Méthode de production assistée d'un effluent à produire contenu dans une formation géologique

Description

[0001] La présente invention concerne une méthode de production assistée d'un effluent pétrolier, notamment visqueux, contenu dans une formation géologique surmontant une autre formation qui ne contient pas l'effluent à produire et qui est imperméable audit effluent.

[0002] La méthode selon la présente invention permet une meilleure exploitation de la formation contenant l'effluent à produire, tout en limitant le nombre de puits à forer relativement aux méthodes mises en oeuvre selon l'art antérieur, qui peut être illustré par le brevet US-A-3.386.508.

[0003] Selon ce brevet antérieur, un puits principal est foré ainsi que d'autres puits qui seront qualifiés de puits auxiliaires. Ces puits auxiliaires qui sont inclinés, rejoignent le puits principal au niveau de la formation contenant l'effluent à produire.

[0004] Le mécanisme de production décrit dans ce brevet antérieur réside dans le fait que c'est la portion du puits auxiliaire située dans la formation à produire qui sert à collecter l'effluent à produire qui se trouve au voisinage du puits auxiliaire.

[0005] Par ailleurs, selon ce brevet antérieur, la production se fait en utilisant le phénomène de gravité pour drainer l'effluent vers le puits principal. Or, l'intensité de l'effet de la gravité est limitée par la hauteur comprise entre le toit de la formation contenant l'effluent à produire et l'endroit où le puits auxiliaire débouche dans le puits principal, ceci lorsque la formation contenant l'effluent à produire est comprise entre deux autres formations qui ne contiennent pas l'effluent à produire.

[0006] Selon ce brevet antérieur, cette hauteur est plus égale à celle de la formation contenant le fluide à produire.

[0007] Le document antérieur CH-A-653.741 décrit une méthode de production d'huile utilisant trois types de puits, un puits de production central, une première série de puits verticaux forés dans la formation contenant de l'huile et une deuxième série de puits traversant la formation contenant de l'huile pour rejoindre le puits de production central en dessous de la formation de production. Les portions verticales des différents puits sont placées sur des cylindres coaxiaux.

[0008] Dans la première série de puits sont insérées des électrodes pour réchauffer la formation et de la vapeur d'eau y est injectée. Dans la seconde série de puits, on fait circuler un solvant.

[0009] Le document US-A-2.825.408 décrit une méthode d'injection par un puits central d'une mixture pour détruire par érosion des sables asphaltiques non consolidés. La production de la mixture, d'hydrocarbures et de sables se faisant par des puits auxiliaires. Le document CA-1.173.356 décrit une méthode de drainage en creusant des puits verticaux type minier et des tunnels horizontaux à partir desquels on fore des drains sensiblement horizontaux. Ces deux méthodes ne s'appliquent qu'à des formations de faible profondeur.

[0010] La présente invention propose une méthode permettant d'améliorer la récupération du fluide à produire.

[0011] Cette amélioration se traduit, pour certains modes de réalisation, par un meilleur taux de récupération dû à l'augmentation des effets de gravité permettant le drainage et par l'exploitation d'une zone étendue avec un nombre réduit de puits forés.

[0012] Dans le but d'améliorer la productivité du système, on propose selon la présente invention de balayer le réservoir en injectant dans la formation un agent de déplacement ou agent déplaçant, soit à partir d'un puits central, soit à partir d'un ou plusieurs drains subhorizontal.

[0013] Par drain subhorizontal, on entend un drain dont l'inclinaison approche 90°, mais sans réellement l'atteindre.

[0014] Les avantages de ce nouveau système sont de permettre :

• l'exploitation d'une gamme plus étendue de réservoirs, en particulier ceux renfermant une huile de moindre viscosité,
• l'amélioration du balayage volumétrique,
• de distinguer la production de chaque drain et de remédier aux problèmes d'hétérogénéités locales du réservoir en recherchant une solution adéquate dans le drain concerné,
• et pour certains modes de réalisation, notamment lorsque l'agent de déplacement est injecté par le puits central, la mise à profit du phénomène de ségrégation dans le réservoir de fluides de densités très différentes, par injection de gaz ou de vapeur permettant de former une ombrelle de gaz au toit du réservoir, sans percée prématurée aux drains, étant donné la forte inclinaison de ceux-ci, cette inclinaison étant proche de l'horizontale,
• de diminuer les pertes de fluides injectés en dehors de l'aire couverte par le système.
• de disposer d'une seule source d'injection située près du centre de production,

[0015] La présente invention concerne une méthode de production d'un effluent contenu dans une formation géologique formant un réservoir pour ledit effluent, ou formation productrice, en utilisant un puits central, au moins un drain subhorizontal, ainsi qu'un agent déplaçant ou de déplacement, ladite formation géologique surmontant une autre formation géologique sensiblement imperméable audit effluent ou formation imperméable, l'interface entre lesdites formations géologiques étant qualifiée de mur dudit réservoir, ledit agent de déplacement provoque la migration de l'effluent à produire.

[0016] Selon une première variante de la présente invention, on injecte ledit agent de déplacement dans ladite formation à partir du puits central, on fore ledit drain au moins jusqu'à une profondeur proche du niveau dudit mur du réservoir, le point d'entrée dudit drain dans le mur ou l'extrémité dudit drain au-dessus du mur, est situé à une distance non nulle du puits central, et on draine ledit effluent au moyen dudit drain.

[0017] Selon cette première variante, on pourra recueillir ledit effluent à produire par plusieurs drains subhorizontaux. Ceux-ci pourront être situés tout autour dudit puits central.

[0018] Egalement, selon cette variante, on pourra drainer ledit effluent à produire dans une partie du puits central inférieure audit mur du réservoir où ledit effluent transite et à partir de laquelle il est produit vers la surface.

[0019] Selon une autre sous-variante, le puits central vertical n'est pas utilisé pour acheminer vers la surface la production collectée par les drains subhorizontaux, mais il est équipé d'une complétion permettant l'injection d'un fluide dans le réservoir. Ce sont les drains subhorizontaux, eux-mêmes, qui sont utilisés pour acheminer la production vers la surface.

