FR2461090A1 - - Google Patents

Abstract

LA PRESENTE INVENTION CONCERNE UN PROCEDE POUR AMELIORER L'EXTRACTION DU PETROLE BRUT. CONFORMEMENT A L'INVENTION, POUR AMELIORER L'EFFICACITE DE DEPLACEMENT DE L'HUILE BRUTE DANS UN PROCEDE D'INJECTION D'UNE MICROEMULSION AFIN DE RECUPERER LADITE HUILE BRUTE AU SEIN D'UNE FORMATION SOUTERRAINE, ON AJOUTE A LADITE MICROEMULSION, POUR ACCROITRE SA VISCOSITE, UN AGENT DE REGULATION DE LA MOBILITE. DE PLUS, POUR PERMETTRE L'INCORPORATION DU POLYMERE ET DE L'AGENT TENSIO-ACTIF DANS LA MICROEMULSION, DANS DES CONDITIONS DE COMPATIBILITE, EN UTILISANT NEANMOINS UN CONSTITUANT AQUEUX AYANT UNE SALINITE PROCHE DE CELLE DE LA FORMATION, LA MICROEMULSION CONTIENT UN CONSTITUANT HUILEUX POUR LEQUEL LA SALINITE OPTIMALE DE L'AGENT TENSIO-ACTIF EST NOTABLEMENT PLUS ELEVEE QUE CELLE DE L'HUILE BRUTE DE LA ROCHE RESERVOIR. L'INVENTION PERMET D'AUGMENTER LE TAUX D'EXTRACTION DE L'HUILE BRUTE DANS DES CONDITIONS ECONOMIQUES.

Description

La présente invention concerne un procédé d'extraction d'huile ou pétrole

brut à partir d'une formation souterraine par injection d'une microémulsion dans ladite

formation pour déplacer l'huile vers un puits de production.

Cette micro-émulsion est spécialement formulée pour rendre compatible l'incorporation d'un polymère de régulation de la mobilité. On sait depuis longtemps, dans l'industrie pétrolière, que seulement une faible fraction de l'huile initialement contenue dans une roche réservoir est expulsée par des mécanismes naturels. Il est bien connu aussi que les méthodes usuelles pour augmenter la production par rapport à l'extraction naturelle sont relativement inefficaces. Une roche réservoir peut retenir habituellement la moitié de l'huile initialement contenue, même après application de procédés courants d'extraction secondaire. En conséquence, on continue d'avoir besoin de procédés perfectionnés d'extraction qui accroissent notablement le rendement global

en pétrole retiré des roches réservoirs souterraines.

L'injection d'eau est de loin le procédé le plus économique et le plus largement-utilisé parmi les procédés d'extraction secondaire. Selon ce procédé, on injecte de l'eau dans un puits d'injection pour déplacer l'huile de la formation vers un puits productif de limite. La plus grande partie des travaux usuels de la technologie d'extraction secondaire a visé à améliorer l'efficacité des procédés

d'injection d'eau.

Les agents tensio-actifs constituent une classe de substances qui ont été proposées pour améliorer l'efficacité desdits procédés d'injection d'eau. La plus grande partie de l'huile qui est retenue dans la roche réservoir après un processus usuel d'injection d'eau est sous la forme discontinue de globules ou gouttelettes qui sont

emprisonnés dans les espaces ou pores de la roche réservoir.

On a supposé que, puisque la tension interfaciale normale entre l'huile de la roche réservoir et l'eau est très élevée, ces gouttelettes individuelles sont incapables de se déformer suffisamment pour franchir les passages resserrés des-canaux formant pores. Lorsque des agents tensio-actifs sont ajoutés à l'eau d'injection, ils abaissent la tension interfaciale entre l'eau et l'huile de la roche réservoir, ce qui permet aux gouttelettes d'huile de se déformer et de s'écouler avec l'eau injectée. Il est généralement admis que la tension interfaciale entre l'eau injectée et l'huile de la roche réservoir doit être réduite à une valeur inférieure à 0,1

dyne/cm pour une extraction efficace.

Bien que le procédé usuel d'injection d'eau contenant l'agent tensioactif puisse être efficace pour obtenir une quantité additionnelle d'huile à partir des roches réservoirs, ce procédé présente un certain nombre d'inconvénients qui diminuent sérieusement sa valeur. Le premier de ces inconvénients consiste en la tendance qu'a l'eau injectée contenant l'agent tensio-actif à suivre un cheminement préférentiel dans la roche réservoir et à éviter ainsi de rencontrer des quantités importantes d'huile. Cette tendance au cheminement préférentiel est habituellement expliquée par le fait que l'eau injectée contenant l'agent tensio-actif peut se déplacer à travers la roche réservoir à

une vitesse beaucoup plus élevée que l'huile qu'elle déplace.

Les tendances au cheminement préférentiel et au court-

circuitage que présente l'eau injectée contenant l'agent tensio-actif sont en partie dues à sa viscosité relativement

faible.

Le rapport de mobilité d'un système d'injection de fluide est une notion mathématique qui a été définie pour aider à expliquer le comportement des fluides s'écoulant à travers des milieux poreux tels que les roches réservoirs d'huile. Lorsqu'il s'agit d'une opération du type "injection de fluide" à l'intérieur d'une roche réservoir, ce rapport de mobilité est défini par la relation k / 1 k /px dans laquelle: M est le rapport de mobilité BO est la mobilité de l'huile contenue dans la roche réservoir Xw est la mobilité du fluide envoyé dans la roche réservoir PO est la viscosité de l'huile entraînée 11w est la viscosité du fluide d'entraînement kW est la perméabilité relative de la roche réservoir par rapport au fluide d'entraînement en présence d'huile résiduelle ko est la perméabilité relative de la roche réservoir par rapport à l'huile en présence de

fluide d'entraînement résiduel.

Cette relation s'explique peut-être mieux en spécifiant que, lorsque le rapport de mobilité du fluide d'entraînement à l'huile est égal à 1, l'huile et le fluide d'entraînement se

déplacent dans la roche réservoir avec une égale facilité.

