CA2239759C - Procede de recuperation assistee de fluides petroliers dans un gisement souterrain - Google Patents
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Abstract
Procédé (de type WAG) de récupération assistée d'huile dans un gisement souterrain par des injections sous pression, par un ou plusieurs puits, alternativement de bouchons de fluides et de bouchons de gaz et la récupération, par un ou plusieurs puits de production, de fluides pétroliers déplacés parle fluide mouillant et les gaz injectés. - Le procédé comporte essentiellement la dissolution d'un gaz sous pression dans le liquide de certains bouchons et, après l'injection, le relâchement de la pression régnant dans le gisement, de manière à générer des bulles de gaz par nucléation dans les plus petits, ce qui a pour effet de chasser l'huile des zones moins perméables ve rs les zones plus perméables (avec de gros pores ou présentant des fissures) où l'huile e st balayée par les bouchons de gaz injectés ultérieurement. La mise en oeuvre du procédé augmente de façon considérable le taux de récupération d'huile que l'on atteint habituellement avec les procédés de type WAG. - Application à la récupération d'hydrocarbures dans les gisements.
Description
PROCÉDÉ DE RÉCUPÉRATION ASSISTÉE DE FLUIDES
PÉTROLIERS DANS UN GISEMENT SOUTERRAIN
La présente invention concerne une méthode de récupération assistée de fluides péti-oliei-s dans un gisement souterrain permettant d'accroître l'ePlïcacité
du balayage et plus particulièrement d'améliorer une technique cle récupération.
Pour mieux déplacer les fluides pétroliers vers les puits de production, on peut recourir à des méthodes de récupération de type primaire ou secondaire bien connues des spécialistes. La réeupération est clite cle type primaire quancl on utilise l'énergie in situ. La détente des fluides initialement sous pression élevée dans le gisement permet de récupérer une partie du pétrole en place. Au cours de cette phase, la pi-ession dans le gisement peut descendre au-dessous du point cle bulle et une phase gazeuse apparaît, qui contribue à
augmenter le taux de récupération.
Pour éviter une baisse trop importante de la pression clans le gisement, on a plutôt recours à des méthodes de récupération de type secondaire. Le principe consiste à cléplacer les fluides pétroliers par un apport d'énergie extérieure au gisement. Des fluides sont injectés dans le gisement par un ou plusieurs puits d'injection et les fluides pétroliers déplacés (ci-après désignés par "huile") sont récupérés par des puits de production.
L'eau peut être utilisée comme fluide de déplacement mais son efficacité est limitée.
Une grande partie de l'huile reste en place du fait notamment que sa viscosité
est souvent bien plus forte que celle de l'eau. L'huile en outre reste souvent piégée par les rétrécissements des pores en raison de la tension interfaciale importante entre elle et l'eau.
Comme le gisement est souvent hétérogène, l'eau balaie facilement les zones les plus perniéables, en contournant les autres, d'où une perte importante (le récuPération.
Il est connu aussi cl'injecter du gaz sous pression qui pénètre dans les pores des roches et déplace une quantité importante du pétrole en place. Même si de l'eau a d'abord été injectée dans le gisement, comme cela arrive souvent, le gaz a la pi-opriété bien conntie de déplacer une quantité supplémentaire non négligeable de pétrole.
la L'inconvénient notable cle cette technique de récupération au gaz, c'est qu'il est beaucoup moins visqueux que le pétrole qu'il doit déplacei- et aussi que l'eau éventuelletnent en place. A cause de sa grande mobilité, le gaz traverse le gisement en n'utilisant que
PÉTROLIERS DANS UN GISEMENT SOUTERRAIN
La présente invention concerne une méthode de récupération assistée de fluides péti-oliei-s dans un gisement souterrain permettant d'accroître l'ePlïcacité
du balayage et plus particulièrement d'améliorer une technique cle récupération.
Pour mieux déplacer les fluides pétroliers vers les puits de production, on peut recourir à des méthodes de récupération de type primaire ou secondaire bien connues des spécialistes. La réeupération est clite cle type primaire quancl on utilise l'énergie in situ. La détente des fluides initialement sous pression élevée dans le gisement permet de récupérer une partie du pétrole en place. Au cours de cette phase, la pi-ession dans le gisement peut descendre au-dessous du point cle bulle et une phase gazeuse apparaît, qui contribue à
augmenter le taux de récupération.