[0020] Selon une deuxième variante de la présente invention, appliquée à la production d'un effluent pétrolier visqueux, on pourra utiliser un puits central comme puits de production et au moins un drain subhorizontal comme puits de stimulation de la production. Le puits de stimulation pourra être foré depuis la surface et atteindre au moins une profondeur proche du niveau dudit mur du réservoir, et le point d'entrée dudit puits de stimulation dans le mur ou l'extrémité dudit puits de stimulation au-dessus du mur, est situé à une distance non nulle du puits central et ledit puits de stimulation a au moins une portion subhorizontale dans ladite formation productrice.

[0021] Le puits de stimulation pourra rejoindre une partie du puits central inférieure au mur du réservoir.

[0022] Le puits de stimulation pourra être perforé sur une portion de sa longueur, cette portion correspondant sensiblement à la fraction du puits de stimulation traversant la formation productrice.

[0023] On pourra injecter dans le puits de stimulation un fluide adapté à diminuer la viscosité de l'effluent pétrolier à produire, afin d'augmenter la vitesse d'écoulement dans le puits de stimulation.

[0024] On pourra interposer un bouchon dans le puits de stimulation et placer le bouchon dans la portion perforée du puits de stimulation.

[0025] On pourra aussi interposer un bouchon dans le puits de stimulation, dans la portion dudit drain contenu dans la formation non productrice.

[0026] On pourra également placer un bouchon dans le puits de stimulation, sensiblement à la limite de la formation productrice et de la formation non productrice.

[0027] Le puits de stimulation pourra être interrompu après avoir atteint la formation productrice, mais avant qu'il n'atteigne le puits producteur.

[0028] Suivant la deuxième variante de la présente invention, on pourra utiliser plusieurs puits de stimulation entourant le puits central.

[0029] La présente invention concerne également un système de production d'un effluent contenu dans une formation géologique comportant un puits central et des drains subhorizontaux, ladite formation productrice surmontant une autre formation géologique sensiblement imperméable audit effluent ou formation imperméable, l'interface entre lesdites formations géologiques étant qualifiées de mur dudit réservoir, lesdits drains subhorizontaux passent dans ladite formation. Dans ce système le puits principal comporte une zone perforée au niveau de ladite formation géologique et un conduit d'injection reliant ladite zone perforée à une source d'injection d'un produit de déplacement, le conduit étant adapté à injecter ledit agent à partir du puits central, lesdits drains sont forés au moins jusqu'à atteindre une profondeur proche du niveau dudit mur du réservoir et le point d'entrée dudit drain dans le mur ou l'extrémité dudit drain au-dessus du mur est situé à une distance non nulle du puits central.

[0030] Ce système de production pourra comporter un bouchon qui isole la zone perforée d'une zone inférieure dudit puits central.

[0031] Selon une mise en oeuvre de ce système de production le puits central pourra comporter en outre une zone de transit située sous le niveau dudit mur du réservoir, ladite zone de transit étant reliée à la surface par une conduite de production et en ce que lesdits drains subhorizontaux rejoignent ladite zone de transit.

[0032] Le système de production utilisé pour ce mode de mise en oeuvre pourra également comporter un tube situé dans ledit puits constituant le conduit de production. Le conduit d'injection pourra être constitué de l'espace annulaire délimité par ledit puits principal. Ledit tube pourra traverser ledit bouchon.

[0033] Ce tube pourra coulisser dans ledit bouchon.

[0034] Ledit tube pourra comporter une pompe.

[0035] La zone de transit pourra posséder une section droite plus grande que la section droite de la partie supérieure du puits central, formant ainsi une fosse de collecte de l'effluent produit.

[0036] Le système de production pourra être caractérisé en ce que certains des drains subhorizontaux pourront comporter des équipements de production de l'effluent.

[0037] La présente invention sera mieux comprise et ses avantages apparaitront plus clairement à la description qui suit d'un exemple particulier illustré par les figures ci-annexée,s représentant l'exploitation d'une formation géologique qui renferme un effluent pétrolier.

• la figure 1 montre la configuration d'un puits central et d'un puits de stimulation, ou puits auxiliaire, permettant la mise en oeuvre de la méthode selon la présente invention,
• la figure 2 illustre le mécanisme de production selon la présente invention,
• les figures 3 et 4 représentent différentes variantes selon la présente invention,
• les figures 5 et 6 illustrent une vue d'ensemble de la mise en production d'une formation contenant un effluent visqueux à produire, et
• les figures 7 et 8 illustrent deux variantes où le puits central sert à l'injection de l'agent de déplacement.

[0038] La figure 1 représente la mise en oeuvre d'une variante de la méthode selon la présente invention pour la mise en production d'une formation géologique 1 à partir de la surface du sol 2. La couche géologique 1 contient un effluent pétrolier visqueux à produire.

[0039] La référence 3 désigne une formation géologique située au-dessous de la formation productrice 1. Cette formation inférieure est imperméable à l'effluent à produire contenu dans la formation productrice.

[0040] La référence 4 désigne un puits central foré depuis la surface 2 et traversant la formation productrice 1, ce puits central s'interrompant en 5 dans la formation imperméable 3.

[0041] Dans le cas de la figure 1, la formation productrice est surmontée par une autre formation portant la référence 6 et qui sera dite formation supérieure.

[0042] La référence 7 désigne un puits servant à stimuler et à drainer une fraction au moins de la production de l'effluent visqueux contenu dans la formation 1.

[0043] Sur la figure 1, ce puits de stimulation traverse la formation supérieure 6 ainsi que la formation productrice 1 et passe dans la formation imperméable inférieure 3 pour rejoindre le puits central 4 au niveau de cette formation inférieure.

[0044] D'une manière plus générale, selon la présente invention, le puits auxiliaire débouche dans le puits central au niveau d'une formation se trouvant au-dessous de la formation productrice, après avoir pénétré dans une formation imperméable au fluide à produire.