Lorsque le rapport de mobilité est supérieur à 1, le fluide d'entraînement a tendance à court-circuiter l'huile et à suivre des cheminements préférentiels vers le puits productif. On doit noter que les huiles brutes ont une viscosité qui varie considérablement. Certaines ont des viscosités aussi faibles que 10-3 ou 2 x 103 Pa.s, tandis que d'autres ont des viscosités allant jusqu'à 1 Pa.s ou plus. La plupart des huiles des roches réservoirs ont une viscosité allant jusqu'à 10i2 Pa.s à la température et à la pression de la roche réservoir. Si on effectue une injection d'eau contenant un agent tensio-actif en utilisant une composition dont la viscosité est d'environ 10-3 Pa.s et que l'huile à déplacer présente une viscosité de 10-2 Pa.s, on peut voir, d'après la relation donnant le rapport de mobilité, que le fluide d'entraînement a tendance à suivre un cheminement préférentiel à travers l'huile de la roche réservoir. On a en fait remarqué que le procédé d'injection d'eau contenant un agent tensio-actif s'effectue généralement d'une manière moins satisfaisante avec des huiles brutes visqueuses qu'avec des huiles relativement non visqueuses. Une méthode d'amélioration des techniques usuelles d'injection d'eau avec agent tensio-actif consiste à utiliser des micro-émulsions. Les micro-émulsions sont des mélanges stables, transparents ou translucides d'un hydrocarbure liquide, d'eau et d'un agent tensio-actif. Un co-solvant, tel qu'un alcool ou un électrolyte, peut être éventuellement présent dans le mélange. En général, les

micro-émulsions peuvent être à phase huileuse externe (eau-

dans-huile), à phase aqueuse externe (huile-dans-eau) ou constituer des micro-émulsions dans lesquelles aucune phase externe ne peut être identifiée. En pratique, on injecte une micro-émulsion dans la formation et on la déplace à travers ladite formation au moyen d'un fluide d'entraînement tel que de l'eau épaissie. Bien que l'utilisation de microémulsions tende à améliorer le rapport de mobilité entre le fluide d'entraînement et les fluides de la roche réservoir, le problème du cheminement préférentiel et du court-circuitage

subsiste.

Diverses voies expérimentales ont été suggérées jusqu'à présent pour améliorer le mécanisme de l'injection d'eau avec micro-émulsions, en particulier dans le but de

réduire le degré de cheminement préférentiel et de court-

circuitage. La voie la plus évidente consiste à accroître la viscosité de la micro-émulsion par rapport à l'huile. Dans ce but, on a suggéré une grande diversité de substances et formulations. Par exemple, le brevet des Etats-Unis d'Amérique NO 3 719 606 décrit une micro-émulsion spécialement formulée qui contient un agent tensio-actif du type sulfonate, un autre agent tensio-actif constitué par un alcool, un épaississant constitué par un polysaccharide, une saumure aqueuse et une huile hydrocarbonée. En utilisant des quantités bien définies de ces substances pour préparer la micro-émulsion, on obtiendrait une amélioration importante de la régulation de la mobilité. Un autre exemple est celui du brevet des Etats-Unis d'Amérique NI 3 827 496 qui décrit

une autre formulation spéciale contenant un agent d'accrois-

sement de la viscosité afin d'augmenter la viscosité de la micro-émulsion. Le brevet des Etats-Unis d'Amérique

NI 3 981 361 suggère un procédé pour préparer une micro-

émulsion contenant un épaississant. Ces brevets sont représentatifs des voies utilisées et des avantages établis

en ce qui concerne la régulation de la mobilité d'une micro-

émulsion destinée à être injectée dans une formation. Dans tout le présent mémoire, les mots "polymère" et "épaississant" seront indifféremment utilisés pour désigner un agent de modification de viscosité qui peut être ajouté à

un liquide pour accroître sa viscosité.

On a malheureusement découvert qu'il est pratiquement impossible de dissoudre physiquement des quantités suffisantes de polymère dans une micro-émulsion à la salinité optimale ou au voisinage de celle-ci; ce problème est particulièrement aigu lorsque cette salinité est élevée, ce qui est caractéristique de la plupart des saumures des roches réservoirs. La salinité optimale d'un agent tensio-actif donné est approximativement égale à la concentration en sels minéraux d'une micro-émulsion pour laquelle une faible tension interfaciale existe à la fois au niveau de l'interface micro-émulsion-huile et au niveau de l'interface microémulsion-eau; l'expression "salinité optimale" est définie d'une manière plus précise dans la suite du présent mémoire descriptif. De nombreuses roches réservoirs contiennent des saumures de salinité élevée, par exemple des concentrations en NaCl d'environ 50 g/l ou plus, jusqu'à la saturation, des concentrations en CaCl2 d'environ g/l ou plus, jusqu'à la saturation, des concentrations en MgCl2 de 5 g/l ou plus, jusqu'à la saturation, en même temps que des traces d'autres sels. Ces salinités élevées posent un problème particulièrement grave puisqu'il est connu que l'extraction d'huile tend à être optimisée dans les cas o l'agent tensioactif primaire est choisi tel que sa salinité optimale soit voisine de la salinité de la roche réservoir considérée et o la salinité de la microémulsion est similaire à celle de la saumure de la roche réservoir. Il est aussi hautement souhaitable que les micro-émulsions soient injectées sous forme d'une seule phase et que, après injection, lesdites micro- émulsions restent sous forme de phase unique aussi longtemps que possible pendant le

déplacement à travers la formation.

Diverses voies ont été choisies par d'autres chercheurs pour incorporer, dans des conditions de compatibilité, le polymère et l'agent tensio-actif dans une micro-émulsion. L'une de ces voies consiste à ajouter de grandes quantités de produits chimiques coûteux pour faciliter la solubilisation du polymère. Les conditions économiques de cette voie sont souvent telles qu'elles ne constituent pas une solution praticable du problème posé. Une

autre voie consiste à utiliser un système, formant micro-

émulsion, qui contient un constituant aqueux présentant une salinité réduite par rapport à la salinité du réservoir (c'est-à-dire ne présentant pas la salinité optimale). Ces moyens soulèvent encore plus de problèmes par le fait que la réduction de la salinité conduit à un accroissement de la tension interfaciale huile/micro-émulsion et réduit par conséquent le taux d'extraction de l'huile. Finalement, même dans les cas o le polymère peut être incorporé, il peut se produire rapidement une séparation de phases lorsque la micro-émulsion s'écoule à travers la formation, ce qui

entraîne une extraction d'huile non efficace.

Il est par conséquent clair que des problèmes graves et fondamentaux se posent pour l'incorporation d'un agent d'accroissement de la viscosité dans une micro-émulsion

à ou au voisinage de la salinité optimale de l'agent tensio-

actif. Le problème crucial et jusqu'à présent non résolu est de dissoudre, dans des conditions de compatibilité, des quantités suffisantes de l'agent épaississant en présence de l'agent tensio-actif. Les procédés de l'art antérieur nécessitent généralement un compromis entre la régulation de la mobilité et la réduction de la tension interfaciale. Parmi les procédés de l'art antérieur pour lesquels on a suggéré d'incorporer un épaississant dans la micro-émulsion, nombreux sont ceux qui exigent l'utilisation de quantités élevées d'huile ou de quantités non économiques de co-solvants coûteux et analogues pour solubiliser à la fois l'agent tensio-actif et l'épaississant. En réalité, un procédé d'injection de micro-émulsion ne sera pas adopté dans la pratique à moins que la micro-émulsion n'utilise de faibles quantités d'huile et de produits chimiques. Dans ces conditions, les voies proposées dans l'art antérieur deviennent impraticables par le simple fait que des quantités suffisantes d'agents d'accroissement de la

viscosité ne peuvent pas être dissoutes dans la micro-

émulsion. Pour tous les buts pratiques, sans incorporation de tels agents de modification de la viscosité, l'extraction économique de l'huile par injection de micro-émulsions est impossible en raison des mobilités défavorables; d'une manière similaire, la régulation de la mobilité sans réduction suffisante des tensions interfaciales est

inacceptable.