Pour éviter une baisse trop importante de la pression clans le gisement, on a plutôt recours à des méthodes de récupération de type secondaire. Le principe consiste à cléplacer les fluides pétroliers par un apport d'énergie extérieure au gisement. Des fluides sont injectés dans le gisement par un ou plusieurs puits d'injection et les fluides pétroliers déplacés (ci-après désignés par "huile") sont récupérés par des puits de production.
L'eau peut être utilisée comme fluide de déplacement mais son efficacité est limitée.
Une grande partie de l'huile reste en place du fait notamment que sa viscosité
est souvent bien plus forte que celle de l'eau. L'huile en outre reste souvent piégée par les rétrécissements des pores en raison de la tension interfaciale importante entre elle et l'eau.
Comme le gisement est souvent hétérogène, l'eau balaie facilement les zones les plus perniéables, en contournant les autres, d'où une perte importante (le récuPération.
Il est connu aussi cl'injecter du gaz sous pression qui pénètre dans les pores des roches et déplace une quantité importante du pétrole en place. Même si de l'eau a d'abord été injectée dans le gisement, comme cela arrive souvent, le gaz a la pi-opriété bien conntie de déplacer une quantité supplémentaire non négligeable de pétrole.
la L'inconvénient notable cle cette technique de récupération au gaz, c'est qu'il est beaucoup moins visqueux que le pétrole qu'il doit déplacei- et aussi que l'eau éventuelletnent en place. A cause de sa grande mobilité, le gaz traverse le gisement en n'utilisant que
2 quelques chenaux les plus perméables atteignant le/les puits de production sans avoir déplacé une importante quantité d'huile.
Si le gisement n'est pas homogène, mais comporte des couches ou des noyaux de perméabilités différentes, cet effet est encore accentué et le gaz contournant les endroits les moins perméables arrive encore plus vite aux puits de production. Quand le gaz perce ainsi précocement sans avoir l'effet de déplacement attendu, il perd toute efficacité. Poursuivre l'injection n'a plus alors d'effet pratique.
Il est connu également de combiner les deux techniques suivant une méthode dite de WAG. On injecte successivement de l'eau et du gaz, et on répète cette séquence en alternant les bouchons d'eau et les bouchons de gaz et ceci aussi longtemps que l'on produit du pétrole dans de bonnes conditions économiques. Cette méthode d'injection combinée donne de meilleurs résultats car le gaz de chaque bouchon, plus efficace que l'eau au niveau des pores, voit sa mobilité relativement i-éduite par la présence du bouchon d'eau qui le précède.
Mais le voltime réduit des bouchons devant le chemin qu'ils doivent parcourir entre les puits d'injection et de production, et l'hétérogénéité du gisement font que l'efficacité du balayage macroscopique ne dure pas longtemps. Des agents tensio-actifs peuvent être ajoutés à l'eau pour abaisser la tension interfaciale eau-huile, et améliorer l'efficacité de ces injections combinées. La mousse qui se forme en présence du gaz, a pour effet de réduire la mobilité
du gaz et les digitations. Une telle méthode avec bouchons alternés est décrite par exemple par le brevet US N 5 465 790.
Par le brevet FR 2 735 524 du demandeur, on connaît une méthode permettant de déplacer des fluides pétroliers hors d'un gisement souterrain au moyen d'injections successives, par un ou plusieurs puits d'injection, de bouchons d'un fluide mouillant tel que de l'eau, et de bouchons de gaz, et la récupération, par un ou plusieurs puits de production, des fluides pétroliers déplacés par le fluide mouillant et le gaz injectés.
Cette méthode consiste essentiellement à additionner dans au moins un bouchon du liquide mouillant injecté, une quantité de substances propre à rendre négatif le coefficient d'étalement. On utilise notamment de l'alcool dans la proportion de l à 5% en poids par exemple. Il peut s'agir par exemple d'un alcool de faible poids moléculaire de la classe de l'alcool isobutylique ou isoamylique. On peut utiliser aussi des composés polaires légers tels que des amines, des produits fluorés ou des acides légers.