[0045] Sur la figure 1, la référence 8 désigne l'endroit où le puits ou drain de stimulation 7 pénètre dans la formation productrice 1 et la référence 9 l'endroit d'où il en sort. La référence 10 désigne la portion du puits de stimulation comprise dans la formation productrice 1.

[0046] Bien entendu, il est préférable selon la présente variante que la portion 10 du drain de stimulation 7 se trouvant dans la formation productrice 1 soit la plus longue possible.

[0047] Dans le cas de la figure 1, la production s'effectue en faisant circuler un agent de déplacement dans le drain de stimulation 7. Cet agent provoque une diminution de la viscosité de l'effluent à produire, voisin du drain. L'effluent à produire s'écoule alors vers le puits central 4 via le drain de stimulation lui-même.

[0048] Bien entendu, la portion 10 du drain de stimulation 7 se trouvant dans la formation productrice 1, lorsque cette portion n'est pas constituée d'un puit découvert, pourra être déjà perforée avant sa descente dans le puits, une telle portion perforée du drain est généralement désigné par le terme anglo-saxon de "liner", ou bien être perforée sur place. Par ailleurs, il peut être possible de reboucher certaines perforations du drain de stimulation 7.

[0049] La figure 2 illustre un deuxième mode de production selon la présente variante. Selon ce mode, la portion 10 du drain de stimulation se trouvant dans la formation productrice 1 est perforée uniquement sur deux portions de sa longueur 11 et 13, un bouchon 17 étant placé dans ledit drain de manière à séparer ces deux portions.

[0050] On injecte dans le drain de stimulation 7 un agent permettant de diminuer la viscosité de l'effluent pétrolier à produire se trouvant dans la formation productrice 1, ceci afin de faciliter l'écoulement de l'effluent à produire.

[0051] Un tel agent peut être constitué de vapeur d'eau ou comporter d'autres produits, tels un solvant, par exemple à base d'hydrocarbure.

[0052] Dans l'exemple décrit, l'agent considéré sera de la vapeur d'eau.

[0053] La vapeur d'eau injectée depuis la surface pénètre dans la formation productrice 1 par la portion supérieure des perforations 11.

[0054] La diffusion de la vapeur d'eau dans la formation productrice 1 est représentée par des flêches 12.

[0055] La vapeur d'eau échauffe l'effluent pétrolier contenu dans la formation productrice 1, notamment en se condensant, provoquant ainsi la diminution de la viscosité de l'effluent à produire dont une fraction s'écoule par voie de conséquence vers la partie inférieure des perforations 13.

[0056] L'écoulement de l'effluent produit est représenté par les flêches 14.

[0057] Cet écoulement se produit dans la direction de la partie inférieure du puits de stimulation 1 par gravité, d'une part, et par la présence d'un gradient de pression décroissant dans la direction du puits de stimulation, d'autre part.

[0058] Cette décroissance du gradient de pression est due au fait que le puits de stimulation 10 est mis en communication avec le puits central 4 qui lui même est en communication avec la surface et se trouve donc sensiblement à la pression atmosphérique en surface.

[0059] L'écoulement de l'effluent à produire s'effectue par la partie du drain de stimulation 15 se trouvant dans la formation inférieure 3 jusqu'au puits central 4 au fond duquel il se rassemble.

[0060] Cet écoulement est symbolisé par les flêches 16 sur la figure 2.

[0061] L'effluent ainsi produit est remonté de manière classique à partir du puits principal 4, par exemple par des pompes 21 commandées depuis la surface.

[0062] Dans le cas de l'exemple décrit précédemment, la séparation entre la portion 11 des perforations à partir desquelles la vapeur d'eau diffuse dans la formation productrice et la portion 13 des perforations à partir desquelles s'effectue l'écoulement de l'effluent à produire, se fait par l'interposition du bouchon 17. Dans ce cas, la vapeur 12 est obligée de sortir du drain auxiliaire 7 en amont du bouchon 17 et l'effluent pétrolier est produit en aval du bouchon 14. Ainsi, il est facile de contrôler l'endroit de la séparation.

[0063] Une fraction de la vapeur injectée 12 diffuse dans la formation productrice 1, c'est-à-dire vers le puits 4, balayant ainsi une grande zone 20 appartenant à la formation productrice et comprise entre la portion 10 du drain de stimulation 7 et le puits principal. Cette fraction est représentée par les flèches 19 et provoque directement la venue de l'effluent à produire dans le puits 4, ceci est représenté par les flèches 22.

[0064] Il est possible de positionner un bouchon 18 sensiblement à la limite de l'interface séparant la formation productrice 1 et la formation imperméable inférieure 3 (Fig. 3), selon la présente variante, le drain de stimulation 7 étant perforé sur toute sa longueur présente dans la formation productrice.

[0065] Dans ce cas bien entendu, la partie inférieure 15 du drain de stimulation 7 ne produit rien. Toute la production se fait directement dans le puits 4, comme représenté par les flèches 22. Le drain de stimulation 7 sert uniquement à injecter l'agent de stimulation. Ceci est symbolisé par les flèches 19 (Fig. 3).

[0066] Les figures 5 et 6 montrent un schéma général de production. Le puits principal 4 est entouré d'un certain nombre de puits de stimulation 7_a...7_i.

[0067] Sur la figure 5, ces puits sont, en surface, équidistants du puits principal 4. Ceci n'est nullement obligatoire et les puits 7_a...7_i peuvent être placés à des distances du puits principal convenant au mieux à l'exploitation de la formation productrice.

[0068] Les références 8_a...8_i désignent les endroits où les drains 7_a...7_i penètrent dans la formation productrice 1 et les références 9_a...9_i les endroits où ils en sortent.

[0069] Ainsi, il est possible d'exploiter toute la zone hachurée 23 (Fig. 6), ceci par l'interposition de bouchons en 9_a...9_i.

[0070] Dans le cas représenté à la figure 6, les points 9_a...9_i sont équidistants du puits principal 4, mais ceci n'est nullement obligatoire.