La présente invention concerne un procédé d'extraction d'huile brute à partir d'une formation

contenant cette substance, ledit procédé utilisant une micro-

émulsion à phase unique qui est spécialement formulée pour permettre l'incorporation d'un agent de modification de la viscosité sans utiliser des quantités importantes de produits chimiques solubilisants coûteux. Conformément à la présente invention, on prépare une micro-émulsion à phase unique qui comprend un constituant aqueux présentant une salinité qui est pratiquement la même que celle de la saumure de la formation, un agent tensio-actif dont la salinité optimale (comme défini ci-après), par rapport à l'huile brute contenue dans la formation, est pratiquement la même que la salinité de ladite formation, un constituant huileux vis-àvis duquel la salinité optimale de l'agent tensio-actif est notablement plus élevée que la salinité de la formation et un agent d'accroissement de la viscosité, habituellement constitué par une substance polymère comme un hétéropolysaccharide ou un polyacrylamide. Plus spécifiquement, les paramètres de la micro-émulsion sont déterminés en utilisant l'huile brute de la formation en tant que constituant huileux, mais le constituant huileux effectivement utilisé pour préparer la micro-émulsion est choisi parmi les huiles ayant un nombre équivalent d'atomes de carbone d'alcane notablement plus élevé que celui de l'huile brute. On peut ainsi, -d'une manière surprenante, incorporer un polymère et obtenir une micro-émulsion à phase unique qui, simultanément, présente

d'excellentes propriétés de réduction de la tension inter-

faciale et est suffisamment visqueuse pour une bonne efficacité d'entraînement ou balayage. La micro-émulsion épaissie, à faible teneur en huile, est injectée dans la formation pour déplacer l'huile de la roche réservoir vers des moyens de production avec une efficacité d'entraînement suffisamment accrue en raison de la réduction du cheminement

préférentiel et du court-circuitage.

Avant d'exposer l'invention plus en détail, on va définir plusieurs concepts souvent utilisés dans la

technologie des micro-émulsions.

Plusieurs types différents de "salinité optimale" sont exposés et discutés dans la littérature. Parmi ceux-ci, on trouve la salinité optimale pour comportement de

phase, pour tension interfaciale et pour extraction d'huile.

Heureusement, les valeurs deces salinités sont approximati-

vement les mêmes (voir, par exemple, R. N. Healy and R. L. Reed, "Immiscible Microemulsion Flooding", Society of Petroleum Engineers Journal, pages 129-139 (1977)). Dans le présent mémoire, sauf indication contraire, l'expression "salinité optimale" correspond à la salinité relative au comportement de phase. De plus, on suppose que la salinité pour extraction d'huile et la salinité pour comportement de

phase sont pratiquement les mêmes.

Comme mentionné précédemment, on prépare une micro-émulsion en mélangeant une phase aqueuse (saumure), une huile et un agent tensio-actif. La salinité optimale- pour comportement de phase (Cg) représente la salinité d'une phase aqueuse pour laquelle le rapport volumique de l'huile à l'agent tensio-actif (VO/Vs) et le rapport volumique de la phase aqueuse à l'agent tensio-actif (Vw/Vs) dans la phase résultante formant la microémulsion sont égaux pour les systèmes dans lesquels la micro-émulsion résultante est saturée à la fois d'huile et de phase aqueuse. La salinité optimale pour comportement de phase dépend de l'huile, de l'agent tensioactif, de la concentration en cet agent et également de la température. On a établi que Vo/VS est une fonction croissante de la salinité, tandis que VW/VS est une fonction décroissante de la salinité. La valeur de la salinité pour laquelle ces deux fonctions sont égales est

appelée salinité optimale pour comportement de phase (CO).

La connaissance de la grandeur à la fois de V./V.

et de Vw/Vs est importante puisque ces rapports sont non

seulement en relation avec les valeurs de tension inter-

faciale, mais aussi sont en relation directe avec la facilité avec laquelle des compositions d'injection à faible teneur en huile peuvent être formulées. Par exemple, on observe des tensions interfaciales extrêmement faibles pour des valeurs des paramètres de solubilisation (Vo/Vs et Vw/Vs) de 10 ou plus. En outre, un paramètre de solubilisation aussi

élevé que 20, à la salinité optimale, est extrêmement rare.

En l'absence de tous effets séparateurs d'alcools ou de tous effets qui rendraient la salinité optimale dépendante de la concentration en agent tensio-actif, on ne peut pas préparer, à la salinité optimale, des compositions à faible teneur en huile sans utiliser des concentrations élevées (>5 %) en agent tensio-actif ou des teneurs élevées (>15 %) en huile (tous les pourcentages sont exprimés en volume, sauf indication contraire). Par exemple, une composition d'injection typique peut contenir 3 % d'agent tensio-actif, % d'huile et 92 % d'eau présentant une salinité égale à Cg. Pour que ces constituants puissent exister dans une phase unique, VO/Vs doit être égal à ou plus grand que 5/3 (ou 1,7)

et Vw/Vs doit être égal à ou plus grand que 92/3 (ou 30,7).

Cette exigence s'explique par le fait que la composition

usuelle ci-dessus de l'art antérieur donnerait une micro-

émulsion en même temps qu'une phase en excès constituée par de la saumure (et non une composition à phase unique), puisque, à la salinité optimale, des valeurs de VW/Vs aussi élevées que 20 sont excessivement rares. De plus, on a

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trouvé que, lorsqu'une phase de saumure séparée se forme, les molécules de polymère sont presque exclusivement présentes dans cette phase. C'est l'une des raisons principales pour lesquelles les procédés de l'art antérieur se sont révélés inadéquats lors de leur mise en oeuvre dans

les gisements.

L'expression "nombre équivalent d'atomes de carbone d'alcane' (EACN), telle qu'utilisée dans le présent mémoire, est définie comme une moyenne, pondérée par le pourcentage molaire, du nombre d'atomes de carbone d'alcanes dans un mélange d'hydrocarbures. Par exemple, dans un mélange constitué de 25 moles % d'hexane (C=6), 25 moles % d'octane (C=8) et 50 moles % de décane (C=10), le EACN serait-égal à

0,25(6)+0,25(8)+0,5(10)=8,5.

