FR2631380A1 - Procede de recuperation de petrole en utilisant une modification cyclique de la mouillabilite - Google Patents
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Abstract
Le procédé comprend l'injection d'un premier bouchon de solution d'agents tensio-actifs dans la formation fissurée par un premier de deux puits, la mise en contact d'une face de ce bloc de matrices mouillées par le pétrole avec cette solution d'agents tensio-actifs pendant un temps suffisant pour que cette solution d'agents tensio-actifs pénètre et devienne la phase mouillante préférée d'au moins une partie de ce bloc de matrices; l'injection d'un second bouchon d'eau dans cette formation par un second de ces deux puits; la récupération de pétrole à partir de cette formation par ce premier puits et la répétition des opérations précédentes.
Description
L'invention concerne un procédé de récupération d'infiltration de pétrole
A partir d'une formation pétrolifère souterraine, et plus particulièrement un procédé pour envoyer de manière cyclique des fluides modifiant la mouillabilité à travers une formation pétrolifère souterraine pour augmenter la récupération de
pétrole à partir de celle-ci.
Il est admis dans la technique que la récupéra-
tion de pétrole au moyen d'une injection classique d'eau o10 est inefficace dans les formations fissurées, car il se produit des cheminements préférentiels à travers le réseau de fissures. La technique propose un certain nombre de solutions à ce problème. Brownscombe et Coll. , Stone et Coll. et Sengul et Coll. emploient expressément
des procédés de déplacements par imbibition pour augmen-
ter la récupération de pétrole par rapport à l'injection
classique d'eau dans les formations fissurées.
L'article "Water-Imbibition Displacément", E. R. Brownscombe et coll., Oil & Gas Journal, vol. 51, N 28,
17 novembre 1952, page 264 décrit un procédé de récupéra-
tion de pétrole utilisant un déplacement d'eau par imbibition dans le champ pétrolifère de Spraberry dans le Texas de l'Ouest, qui est naturellement fissuré et
mouillé par l'eau.
L'US-A-3 498 378, délivré aux noms de Stone et Coll. utilise une solution d'agents tensio actifs dans le champ pétrolifère de Spraberry pour mettre la formation sous pression et modifier sa mouillabilité préférentiel de mouiller par l'eau A mouiller par le pétrole. Le pétrole est alors produit jusqu'à ce que le rapport de l'eau au pétrole atteigne une limite économique. La production est interrompue, et de l'eau est injectée dans
la formation pour restaurer la pression en fond de pluie.
La production d'huile reprend jusqu'à ce qu'elle tombe au-dessous de limites économiques acceptables. Une pulsation de pression avec de l'eau est répétée jusqu'à
ce qu'une diminution de la récupération nécessite l'in-
jection d'agents tensio actifs supplémentaires. Le cycle
peut être répété jusqu'à ce que la formation soit épui-
sée. L'US-A-4 694 904, délivré aux noms de Sengul et Coll. prévoit d'injecter cycliquement dans une formation fissurée deux fluides séparées ayant des mobilités différentes. Le fluide ayant la mobilité la plus faible peut être une solution de polymère et le fluide ayant la
mobilité la plus élevée peut être de l'eau ou une solu-
tion d'agents tensio-actifs. Le procédé est conçu pour rivaliser avec les performances d'une injection de
polymères continue, mais à un moindre coup car l'utili-
sation de polymères dans le procédé est réduite.
L'US-A-4 364 431, délivré aux noms de Saidi et Coll. utilise un agent tensio-actif pour augmenter une injection d'eau qui déplace le pétrole d'une formation
fissurée mouillée par le pétrole par un mécanisme d'en-
traînement par gravité plutôt que par un mécanisme de déplacements par imbibition. Saidi suggère que l'agent tensio actif réduit la tension interfaciale entre l'eau présente dans les fissures et le pétrole présent dans les blocs des matrices de la formation, ce qui permet au pétrole de pénétrer dans les fissures dans lesquelles il est entraîné vers le haut vers un puits de production par
la différence de densité entre l'eau et le pétrole.
Les documents précités ne parviennent pas à
réaliser pleinement le potentiel d'un procédé de déplace-
ments par imbibition pour récupérer le pétrole d'une formation. Bien que Brownscombe et Coll., Stone et Coll., et Sengul et Coll. utilisent expressément un mécanisme de déplacements par imbibition, aucun de ces documents ne reconnaît d'améliorations spécifiques qui pourraient rendre le mécanisme plus efficace. En outre, aucun de ces documents ne reconnaît l'utilité du mécanisme au delà de
la déformation mouillée par l'eau.
