Note : Les descriptions sont présentées dans la langue officielle dans laquelle elles ont été soumises.
21~8~ `~
I
La présente invention concerne un nouveau procédé pour
améliorer la récupération d'huile dans des réservoirs souterrains
comportant un aquifère. Le procédé comporte l'injection au niveau de
l'aquifère de produits spécifiques destinés à effectuer sensiblement
5 une barrière au niveau du plan de contact eau/huile. L'invention
concerne également un fluide comportant des produits spécifiques
formant une barrière au niveau d'une interface huile-eau lorsque ce
fluide est en présence d'huile.
De nombreux réservoirs pétroliers dans le monde et en
10 particulier au Canada, comportent sous la zone à huile une zone
aquifère.
Lorsqu'un puits, foré dans une roche réservoir imprégnée
d'huile, est mis en production, il apparaît plus ou moins rapidement le
phénomène dit de "coning" qui se traduit par la déformation du plan
15 d'eau et ensuite par la production d'eau par le puits dès que celui-ci
l'atteint. On parle alors de "percée". La rapidité du phénomène dépend
de plusieurs paramètres, notamment du débit de production d'huile,
des caractéristiques de la roche réservoir ou des caractéristiques
physico-chimiques des différents fluides en présence. Le problème
2 0 est d'autant plus marqué que l'huile en place est visqueuse.
La production évolue alors généralement et irrémédiablement
vers un pourcentage en eau croissant, ce qui a pour conséquence une
moindre production d'huile et une augmentation des coûts opératoires
de traitements de surface. -
2 5 De nombreux procédés ou méthodes ont été proposés pour
Iimiter la production d'eau. Il s'agit en général de modifier les
propriétés du réservoir ou des fluides en place, si possible de manière
durable pendant le temps de l'exploitation, le but étant de réduire la -
proportion d'eau tout en maintenant ou même en augmentant la
3 0 production d'huile.
Ces méthodes sont basées soit sur la sélectivité géométrique
qui consiste en la mise en place de barrière de perméabilité entre
l'huile et l'eau afin de limiter le passage de l'eau dans la zone à huile,
21~ ~885
soit à réduire sélectivement la perméabilité à l'eau et en conséquence
la mobilité de celle-ci.
- Les méthodes proposées utilisent généralement l'injection de
produits chimiques qui, une fois mis en place agissent en particulier
5 sur la perméabilité d'une zone de la roche réservoir, en modifiant soit
les propriétés des fluides en place, soit les caractéristiques de la
roche, ou les deux à la fois. Les méthodes connues peuvent être
classées en deux groupes:
- Traitement local d'un puits: Il suppose l'injection d'un
10 volume limité d'un fluide spécifique dont la fonction in situ est de
réduire la perméabilité à l'eau de la zone traitée. Ce peut être
l'injection d'un volume d'une solution de polymères, de gaz ou de
mousse.
- Mise en place de barrière de perméabilité au niveau de
15 I'interface eau-huile: le rôle de ces barrières est d'isoler l'aquifère de
la zone à huile. Ces méthodes consistent à injecter des solutions qui
forment des gels in situ au contact de l'eau de l'aquifère et réduisent
sensiblement la perméabilité verticale dans le réservoir. Ces
méthodes de gélification, qui visent à empêcher la mobilité de l'eau,
2 0 peuvent être employées localement au niveau d'un puits qui sera
remis ensuite en production après mise en place de l'écran de
perméabilité, ou pour améliorer le balayage de l'huile entre puits
d'injection et de production dans le but d'éviter que les fluides de
balayage rejoignent rapidelment les zones déjà balayées ou l'aquifère.
2 5 Ces méthodes ont toutes des inconvénients qui limitent leur
utilisation.
Le traitement local a une efficacité limitée dans le temps car le
volume de fluide mis en place s'évacue petit à petit avec l'effluent
produit. De plus, un traitement mal adapté ou mal localisé peut
3 0 entraîner des risques de colmatage total ou partiel du puits traité.
La technique qui consiste à mettre en place une barrière de
perméabilité est séduisante car a priori sans danger pour le maintien
des caractéristiques du réservoir. Cependant, il est difficile, voire
impossible de contrôler l'injection des solutions gélifiantes pour
S ~
qu'elles s'étendent sur une faible épaisseur et à une grande distance
du puits d'injection. Par ailleurs, une partie des solutions injectées
risque de contaminer la zone à huile.
La présente invention concerne un procédé d'amélioration de
Sla récupération d'hydrocarbures contenus dans une roche réservoir
souterraine comportant une zone aquifère. Dans le procédé, on crée
une barrière entre l'huile et l'eau de l'aquifère en injectant dans
ladite zone aquifère un volume d'un fluide comportant des produits
gonflants au contact des hydrocarbures.
10On peut injecter ledit fluide à partir d'un puits foré à partir de
la surface et traversant la roche réservoir pour atteindre l'aquifère.