Le EACN d'un mélange d'hydrocarbures est utile pour établir des comparaisons entre diverses huiles brutes

(qui sont des mélanges extrêmement complexes d'hydrocar-

bures) et des mélanges simples d'hydrocarbures. Cette notion permet aussi d'utiliser des hydrocarbures facilement disponibles, au lieu d'huiles brutes, dans l'évaluation

expérimentale des systèmes contenant un agent tensio-actif.

Selon la voie choisie dans la littérature, la comparaison des EACN d'un mélange simple d'hydrocarbures et d'un mélange complexe d'hydrocarbures d'une huile brute

nécessite une comparaison des valeurs des tensions inter-

faciales. D'une manière spécifique, pour un agent tensio-

actif de nature et de concentration données et pour un

rapport eau/huile brute donné, il existe une tension inter-

faciale huile-eau minimale; le même minimum existe pour un

certain mélange simple d'hydrocarbures ayant un EACN connu.

Par conséquent, le EACN de l'huile brute est fixé également au EACN connu. Cette voie a été initialement proposée dans la littérature suivante: J. L. Cayias, R. S. Schechter, W. H. Wade, "Modeling Crude Oils for Low Interfacial Tension", Society of Petroleum Engineers Journal, Décembre 1976, pages 351-357; et L. Cash, J. L. Cayias, G. Fournier, D. Macallister, T. Schares, R. S. Schechter, W. H. Wade, "The Application of Low Interfacial Tension Scaling Rules to 1 1 Binary Hydrocarbon Mixtures", Journal of Colloid and

Interface Science, volume 59, No 1, Mars 1977, pages 39-44.

Cette voie, telle qu'exposée dans la littérature, fait appel à des règles spéciales de mélange qui modifient quelque peu la valeur EACN résultante pour l'huile brute. Ces règles spéciales tiennent -compte, par exemple, de la présence

d'hydrocarbures cycliques saturés dans l'huile brute.

Une autre voie pour établir une relation entre l'huile brute et les mélanges simples d'hydrocarbures consiste à comparer les comportements de phase, cette voie étant celle qui a été choisie ici. D'une manière spécifique, pour un agent tensio-actif de nature et concentration données et un rapport eau/huile brute donné, il existe une salinité optimale pour comportement de phase; la même salinité optimale existe pour un certain mélange simple d'hydrocarbures présentant un EACN connu. Comme ci-dessus, le EACN de l'huile

brute est fixé égal au EACN connu.

Les valeurs EACN de l'huile brute déterminées par ces deux voies sont légèrement différentes en raison des méthodes différentes adoptées. Cependant, les valeurs calculées selon la voie adoptée dans le présent mémoire sont proches de celles de la littérature et sont définies simplement.

On va maintenant donner une description

détaillée de l'invention.

L'invention repose sur le fait qu'on a trouvé que l'on pouvait préparer des micro-émulsions à phase unique, pour améliorer les opérations d'extraction d'huile ou pétrole brut, en incorporant, dans des conditions de compatibilité, à la salinité optimale ou au voisinage de celle-ci: (1) des quantités d'agent tensio-actif suffisantes pour obtenir une

bonne réduction des tensions interfaciales huile-micro-

émulsion et eau-micro-émulsion; (2) des quantités d'un agent de modification de la viscosité suffisantes pour donner une bonne régulation de la mobilité. On parvient à ce résultat en prenant, comme constituant huileux de la micro-émulsion, au lieu d'un constituant huileux ayant approximativement les caractéristiques chimiques et physiques de l'huile brute de

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la roche réservoir considérée, comme dans les procédés de l'art antérieur, un constituant huileux présentant des caractéristiques différentes. En fait, ces micro-émulsions de qualité supérieure sont obtenues en utilisant un constituant huileux dont le nombre équivalent d'atomes de carbone d'alcane (EACN) est supérieur à celui de l'huile brute.

Comme mentionné précédemment, les micro-

émulsions sont généralement préparées en utilisant des agents tensioactifs qui présentent une salinité optimale proche de la salinité de la roche réservoir à soumettre au traitement d'entraînement. On obtient ainsi le système le plus compatible et on tend à empêcher des modifications de phase nuisibles à l'intérieur de la roche réservoir par suite du mélange inévitable des divers fluides (avec d'autres fluides injectés ou avec les fluides en place). L'invention décrit l'utilisation d'un constituant huileux dans une composition d'injection à faible teneur en huile pour laquelle le paramètre de solubilisation pour l'eau, Vw/Vs, est fortement augmenté. Un tel constituant huileux doit avoir un nombre équivalent d'atomes de carbone d'alcane (EACN) plus élevé que celui de l'huile brute de la roche réservoir. Cette huile brute est cependant celle utilisée pour choisir l'agent tensio-actif avec une salinité optimale pratiquement égale à la salinité de la saumure de la roche réservoir. L'un des résultats de l'utilisation d'un tel constituant huileux consiste en ce qu'on peut préparer une micro-émulsion à phase unique, contenant le polymère, l'agent tensio-actif, l'huile et la saumure (dont ia salinité est optimale pour le brut de la roche réservoir) sans consentir à un sacrifice sensible en

ce qui concerne l'économie du procédé (des additifs tensio-

actifs supplémentaires ou des teneurs élevées en huile ne sont pas nécessaires en général), le degré de réduction de la tension interfaciale (en raison de l'abaissement de la salinité de la composition d'injection en dessous de la salinité optimale pour le brut de la roche réservoir) ou le risque impliqué par l'utilisation de petites quantités de microémulsion à haute teneur en agent tensio-actif (l'utilisation de petites quantités étant seulement rendue

nécessaire par raison d'économie).

La micro-émulsion à utiliser dans une application spécifique est préparée en réunissant tout d'abord les informations concernant la formation géologique contenant l'huile et à partir de laquelle l'huile est à extraire. L'huile de la formation est analysée pour

déterminer ses caractéristiques physiques et chimiques.

D'une manière similaire, l'eau de la formation est analysée pour déterminer la quantité et le type de substances ioniques présentes; en d'autres termes, la salinité de la roche réservoir est déterminée. La température de la formation est

aussi déterminée par des moyens usuels.

On effectue ensuite des études de sélection afin de caractériser approximativement les systèmes formant micro-émulsions qui peuvent avoir une utilité dans la

formation particulière considérée. Une description détaillée

de méthodes appropriées de sélection est donnée dans le brevet des EtatsUnis d'Amérique NI 3 981 361. Conformément à ces méthodes, on prépare des micro-émulsions sur la base des

informations obtenues à propos de la formation souterraine.