Il existe un besoin d'un procédé qui améliore
notablement les performances des fluides qui sont injec-
tés dans une formation fissurée pour récupérer le pétrole de la formation. Il existe un autre besoin pour un procédé qui permet à la fois d'optimiser la quantité de
pétrole recueillie dans une formation fissurée et d'accé-
lérer la vitesse de production de pétrole à partir de la formation sans augmenter notablement le volume de fluides
injectés nécessaire.
La présente invention est un procédé pour récupé-
rer du pétrole dans une formation souterraine fissurée mouillée par le pétrole en modifiant la mouillabilité de la formation pétrolifère avec des fluides injectées
cycliquement. Le procédé utilise un mécanisme de déplace-
ments par imbibition à la fois pour augmenter et pour
accélérer la récupération de pétrole dans la formation.
Le procédé est particulièrement efficace dans des forma-
tions fissurées mouillées par le pétrole qui ont subies une récupération primaire et secondaire de pétrole soit par injection d'eau soit par injection augmentée de polymères, mais dans lesquelles une partie notable du pétrole reste non récupérées dans les blocs de matrices
de la formation fissurée.
Le procédé utilise une classe de compositions communément connues sous le non d'agents tensio actifs pour modifier la mouillabilité préférentielle initiale d'une formation mouillée par le pétrole. Le procédé est amorcé en injectant un bouchon de solution d'agents tensio actifs dans un puits de forage en communication fluide avec la formation mouillée par le pétrole. La
solution pénètre dans le réseau de fissures de la forma-
tion, puis imbibe une partie des blocs de matrices adjacents au réseau de fissures. La solution amène la
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partie des blocs de la matrice avec laquelle elle vient
en contact dans l'état mouillé par l'agent tensio-actif.
La solution déplace simultanément le pétrole de la partie mouillée par l'agent tensio-actif des blocs de matrices dans le réseau de fissures. Après l'injection de la solution d'agents tensio
actifs, de l'eau est injectée dans la formation. L'injec-
tion d'eau remplit deux fonctions. Tout d'abord, l'injec-
tion d'eau désorbe la solution d'agents tensio-actifs de la partie mouillée par l'agent tensio actif des blocs de matrice, en ramenant cette partie des blocs de matrice A
l'état mouillé par le pétrole. En second lieu, l'injec-
tion d'eau déplace vers la surface le pétrole résidant dans le réseau de fissures en passant par un puits de production o le pétrole est récupéré. L'injection d'eau est poursuivie jusqu'à ce que le rapport de l'eau au pétrole des fluides récupérés deviennent peu économiques,
elle est alors arrêtée.
Lorsque l'injection d'eau est terminée, le cycle d'injection est répété à nouveau en injectant un second bouchon de la solution d'agents tensioactifs dans la formation, suivi d'une injection d'eau. Le cycle peut être répété aussi souvent qu'on le désire jusqu'à ce que
la formation soit épuisée.
L'invention est particulièrement avantageuse car elle permet une récupération de pétrole à partir d'une formation mouillée par le pétrole par un mécanisme de
déplacements par imbibition que l'on supposait précédem-
ment n'être utile que dans les formations mouillées par
l'eau. Le présent procédé utilise une séquence d'injec-
tion de fluide qui permet à l'agent tensio actif de pénétrer plus complètement dans les blocs de la matrice
et de venir en contact d'une quantité de pétrole supplé-
mentaire, non récupérable jusqu'ici à partir d'une
formation fissurée mouillée par le pétrole.
Diverses autres caractéristiques de l'invention
ressortent d'ailleurs de la description détaillée qui
suit.
Des formes de réalisation de l'objet de l'inven-
tion sont représentées, à titre d'exemples non limita-
tifs, aux dessins annexés.
La fig. 1 représente la réduction de la satura-
tion en pétrole en fonction du temps lorsqu'une carotte mouillée par le pétrole est mise en contact cycliquement
avec les fluides modifiant la mouillabilité de la pré-
sente invention.
La présente invention est un procédé cyclique pour injecter séquentiellement des fluides modifiant la mouillabilité dans une formation souterraine fissurée et
pour récupérer le pétrole d'une formation pétrolifère.