Si le gisement n'est pas homogène, mais comporte des couches ou des noyaux de perméabilités différentes, cet effet est encore accentué et le gaz contournant les endroits les moins perméables arrive encore plus vite aux puits de production. Quand le gaz perce ainsi précocement sans avoir l'effet de déplacement attendu, il perd toute efficacité. Poursuivre l'injection n'a plus alors d'effet pratique.
Il est connu également de combiner les deux techniques suivant une méthode dite de WAG. On injecte successivement de l'eau et du gaz, et on répète cette séquence en alternant les bouchons d'eau et les bouchons de gaz et ceci aussi longtemps que l'on produit du pétrole dans de bonnes conditions économiques. Cette méthode d'injection combinée donne de meilleurs résultats car le gaz de chaque bouchon, plus efficace que l'eau au niveau des pores, voit sa mobilité relativement i-éduite par la présence du bouchon d'eau qui le précède.
Mais le voltime réduit des bouchons devant le chemin qu'ils doivent parcourir entre les puits d'injection et de production, et l'hétérogénéité du gisement font que l'efficacité du balayage macroscopique ne dure pas longtemps. Des agents tensio-actifs peuvent être ajoutés à l'eau pour abaisser la tension interfaciale eau-huile, et améliorer l'efficacité de ces injections combinées. La mousse qui se forme en présence du gaz, a pour effet de réduire la mobilité
du gaz et les digitations. Une telle méthode avec bouchons alternés est décrite par exemple par le brevet US N 5 465 790.
Par le brevet FR 2 735 524 du demandeur, on connaît une méthode permettant de déplacer des fluides pétroliers hors d'un gisement souterrain au moyen d'injections successives, par un ou plusieurs puits d'injection, de bouchons d'un fluide mouillant tel que de l'eau, et de bouchons de gaz, et la récupération, par un ou plusieurs puits de production, des fluides pétroliers déplacés par le fluide mouillant et le gaz injectés.
Cette méthode consiste essentiellement à additionner dans au moins un bouchon du liquide mouillant injecté, une quantité de substances propre à rendre négatif le coefficient d'étalement. On utilise notamment de l'alcool dans la proportion de l à 5% en poids par exemple. Il peut s'agir par exemple d'un alcool de faible poids moléculaire de la classe de l'alcool isobutylique ou isoamylique. On peut utiliser aussi des composés polaires légers tels que des amines, des produits fluorés ou des acides légers.
3 Le procédé selon la présente invention permet de déplacer des fluides pétroliers retenus dans les pores d'un gisement souterrain poreux. Il comporte une étape d'injection sous pression par un ou plusieurs puits d'injection successivement, de bouchons de fluides destinés à déplacer les hydrocarbures dans les roches-réservoirs, et une étape de récupération, par un ou plusieurs puits de production, des hydrocarbures déplacés.
Il est caractérisé en ce que l'étape d'injection comporte l'injection successive de bouchons du liquide mouillant que l'on a saturés avec un gaz sous pression soluble dans le dit liquide mouillant et de bouchons gazeux destinés à balayer les zones plus perméables, et l'étape de production comporte le relâchement de la pression régnant dans le gisement, de manière à générer in situ des bulles de gaz par nucléation dans les pores des zones moins perméables (partie de la matrice comportant les pores les plus petits) et en chasser les hydrocarbures vers les zones plus perméables où ils sont déplacés par les bouchons de gaz.
A la détente, une partie du gaz dissous est libéré sous la forme de bulles préférentiellement sur les éléments de surface irréguliers et donc sur les parois des pores.
L'effet de nucléation est plus marqué là où la densité de parois de pores par unité de volume est la plus grande c'est-à-dire dans les zones de plus faible perméabilité avec des pores plus petits d'où l'huile est la plus difficile à chasser. Le balayage très efficace que provoque cette nucléation dans les zones les moins accessibles du gisement, permet d'améliorer grandement le taux de récupération d'huile.