[0071] Il est possible, lorsque l'on utilise un bouchon 17, de varier la position de ce dernier en fonction de l'exploitation des différentes zones.

[0072] Ainsi, il sera possible, pour commencer l'injection, de positionner le bouchon 17 de manière à ce qu'il soit situé dans la formation productrice, tout en étant relativement proche de l'interface 25 entre la formation supérieure 6 et la formation productrice 1. Puis, au fur et à mesure de l'avancement de la production, il sera possible de descendre le bouchon 17. L'inverse est également possible, c'est-à-dire de commencer en plaçant le bouchon 17 le plus près possible de l'interface inférieure 25 entre la formation productrice 1 et la formation inférieure 3, puis de remonter la position du bouchon 17 au fur et à mesure de l'exploitation de la formation productrice.

[0073] Si lors du forage d'un puits de stimulation 7, on rencontre des difficultés alors que celui-ci se trouve dans la formation productrice, il sera possible de se contenter de l'utiliser comme un drain d'injection de stimulation. Ceci est représenté à la figure 4 où le drain 7 ne sert qu'à injecter l'agent stimulant.

[0074] Suivant une autre variante où le puits central sert à injecter l'agent de déplacement (Fig. 7), ce puits central vertical 101 est foré jusqu'au mur 102 d'un réservoir 113, puis tubé et cimenté. Ainsi le tubage 103 empêche tout écoulement de fluides du réservoir dans le puits.

[0075] On entend par mur du réservoir la partie inférieure de la formation géologique contenant l'effluent pétrolier et par toit du réservoir la limite supérieure de cette formation géologique.

[0076] Le forage est ensuite poursuivi en plus grand diamètre à l'aide d'un élargisseur dans la couche 104 située sous le réservoir, afin de réaliser une fosse 105 destinée à recevoir les fluides collectés par des drains subhorizontaux 106. Cette fosse sera isolée du reste du trou à l'aide d'un bouchon étanche 107 du type généralement désigné par le terme anglo-saxon de "packer", permettant le passage d'un conduit 108 servant à remonter la production des fluides collectés vers la surface à l'aide d'un dispositif de pompage 109. Le bouchon étanche 107 pourra être équipé d'un joint coulissant permettant un mouvement vertical du conduit, tout en assurant une parfaite étanchéïté. Le conduit 108 pourra comporter plusieurs éléments de conduite raccordés les uns au bout des autres.

[0077] Le dispositif de collecte sera achevé par le forage de drains subhorizontaux 106, depuis la surface jusqu'à la fosse de collecte 105, chacun de ces drains recoupant le mur 102 du réservoir en un point 110 dont la distance au puits central, fonction de l'inclinaison du drain, sera un paramètre important du système, puisque toute la production, de fluides en place ou de fluide injecté, sortira du réservoir en ce point. Le débit de production du système sera choisi de telle façon que le niveau liquide dans la fosse soit toujours en-dessous de la côte du mur du réservoir pour permettre l'évacuation des fluides collectés par les drains au droit du réservoir.

[0078] L'injection du fluide destiné à mobiliser et à déplacer les fluides en place se fera dans le réservoir 113 par l'intermédiaire de perforations 111 réalisées de manière classique dans le tubage 103 du puits central 101. La communication pourra être améliorée par acidification et stimulation du réservoir au niveau des perforations. La cote de ces perforations 111 pourra être choisie après simulation à l'aide de programmes numériques aptes à représenter les écoulements mis en jeu afin d'obtenir le meilleur balayage volumétrique du réservoir par les fluides injectés (eau chaude, vapeur, CO₂, gaz, mousse, ...) jusqu'à la pénétration dans les drains. Les paramètres à prendre en compte sont en outre : l'épaisseur du réservoir, la viscosité de l'huile en place, l'angle des drains par rapport à l'horizontale, les points de sortie du réservoir de chaque drain, le débit d'injection, le nombre de drains, ...

[0079] Dans le cas où le fluide injecté est plus léger que l'huile en place, on profitera de l'effet de ségrégation par gravité, lequel permet d'obtenir une forme d'ombrelle pour l'interface entre l'agent de déplacement et l'effluent à produire. Au cours du temps, cette forme d'ombrelle se développera latéralement autour du puits central. Les paramètres énoncés ci-dessus pourront alors être calculés de telle sorte que la limite atteinte par l'ombrelle soit pratiquement parallèle aux drains subhorizontaux dans les plans respectifs de chacun d'eux. Ainsi, l'huile sera déplacée vers les drains de façon uniforme.

[0080] Dans la phase initiale de production, comme pour le système proposé antérieurement, il sera bon, dans le cas de réservoirs d'huiles lourdes, de procéder à une circulation continue de vapeur dans les drains pour améliorer l'écoulement des fluides par diminution de la viscosité.

[0081] Ainsi selon la présente variante, l'agent de déplacement ou agent déplaçant 115 est introduit dans la formation productrice 113 à partir de l'espace annulaire 116 délimité par le tubage 103 et le conduit 108 qui est situé dans ce tubage 103 en transitant par les perforations 111 pratiquées sur ce même tubage.

[0082] L'agent déplaçant va diffuser dans la formation productrice 113 en provoquant la migration de l'effluent pétrolier vers les drains collecteurs 106 qui sont perforés sur la portion de leur longueur située dans la formation productrice 113.

[0083] Le drain 106 collecte l'effluent pétrolier et le déverse dans la fosse 105 à partir de laquelle il est produit.

[0084] Bien entendu, pour une bonne efficacité de la méthode selon la présente invention, il est nécessaire de disposer plusieurs drains de collecte situés tout autour du puits central vertical.

[0085] Suivant encore une autre variante, où le puits central sert à injecter l'agent de déplacement (Fig. 8), ce puits central vertical 201 est foré jusqu'au mur 202 d'un réservoir 213, puis tubé et cimenté. Ainsi le tubage 203 empêche tout écoulement de fluides du réservoir dans le puits.