Une formation fissurée est une formation ayant un réseau de fissures communicante hautement perméable cheminant à travers la matrice de formation. Les réseaux de fissures communicantes sont généralement associés à des formations naturellement fissurées plutôt qu'à des formations
artificiellement fissurées.
La matrice de la formation, qui constitue la
grande masse de la formation, est beaucoup moins perméa-
ble que le réseau de fissures. La matrice comprend une roche de formation poreuse compétente continue qui contient du pétrole dans les espaces des pores de la structure de la roche. Un réseau de fissures pénétrantes
isolent la matrice en blocs de matrices séparées.
Le présent procédé est applicable à des forma-
tions ayant des blocs de matrices comprenant une roche qui est caractérisée sur la base de sa mouillabilité
comme initialement mouillée par le pétrole. La mouiilabi-
lité d'une roche est définie ici comme la capacité de la surface de la roche d'absorber préférentiellement un liquide donné et de se revêtir efficacement du liquide en présence d'un second liquide. Ainsi, une roche mouillée par le pétrole absorbe préférentiellement le pétrole, une roche mouillée par l'eau absorbe préférentiellement l'eau, et une roche mouillée par des agents tensio-actifs absorbe préférentiellement un agent tensio-actif. L'expression "mouillé par un agent tensio actif" n'avait pas été très utilisée jusqu'à présent, car la littérature antérieure désignait souvent une roche revêtue d'un agent tensio actif en présence d'eau et de pétrole soit comme "mouillé par l'eau", soit comme "mouillé par le pétrole". La présente invention reconnaît que, dans ces cas, l'agent tensio-actif est la véritable phase mouillante plutôt que l'eau ou le pétrole, car l'agent tensio actif revêt la roche tandis que le pétrole ou l'eau est attiré vers l'agent tensio-actif et le revêt. Par conséquent, dans le présent procédé dans lequel on suppose que l'agent tensio actif injecté revêt la roche, l'expression "mouillé par un agent
tensio-actif" est utilisée comme étant la description la
plus précise de la mouillabilité.
Les formations caractérisées ici comme mouillées par le pétrole sont des formations qui contiennent au moins une partie de la roche, si non la totalité de la
roche de la formation, qui est mouillée par le pétrole.
Ainsi, les blocs de matrice d'une formation mouillée par le pétrole et fissurée, telle que défini dans la présente
invention, peuvent contenir entièrement une roche mouil-
lée par le pétrole ou peuvent ne contenir que partielle-
ment une roche mouillée par le pétrole, la roche restante ayant une mouillabilité différente. Des blocs de matrices ayant certains emplacements qui sont mouillés par le pétrole et certains emplacements qui sont mouillés par l'eau ont été caractérisé par la littérature antérieure comme mouillé de manière neutre. Cependant, aux fins de la présente invention, l'expression "formation entièrement mouillée par le pétrole" comprend à la fois les formations mouillées par le pétrole et les formations
mouillées de manière neutre dans la mesure o les forma-
tions mouillées de manière neutre contiennent certains emplacements mouillés par le pétrole. Le présent procédé est amorcé en injectant un bouchon contenant un agent modifiant la mouillabilité en
solutions dans un puits de forage d'injections en commu-
nications fluides avec une formation fissurée mouillée par le pétrole. L'agent modifiant la mouillabilité est une composition appartenant à la classe de composés
communément connue sous le nom d'agents tensio-actifs.
Les agents tensio-actifs ont généralement un caractère hydrophile et un caractère lipophile qui varient en fonction de la composition de l'agent tensio-actif ainsi que de la nature de la roche de formation et des fluides fossiles avec lesquels l'agent tensio-actif vient en contact. Pour l'utilisation de la présente invention, on choisit une solution d'agents tensio-actifs ayant un caractère qui est capable de modifier la mouillabilité de
la roche de la matrice de telle sorte que l'agent tensio-
actif devienne la phase mouillante préférée de la roche par rapport à la phase mouillant le pétrole initial préféré. Le technicien entraîné peut aisément déterminé un agent tensio-actif qui convient pour modifier la mouillabilité d'une roche donnée par une expérimentation
de laboratoires.
