de réalisation de la méthode.
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La zone pétrolifère Z1 produit du pétrole par au moins un
puits de production P, Ce puits peut être vertical comme indiqué sur
la Fig. 1 ou bien encore selon les cas, horizontal. Dans certains
bassins,~au-dessous de la zone pétrolifère Z1 et séparée d'elle par
une couche très peu perméable L, se trouve une zone voisine renfermant
un fluide sous pression. La pression de ce fluide est supérieure à la
pression régnant dans la zone de production Z1 du fait que la zone
voisine est à une profondeur plus grande, mais surtout du fait de
l'épuisement partiel de la zone pétrolifère résultant de son
1 0 exploitation. Ce fluide peut être de l'eau ou bien encore un fluide
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pétrolier. Quand la zone voisine est aquifère, elle est généralement
du type actif i.e. elle est alimentée par des apports d'eau extérieurs
et la pression qui y règne reste sensiblement constante. La couche
intermédiaire 1. peut être par exemple une zone rendue presque
imperméable en raison de la présence de produits hydrocarbonés très
lourds et visqueux. Cette couche L peut aussi être d'un type non
pétrolifère.
La méthode selon l'invention comporte le forage depuis la
surface S d'un drain D dévié de manière à traverser la zone
pétrolifère Z1 à L'horizontale ou suivant un angle faiblement incliné
par rapport à l'horizontale. La direction de forage est infléchie de
manière que le drain traverse la couche peu perméable L et pénètre
dans la zone voisine Z2. Quand le drain est foré, il est pourvu d'un
cuvelage ou casing C sur toute sa longueur. Des moyens d'obturation
d'un type connu permettent de fermer de façon étanche l'espace
annulaire entre le casing et le drain au niveau de la couche L par
exemple. Sur au moins une portion d 1 de sa longueur, là où il traverse
la zone de production, le casing C est pourvu d'ouvertures latérales
01 mettant les formations traversées en communication avec l'intérieur
du cuvelage ou casing C. De la même façon, au moins une portion d2 du
cuvelage ou casing C dans sa partie forée au travers de la zone
voisine Z2, est pourvue aussi d'ouvertures latérales 02. Une fois le
cuvelage C en place, un dispositif d'obturation BP du type connu des
spécialistes sous le nom de "bridge plug" est descendu dans le drain
jusque dans la couche intermédiaire L. Un deuxième bloc d'obturation
BO est également mis en place dans le casing C au voisinage de la
surface par exemple, pour confiner celui-ci et l'isoler du milieu
extérieur. Depuis l'installation de surface, au moyen d'un dispositif
de commande non représenté, on actionne le premier bloc d'obturation
BP de manière à fermer toute communication entre les deux zones Z1 et
Z2.
Le drain peut être foré à tout moment, avant la mise en
production de la zone Z1 pétrolifère ou éventuellement au cours de la
période de production.
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Au cours de cette période de production, quand il s'avère
que la zone Z1 nécessite une stimulation, on déclenche depuis
l'installation de surface, l'ouverture de l'organe d'obturation BP de
manière à établir une communication entre les deux zones Z1 et Z2. Le
fluide, en l'occurrence L'eau de la zone Z2, se trouvant à une
pression supérieure et le drain se trouvant confiné par le deuxième
bloc d'obturation B0, L'eau pénètre dans la zone Z1 par les ouvertures
01 du casing C et chasse les hydrocarbures accumulés dans la
formation.
La position des puits de production verticaux et/ou
horizontaux relativement aux drains déviés ou inversement des drains
par rapport aux puits selon l'ordre dans lequel ils auront été forés,
est choisie selon lPS règles de l'art de manière à optimiser la
production pétrolière.
Suivant le mode de réalisation de la Fig.2, le drain D est
agencé de manière à pouvoir être utilisé comme puits de production. A
cet effet, le cuvelage C est pourvu dans sa partie déviée qui traverse
la zone de production, d'une autre portion de longueur d3 pourvue
d'orifices latéraux 03. Selon les cas, cette autre portion de cuvelage
d3 est plus ou moins distante de la portion d1 par où peut rentrer
l'eau provenant de la zone Z2 et latéralement décalée par rapport à
celle-ci. Entre les deux portions d1 et d3 ouvertes toutes Les deux
dans la zone Z1, est disposé un organe B1 d'obturation dont la
fermeture peut être déclenchée depuis l'installation de surface de la
même fa on que le dispositif d'obturation BP.
Au cours de la période de production, quand une stimulation
de la production est néccessaire, on ouvre le dispositif d'obturation
BP et l'on ferme l'organe B1 de manière à confiner le drain D. L'eau
issue de la zone sous-jacente Z2, pénètre dans la zone de production
Z1 par les ouvertures de la partie d1 et chasse l'huile vers la partie
d3 du cuvelage C ouverte sur le milieu extérieur.
La méthode selon l'invention permet ainsi d'utiliser au
mieux le fluide à haute pression disponible en profondeur à des fins
de stimulation de production pétrolière.