Pour effectuer ces études de sélection, on utilise une huile

provenant de la formation ou une huile ayant des caractéris-

tiques physiques et chimiques similaires. On utilise aussi de l'eau provenant de la formation ou un milieu aqueux présentant une salinité similaire. Pour des raisons de commodité, ces fluides sont utilisés en volumes sensiblement égaux lors des études de sélection. En outre, lesdites études de sélection ne mettent généralement pas en oeuvre les additifs habituellement utilisés dans ce domaine, y compris l'additif impliqué par la présente invention, c'est-à-dire l'agent de modification de la viscosité. Au contraire, ces études de sélection utilisent, en général, uniquement de

l'huile, de l'eau et l'agent tensio-actif.

Dans l'étape suivante des études de sélection, on ajoute un agent tensioactif à l'huile et à l'eau pour former

une micro-émulsion. N'importe lesquels des agents tensio- actifs habituellement utilisés dans les procédés d'injection d'agents

tensio-actif ou de micro-émulsions peuvent être utilisés selon le procédé de l'invention. Par exemple, les agents tensio-actifs utilisables dans le cadre de la présente invention peuvent être n'importe lesquels de ceux décrits dans les brevets des Etats-Unis d'Amérique de la liste non limitative ci-après: N 3 254 714; N 3 301 325;

N 3 330 344; N 3 368 621; N 3 455 386; N 3 348 611;

N 3 455 385; N 3 455 389; N 3 443 635; N 3 443 636;

N 3 406 754; NQ 3 261 399; N 3 297 985; N 3 480 080;

N 3 478 823; N 3 477 511 et N 3 469 630. Les agents tensio-actifs de la demande de brevet des Etats-Unis d'Amérique N 870 313, déposée le 18 Janvier 1978 et intitulée "Propoxylated Ethoxylated Surfactants and Method of Recovering Oil Therewith" trouvent aussi une utilité

particulière dans le procédé de l'invention.

Les agents tensio-actifs utilisés dans les micro-émulsions de l'invention peuvent être de type anionique, non ionique ou cationique, et ils sont notamment choisis parmi les sulfonates synthétiques et ceux dérivés du pétrole de même que les substances organiques polyoxyalkylées et leurs sulfates. Les agents tensio-actifs anioniques du type sulfonate sont, par exemple, illustrés par les sels métalliques ou d'ammonium de sulfonates tensio-actifs, par

exemple les sels de métaux alcalins ou d'ammonium d'hydro-

carbures de pétrole sulfonés comme les naphtalène-sulfonates

alkylés, les benzène-sulfonates alkylés; ou les sulfo-

carboxylates; et substances analogues. Comme exemples de sulfonates, on peut citer les sels de métaux alcalins (Na, K, Li) ou d'ammonium des sulfonates dérivés du pétrole, comme les alkylarylsulfonates en C15_30, les benzène-sulfonates alkylés, et analogues. Les substances de ce type sont vendues dans le commerce sous diverses dénominations commerciales, comme par exemple les sulfonates dérivés du pétrole vendus par la Bray Chemical Company ou la Bryton Chemical Company sous le nom de "Bryton Sulfonate, F, 430, 467, 500"; ou la Sonneborn Chemical Company sous le nom de "Petronates"; ou la Mobil Oil Company sous le nom de sulfonates "Promor" des séries SS-6 et SS-20; ou de l'American Cyanamid sous le nom

de "Aerosol OT" qui est constitué par du dioctylsulfo-

succinate de sodium; et analogues. Un mélange approprié de sulfonates est formé par un sel de sodium d'un sulfonate de pétrole d'un poids moléculaire de 350 à 420 et par un sel de sodium d'un sulfonate de pétrole d'un poids moléculaire de 420 à 580; on peut aussi utiliser un sel de sodium d'un mélange de sulfonates de pétrole ayant un poids moléculaire moyen de l'ordre de 430 à 470 et des mélanges de tels sulfonates ayant des poids moléculaires faibles à élevés,

ainsi que d'autres sels de tels sulfonates de pétrole.

Des agents tensio-actifs du type sulfonate particulièrement appréciés dans le procédé de l'invention sont les sulfonates synthétiques qui, d'une manière

générique, peuvent être décrits comme étant des orthoxylène-

sulfonates ou tolylènesulfonates en C6_18 dans lesquels le cation formant le sel est choisi parmi les métaux alcalins,

l'ammonium et les amines telles que les mono-, di- et tri-

alcanolamines en C1_4, par exemple la mono-éthanolamine. Un agent tensioactif particulièrement intéressant et présentant d'excellentes caractéristiques dans le cadre de la présente invention est constitué par un orthoxylènesulfonate

de mono-éthanolamine dans lequel le groupe orthoxylène-

sulfonate contient une chaîne carbonée en C12, de manière prédominante. Les agents tensio-actifs polyoxyalkylés sulfatés préférés comprennent des composés alcooliques éthoxylés tels que les alcanols oxyalkylés qui peuvent être représentés par la formule RO(C2H40)2_10-H, dans laquelle R est un radical alkyle de 10 à 15 atomes de carbone, l'alcool utilisé pour l'éthoxylation étant un mélange d'alcools de 10 à 15 atomes

de carbone.

Des sulfates d'alcools primaires éthoxylés sont disponibles dans le commerce auprès de la Shell Chemical Company sous les dénominations commerciales "Neodol 23-23A", de formule C12_130(CH2CH2O)3SO3NH4 et "Neodol 25-3S'", de formule C12-150(CH2CH20) 3SO3Na D'autres alcools éthoxylés sulfatés anioniques sont disponibles auprès de Union Carbide sous la dénomination commerciale "Tergitol S", comme le "Tergitol Anionic 14-S-3A"

(sel d'ammonium) ou le "15-S-3.0 (sel de sodium).

Les micro-émulsions selon l'invention peuvent aussi contenir des électrolytes additionnels afin d'obtenir une micro-émulsion dont le constituant aqueux présente une salinité similaire à la salinité de la saumure de la roche réservoir. Il peut être nécessaire à cet effet d'ajouter des électrolytes tels que le chlorure de sodium et autres sels de métaux alcalins ou d'ammonium d'anions tels que chlorures, sulfates, nitrates, carbonates, phosphates, etc., ainsi que des mélanges de ceux-ci, afin d'obtenir un constituant aqueux ayant une composition similaire à celle de la saumure de la roche réservoir. Les micro-émulsions utiles dans le procédé de l'invention peuvent en outre contenir une ou plusieurs substances tensio-actives ou solubilisantes additionnelles pour régler la tolérance de l'agent tensio-actif à la saumure; cependant, une telle caractéristique est seulement optionnelle et ne constitue pas l'une des bases de l'invention. Des exemples typiques de tels agents tensio-actifs additionnels comprennent des alcools, des amides, des composés amino, des esters, des aldéhydes-et des cétones contenant 1 à environ 20 atomes de carbone ou plus. Des exemples appropriés supplémentaires sont mentionnés dans le brevet des Etats-Unis d'Amérique

NO 3 981 361 précédemment cité.