[0086] On entend par mur du réservoir la partie inférieure de la formation géologique contenant l'effluent pétrolier et par toit du réservoir la limite supérieure de cette formation géologique.

[0087] Le forage pourra alors être interrompu. S'il était poursuivi dans la couche 204 située sous le réservoir, ce prolongement serait avantageusement isolé du reste du trou à l'aide d'un bouchon étanche 207 interdisant le passage de tout produit vers le prolongement du puits, afin de réaliser un prolongement du puits destiné à un usage ultérieur.

[0088] Le prolongement du puits peut être envisagé notamment lorsqu'il existe plusieurs formations géologiques contenant un effluent à produire, séparées par des formations imperméables à cet effluent.

[0089] Selon le mode de réalisation représenté le système ou dispositif de collecte de l'effluent à produire est réalisé par le forage de drains subhorizontaux 206, depuis la surface jusqu'à la formation productrice 213, chacun de ces drains recoupant le mur 202 du réservoir en un point 10 distant du puits central et s'interrompent sensiblement au niveau de ce point.

[0090] L'injection du fluide destiné à mobiliser et à déplacer les fluides en place se fera dans le réservoir 213 par l'intermédiaire de perforations 211 réalisées de manière classique dans le tubage 203 du puits central 201. La communication pourra être améliorée par acidification et stimulation du réservoir au niveau des perforations. La cote de ces perforations 211 pourra être choisie après simulation à l'aide de programmes numériques aptes à représenter les écoulements mis en jeu afin d'obtenir le meilleur balayage volumétrique du réservoir par les fluides injectés (eau chaude, vapeur, CO₂, gaz, mousse, ...) jusqu'à la pénétration dans les drains 206. Les paramètres à prendre en compte sont en outre : l'épaisseur du réservoir, la viscosité de l'huile en place, l'angle des drains par rapport à l'horizontale, les points de sortie du réservoir de chaque drain, le débit d'injection, le nombre de drains,

[0091] Dans le cas où le fluide injecté est plus léger que l'huile en place, on profitera de l'effet de ségrégation par gravité lequel permet d'obtenir une forme d'ombrelle pour l'interface entre l'agent de déplacement et l'effluent à produire. Au cours du temps, cette forme d'ombrelle se développera latéralement autour du puits central. Les paramètres énoncés ci-dessus pourront alors être calculés de telle sorte que la limite atteinte par l'ombrelle soit pratiquement parallèle aux drains subhorizontaux dans les plans respectifs de chacun d'eux. Ainsi, l'huile sera déplacée vers les drains de façon uniforme.

[0092] Ainsi selon la présente variante l'agent déplaçant 215 est introduit dans la formation productrice 213 à partir du puits principal en transitant par les perforations 211 pratiquées sur ce même tubage.

[0093] L'agent déplaçant va diffuser dans la formation productrice 213 en provoquant la migration de l'effluent pétrolier vers les drains collecteurs 206 qui sont perforés sur la portion de leur longueur située dans la formation productrice 213.

[0094] Les drains 206 collectent l'effluent pétrolier qui est produit séparément à partir de chacun de ces drains vers la surface 209. La production se fait soit naturellement, soit à l'aide de pompes. Ces pompes peuvent être placées en surface ou à l'intérieur de certains au moins des drains subhorizontaux au niveau de la formation productrice.

[0095] Ainsi, selon la présente invention, l'effluent pétrolier est produit à partir de drains subhorizontaux entourant le puits principal. Ces drains s'interrompent avant de rencontrer l'axe du puits principal et à une certaine distance L de cet axe. La présente invention permet donc d'augmenter le volume exploité du réservoir.

[0096] Dans le cas de la figure les drains subhorizontaux s'interrompent sensiblement au niveau du mur 202, toutefois on ne sortirait pas du cadre de la présente invention si les drains s'interrompaient avant ou après ce mur.

Revendications

1. Méthode de production d'un effluent contenu dans une formation géologique formant un réservoir pour ledit effluent ou formation productrice, en utilisant un puits central, au moins un drain subhorizontal foré à partir de la surface ainsi qu'un agent déplaçant ou de déplacement, ladite formation géologique surmontant une autre formation géologique sensiblement imperméable audit effluent ou formation imperméable, l'interface entre lesdites formations géologiques étant qualifiée de mur dudit réservoir, ledit agent de déplacement provoquant la migration de l'effluent à produire, caractérisée en ce que l'on fore ledit drain au moins jusqu'à une profondeur proche du niveau dudit mur du réservoir, en ce que le point d'entrée dudit drain dans le mur ou l'extrémité dudit drain au-dessus du mur, est situé à une distance non nulle du puits central, en ce que l'on injecte dans ladite formation ledit agent de déplacement à partir dudit puits central et en ce que l'on draine ledit effluent au moyen dudit drain.

2. Méthode de production selon la revendication 1, caractérisée en ce que l'on utilise plusieurs drains subhorizontaux.

3. Méthode de production selon la revendication 2, caractérisée en ce que lesdits drains subhorizontaux entourent ledit puits central.

4. Méthode de production selon la revendication 3, caractérisée en ce que l'on draine ledit effluent à produire par lesdits drains subhorizontaux jusqu'à une partie du puits central inférieure audit mur du réservoir où ledit effluent transite et à partir de laquelle il est produit vers la surface.

5. Méthode de production selon l'une des revendications 1 à 3, caractérisée en ce que l'on achemine l'effluent à produire vers la surface par lesdits drains subhorizontaux.

6. Méthode de production d'un effluent pétrolier visqueux contenu dans une formation géologique formant un réservoir pour ledit effluent ou formation productrice, en utilisant un puits central, au moins un drain subhorizontal ainsi qu'un agent déplaçant ou de déplacement, ladite formation productrice surmontant une autre formation géologique sensiblement imperméable audit effluent ou formation imperméable, l'interface entre lesdites formations géologiques étant qualifiée de mur dudit réservoir, ledit agent de déplacement provoquant la migration de l'effluent à produire, suivant laquelle on utilise le puits central comme puits de production et suivant laquelle on injecte dans ladite formation productrice ledit agent de déplacement à partir dudit drain subhorizontal correspondant à un puits de stimulation de la production, ledit puits de stimulation est foré à partir de la surface, caractérisée en ce que ledit puits de stimulation atteint au moins une profondeur proche du niveau dudit mur du réservoir, en ce que le point d'entrée dudit puits de stimulation le mur ou l'extrémité dudit puits de stimulation au-dessus du mur, est situé à une distance non nulle du puits central et ledit puits de stimulation ayant au moins une portion subhorizontale dans ladite formation productrice.