Le volume dudit fluide gonflant injecté peut être déplacé par
l'injection d'un volume d'un autre fluide. Cet autre fluide peut être
inerte vis-à-vis des fluides en place.
15On peut élargir la barrière en effectuant plusieurs injections
successives de volumes de fluide gonflant.
On peut injecter un autre fluide simultanément à l'injection du
fluide gonflant, à un niveau inférieur dans l'aquifère par rapport au
niveau d'injection du fluide gonflant.
2 0L'invention concerne également un fluide pour créer une
barrière sensiblement au niveau d'une interface entre des
hydrocarbures contenus dans une roche réservoir souterraine et l'eau
d'un aquifère. Le fluide selon l'invention comporte une dispersion de
fines particules d'un polymère gonflant au contact des hydrocarbures.
2 5Lesdites particules peuvent avoir un diamètre au plus égal à
5 micromètres et de préférence compris entre 0,1 et 0,5 micromètre.
Ledit polymère peut être un homopolymère ou copolymère
d'acétate de polyvinyle ou d'un polystyrène.
Ledit polymère peut être un copolymère styrène-butadiène
3 0 carboxylé ou non.
La masse volumique initiale du fluide peut être sensiblement
égale à celle de l'eau de l'aquifère et sa viscosité initiale peut être
inférieure à 100 mPa.s
:
h 1 ~
La teneur en poids de particules de polymère peut être
compris entre 10 % et 60 %.
Le fluide peut comporter des sels minéraux, par exemple du
chlorure de sodium, dans une proportion comprise entre I et 15 % en
5 poids, et/ou un acide minéral, par exemple de l'acide sulfurique dans
une proportion comprise entre 1 et 5 % en poids.
L'invention sera mieux comprise et ses avantages apparaîtront
plus clairement à la description qui suit d'exemples, nullement
10 limitatifs, illustrés notamment par les figures ci-annexées, parmi
lesquelles:
-la figure 1 illustre le phénomène de "coning",
- la figure 2 montre l'injection du fluide gonflant,
- la figure 3 montre la mise en production du réservoir traité
15 selon l'invention,
- la figure 4 montre une variante du procédé.
I,a figure 1 représente le phénomène dit de "coning". Une
couche géologique de roche réservoir d'épaisseur H contient une
2 0 épaisseur ho d'hydrocarbures au-dessus de l'interface 2. L'interface 2
sépare l'aquifère 4 de la roche imprégnée 1 d'hydrocarbures. Un puits
S est foré depuis la surface du sol, à travers le toit 3 du réservoir,
pour s'interrompre en 6 au dessus de l'interface 2. Lorsque le puits
est en production par les perforations 7, le déséquilibre entre les
2 5 forces visqueuses et les forces de gravité déforme les lignes de
courant qui atteignent la base 6 du puits. Ce mouvement ascendant de
l'huile et de l'eau déforme la surface de contact eau-huile qui prend
une forme grossièrement conique. Si l'effet de soutirage est trop
important, le cône peut s'accentuer jusqu'à ce que l'eau atteigne les
3 0 perforations, la production en huile du pUitS est alors profondément
affectée .
La figure 2 représente un exemple de réalisation du procédé
selon l'invention qui consiste à injecter dans l'aquifère un fluide
spécifique. Un puits 8 est foré de la surface jusqu'à l'aquifère 4, donc
8 ~ ~
s
traversant la zone 1 du réservoir imprégnée d'huile. Dans le cas où le
puits 8 est cuvelé et cimenté selon l'art, des perforations 9 établissent
la communication avec l'aquifère. On injecte, en général par un tubing
20 introduit dans le puits 8, un volume du fluide 11 de la présente
S invention suivant la direction des flèches 10.
La procédure d'injection du fluide selon l'invention ou d'autres
fluides ne diffère pas des techniques conventionnelles connues sous le
terme de "squeeze". Cette procédure peut imposer la mise en place
dans le puits d'un ou plusieurs packers pour séparer les zones entre
1 0 elles.
Le fluide 1 1 injecté a les propriétés suivantes:
- une viscosité adaptée à l'injection aisée du fluide dans
l'aquifère, de préférence inférieure à 100 mPa.s,
- une masse volumique sensiblement égale à celle de l'eau de
15 l'aquifère et de préférence légèrement inférieure,
- inerte chimiquement vis-à-vis de l'eau de l'aquifère dans les
conditions de fond,
- comporter en dispersion des produits sous forme de très
fines particules qui gonflent au contact des hydrocarbures.
2 0 Les particules doivent avoir une taille inférieure à S
micromètres et de préférence comprise entre 0,1 et 0,5 micromètre.
La taille des particules est adaptée aux dimensions des pores de la
roche réservoir.
Les particules gonflantes sont des polymères, par exemple des
2 5 homo ou copolymères d'acétate de polyvinyle ou de polystyrène,
préférentiellement un copolymère styrène-butadiène carboxylé ou
non, par exemple le produit Rhodopas SB324P ou SB744P fabriqué
par RHONE POULENC Chimie.