Comme mentionné précédemment, toutes les études de sélection effectuées conformément aux principes du brevet des Etats-Unis d'Amérique N0 3 981 361 sont exécutées en utilisant une huile dont la composition est voisine de celle de l'huile brute de la roche réservoir. Lors de la détermination du système, formant micro-émulsion, qui sera utilisé dans le gisement, un principe directeur est que la salinité du constituant aqueux de la microémulsion doit être pratiquement similaire à la salinité de la saumure de la roche réservoir. Ainsi, on doit choisir un agent tensio-actif qui présente une salinité optimale (C") voisine de la salinité de la roche réservoir. On obtient ainsi un équilibre optimal de tensions interfaciales acceptables, de faible valeur, entre l'huile brute, la micro-émulsion et

l'eau. Il est important d'avoir de faibles tensions inter-

faciales équilibrées, étant donné que cela signifie que, d'une part, la micro-émulsion peut effectivement déplacer l'huile brute de la formation et que, d'autre part, la micro- émulsion elle-même peut être déplacée par un fluide

d'entraînement, par exemple de l'eau épaissie.

A ce stade, en suivant les enseignements de l'art antérieur, une microémulsion convenant éminemment à

l'injection dans une formation devrait être obtenue.

Cependant, d'après les enseignements de l'art antérieur, il est difficile, sinon impossible, d'incorporer économiquement

un agent de modification de la viscosité dans la micro-

émulsion, à la salinité optimale, afin d'obtenir une bonne efficacité d'entraînement. Le procédé de l'invention permet d'incorporer, dans des conditions de compatibilité, l'agent tensio-actif et le polymère en réglant le constituant huileux

de la micro-émulsion.

D'une manière déterminante, on prépare une micro-émulsion en utilisant un constituant huileux pour

lequel la salinité optimale correspondant à l'agent tensio-

actif choisi est sensiblement supérieure à la salinité de la roche réservoir. En utilisant cette caractéristique déterminante de fabrication, on a trouvé, d'une manière surprenante, que l'agent tensio-actif et des quantités suffisantes de polymère peuvent être incorporés dans une microémulsion à phase unique contenant un constituant aqueux dont la salinité est voisine de celle de la saumure de la roche réservoir. Une caractéristique importante de l'invention consiste en ce que de plus faibles quantités de

constituant huileux sont requises pour préparer une micro-

émulsion à phase unique présentant une viscosité suffisamment accrue pour une bonne régulation de la mobilité. Ainsi, des micro-émulsions typiques contiendront environ 75 à environ 98 % en volume de saumure, environ 1 à environ 10 % en volume d'agent tensio-actif, environ 200 à environ 5000 ppm d'agent

épaississant et environ 1 à 15 % en volume d'huile.

Le moyen-clé est que le constituant huileux utilisé dans la microémulsion soit caractérisé par un nombre équivalent d'atomes de carbone d'alcane qui est sensiblement plus élevé que le nombre équivalent d'atomes de carbone d'alcane de l'huile brute de la formation. Pour la mise en oeuvre de l'invention, le EACN du constituant huileux de la microémulsion sera d'environ 25 % à environ 300 %, et mieux encore, d'environ 50 % à environ 150 %, plus élevé que le EACN

de l'huile brute de la formation.

Le tableau I suivant donne, pour des huiles brutes, des valeurs typiques de EACN, mentionnées dans l'article de J. L. Cayias précédemment cité

TABLEAU I

EACN pour plusieurs huiles brutes Huile brute EACN Gisement de Big Muddy 8,5 Gisement de Bradford 8,6 Gisement de Delaware Childers 7,7 Gisement de Horseshoe Gally 8,2 Gisement de Prudhoe Bay 6,2 Gisement de Salt Creek 7,8 Gisement de Wasson 7,4 Gisement de West Ranch 6,6 Ces valeurs ont été établies par Cayias et collaborateurs en utilisant la voie, précédemment mentionnée, de comparaison des tensions interfaciales; cependant, les valeurs correspondantes obtenues selon la voie par comparaison du comportement de phase ne s'écartent pas de ces valeurs de plus de + 10 %. D'après l'expérimentation et en utilisant la définition de comportement de phase donnée dans le présent mémoire, l'huile brute du gisement de Loudon s'est

révélée- avoir un EACN d'environ 7,5.

En première approximation, la plupart des huiles brutes ont un EACN (cependant déterminé) compris entre environ 6 et environ 9; par conséquent, pour la mise en oeuvre de l'invention, la plupart des huiles utilisées dans la micro-émulsion auront un EACN compris entre environ 7,5 et

environ 27.

Pour la mise en oeuvre de l'invention dans le gisement Loudon, on peut préparer une micro-émulsion en utilisant environ 3 %, en volume, d'un constituant huileux

présentant un EACN d'environ 12, ce qui permet l'incorpora-

tion de quantités suffisantes d'agent tensio-actif et d'agent de modification de la viscosité à la salinité optimale (par exemple 91 g/l de NaCl, 10 g/l de MgC12, 6H20 et 8 g/l de CaCl2). Ainsi, pour cette micro-émulsion de qualité supérieure, le EACN du constituant huileux est d'environ 60 %

plus élevé que celui de l'huile brute de Loudon.

Des épaississants convenables utilisables pour régler la viscosité de la micro-émulsion comprennent des

substances polymères solubles dans l'eau comme la carboxy-

méthylcellulose, l'oxyde de polyéthylène, les sels de poids moléculaire élevé de polymères contenant des groupes amide et carboxyle obtenus en polymérisant l'acrylamide ou ses homologues comme le méthacrylamide et en hydrolysant partiellement les groupes amide et analogues. De telles substances comprennent des polyélectrolytes polymères de poids moléculaire élevé, comme les polyacrylamides partiellement hydrolysés vendus par exemple sous des dénominations commerciales telles que "Pusher" par la Dow

Chemical Company. Une classe additionnelle et particulière-

ment préférée de polymères utilisables comme épaississants et comme agents de régulation de la mobilité est constituée par les bipolymères ou polysaccharides comme ceux connus sous les dénominations commerciales "Kelzan XC", disponible auprès du

Département Kelco de Merck and Company, et "Pfizer 1035".