La présente invention n'est pas limitée à un agent tensio-actif particulier pour autant que l'agent
tensio-actif satisfasse aux critères ci-dessus. Néan-
moins, un agent tensio actif préféré pour une utilisation dans la présente invention est un agent tensio-actif qui réalise un équilibre pratiquement neutre entre son caractère hydrophyle et son caractère lipophile dans la formation donnée o l'agent tensio-actif est placé. Des exemples de types d'agents tensio-actifs qui peuvent être
utiles dans la présente invention comprennent des alkyl-
phénols éthoxylés, des éthoxysulfates d'alkyphénols, des alcools éthoxylés, des étoxysulfates d'alcool, des sulfonates d'alpha oléfine, des sulfonates d'oléfines internes, des alkylarils sulfonates, des sulfonates de pétrole, des alcools propoxylés éthoxylés, des sulfates
propoxylés éthoxylés et des sulfonates propoxylés éthoxy-
lés. La solution d'agents tensio-actifs est préparée
en mélangeant l'agent tensio-actif choisi dans un di-
luant. Le diluant est soit un solvant hydrocarboné, soit un solvant aqueux. Un solvant aqueux tel que l'eau fraîche ou une saumure est le diluant préféré. La saumure a généralement une concentration totale en matières solides dissoutes supérieures à environ 1000 ppm, tandis que l'eau fraîche a une concentration totale en matières solides dissoutes inférieures à environ 1000 ppm. Si on utilise comme diluant un solvant hydrocarboné, il est de préférence un pétrole brut de réservoir. La concentration de l'agent tensio-actif dans le diluant est supérieure à environ 0,01 % en poids; elle est de préférence comprise entre 0,1 % et environ 4,0 % en poids; mieux encore
entre 0,2 % et environ 1,0 % en poids.
Le volume effectif du bouchon de solution d'agents tensio-actifs initiale qui est injecté dans la formation dépend du mode de réalisation qui est mis en
pratique parmi ceux englobés dans la présente invention.
Un certain nombre de modes de réalisations du procédé sont possibles, suivant le nombre de puits d'injection et de production utilisés et la séquence particulière dans
laquelle ils sont employés.
Conformément à un mode de réalisation, la produc-
tion de pétrole à partir d'un puits adjacent A un ou plusieurs puits d'injections de limites est interrompueet un bouchon de solutions d'agents tensio-actifs est injecté dans le puits de production. Le volume du bouchon est généralement de l'ordre d'environ 0,1 à environ 1,0 du volume des fissures de la formation. De l'eau est
ensuite injectée dans un ou plusieurs des puits d'injec-
tion de limite adjacents au puits de production, tandis que le puits de production est simultanément ramené en production. En général, un volume d'eau nettement plus élevé que le bouchon de la solution d'agents tensioactifs est injecté dans la formation par un ou plusieurs des puits d'injection de limite pour déplacer le pétrole vers la surface. Le volume d'eau injectée est généralement au moins deux fois plus élevé que le volume du bouchon de solution d'agents tensio-actifs injecté, et il peut même être plus élevé de deux ordres de grandeur ou davantage
que le volume de la solution d'agents tensio-actifs.
Le mode de réalisation ci-dessus peut en outre utiliser un temps prolongé d'inhibition par l'agent tensio-actif prolongé, lequel temps est défini comme étant une période de temps suivant l'injection de la solution d'agents tensio-actifs dans la formation lorsque le puits de production de pétrole est arrêté. Le temps d'inhibition permet A la solution d'agents tensio-actifs
de s'imbiber dans les blocs de matrices de la formation.
Si on utilise un temps d'inhibition, sa durée est déter-
minée en fonction de la vitesse d'inhibition de la formation de l'agent tensio-actif dans les blocs de matrices. En général, on choisit un temps d'inhibition d'au moins 24 heures, de préférence compris entre 24 heures et environ 4 224 heures, et mieux encore entre
environ 168 heures et environ 720 heures.
Dans d'autres modes de réalisations de l'inven-
tion, le bouchon de solutions d'agents tensio-actifs et l'eau sont injectés séquentiellement'dans la formation par un ou plusieurs puits d'injection de limite adjacents
à un puits de production. La solution d'agents tensio-
actifs est injectée la première, et elle est suivie par l'injection d'eau dans le ou les mêmes puits. Le puits de
production peut être arrêté si on le désire après l'injec-
tion du bouchon de solutions d'agents tensio- actifs pour permettre un temps d'inhibition pour la solution dans la formation. Si le puits de production est arrêté, les volumes de bouchon de solutions d'agents tensio-actifs et
les temps d'inhibition utilisés dans ce mode de réalisa-
tion sont similaires à ceux décrits dans le mode de réalisation précédent. La production de pétrole est
reprise lorsque l'injection d'eau commence.
