Méthode et dispositif pour stimuler une zone souterraine par injection différée de fluide provenant d'une zone voisine, le long de fractures faites depuis un drain foré dans une couche intermédiaire peu perméable

Description

[0001] La présente invention concerne une méthode pour stimuler une zone souterraine par injection différée de fluide sous pression provenant d'une zone voisine 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.

[0002] 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.

[0003] 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 drainer le pétrole stagnant dans les roches en raison de sa viscosité.

[0004] Le brevet US-A-2 736 381 concerne la stimulation d'une formation par mise en communication avec une zone sous-jacente par un puits vertical et production par un autre puits vertical latéralement décalé par rapport au premier, foré au travers des couches de séparation.

[0005] 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.

[0006] Dans certains type de bassins, 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 ("tarmat").

[0007] 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 interne est supérieure. L'épuisement au moins 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 formation supérieure. L'injection éventuelle dans la formation pétrolière de cette eau en surpression doit permettre de drainer l'huile et de favoriser la production.

[0008] 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 pénéter 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 près de la surface amène une certaine diffusion de l'eau dans la zone pétrolifère. Mais les résultants ne sont pas très significatifs car le volume du gisement pénétré par l'eau reste relativement faible.

[0009] Il est connu en outre, notamment par le brevet US-A-3 313 348 par exemple, d'améliorer le draînage d'une formation-réservoir en réalisant une fracturation hydraulique dans un drain dévié, foré au travers de celle-ci.

[0010] La méthode selon l'invention permet de stimuler une zone-réservoir d'une formation souterraine, séparée d'une zone voisine contenant un fluide sous pression par une couche intermédiaire moins perméable que les deux zones de part et d'autre, en effectuant une fracturation hydraulique dans une portion de drain dévié après obturation de cette portion de drain dévié pour délimiter une zone de fracturation.

[0011] Elle est caractérisée en ce que l'on perce le drain dévié de façon que sur une partie au moins de sa longueur, il traverse la couche intermédiaire, la méthode comportant l'ouverture différée par fracturation hydraulique effectuée entièrement dans cette partie de drain, d'au moins une voie de communication reliant la zone voisine à la zone-réservoir, de manière à favoriser le draînage de la zone-réservoir par le fluide sous pression.

[0012] La méthode comporte par exemple la réalisation à partir du drain, de fracturations faisant communiquer une zone pétrolifère et une zone aquifère sous-jacente.

[0013] La méthode comporte aussi par exemple la réalisation à partir du drain, de fracturations faisant communiquer une zone pétrolière et une seconde zone pétrolière sous-jacente.

[0014] Le drain peut être percé dans une couche intermédiaire très peu perméable. Il peut encore être percé dans une couche intermédiaire non pétrolifère.

[0015] 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 fracturation d'une couche intermédiaire depuis un drain percé le long de celle-ci et convenablement confiné pour empêcher le fluide de s'échapper vers la surface, a pour effet de pousser l'huile vers les puits de production. L'utilisation d'un drain dévié (horizontal ou faiblement incliné sur 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.

[0016] D'autres caractéristiques et avantages de la méthode et du dispositif selon l'invention apparaitront 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 :

• 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 mise en oeuvre de la méthode selon l'invention; et.
• la Fig.2 montre de façon schématique la même coupe avec un second mode de réalisation de la méthode.

[0017] La zone pétrolifère Z1 produit du pétrole par au moins un puits de production P1. Ce puits peut être vertical comme indiqué sur la Fig. 1 ou bien encore selon les cas être horizontal. Dans certains types de 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. Ce fluide peut être de l'eau ou bien encore un fluide 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 L 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.

[0018] La méthode selon l'invention comporte le forage depuis la surface S d'un drain D dévié (horizontal ou faiblement incliné par rapport à l'horizontale) de manière à rester dans la couche intermédiaire. Quand le drain D est foré, il est pourvu d'un cuvelage ou casing C sur toute sa longueur. Des moyens connus d'obturation permettent de fermer l'espace annulaire entre le cuvelage et le drain. Sur au moins une portion d1 de sa longueur, là où il traverse la zone de production, le casing C est pourvu d'ouvertures latérales O mettant les formations traversées en communication avec l'intérieur du drain D. A ce stade aucune communication n'existe 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.