Si on le désire, on peut injecter une certaine quantité d'eau épaissie ou non épaissie avant injection de la

micro-émulsion, c'est-à-dire injecter une solution de pré-

balayage. Cette technique est quelquefois utilisée pour modifier la salinité des fluides aqueux d'une formation de façon à être sûr que la micro-émulsion ne vient pas en contact avec l'eau dans la formation, ce qui serait nuisible à ladite micro-émulsion. Cependant, on doit insister sur le fait que l'invention ne repose pas du tout sur la mise en oeuvre d'un tel fluide de pré-balayage. Néanmoins, l'injection préalable d'une saumure de formulation appropriée tend à inhiber la dégradation de la micro-émulsion par les cations divalents dans la formation, lors du déplacement et de

l'échange desdits cations divalents en avant de ladite micro-

émulsion. On peut se reporter à cet égard au brevet des Etats-Unis d'Amérique NO 4 074 755, délivré le 21 Février 1978. D'une manière générale, les masses ou bouchons de micro-émulsion injectés dans la formation souterraine correspondent à des volumes d'environ 0,02 à 2 fois, de préférence 0,05 à 0,5 fois, le volume des pores de la formation. Pour des raisons économiques, on préfère,

conformément à l'invention, minimiser la quantité de micro-

émulsion injectée en utilisant de préférence cette dernière en une quantité d'environ 0,02 à 0,2 fois le volume des pores

(0,02 à 0,2 VP).

A la suite de l'injection de la micro-émulsion épaissie préparée conformément à l'invention, de l'eau épaissie est de préférence injectée dans la formation pour déplacer la micro-émulsion, préalablement injectée, à

travers la formation vers un ou plusieurs puits productifs.

L'eau épaissie peut comprendre de l'eau ordinaire ou une saumure contenant un ou plusieurs épaississants usuels. Des épaississants convenables comprennent les épaississants habituels mentionnés plus haut à propos de la composition de la micro-émulsion. La salinité de la saumure peut être réglée pour donner le comportement de phase souhaité et améliorer

le taux d'extraction de l'huile.

EXEMPLE 1

Pour le gisement de Loudon, Illinois, on sait que la salinité optimale de la micro-émulsion injectée en dernier lieu doit être proche de celle de la saumure de Tar Springs,

pour donner de faibles tensions interfaciales huile-micro-

émulsion et eau-micro-émulsion afin d'obtenir un déplacement d'huile efficace et économiquement acceptable. La composition optimale de l'eau d'entraînement doit être aussi proche que possible de celle de la saumure de Tar Springs de telle sorte que les problèmes liés au mélange dans la roche réservoir (par exemple séparation de phases, précipitation, etc.) soient réduits au minimum. Le tableau II ci-après donne la composition de la saumure de Tar Springs

TABLEAU II

Composition de la saumure de Tar Springs Constituant Concentration (g/l) NaCl 91,71 CaCl2 7,86 MgCl2,6H20 10,33 BaCl2,2H20 0,133 NaHCO3 0,195 Une bonne régulation de la mobilité dans l'ensemble du fluide injecté et l'absence de chute du taux d'extraction de l'huile en fonction du trajet sont aussi des conditions essentielles et, par conséquent, il est nécessaire

d'utiliser un agent d'accroissement de la viscosité.

En utilisant les méthodes du brevet des Etats-

Unis d'Amérique NO 3 981 361 précédemment mentionnées pour effectuer les études de sélection, on détermine un agent tensio-actif qui satisfasse au mieux toutes les conditions; l'agent tensio-actif choisi, à savoir le "PL476", est un alcool primaire sulfaté alkoxylé. Cet agent tensio-actif présente une salinité optimale qui est approximativement la même que celle de la saumure de Tar Springs pour l'huile brute de Loudon, à 320C (température d'une partie de

la roche réservoir de Loudon).

On a effectué des injections dans des noyaux de grès de Berea en utilisant ces agents tensio-actifs dans une

micro-émulsion dont le constituant huileux avait des caracté-

ristiques physiques et chimiques similaires à celles de l'huile brute de Loudon (EACN = 7,5); on n'a pas obtenu une

bonne régulation de la mobilité entre la nappe de micro-

émulsion, la nappe d'eau injectée et la nappe d'huile-eau en écoulement. Ainsi, afin d'améliorer le rapport de mobilité entre la masse injectée et la nappe huile-eau s'écoulant, on

a décidé d'ajouter un polysaccharide épaississant à la micro-

émulsion. L'addition du polymère choisi a entraîné la séparation de la micro-émulsion en une phase supérieure constituant une nouvelle microémulsion et en une phase inférieure aqueuse supplémentaire contenant, d'une manière prédominante, le polymère. On obtient ainsi un système tout à

fait inacceptable pour l'injection dans une formation.

Conformément au procédé de l'invention, la composition du constituant huileux a été modifiée à partir d'une huile de composition similaire à l'huile brute de Loudon, en choisissant le dodécane (C12H26; EACN = 12). Le dodécane a été choisi par suite d'une étude systématique du

comportement de phase des systèmes agent tensio-actif PL-476-

polymère-huile-saumure de Tar Springs dans lesquels on a fait varier la nature du constituant huileux en augmentant le nombre d'atomes de carbone par incréments de 1 ou 2, les autres variables étant maintenues constantes. On a établi que le dodécane est l'hydrocarbure présentant le plus faible nombre d'atomes de carbone et donnant une micro-émulsion à phase unique, avec l'agent tensio-actif PL-476, dans la saumure de Tar Springs (qui correspond à la salinité désirée

de la micro-émulsion pour son injection dans la formation).

On a préparé une micro-émulsion pour injection présentant la composition suivante: 2,5 % d'agent tensio-actif PL-476, environ 3 % de dodécane et 400 parties par million d'un hétéropolysaccharide ("Pfizer 1035") dans de la saumure de Tar Springs. Cette micro-émulsion à phase unique présentait une viscosité voisine de 15 x 10-3 Pa.s, à 321C, pour une vitesse de cisaillement de 11,5 s-1. L'eau injectée contenait

750 parties de "Pfizer 1035" par million de parties.

Les performances de cette micro-émulsion dans le cas d'une injection dans un noyau ont été comparées à celles d'une micro-émulsion préparée sans "Pfizer 1035" et contenant 2 % d'un constituant huileux similaire à l'huile brute de Loudon.- Les processus d'injection dans un noyau sont plus complètement décrits dans le brevet des Etats-Unis d'Amérique N0 3 981 361 et n'ont pas besoin d'être rappelés ici. Une masse de microémulsion correspondant à 0,2 fois le volume des pores (0,2 VP), préparée conformément à l'invention, a donné un Sof de 8,6 % après production de 1, 2 VP de liquide, tandis que la micro-émulsion qui n'avait pas été épaissie mais qui contenait le constituant huileux optimal supposé a

donné un Sof de 10,3 % après une production d'environ 1,4 VP.