7. Méthode selon la revendication 6, caractérisée en ce que ledit puits de stimulation rejoint une partie du puits central inférieure audit mur du réservoir.

8. Méthode selon la revendication 6 ou 7, caractérisée en ce que ledit puits de stimulation est perforé sur une portion de sa longueur, ladite portion correspondant sensiblement à la fraction dudit puits de stimulation traversant la formation productrice.

9. Méthode selon l'une des revendications 6 à 8, caractérisée en ce que l'on injecte dans ledit puits de stimulation un fluide adapté à diminuer la viscositè de l'effluent pétrolier à produire.

10. Méthode selon l'une des revendications 8 ou 9, caractérisée en ce que l'on place un bouchon dans ladite portion perforée dudit puits de stimulation.

11. Méthode selon l'une des revendications 7 à 10, caractérisée en ce que l'on place un bouchon dans ladite portion dudit puits de stimulation traversant ladite formation imperméable.

12. Méthode selon l'une des revendications 6 ou 7, caractérisée en ce que l'on place un bouchon sensiblement au niveau dudit mur du réservoir.

13. Méthode selon la revendication 6, caractérisée en ce que ledit puits de stimulation est interrompu dans la formation productrice.

14. Méthode selon l'une des revendications 6 à 13, caractérisée en ce que l'on utilise plusieurs puits de stimulation entourant le puits central.

15. Système de production d'un effluent contenu dans une formation géologique ou formation productrice comportant un puits central (101 ; 201) et des drains subhorizontaux (106 ; 206), ladite formation productrice surmontant une autre formation géologique sensiblement imperméable audit effluent ou formation imperméable, l'interface entre lesdites formations géologiques étant qualifiée de mur dudit réservoir, lesdits drains subhorizontaux forés à partir de la surface pénètrant dans ladite formation productrice, ledit puits central comportant une zone perforée (111 ; 211) au niveau de ladite formation productrice, un conduit d'injection reliant ladite zone perforée à une source d'injection (115 ; 215) d'un agent de délacement, caractérisé en ce que ledit conduit est adapté à injecter ledit agent à partir du puits central, en ce que lesdits drains sont forés au moins jusqu'à atteindre une profondeur proche du niveau dudit mur du réservoir et en ce que le point d'entrée dudit drain dans le mur ou l'extrémité dudit drain au-dessus du mur est situé à une distance non nulle du puits central.

16. Système de production selon la revendication 15, caractérisé en ce qu'un bouchon (107) isole la zone perforée d'une zone inférieure dudit puits central.

17. Système de production selon l'une des revendications 15 ou 16, caractérisé en ce que ledit puits central (101) comporte en outre une zone de transit (105) dont une partie au moins est située sous le niveau dudit mur du réservoir, en ce que ladite zone de transit est reliée à la surface par une conduite de production (108) et en ce que lesdits drains (106) rejoignent ladite zone de transit (113).

18. Système de production selon la revendication 17, caractérisé en ce que ladite conduite de production est un tube (108) traversant ledit bouchon (107) et en ce que ladite conduite d'injection est constituée par l'espace annulaire délimité par ledit puits central (101) et ledit tube de production.

19. système de production selon la revendication 18, caractérisé en ce que ledit tube (108) coulisse dans ledit bouchon.

20. Système de production selon l'une des revendications 18 ou 19, caractérisé en ce que ledit tube comporte une pompe (109).

21. Système de production selon l'une des revendications 17 à 20, caractérisé en ce que la zone de transit (105) possède une section droite plus grande que la section droite de la partie supérieure du puits central (101), formant ainsi une fosse de collecte (105) de l'effluent.

22. Système de production selon les revendications 15 ou 16, caractérisé en ce que certains des drains subhorizontaux comportent des équipements de production de l'effluent.

Claims

1. Method for the production of an effluent contained in a geological formation forming a reservoir for the said effluent or productive formation, by using a central well, at least one sub horizontal drain drilled from the surface, together with a displacing or displacement agent, the said geological formation overlying another geological formation substantially impermeable to the said effluent or impermeable formation, the interface between the said geological formations being considered the wall of the said reservoir, the said displacement agent causing the migration of the effluent to be produced, characterised in that the said drain is drilled at least to a depth close to the level of the said wall of the reservoir, in that the point of entry of the said drain into the wall or the end of the said drain above the wall, is situated at a significant distance from the central well, in that the said displacement agent is injected into the said formation from the said central well and in that the said effluent is drained by means of the said drain.

2. Method of production in accordance with claim 1, characterised in that several sub horizontal drains are used.

3. Method of production in accordance with claim 2, characterised in that the said sub horizontal drains surround the said central well.

4. Method of production in accordance with claim 3, characterised in that the said effluent to be produced is drained by the said sub horizontal drains to a part of the central well below the said wall of the reservoir where the said effluent is conveyed and from which it is directed towards the surface.

5. Method of production in accordance with one of claims 1 to 3, characterised in that the effluent to be produced is conveyed towards the surface by the said sub horizontal drains.

6. Method for the production of a viscous petroleum effluent contained in a geological formation forming a reservoir for the said effluent or productive formation, by using a central well, at least one subhorizontal drain, together with a displacing or displacement agent, the said productive formation overlying another geological formation substantially impermeable to the said effluent or impermeable formation, the interface between the said geological formations being considered the wall of the said reservoir, the said displacement agent causing the migration of the effluent to be produced, following which the central well is used as a production well and following which the said displacement agent is injected into the said productive formation from the said sub horizontal drain corresponding to a well for the stimulation of production, the said stimulation well being drilled from the surface, characterised in that the said stimulation well reaches at least a depth close to the level of the said wall of the reservoir, in that the point of entry of the said stimulation well into the wall or the end of the said stimulation well above the wall is situated at a significant distance from the central well, the said stimulation well having at least one sub horizontal portion in the said productive formation.