S'il n'est pas praticable d'arrêter le puits de production au cours de l'opération d'injedtion en raison
de contraintes opératoires, il est généralement néces-
saire d'injecter un volume de solutions d'agents tensio-
actifs plus important dans la formation pour obtenir un temps de contact équivalent entre la solution d'agents tensio-actifs et les blocs de la matrice. Néanmoins, le
volume relatif d'eau utilisé dans l'opération est tou-
jours nettement plus élevé que le volume de la solution
de l'agent tensio-actif.
Dans d'autres modes de réalisation de l'inven-
tion, le bouchon de solutions d'agents tensio-actifs est injecté dans un ou plusieurs puits d'injection de limite tandis que de l'eau est injectée de manière continue dans
- un ou plusieurs puits d'injection de limite différents.
Du pétrole est produit simultanément et de manière continue à partir d'un puits de production adjacent aux puits d'injections de limite. Comme dans les modes de réalisation précédents, le volume d'eau injecté dans la formation par rapport au volume du bouchon de solutions
d'agents tensio-actifs est nettement plus élevé.
Dans tous les modes de réalisation décrits ci-dessus, l'injection d'eau et la production de pétrole sont poursuivies jusqu'à ce que le rapport de l'eau au
pétrole dans le fluide produit dépasse un niveau économi-
que. A ce moment, l'injection d'eau est interrompueet le cycle d'injection du présent procédé est répété à nouveau avec l'injection d'un second bouchon de la solution
d'agents tensio-actifs suivie par une injection d'eau.
Les bouchons des cycles d'injections ultérieures après le cycle initial peuvent avoir les mêmes caractéristiques que ceux du premier cycle, ou bien les bouchons peuvent
être modifiés. Par exemple, on peut modifier la concen-
tration de la solution d'agents tensio-actifs ou modifier les volumes relatifs des bouchons, par exemple en les diminuant progressivement. Quel que soit le procédé utilisé, le cycle d'injection peut être répété un nombre quelconque de fois jusqu'à ce que la formation soit épuisée.
Les divers modes de réalisation indiqués ci-
dessus sont effectués d'une manière telle que l'injection de fluides n'augmente pas notablement la pression de formation au niveau du puits de production. Ceci provient soit de ce que la production de pétrole est effectuée en continu tandis que les fluides sont injectés dans la formation à une vitesse réglée, ou bien de ce que le volume de solution d'agents tensio-actifs injectée dans la formation est choisie de telle sorte que la pression
de la formation au niveau du puits de production n'aug-
mente pas notablement même si le puits de production est
arrêté après l'injection d'agents tensio-actifs.
L'eau utilisée dans la pratique du procédé peut être une saumure ou une eau fraîche. La source d'eau la plus commune est la saumure de formation qui a été produite à partir de la formation et qui est recyclée dans la formation sous forme d'eau d'injection. En
général, l'eau d'injection a pratiquement la même mobi-
Iité que la solution d'agents tensio-actifs qui la précède. La profondeur relative de l'ensemble des puits utilisés dans la présente invention dépend e-n général des
contours de la formation. Cependant, les puits d'injec-
tion et de production adjacents sont de préférence placés à des profondeurs relatives telles que les fluides
d'injection puissent être uniformément déplacés horizon-
talement à travers toute la profondeur verticale de la zone pétrolifère dans la formation. Ainsi, les fluides
injectés balayent pratiquement horizontalement la forma-
tion et déplacent le pétrole à travers toute la profon-
deur verticale de la formation dans les puits de produc-
tion adjacents.