On a donc une opération de balayage en deux temps. Dans un premier temps, par relâchement de la pression du gaz dissous dans les bouchons d'eau et nucléation, on chasse l'huile des pores les moins perméables vers les zones plus perméables, et dans un temps ultérieur, on utilise le gaz des bouchons de gaz suivants dont la fonction est précisément de balayer les zones les plus perméables, pour déplacer cette huile récupérée dans le premier temps vers le puits productetir.
Le fluide mouillant est par exemple de l'eau, au moins un bouchon de l'eau injectée étant saturé avec du dioxyde de carbone sous pression par exemple oti de l'hydrogène sulfuré.
Il est caractérisé en ce que l'étape d'injection comporte l'injection successive de bouchons du liquide mouillant que l'on a saturés avec un gaz sous pression soluble dans le dit liquide mouillant et de bouchons gazeux destinés à balayer les zones plus perméables, et l'étape de production comporte le relâchement de la pression régnant dans le gisement, de manière à générer in situ des bulles de gaz par nucléation dans les pores des zones moins perméables (partie de la matrice comportant les pores les plus petits) et en chasser les hydrocarbures vers les zones plus perméables où ils sont déplacés par les bouchons de gaz.
A la détente, une partie du gaz dissous est libéré sous la forme de bulles préférentiellement sur les éléments de surface irréguliers et donc sur les parois des pores.
L'effet de nucléation est plus marqué là où la densité de parois de pores par unité de volume est la plus grande c'est-à-dire dans les zones de plus faible perméabilité avec des pores plus petits d'où l'huile est la plus difficile à chasser. Le balayage très efficace que provoque cette nucléation dans les zones les moins accessibles du gisement, permet d'améliorer grandement le taux de récupération d'huile.
On a donc une opération de balayage en deux temps. Dans un premier temps, par relâchement de la pression du gaz dissous dans les bouchons d'eau et nucléation, on chasse l'huile des pores les moins perméables vers les zones plus perméables, et dans un temps ultérieur, on utilise le gaz des bouchons de gaz suivants dont la fonction est précisément de balayer les zones les plus perméables, pour déplacer cette huile récupérée dans le premier temps vers le puits productetir.
Le fluide mouillant est par exemple de l'eau, au moins un bouchon de l'eau injectée étant saturé avec du dioxyde de carbone sous pression par exemple oti de l'hydrogène sulfuré.
4 Suivant un mode de mise en oeuvre, au moins un des bouchons de liquide mouillant injecté durant l'étape d'injection peut comporter de l'eau additionnée d'une substance propre à rendre négatif le coefficient d'étalement des gouttes d'hydrocarbures et par exemple de l'alcool. On peut ainsi faire alterner les bouchons de liquide mouillant, les uns saturés de gaz sous pression, d'autres additionnés de la dite substance, d'autres encore sans aucun additif.
Suivant un autre mode de mise en oeuvre, l'un au moins des bouchons de liquide mouillant injecté durant l'étape d'injection comporte de l'eau additionnée d'agents moussants ou de tensio-actifs, de façon que le relâchement de la pression dans le gisement engendre la formation in situ de mousses ce qui simplifie beaucoup la mise en oeuvre de ce type de balayage.
Des essais comparatifs en laboratoire stir un modèle physique de roche hétérogène imprégnée d'huile, ont montré que le taux de récupération obtenu par application du procédé selon l'invention pouvait atteindre près de 20%, alors qu'un procédé
classique de type WAG, ne conduit au mieux qu'à un taux de récupération de 8 à 9%.
D'autres caractéristiques et avantages du procédé selon l'invention, apparaîtront à la lecture des résultats expérimentaux ci-après.
On a utilisé pour tester la validité du procédé le modèle physique qui a été
réalisé
pour modéliser un milieu hétérogène et qui est décrit dans la demande de brevet FR 2 748 471 du demandeur. Il comporte un bloc inhomogène obtenu en juxtaposant dans un récipient par exemple au moins deux volumes de matériaux de porosités et de températures de fusion différentes, et en plaçant le récipient dans un four dont la température est programmée pour s'élever progressivement jusqu'à une température suffisante pour le ramollissement du matériau poreux de plus faible température de fusion pendant un premier intervalle de temps, s'y stabiliser durant un deuxième intervalle temps défini et décroître plus lentement jusqu'à la température ambiante, durant un troisième intei-valle de temps. Le matériau poreux qui s'est ramolli constitue un moyen de collage des matériaux empêchant la formation par exemple d'une quelconque lame d'air qui constituerait un passage préférentiel pour les fluides, en évitant la ci-éation d'une interzone foi-niant une barrière capillaire.