7. Method in accordance with claim 6, characterised in that the said stimulation well connects a lower part of the central well to the said wall of the reservoir.

8. Method in accordance with claim 6 or 7, characterised in that the said stimulation well is perforated over a portion of its length, the said portion corresponding substantially to the portion of the said stimulation well passing through the productive formation.

9. Method in accordance with one of claims 6 to 8, characterised in that a fluid is injected into the said stimulation well, this being designed to reduce the viscosity of the petroleum effluent to be produced.

10. Method in accordance with one of claims 8 or 9, characterised in that a plug is placed in the said perforated portion of the said stimulation well.

11. Method in accordance with one of claims 7 to 10, characterised in that a plug is placed in the said portion of the said stimulation well passing through the said impermeable formation.

12. Method in accordance with one of claims 6 or 7, characterised in that a plug is placed substantially at the level of the said wall of the reservoir.

13. Method in accordance with claim 6, characterised in that the said stimulation well is interrupted within the productive formation.

14. Method in accordance with one of claims 6 to 13, characterised in that several stimulation wells surrounding the central well are used.

15. System for the production of an effluent contained in a geological formation or productive formation comprising a central well (101, 201) and sub horizontal drains (106, 206), the said productive formation overlying another geological formation substantially impermeable to the said effluent or impermeable formation, the interface between the said geological formations being considered a wall of the said reservoir, the said sub horizontal drains drilled from the surface penetrating into the said productive formation, the said central well comprising a perforated zone (111, 211) at the level of the said productive formation, an injection pipe connecting the said perforated zone to a source of injection (115, 215) of a displacement agent, characterised in that the said pipe is designed to inject the said agent from the central well, in that the said drains are drilled at least to reach a depth close to the level of the said wall of the reservoir and in that the point of entry of the said drain into the wall or the end of the said drain above the wall is situated at a significant distance from the central well.

16. System of production in accordance with claim 15, characterised in that a plug (107) isolates the perforated zone from a lower zone of the said central well.

17. System of production in accordance with one of claims 15 or 16, characterised in that the said central well (101) also comprises a transit zone (105) where one part at least is situated below the level of the said wall of the reservoir, in that the said transit zone is connected to the surface by a pipe used for production (108) and in that the said drains (106) connect with the said transit zone (113).

18. System of production in accordance with claim 17, characterised in that the said production pipe comprises a pipe (108) passing through the said plug (107) and in that the said injection pipe comprises the annular space defined by the said central well (101) and the said production pipe.

19. System of production in accordance with claim 18, characterised in that the said pipe (108) slides within the said plug.

20. System of production in accordance with one of claims 18 or 19, characterised in that the said pipe includes a pump (109).

21. System of production in accordance with one of claims 17 to 20, characterised in that the transit zone (105) has a cross section which is larger than the cross section of the upper part of the central well (101), this therefore forming a pit (105) for collecting the effluent.

22. System of production in accordance with claims 15 or 16, characterised in that certain of the sub horizontal drains include equipment for the production of the effluent.

Ansprüche

1. Verfahren zur Produktion eines Ausstroms, der in einer ein Reservoir für diesen Ausstrom bildenden Formation oder in einer produzierenden Formation enthalten ist, unter Verwendung eines zentralen Bohrlochs, wenigstens einem subhorizontalen Drän, der ausgehend von der Oberfläche gebohrt ist, sowie einem verdrängenden Mittel oder Verdrängermittel, wobei die geologische Formation über einer anderen für diesen Abstrom im wesentlichen impermeablen Formation oder impermeablen Formation gelagert ist, wobei die Grenzfläche zwischen diesen geologischen Formationen als Sohle für diesen Speicher qualifiziert ist und daß Verdrängermittel die Wanderung des zu produzierenden Ausstroms hervorruft, dadurch gekennzeichnet, daß man diesen Drän wenigstens bis in eine Tiefe nahe dem Niveau dieser Sohle des Reservoirs bohrt, daß der Eintrittspunkt dieses Dräns in die Sohle oder das Ende dieses Dräns oberhalb der Sohle unter einer Entfernung ungleich Null vom zentralen Bohrloch sich befindet, daß man in diese Formation dieses Verdrängermittel, ausgehend von diesem zentralen Bohrloch, injiziert und daß man diesen Ausstrom vermittels dieses Dräns dräniert bzw. ablaufen läßt.

2. Produktionsverfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß man mehrere subhorizontale Dräns verwendet.

3. Produktionsverfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, daß diese subhorizontalen Dräns dieses zentrale Bohrloch umgeben.

4. Produktionsverfahren nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, daß man diesen zu produzierenden Ausstrom über diese subhorizontalen Dräns bis zu einem Teil des mittigen Bohrlochs unterhalb dieser Speichersohle dräniert, wo dieser Abstrom übergeht und von dem aus er gegen die Oberfläche produziert wird.

5. Produktionsverfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, daß man den zu produzierenden Ausstrom gegen die Oberfläche über diese subhorizontalen Dräns führt.