Le procédé est généralement effectué dans les conditions ambiantes de la formation, parmi lesquelles la température, la pression et le pH de cette dernière. Il est généralement inutile de modifier aucune de ces conditions ambiantes avant d'effectuer avec succès le procédé. Bien que cela ne soit pas connu avec certitude, on pense que le mécanisme de la présente invention est l'altération de la mouillabilité de la roche initialement mouillée par le pétrole dans les blocs de matrices de la formation. La modification de la mouillabilité augmente la capacité à la fois de l'agent tensio-actif et de l'eau de déplacer du pétrole des blocs de la matrice par imbibition. Dans la pratique, on pense que la solution d'agents tensio-actifs pénètre dans le réseau de fissures de la formation après qu'elle a été injectée dans un puits de forage qui est en communication fluide directe
avec le réseau de fissures. La solution d'agents tensio-
actifs vient simultanément en contact avec les faces des blocs de matrices bordant le réseau de fissures et, pour un temps de contact suffisant, s'imbibe à travers les
faces des blocs de matrices. La solution d'agents tensio-
actifs pénètre au moins à une certaine distance des faces des blocs de matrices dans les pores de la roche consti- tuant l'enveloppe externe des blocs de matrice. La solution d'agents tensio-actifs modifie la mouillabilité de la roche mouillée par le pétrole avec laquelle elle vient en contact en rendant la roche mouillée par l'agent tensio-actif. Cette action déplace simultanément le pétrole revêtant la roche mouillée par le pétrole à travers les faces des blocs de matrices dans le réseau de fissures. De l'eau est alors injectée dans la formation pour déplacer le pétrole du réseau de fissures vers un puits de production. L'eau imbibe également l'enveloppe externe des blocs de matrices et se désorbe dans l'agent tensio-actif à partir de la surface de la roche mouillée par l'agent tensio-actif qui s'y trouve. La désorption de l'agent tensioactif restaure le pétrole en tant que phase mouillante de la roche dans l'enveloppe externe des blocs de matrice, et permet au pétrole provenant de l'intérieur des blocs de matrice de se ressaturer et de remouiller la roche de l'enveloppe externe des blocs de matrice. Ce pétrole est alors susceptible d'être déplacé par imbibition par un bouchon ultérieur de solutions d'agents tensio-actifs lorsque l'on répète le cycle
d'injection de fluides.
Les exemples suivants illustrent le procédé de la présente invention. Ils ne doivent pas être considérés
comme limitant le domaine de celle-ci.
EXEMPLE 1
Un disque cylindrique est préparé à partir d'une roche carbonatée du Texas de l'Ouest mouillée par le pétrole. Le disque a 1,90 cm d'épaisseur et 12,7 cm de diamètre. Le disque est saturé de pétrole jusqu'à l'eau irréductible, ce qui conduit à une saturation de pétrole
de 70,4 %.
On place 300 ml d'une solution d'agents tensio-
actifs d'alcools éthoxylés dans un bécher. La solution comprend 0,75 % en volume d'alcools éthoxylés dans de l'eau de formation synthétique comme diluant. L'eau de formation synthétique a une concentration totale en matière solide dissoute de 11 840 ppm. On place 300 ml de
l'eau de formation synthétique dans un second bêcher.
Le disque saturé de pétrole est plongé dans la solution d'agents tensioactifs présente dans le premier bécher pendant une durée initiale de 168 heures (une semaine). On mesure la quantité de pétrole produite à partir du disque dans la solution environnante par imbibition spontanée pendant cette durée. Le disque est ensuite retiré du premier bécher et plongé dans l'eau de
formation synthétique du second bécher. Le disque sé-
journe dans l'eau de formation pendant la même durée que
dans la solution d'agents tensio-actifs, soit 168 heures.
Le pétrole produit à partir du disque au cours de cette durée, dû à l'imbibition spontanée, est mesuré, puis le
disque est retiré du second bécher.
Cette séquence est répétéependant deux cycles supplémentaires. Après un temps total écoulé de 1008 heures (six semaines), le pétrole produit à partir du disque paraît être pratiquement stabilisé. La fig. 1 montre que la saturation en pétrole a été réduite d'une saturation initiale en pétrole de 70,4 % à environ 57,9 %
sur la durée de six semaines par le procédé de la pré-
sente invention.
Un disque identique à celui décrit ci-dessus est saturé de pétrole jusqu'à l'eau irréductible d'une manière identique à celle qui précède. Le disque est placé dans un bécher contenant 300 ml de la même eau de formation synthétique que ci-dessus. Au bout de 1,5 ans, le disque ne présente pas de modifications de saturation en pétrole. Cette expérience montre une amélioration notable de la récupération de pétrole lorsqu'on utilise le procédé d'imbibition cyclique de la présente invention
plut8t qu'un procédé d'imbibition par un fluide unique.