[0019] Au cours de cette période, quand il s'avère que la zone Z1 nécessite une stimulation, on réalise des opérations de fracturation de la couche intermédiaire à partir du drain D préalablement percé. A cet effet et par une méthode bien connue des spécialistes, on descend dans le cuvelage C des organes d'obturation dilatables B1,B2 jusque dans la partie pourvue d'ouvertures latérales O et on les met en place de manière à confiner une portion limitée du cuvelage. Par un tube (non représenté) faisant communiquer la partie confinée avec un système hydraulique, on applique un fluide sous une pression suffisante pour fracturer les parois jusqu'à l'établissement de voies de communication F entre les deux zones Z1 et Z2. La séquence d'opérations précédente est recommencée éventuellement à plusieurs endroits différents du drain, de manière à élargir la zone fracturée.

[0020] Les opérations de fracturation étant achevées, on installe dans le casing un bloc d'obturation B3 de manière à isoler le drain du milieu extérieur. 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 bloc d'obturation B3, l'eau pénètre dans la zone Z1 par les fracturations F du casing C et chasse les hydrocarbures accumulés dans la formation.

[0021] 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 qui traverse la zone de production Z1, d'une autre portion de longueur d2 pourvue d'orifices latéraux. Cette autre portion de cuvelage d2 est selon les cas 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 d2 est disposé un organe B4 d'obturation dont la fermeture peu être déclenchée depuis l'installation de surface.

[0022] Au cours de la période de production, quand une stimulation de la production est nécessaire, on procède à une fracturation de la portion de longueur d1 du cuvelage, de la même façon que dans le mode de réalisation précédent et l'on ferme l'organe B4 de manière à isoler l'une de l'autre les deux parties d1 et d2 du cuvelage. L'eau issue de la zone sous-jacente, pénètre par les fracturations dans la zone de production Z1 et chasse l'huile vers les puits de production et notamment vers la partie d2 du cuvelage C ouverte sur le milieu extérieur. Le drain participe ainsi à la production.

[0023] La méthode selon l'invention permet ainsi d'utiliser au mieux le fluide à haute pression disponible in situ à des fins de stimulation de production pétrolifère.

[0024] La position des puits de production verticaux et/ou horizontaux relativement aux drains déviés D ou inversement des drains par rapport aux puits selon l'ordre dans lequel ils auront été forés est choisie selon les règles de l'art de manière à optimiser la production pétrolière.

Revendications

1. Méthode pour stimuler une zone-réservoir d'une formation souterraine, séparée d'une zone voisine contenant un fluide sous pression par une couche intermédiaire moins perméable que les deux zones de part et d'autre, en effectuant une fracturation hydraulique dans une portion de drain dévié après obturation de cette portion de drain dévié pour délimiter une zone de fracturation, caractérisée en ce que l'on perce le drain dévié de façon que sur une partie au moins de sa longueur, il traverse la couche intermédiaire, la méthode comportant l'ouverture différée par fracturation hydraulique effectuée entièrement dans cette partie de drain, d'au moins une voie de communication reliant la zone voisine à la zone-réservoir, de manière à favoriser le draînage de la zone-réservoir par le fluide sous pression.

2. Méthode selon la revendication 1, caractérisée en ce que l'on réalise à partir du drain, des fracturations faisant communiquer une zone pétrolifère (Z1) et une zone aquifère sous-jacente (Z2).

3. Méthode selon la revendication 1, caractérisée en ce que l'on réalise à partir du drain, des fracturations faisant communiquer une zone pétrolière (Z1) et une seconde zone pétrolière sous-jacente (Z2).

4. Méthode selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce que le drain (D) est percé au travers d'une couche intermédiaire très peu perméable.

5. Méthode selon la revendication 4, caractérisée en ce que le drain (D) est percé dans une couche intermédiaire non pétrolifère.

6. Méthode selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce que la zone souterraine (Z1) communique avec la surface par au moins un puits de production vertical (P) dont la position relativement au drain dévié est choisie pour optimiser la production.

7. Méthode selon la revendication 4 ou 5, caractérisé en ce que la zone souterraine (Z1) communique avec la surface par au moins un puits de production dévié dont la position est choisie relativement au drain dévié pour optimiser la production.

8. Méthode selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce que l'on obture le drain dans sa partie forée le long de la couche intermédiaire de manière à pouvoir utiliser une partie du drain comme puits de production.