6. Produktionsverfahren eines erdviskosen in einer geologischen Formation enthaltenen Erdölabstroms, wobei diese geologische Formation einen Speicher für diesen Abstrom oder eine Produktionsformation bildet, unter Verwendung eines zentralen Bohrlochs, wenigstens einem subhorizontalen Drän sowie einem verdrängenden Mittel oder Verdrängermittel, wobei diese produzierende Formation über einer anderen geologischen im wesentlichen für diesen Austrom impermeablen Formation oder impermeablen Formation lagert, wobei die Grenzfläche zwischen diesen geologischen Formationen als Sohle für dieses Reservoir qualifiziert wird, wobei das Verdrängermittel die Wanderung des zu erzeugenden Ausstroms hervorruft, bei dem man das zentrale Bohrloch als Produktionsbohrloch verwendet und bei dem man in diese produzierende Formation dieses Verdrängermittel, ausgehend von diesem subhorizontalen Drän entsprechend einem Produktionsstimulationsbohrloch, injiziert, wobei das Stimulationsbohrloch ausgehend von der Oberfläche gebohrt wird, dadurch gekennzeichnet, daß dieses Stimulationsbohrloch wenigstens eine Tiefe benachbart dem Niveau dieser Reservoirsohle erreicht, daß die Eintrittsstelle dieses Stimulationsbohrlochs, die Sohle oder das Ende dieses Stimulationsbohrlochs oberhalb der Sohle, sich unter einer Entfernung ungleich Null vom zentralen Bohrloch befindet und dieses Stimulationsbohrloch wenigstens einen subhorizontalen Teil in dieser Produktionsformation hat.

7. Verfahren nach Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet, daß dieses Stimulationsbohrloch sich wieder mit einem Teil des zentralen Bohrlochs unterhalb dieser Sohle des Speichers verbindet.

8. Verfahren nach Anspruch 6 oder 7, dadurch gekennzeichnet, daß dieses Stimulationsbohrloch auf einem Teil seiner Länge perforiert ist, wobei dieser Teil im wesentlichen dem Abschnitt dieses Stimulationsbohrlochs, das diese Produktionsformation durchsetzt, entspricht.

9. Verfahren nach einem der Ansprüche 6 bis 8, dadurch gekennzeichnet, daß man in dieses Stimulationsbohrloch ein Fluid injiziert, das geeignet ist, die Viskosität des zu erzeugenden Erdölausstroms zu vermindern.

10. Verfahren nach einem der Ansprüche 8 oder 9, dadurch gekennzeichnet, daß man einen Stopfen in diesen perforierten Teil dieses Stimulationsbohrlochs einsetzt.

11. Verfahren nach einem der Ansprüche 7 bis 10, dadurch gekennzeichnet, daß man einen Stopfen in diesen Teil dieses diese impermeable Formation durchsetzenden Stimulationsbohrlochs einsetzt.

12. Verfahren nach einem der Ansprüche 6 oder 7, dadurch gekennzeichnet, daß man einen Stopfen im wesentlichen in Höhe der Sohle dieses Reservoirs einsetzt.

13. Verfahren nach Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet, daß dieses Stimulationsbohrloch in der Produktionsformation unterbrochen ist.

14. Verfahren nach einem der Ansprüche 6 bis 13, dadurch gekennzeichnet, daß man mehrere dieses zentrale Bohrloch umschließende Stimulationsbohrlöcher verwendet.

15. System zur Produktion eines in einer geologischen Formation oder Produktionsformation enthaltenden Ausstroms, ein zentrales Bohrloch (101; 201) und subhorizontale Dräns (106; 206) umfassend, wobei die Produktionsformation eine andere im wesentlichen für diesen Ausstrom impermeable Formation oder impermeable Formation überlagert, wobei die Grenzfläche zwischen diesen geologischen Formationen als Sohle für diesen Speicher qualifiziert ist, wobei die subhorizontalen Dräns von der Oberfläche aus unter Eindringen in diese Produktionsformation gebohrt sind, dieses zentrale Bohrloch eine perforierte Zone (111; 211) in Höhe dieser Produktionsformation umfaßt, eine Injektionsleitung diese perforierte Zone mit einer Injektionsquelle (115; 215) für ein Verdrängermittel verbindet, dadurch gekennzeichnet, daß diese Leitung so ausgelegt ist, daß sie dieses Mittel ausgehend vom zentralen Bohrloch einspritzt, daß diese Dräns gebohrt sind wenigstens bis eine Tiefe nahe dem Niveau dieser Sohle des Reservoirs erreicht ist und daß die Eintrittsstelle dieses Dräns in die Sohle oder das Ende dieses Dräns oberhalb der Sohle sich unter einer Entfernung ungleich Null vom zentralen Bohrloch befindet.

16. Produktionssystem nach Anspruch 15, dadurch gekennzeichnet, daß ein Stopfen (107) die perforierte Zone von einer unteren Zone dieses zentralen Bohrlochs isoliert.

17. Produktionssystem nach einem der Ansprüche 15 oder 16, dadurch gekennzeichnet, daß dieses zentrale Bohrloch (101) im übrigen eine Übergangszone (105) umfaßt, von der wenigstens ein Teil unterhalb des Niveaus dieser Sohle des Speichers sich befindet, daß diese Übergangszone mit der Oberfläche über eine Produktionsleitung (108) verbunden ist und daß diese Dräns (106) mit dieser Übergangszone (113) wieder verbunden sind.

18. Produktionssystem nach Anspruch 17, dadurch gekennzeichnet, daß diese Produktionsleitung ein diesen Stopfen (107) durchsetzendes Rohr (108) ist und daß diese Injektionsleitung gebildet wird durch den Ringraum, der durch dieses zentrale Bohrloch (101) und dieses Produktionsrohr begrenzt ist.

19. Produktionssystem nach Anspruch 18, dadurch gekennzeichnet, daß das Rohr (108) in diesem Stopfen gleitet.

20. Produktionssystem nach einem der Ansprüche 18 oder 19, dadurch gekennzeichnet, daß dieses Rohr eine Pumpe (109) umfaßt.

21. Produktionssystem nach einem der Ansprüche 17 bis 20, dadurch gekennzeichnet, daß die Übergangszone (105) einen geraden Abschnitt besitzt, der größer als der gerade Abschnitt des oberen Teils des zentralen Bohrlochs (101) ist und so einen Sammelgraben (105) für den Ausstrom bildet.

22. Produktionssystem nach den Ansprüchen 15 oder 16, dadurch gekennzeichnet, daß gewisse der subhorizontalen Dräns Produktionsausrüstungen für den Ausstrom umfassen.

Dessins