Tout autre polymère ayant ]es fonctions et caractéristiques
3 0 équivalentes à celles décrites ci-dessus convient à la fabrication du
fluide de la présente invention.
La teneur en matière sèche de polymère est adaptée aux
caractéristiques du milieu poreux. Le fluide contenant la dispersion
peut ê~re injecté à l'état concentré, c'est-à-dire contenant entre 40 et
2 1 ~ 5
60 % en poids de matière sèche, ou plus dilué, en veillant toutefois à
ce que la concentration en matière sèche ne soit pas inférieure à 10 %
en poids.
Le fluide 11 injecté vient au voisinage de l'interface 2 et les
S particules contenues dans le fluide sont contactées par les
hydrocarbures. Celles-ci gonflent en formant un écran ou barrière de
perméabilité 12 au voisinage de l'interface 2. Il faut noter que
l'épaisseur de l'écran sera d'autant plus faible que l'écran de
perméabilité est efficace. L'écran de perm~abilité empêche le
10 déplacement du fluide 11 vers la partie supérieure du réservoir
contenant l'huile. Le fluide 11, déplacé par l'action d'injection, forme
peu à peu un écran plus large en s'étalant au niveau de l'interface.
Pour faciliter et améliorer l'étalement du fluide gonflant loin
du puits d'injection, on peut faire suivre l'injection du volume de
1 5 fluide 11, par l'injection, à partir des mêmes moyens, d'un fluide de
déplacement, par exemple de l'eau, du gaz, de la mousse ou tout autre
fluide. Le fluide de déplacement pousse le fluide gonflant vers la zone
de l'interface où la barrière n'est pas encore créée. Il est ensuite
possible d'effectuer une ou plusieurs autres procédures d'injection
2 0 d'un volume de fluide gonflant.
Le fluide gonflant peut être une dispersion aqueuse liquide ou
sous forme de mousse.
Pour faciliter la séparation des particules de polymère de la ~ -
phase aqueuse de la dispersion et améliorer ainsi leurs contacts avec
2 5 I'huile, on peut ajouter à la dispersion des sels minéraux tel que le
chlorure de sodium dans la proportion en poids comprise entre 1 et
15 % par rapport au poids de dispersion, et de préférence environ
5 %. Egalement, la dispersion peut comprendre un acide rninéral tel r
que l'acide sulfurique dans la proportion comprise entre I et 5 % en
30 poids par rapport à la dispersion et de préférence environ 2 %.
La figure 3 montre un exemple de remise en production par le
puits 8, après la mise en place de la barrière de perméabilité 12. Les
perforations 9 sont bouchées par un bouchon de ciment 15, colmatant
2 1 ~
ainsi le fond du puits au niveau de l'aquifère. Le bouchon peut être
un bouchon définitif ou temporaire du type "bridge plug".
D'autres perforations 13 sont exécutées dans le cuvelage du
puits 8 afin d'établir la liaison couche-trou au niveau de la zone à
S huile 1. Dans le cas d'un aquifère suffisamment actif, I'action de
soutirage de l'huile par les perforations 13 a pour effet de poursuivre
l'étalement du fluide gonflant 11 resté piégé sous la barrière 1 2.
L'étalement du fluide 1 1 selon les flèches 14 élargit l'écran ou
barrière 12 selon la référence 1 2b.
La procédé selon l'invention sera d'autant plus efficace que le
fluide contenant les produits gonflants a été adapté à la formation
d'une barrière ou écran de perméabilité pouvant migrer dans le
milieu poreux en même temps que le plan d'eau se déplace.
Le volume de fluide injecté et le nombre d'injections
15 successives dépendent notamment des caractéristiques du réservoir~
de l'huile en place et des paramètres de production.
Pour améliorer l'étalement du fluide gonflant tout en limitant
le volume injecté, on peut dans une autre variante illustrée par la
figure 4, injecter simultanément à l'injection du fluide gonflant 11 par
2 0 le tubing 20, un autre fluide par un autre tubing 21. L'extrémité du
tubing 21 se trouve à un niveau plus profond par rapport au tubing
20. L'injection simultanée des deux fluides donne un étalement du
fluide gonflant 11 en forme de disque, au lieu d'être sphérique. En
étant injecté en même temps dans l'aquifère, mais à travers les
2 5 perforations 9 situées à un niveau inférieur au niveau d'injection du
fluide gonflant, le fluide 16 force le fluide gonflant à s'étaler en
disque puisqu'il ne lui laisse pas la liberté de s'étaler vers le bas de
l'aquifère. Cette action supplémentaire permet de limiter le volume
de fluide gonflant injecté, tout en élargissant la barrière de
3 0 perméabilité 12. Les caractéristiques du fluide 16 seront déterminées
en fonction de celle du fluide gonflant ainsi que des spécificités de
I'aquifère. Ce fluide aura préférentiellement une viscosité voisine de
celle du fluide gonflant.
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