9. Dispositif pour stimuler par fracturation hydraulique effectuée dans une portion d'un drain dévié percé au travers d'une formation souterraine, après confinement de cette portion obtenue par otburation intermittente du drain, la production d'une zone de ladite formation séparée d'une zone voisine contenant un fluide à une pression supérieure à celle de la zone souterraine, par une couche intermédiaire sensiblement imperméable, comportant une conduite (C) disposée dans le drain dévié, un bloc de confinement de la conduite (C) permettant d'isoler de l'extérieur ladite portion de longueur et des moyens pour appliquer des pressions hydrauliques de fracturation, caractérisé en ce que le drain dévié étant percé dans la zone intermédiaire, la conduite comporte une portion de longueur (d1) pourvue d'ouvertures (0), le dispositif comportant des blocs d'obturation (B1, B2) pour délimiter à leurs extrémités opposées des parties de la conduite traversant la portion de longueur (d1).

10. Dispositif selon la revendication 9, caractérisé en ce que la conduite (C) comporte une deuxième portion de longueur (d2) pourvue d'ouvertures dans sa partie traversant la zone souterraine (Z1), cette portion de longueur (d2) étant latéralement décalée par rapport à la première portion de longueur (d1) dans la couche intermédiaire (L) et un bloc d'obturation (B4) disposé dans la conduite (C) entre les deux portions de longueur (d1, d2).

Claims

1. A method for stimulating a zone-reservoir of a subterranean formation separated from an adjacent zone containing a pressurised fluid by an intermediate layer that is less permeable than the two zones on either side, by hydraulically fracturing a section of inclined drain after blocking off this section of inclined drain so as delineate a fracturing zone, characterised in that at least a portion of the inclined drain is drilled in such a way that it passes through the intermediate layer, the method consisting in subsequent opening, by hydraulic fracturing effected entirely within this section of the drain, of at least one communication channel linking the adjacent zone to the zone-reservoir to encourage drainage of the zone-reservoir by the pressurised fluid.

2. A method in accordance with claim 1, characterised in that fractures are made from this drain to link a petroleum zone (Z1) and a second, subjacent water-containing zone (Z2).

3. A method in accordance with claim 1, characterised in that fractures are made from this drain to link a petroleum zone (Z1) with a second subjacent petroleum zone (Z2).

4. A method in accordance with one of the previous claims, characterised in that the drain (D) is drilled through an intermediate layer that is not very permeable.

5. A method in accordance with claim 4, characterised in that the drain (D) is drilled through an non-petroliferous intermediate layer.

6. A method in accordance with one of the previous claims, characterised in that the subterranean zone (Z1) has a communication link with the surface via at least one vertical production well (P) whose position relative to the inclined drain is selected so as to optimise production.

7. A method in accordance with claim 4 or 5, characterised in that the subterranean zone (Z1) communicates with the surface via at least one inclined production well whose position relative to the drain is selected so as to optimise production.

8. A method in accordance with one of the previous claims, characterised in that the section of the drain drilled along the length of the intermediate layer is sealed so that a section of the drain may be used as a production well.

9. A device for stimulating, by hydraulic fracturing effected in a section of an inclined drain bored through a subterranean formation, after confining this portion thus obtained by intermittently sealing the drain, production of a zone in the formation separated from an adjacent zone containing fluid at a pressure level greater than that of the subterranean formation zone by an intermediate layer that is substantially impermeable, having a conduit (C) arranged in the inclined drain, a block for sealing the conduit (C) to isolate this section from outside and means for applying hydraulic pressure for fracturing, characterised in that the inclined drain is drilled through an intermediate zone, a section (d1) of the conduit being provided with openings (O), the device having sealing blocks (B1, B2) to cut off at their opposite ends the sections of the conduit passing through the section (d1).

10. Device in accordance with claim 9, characterised in that the conduit (C) has a second section of length provided with holes in the section passing through the subterranean zone (Z1), this length section (d2) being laterally offset from the first length section (d1) in the intermediate layer (L) and a sealing block (B4) being arranged in the conduit (C) between the two length sections (d1, d2).