Pour constituer un tel bloc, on peut utiliser une juxtaposition d'un matériau poreux naturel tel que du grès notamment avec une perméabilité de l'oi-dr=e de 70rnD
par exemple, et d'un matériau composite tel que du verre en poudre par exemple.
Le modèle physique constitué se présente sous la forme d'un barreau de longueur L
Suivant un autre mode de mise en oeuvre, l'un au moins des bouchons de liquide mouillant injecté durant l'étape d'injection comporte de l'eau additionnée d'agents moussants ou de tensio-actifs, de façon que le relâchement de la pression dans le gisement engendre la formation in situ de mousses ce qui simplifie beaucoup la mise en oeuvre de ce type de balayage.
Des essais comparatifs en laboratoire stir un modèle physique de roche hétérogène imprégnée d'huile, ont montré que le taux de récupération obtenu par application du procédé selon l'invention pouvait atteindre près de 20%, alors qu'un procédé
classique de type WAG, ne conduit au mieux qu'à un taux de récupération de 8 à 9%.
D'autres caractéristiques et avantages du procédé selon l'invention, apparaîtront à la lecture des résultats expérimentaux ci-après.
On a utilisé pour tester la validité du procédé le modèle physique qui a été
réalisé
pour modéliser un milieu hétérogène et qui est décrit dans la demande de brevet FR 2 748 471 du demandeur. Il comporte un bloc inhomogène obtenu en juxtaposant dans un récipient par exemple au moins deux volumes de matériaux de porosités et de températures de fusion différentes, et en plaçant le récipient dans un four dont la température est programmée pour s'élever progressivement jusqu'à une température suffisante pour le ramollissement du matériau poreux de plus faible température de fusion pendant un premier intervalle de temps, s'y stabiliser durant un deuxième intervalle temps défini et décroître plus lentement jusqu'à la température ambiante, durant un troisième intei-valle de temps. Le matériau poreux qui s'est ramolli constitue un moyen de collage des matériaux empêchant la formation par exemple d'une quelconque lame d'air qui constituerait un passage préférentiel pour les fluides, en évitant la ci-éation d'une interzone foi-niant une barrière capillaire.
Pour constituer un tel bloc, on peut utiliser une juxtaposition d'un matériau poreux naturel tel que du grès notamment avec une perméabilité de l'oi-dr=e de 70rnD
par exemple, et d'un matériau composite tel que du verre en poudre par exemple.
Le modèle physique constitué se présente sous la forme d'un barreau de longueur L
5 = 21,2 cm et de section S = 19,6 cm', dont le volume des pores est de 1 10 cm3. Le barreau est pourvu à ses deux extrémités opposées de deux embouts que l'on a relié
classiquement à
des circuits d'injection et de drainage d'eau et d'huile.
On a préparé le barreau par les opérations suivantes pour l'aniener successivement dans un état de saturation en eau irréductible Swi et de saturation résiduelle en huile Sor.
Mise en Swi VOLUME D'HUILE INJECTEE VOLU~/IE D'EAU PRESSION D'INJECTION
RECUPERE
100 cm3/h 75 cm3 22 kPa 200 cm3/h 82 cm3 28 kPa 300 cm3/h 85 cm3 35 kPa 400 cm3/h 88 cm3 40 kPa Volume d'huile en place = 88 cm3 =* Swi =(110 - 88)/1 10 = 20~Io Mise en Sor VOLUME D'EAU INJECTEE VOLUME D'HUILE PRESSION
RECUPEREE D'INJECTION
200 cm3/h 64 cm3 24 kPa 400 cm3/h 65 cm3 54 kPa
classiquement à
des circuits d'injection et de drainage d'eau et d'huile.
