EP0886035A2 - Procédé de récupération assistée de fluids pétroliers dans un gisement souterrain - Google Patents

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EP0886035A2 EP98401342A EP98401342A EP0886035A2 EP 0886035 A2 EP0886035 A2 EP 0886035A2 EP 98401342 A EP98401342 A EP 98401342A EP 98401342 A EP98401342 A EP 98401342A EP 0886035 A2 EP0886035 A2 EP 0886035A2
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Jean-Claude Moulu
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    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water

Definitions

  • the present invention relates to an enhanced recovery method for petroleum fluids in an underground deposit making it possible to increase the efficiency of scanning and more particularly to improve a recovery technique.
  • Recovery is said to be of primary type when using energy in if you.
  • the expansion of the fluids initially under high pressure in the deposit allows to recover part of the oil in place. During this phase, the pressure in the deposit can drop below the bubble point and a gas phase appears, which helps increase the recovery rate.
  • the principle consists in displacing petroleum fluids by an external energy supply to the deposit. Fluids are injected into the deposit through one or more wells injection and the displaced petroleum fluids (hereinafter referred to as "oil") are recovered by production wells.
  • Water can be used as a displacement fluid but its efficiency is limited. A large part of the oil remains in place, in particular because its viscosity is often much stronger than that of water. The oil also often remains trapped by narrowing of the pores due to the high interfacial tension between them and water. As the deposit is often heterogeneous, the water easily sweeps the areas the most permeable, bypassing the others, resulting in a significant loss of recovery.
  • the method according to the present invention makes it possible to move fluids tankers retained in the pores of a porous underground deposit. It has a pressure injection step by one or more injection wells successively, caps of fluids intended to move the hydrocarbons in the rock-reservoirs, and a stage of recovery, by one or more production wells, of displaced hydrocarbons.
  • the injection step includes the successive injection plugs of the wetting liquid which have been saturated with a gas under soluble pressure in the said wetting liquid and gas caps intended to sweep the areas more permeable, and the production stage involves the release of the prevailing pressure in the deposit, so as to generate gas bubbles in situ by nucleation in the pores of less permeable areas (part of the matrix with the most pores small) and drive the oil out to the more permeable areas where they are moved by gas caps.
  • part of the dissolved gas is released in the form of bubbles preferably on the irregular surface elements and therefore on the walls of the pores.
  • the nucleation effect is more marked where the density of pore walls by volume unit is the largest i.e. in areas of lower permeability with smaller pores where the oil is the most difficult to remove.
  • the wetting fluid is for example water, at least one plug of water injected being saturated with carbon dioxide under pressure for example or hydrogen sulfide.
  • At least one of the liquid stoppers wetting agent injected during the injection step may include water with a substance capable of making the spreading coefficient of the drops negative hydrocarbons and for example alcohol. We can thus alternate the plugs of wetting liquid, some saturated with pressurized gas, others with added said substance, others without any additives.
  • At least one of the plugs wetting liquid injected during the injection step includes water added foaming agents or surfactants, so that the release of pressure in the deposit generates the in situ formation of mosses which greatly simplifies the implementation of this type of scanning.
  • the bar is provided at its two opposite ends with two end pieces which have conventionally been connected to water and oil injection and drainage circuits.
  • the bar was prepared by the following operations to successively bring it into a state of saturation with irreducible water Swi and residual saturation with oil Sor.
  • water plugs are added injected with foaming agents or surfactants.
  • the pressure drop caused after injection has the effect of foaming or emulsifying these additives, which allows to greatly simplify the problems generally posed by the injection of these additives.

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 vers les zones plus perméables (avec de gros pores ou présentant des fissures) où l'huile est 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

La présente invention concerne une méthode de récupération assistée de fluides pétroliers dans un gisement souterrain permettant d'accroítre l'efficacité du balayage et plus particulièrement d'améliorer une technique de 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 récupération est dite de type primaire quand 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 pression dans le gisement peut descendre au-dessous du point de bulle et une phase gazeuse apparaít, qui contribue à augmenter le taux de récupération.
Pour éviter une baisse trop importante de la pression dans le gisement, on a plutôt recours à des méthodes de récupération de type secondaire. Le principe consiste à déplacer 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 perméables, en contournant les autres, d'où une perte importante de récupération.
Il est connu aussi d'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 propriété bien connue de déplacer une quantité supplémentaire non négligeable de pétrole.
L'inconvénient notable de cette technique de récupération au gaz, c'est qu'il est beaucoup moins visqueux que le pétrole qu'il doit déplacer et aussi que l'eau éventuellement en place. A cause de sa grande mobilité, le gaz traverse le gisement en n'utilisant que 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 réduite par la présence du bouchon d'eau qui le précède. Mais le volume 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 connaít 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 1 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.
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 producteur.
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 ou de l'hydrogène sulfuré.
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 sur 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, apparaítront à la lecture des résultats expérimentaux ci-après.
On a utilisé pour rester 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 décroítre plus lentement jusqu'à la température ambiante, durant un troisième intervalle 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 création d'une interzone formant 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'ordre de 70mD 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 = 21,2 cm et de section S = 19,6 cm2, dont le volume des pores est de 110 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'amener successivement dans un état de saturation en eau irréductible Swi et de saturation résiduelle en huile Sor.
Mise en Swi
VOLUME D'HUILE INJECTEE VOLUME D'EAU RECUPERE PRESSION D'INJECTION
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)/110 = 20%
Mise en Sor
VOLUME D'EAU INJECTEE VOLUME D'HUILE RECUPEREE PRESSION D'INJECTION
200 cm3/h 64 cm3 24 kPa
400 cm3/h 65 cm3 54 kPa
volume mort Vm = 2 cm3 ⇒ Sor = (88-67)/110 = 21/110 = 19 %
On a procédé a une méthode 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:
Figure 00070001
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 Pentrée = 150 kPa, P 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.

Claims (6)

  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 des revendications précédentes, 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, par exemple de l'alcool.
  5. Procédé selon la revendication précédente, 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.
  6. Procédé selon l'une des revendications précédentes, 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.
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