Ansprüche

1. Verfahren zum Stimulieren einer Speicherzone einer unterirdischen Formation, die getrennt ist von einer benachbarten ein Fluid unter Druck enthaltenden Zone durch eine Zwischenschicht, die weniger permeabel ist, als die beiden danebenliegenden Zonen, indem man eine hydraulische Frakturierung in einem Teil der abgelenkten Drainbohrung nach Verschluß dieses Teils der abgelenkten Drainbohrung vornimmt, um eine Frakturierungszone zu begrenzen, dadurch gekennzeichnet, daß man die abgelenkte Drainbohrung derart durchbohrt, daß sie auf wenigstens einem Teil ihrer Länge die Zwischenschicht durchsetzt, wobei das Verfahren das verzögerte Öffnen durch hydraulisches Frakturieren umfaßt, welches völlig in diesem Teil der Drainbohrung vorgenommen wird, wobei wenigstens ein Verbindungsweg die dieser Speicherzone benachbarte Zone derart verbindet, daß die Drainage der Speicherzone durch das Fluid unter Druck begünstigt wird.

2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß man ausgehend von der Drainbohrung Frakturierungen vornimmt, die eine erdölhaltige Zone (Z1) und eine darunter befindliche wasserhaltige Zone (Z2) in Verbindung treten läßt.

3. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß man ausgehend von der Drainbohrung Frakturierungen durchführt, die eine erdölhaltige Zone (Z1) und eine zweite erdölhaltige darunter befindliche Zone (Z2) in Verbindung treten läßt.

4. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß die Drainbohrung (D) durch eine sehr wenig permeable Zwischenschicht gebohrt wird.

5. Verfahren nach Anspruch 4, dadurch gekennzeichnet, daß die Drainbohrung (D) in eine nicht erdölhaltige Zwischenschicht gebohrt wird.

6. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß die unterirdische Zone (Z1) mit der Oberfläche über wenigstens eine vertikale Produktionsbohrung (P) in Verbindung steht, deren Position relativ zur abgelenkten Drainbohrung zur Optimierung der Produktion gewählt wird.

7. Verfahren nach Anspruch 4 oder 5, dadurch gekennzeichnet, daß die unterirdische Zone (Z1) mit der Oberfläche über wenigstens ein abgelenktes Produktionsbohrloch in Verbindung steht, dessen Position relativ zur abgelenkten Drainbohrung zur Optimierung der Produktion gewählt wird.

8. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß man die Drainbohrung in ihrem gebohrten Teil längs der Zwischenschicht derart verschließt, daß man einen Teil der Drainbohrung als Produktionsbohrung verwenden kann.

9. Vorrichtung zum Stimulieren der Produktion einer Zone dieser Formation durch hydraulische Frakturieungn, die in einem Teil einer abgelenkten Drainbohrung durchgeführt wird, die durch eine unterirdische Formation gebohrt wurde, nach Absperren dieses Teils, erhalten durch intermittierendes Verschließen der Drainbohrung, wobei diese eine Zone von einer benachbarten Zone, die ein Fluid bei einem Druck höher als dem der unterirdischen Zone enthält, durch eine im wesentlichen impermeable Zwischenschicht getrennt ist, die eine in der abgelenkten Drainbohrung angeordnete Leitung, einen Sperrblock dieser Leitung (C), der es ermöglicht, diesen Längenteil gegen außen zu isolieren und Mittel, um hydraulische Frakturierungsdrücke aufzubringen, umfaßt, dadurch gekennzeichnet, daß, da die abgelenkte Drainbohrung in der Zwischenzone durchbohrt ist, die Leitung einen Teil von der Länge (d1), der mit Öffnungen (O) versehen ist, umfaßt und die Vorrichtung Verschlußblöcke (B1, B2) umfaßt, um an ihren gegenüberliegenden Enden Teile der Leitung zu begrenzen, welche den Teil von der Länge (d1) durchsetzt.

10. Vorrichtung nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, daß die Leitung (C) einen zweiten Teil von der Länge (d2) umfaßt, der mit Öffnungen in seinem diese unterirdische Zone (Z1) durchsetzenden Teil versehen ist, wobei dieser Teil von der Länge (d2) seitlich bezüglich des ersten Teils von der Länge (d1) in der Zwischenschicht (L) versetzt ist und ein Verschlußblock (B4) in der Leitung (C) zwischen den beiden Teilen von der Länge (d1, d2) angeordnet ist.

Dessins