On a préparé le barreau par les opérations suivantes pour l'aniener successivement dans un état de saturation en eau irréductible Swi et de saturation résiduelle en huile Sor.
Mise en Swi VOLUME D'HUILE INJECTEE VOLU~/IE D'EAU PRESSION D'INJECTION
RECUPERE
100 cm3/h 75 cm3 22 kPa 200 cm3/h 82 cm3 28 kPa 300 cm3/h 85 cm3 35 kPa 400 cm3/h 88 cm3 40 kPa Volume d'huile en place = 88 cm3 =* Swi =(110 - 88)/1 10 = 20~Io Mise en Sor VOLUME D'EAU INJECTEE VOLUME D'HUILE PRESSION
RECUPEREE D'INJECTION
200 cm3/h 64 cm3 24 kPa 400 cm3/h 65 cm3 54 kPa
6 volume mort Vm = 2 cm3 =* Sor =(88-67)/l 10 = 21/110 = 19 %
On a procédé à une nléthode classique dite de WAG avec injection alternée dans le modèle de bouchons d'eau et de gaz de 10 cm3 à la pression d'injection et avec les débits indiqués, les résultats de récupération de l'huile étant consignés dans le tableau ci-dessous:
Bouchon eau Bouchon gaz Récup/h Pression d'injection 100 cm3/h 50 cm3/h en cm3 en kPa l 0 14 6 percée du gaz 26
On a procédé à une nléthode classique dite de WAG avec injection alternée dans le modèle de bouchons d'eau et de gaz de 10 cm3 à la pression d'injection et avec les débits indiqués, les résultats de récupération de l'huile étant consignés dans le tableau ci-dessous:
Bouchon eau Bouchon gaz Récup/h Pression d'injection 100 cm3/h 50 cm3/h en cm3 en kPa l 0 14 6 percée du gaz 26
7 0.5 30
8 0.6 28
9 0.8 34 ~fr 0.8 33 1 l 0.8 32 12 1.2 28 13 1.2 32 14 1.2 32 1.2 33 16 1.4 30 17 1.8 36 Résultats :% de récupération d'huile en place 1,8/21 ~ 100 = 8,5 %
La méthode selon l'invention a ensuite été mise en oeuvre de la manière suivante:
Préparation de l'eau saturée avec du gaz à une pression P sat = 150 kPa.
Injection de cette eau à faible débit dans le modèle : 1 Vp en 6 heures environ - avec P,nfe1 = 150 kPa, P
La méthode selon l'invention a ensuite été mise en oeuvre de la manière suivante:
Préparation de l'eau saturée avec du gaz à une pression P sat = 150 kPa.
Injection de cette eau à faible débit dans le modèle : 1 Vp en 6 heures environ - avec P,nfe1 = 150 kPa, P
10 sortie = 135 kPa - Détente brusque à la pression atmosphérique, nucléation à l'intérieur du milieu poreux pendant 16 heures. Envoi d'un bouchon d'eau à 100 cm3/h récupération de 2 cm3 d'huile supplémentaire soit 2/21 ou, en pourcentage, 9,5 % du Sor ou 10,5 % du gain après récupération ternaire, ce qui représente une amélioration considérable par rapport à ce qui peut apporter une méthode classique.
Une nouvelle injection d'un bouchon d'eau saturée de dioxyde de carbone suivie d'un bouchon d'eau, a permis de porter la récupération d'huile en place (Sor) à
12,5 % soit encore une augmentation de 3 %.
Suivant un autre mode de mise en oeuvre, on ajoute à des bouchons d'eau injectés des agents moussants ou des tensio-actifs. La chute de pression provoquée après l'injection, a pour effet de faire mousser ou émulsionner ces additifs, ce qui permet de simplifier grandement les problèmes que posent généralement l'injection de ces additifs.
Suivant un autre mode de réalisation, on peut combiner les effet propres à la méthode selon l'invention avec ceux décrits dans le brevet FR 2 735 524 précité c'est-à-dire la formation de ménisques résultant de l'addition à l'eau de substances telles que de l'alcool qui modifient le coefficient d'étalement.