Cette injection ainsi que d'autres utilisant des noyaux de grès de Berea de 61 cm ont confirmé que l'efficacité du déplacement de l'huile était fortement améliorée en utilisant une micro-émulsion dans laquelle le polymère avait été

incorporé dans des conditions de compatibilité.

EXEMPLE 2

Sur la base des excellents résultats d'injection obtenus dans l'exemple 1 dans des noyaux de 61 cm, on a effectué un essai avec noyau de 488 cm; à cet effet, on a injecté une masse de micro-émulsion, correspondant à 20,8 %

du volume des pores, constituée par 2,5 % d'agent tensio-

actif "PL-476", 3 % de dodécane et 400 parties par million de l'hétéropolysaccharide "Pfizer 1035" dans de la saumure de Tar Springs, dans un noyau en grès de Berea de 488 cm de long contenant de la saumure de Tar Springs et de l'huile brute résiduelle du gisement de Loudon. L'ensemble de l'opération d'injection s'est déroulé à peu près à la vitesse de 30,5 cm par jour, à 321C. La masse de micro-émulsion a été entraînée avec une masse, représentant approximativement 40 % du volume des pores, comprenant 930 parties par million de "Pfizer 1035" dans de la saumure de Tar Springs à 70 %. On avait disposé des robinets de prise de pression le long du noyau pour permettre la détermination des gradients de pression. Les résultats de cette injection dans un noyau ont été excellents. L'extraction de l'huile était élevée. On a récupéré environ 78 % de l'huile brute résiduelle de Loudon obtenue par injection d'eau, en utilisant une quantité correspondant à 1,2 fois le volume des pores, ce qui laisse une saturation d'huile de seulement 7,8 % après avoir tenu compte de l'huile injectée (contenue dans la phase formant micro-émulsion) . De plus, les mesures effectuées le long du noyau, au niveau des robinets de prise de pression, au cours de l'injection, indiquaient qu'on pouvait s'attendre à de bonnes efficacités d'entraînement ou balayage dans le gisement. Il convient d'insister sur le fait que l'aptitude à incorporer un polymère dans la micro-émulsion, dans des conditions de compatibilité, présente une importance

déterminante pour l'application du procédé au gisement.

Il va de soi que de nombreuses modifications peuvent être apportées au procédé décrit et représenté sans sortir de son cadre.

Claims (10)

REVENDICATIONS

1. Procédé d'extraction de pétrole ou huile brute à partir d'une formation souterraine contenant aussi une saumure présentant une salinité connue, caractérisé en ce qu'il consiste: (a) à préparer une micro- émulsion à phase unique qui comprend un constituant aqueux présentant une salinité qui est pratiquement la même que ladite salinité connue, un agent tensio-actif dont la salinité optimale par rapport à ladite huile brute est pratiquement la même que ladite salinité connue, un constituant huileux pour lequel la salinité optimale de l'agent tensio-actif est notablement plus élevée que ladite salinité connue, et un agent d'accroissement de la viscosité; et (b) à injecter cette micro-émulsion dans ladite

formation souterraine pour récupérer l'huile brute.

2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le nombre équivalent d'atomes de carbone d'alcane du constituant huileux précité est d'environ 25 % à environ

300 % plus élevé que celui de l'huile brute.

3. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que l'agent précité d'accroissement de la viscosité est

un polysaccharide ou un polyacrylamide.

4. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce qu'on injecte préalablement dans la formation précitée une solution saline aqueuse pour obtenir cette salinité connue.

5. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la viscosité de la micro-émulsion précitée est supérieure à la viscosité de l'huile brute précitée dans les

conditions de la roche réservoir.

6. Procédé d'extraction améliorée de pétrole

brut ou huile brute à partir d'une roche réservoir souter-

raine contenant une saumure de salinité connue, caractérisé en ce qu'il consiste: (a) à former une micro-émulsion à phase unique en combinant un milieu aqueux présentant une salinité à peu près égale à cette salinité connue, un agent tensio-actif présentant une salinité optimale, par rapport à ladite huile brute, qui est à peu près égale à cette salinité connue, une huile présentant un nombre équivalent d'atomes de carbone d'alcane qui est notablement plus élevé que celui de cette huile brute, et un épaississant; cette huile étant notamment constituée d'un mélange d'hydrocarbures; et (b) à injecter cette micro-émulsion dans ladite

roche réservoir pour extraire l'huile brute.

7. Procédé selon la revendication 6, caractérisé

en ce que l'agent tensio-actif précité est un alcool poly-

alkoxylé sulfoné ou sulfaté, contenant 8 à 20 atomes de

carbone, ou un toluène- ou orthoxylène-sulfonate.

8. Procédé selon la revendication 6, caractérisé en ce que l'épaississant précité est un polysaccharide ou un

polyacrylamide.

9. Procédé d'extraction de pétrole ou huile brute à partir d'une roche réservoir contenant une saumure de salinité connue et une huile brute présentant un nombre équivalent d'atomes de carbone d'alcane, caractérisé en ce qu'il consiste: (a) à préparer une micro-émulsion à phase unique, à faible teneur en huile, en combinant une solution saline aqueuse ayant une salinité sensiblement égale à cette salinité connue, un agent tensioactif ayant une salinité optimale sensiblement égale à cette salinité connue, une huile présentant un nombre équivalent d'atomes de carbone d'alcane supérieur d'environ 25 % à environ 300 % à ce nombre équivalent d'atomes de carbone d'alcane connu, et un agent épaississant constitué par un polymère; (b) à injecter cette micro-émulsion dans la roche réservoir en utilisant un puits d'injection; (c) à déplacer cette micro- émulsion et, par conséquent, cette huile brute au moyen d'un liquide aqueux épaissi, vers un puits productif; et

(d) à recueillir cette huile brute.

10. Micro-émulsion pour injection dans une formation souterraine contenant une saumure de salinité connue et du pétrole ou huile brute, caractérisée en ce qu'elle est essentiellement constituée d'une solution saline aqueuse présentant une salinité sensiblement égale à cette salinité connue, d'un agent tensio-actif dont la salinité optimale par rapport à cette huile brute est sensiblement égale à cette salinité connue, d'un constituant huileux pour

lequel la salinité optimale de l'agent surfactif est notable-

ment plus élevée que cette salinité connue, et d'un agent d'accroissement de la viscosité, cet agent tensio-actif étant notamment un alcool primaire polyalkoxylé sulfaté ou sulfoné, tandis que cet agent d'accroissement de la viscosité est notamment un polysaccharide ou un polyacrylamide, le nombre équivalent d'atomes de carbone d'alcane de ce constituant huileux étant de préférence supérieur d'environ 50 % à

environ 150 % à celui de cette huile brute.