Dans les exemples précédents, on a choisi le dioxyde de carbone pour saturer certains au moins des bouchons d'eau, ceci en raison du faible coût de ce gaz.
On ne sortirait pas cependant du cadre de la méthode en utilisant d'autres gaz présentant de façon plus marquée que le dioxyde de carbone la particularité d'être soluble dans le liquide mouillant tel que par exemple l'hydrogène sulfuré.
Une nouvelle injection d'un bouchon d'eau saturée de dioxyde de carbone suivie d'un bouchon d'eau, a permis de porter la récupération d'huile en place (Sor) à
12,5 % soit encore une augmentation de 3 %.
Suivant un autre mode de mise en oeuvre, on ajoute à des bouchons d'eau injectés des agents moussants ou des tensio-actifs. La chute de pression provoquée après l'injection, a pour effet de faire mousser ou émulsionner ces additifs, ce qui permet de simplifier grandement les problèmes que posent généralement l'injection de ces additifs.
Suivant un autre mode de réalisation, on peut combiner les effet propres à la méthode selon l'invention avec ceux décrits dans le brevet FR 2 735 524 précité c'est-à-dire la formation de ménisques résultant de l'addition à l'eau de substances telles que de l'alcool qui modifient le coefficient d'étalement.
Dans les exemples précédents, on a choisi le dioxyde de carbone pour saturer certains au moins des bouchons d'eau, ceci en raison du faible coût de ce gaz.
On ne sortirait pas cependant du cadre de la méthode en utilisant d'autres gaz présentant de façon plus marquée que le dioxyde de carbone la particularité d'être soluble dans le liquide mouillant tel que par exemple l'hydrogène sulfuré.
Claims (7)
1. Procédé pour déplacer des hydrocarbures retenus dans les pores des roches-réservoirs d'un gisement souterrain comportant une étape d'injection sous pression par un ou plusieurs puits d'injection successivement, de bouchons de fluides destinés à déplacer les hydrocarbures dans les roches-réservoirs, et une étape de récupération, par un ou plusieurs puits de production, des hydrocarbures déplacés, caractérisé en ce que l'étape d'injection comporte l'injection successive de bouchons du liquide mouillant que l'on a saturés avec un gaz sous pression soluble dans ledit liquide mouillant et de bouchons gazeux destinés à balayer les zones plus perméables, et l'étape de production comporte le relâchement de la pression régnant dans le gisement, de manière à générer in situ des bulles de gaz par nucléation dans les pores des zones moins perméables et en chasser les hydrocarbures vers les zones plus perméables où ils sont balayés par les bouchons de gaz.
2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le fluide mouillant est de l'eau, au moins un bouchon d'eau injectée étant saturé avec du dioxyde de carbone sous pression.
3. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le fluide mouillant est de l'eau, au moins un bouchon d'eau injectée étant saturé avec de l'hydrogène sulfuré.
4. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 3, caractérisé en ce que l'un au moins des bouchons de liquide mouillant injecté
durant l'étape d'injection comporte de l'eau additionnée d'une substance propre à rendre négatif le coefficient d'étalement des gouttes d'hydrocarbures.
durant l'étape d'injection comporte de l'eau additionnée d'une substance propre à rendre négatif le coefficient d'étalement des gouttes d'hydrocarbures.
5. Procédé selon la revendication 4, caractérisé en ce que ladite substance propre à rendre négatif le coefficient d'étalement des gouttes d'hydrocarbures est de l'alcool.
6. Procédé selon la revendication 4 ou 5, caractérisé en ce que l'un au moins des bouchons de liquide mouillant injecté durant l'étape d'injection comporte de l'eau sans additif.
7. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 6, caractérisé en ce que l'un au moins des bouchons de liquide mouillant injecté
durant l'étape d'injection comporte de l'eau additionnée d'agents moussants ou de tensio-actifs, de façon que le relâchement de la pression dans le gisement engendre la formation in situ de mousses ou d'émulsions.
durant l'étape d'injection comporte de l'eau additionnée d'agents moussants ou de tensio-actifs, de façon que le relâchement de la pression dans le gisement engendre la formation in situ de mousses ou d'émulsions.
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