EXEMPLE 2
Un puits de production dans un champs pétrolifère du Texas de l'Ouest, qui a un réseau de fissures étendu et qui est mouillé par le pétrole produisait initialement plus de 700 barils de pétrole par jour. Malgré une injection d'eau augmentée par du polymère, la production du puits a décliné à moins de 150 barils de pétrole par jour à partir du maximum initial. Par conséquent, la production de pétrole du puits a été suspendue, et 5000 barils d'agents tensio-actifs ont été injectés dans lepuits sur une durée de 5 jours. La solution d'agents
tensio-actifs comprend 0,7 % en volume d'alcools éthoxy-
lés et, comme diluant, une eau de formation ayant prati-
quement la même concentration totale en matières solides dissoutes que celles de l'exemple 1. Après avoir injecté la solution d'agent tensioactifs, on a fermé le puits pendant 5 jours. Le puits a ensuite été ramené à la production de pétrole. 650 barils supplémentaires de pétrole ont été produit sur un intervalle de production
de 5 jours.
L'invention n'est pas limitée aux exemples de
réalisation représentées et décrits en détail car diver-
ses modifications peuvent y être apportées sans sortir de
son cadre.
Claims (20)
1. Procédé de récupération de pétrole dans une formation pétrolifère souterraine fissurée mouillée par le pétrole pénétrée par au moins deux puits partant de la surface qui sont en communication fluide avec cette formation et l'un avec l'autre, caractérisé en ce qu'il comprend: a) l'injection d'un premier bouchon de solution d'agents tensio-actifs dans cette formation fissurée par un premier de ces deux puits, cette solution d'agents
tensio-actifs étant capable de devenir la phase mouil-
lante préférée d'un bloc de matrices mouillées par le pétrole dans cette formation fissurée; b) la mise en contact d'une face de ce bloc de matrices mouillées par le pétrole avec cette solution d'agents tensioactifs pendant un temps suffisant pour que cette solution d'agents tensioactifs pénètre et devienne la phase mouillante préférée d'au moins une partie de ce bloc de matrices; c) l'injection d'un second bouchon d'eau dans cette formation par un second de ces deux puits; d) la récupération de pétrole à partir de cette formation par ce premier puits; et
e) la répétition des opérations a), b), c) et d).
2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le premier puits est arrêté pendant un temps
d'inhibition au cours de l'opération b).
3. Procédé selon la revendication 2, caractérisé en ce que temps d'inhibition est d'au moins environ 24
heures.
4. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la mobilité du premier et du second bouchon
est pratiquement égale.
5. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le volume du second bouchon est nettement plus
élevé que le volume du premier bouchon.
6. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que l'eau du second bouchon est de l'eau fraîche ou
de la saumure.
7. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la pression de la formation au niveau du premier puits n'augmente pas notablement au cours des
opérations a) et c).
8. Procédé de récupération d'huile à partir d'une formation pétrolière souterraine fissurée mouillée par le pétrole pénétrée par au moins deux puits à partir de la surface qui sont en communication fluide avec cette formation et l'un avec l'autre caractérisé en ce qu'il comprend:
a) l'injection d'un premier bouchon d'une solu-
tion d'agents tensio-actifs dans cette formation fissurée par un premier de ces deux puits, cette solution d'agents
tensio-actifs étant capable de devenir la phase mouil-
lante préférée d'un bloc de matrices mouillées par le pétrole dans cette formation fissurée; b) la mise en contact d'une face de ce bloc de matrices mouVlAées par le pétrole avec cette solution d'agents tensioactifs pendant un temps suffisant pour que cette solution d'agents tensioactifs pénètre et devienne la phase mouillante préférée d'au moins une partie de ce bloc de matrices; c) l'injection d'un second bouchon d'eau dans ce premier puits;
d) la récupération de pétrole dans cette forma-
tion par un second de ces deux puits; et
e) la répétition des opérations a), b), c) et d).
9. Procédé selon la revendication 8, caractérisé en ce que le premier puits est fermé pendant un temps
d'inhibition au cours de l'opération b).
10. Procédé selon la revendication 9, caractérisé en ce que le temps d'inhibition est d'au moins environ 24 heures.
11. Procédé selon la revendication 8, caractérisé en ce que la mobilité du premier et du second bouchon
est pratiquement égale.
12. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la pression de la formation au niveau de ce second puits n'augmente pas notablement au cours des
opérations a) et c).
13. Procédé selon la revendication 8, caractérisé en ce que le volume du second. bouchon est nettement plus
élevé que le volume du premier bouchon.
14. Procédé selon la revendication 8, caractérisé en ce que l'eau du second bouchon est de l'eau fraîche ou
de la saumure.
15. Procédé pour récupérer du pétrole d'une formation pétrolifère souterraine fissurée mouillée par le pétrole, pénétré par au moins trois puits à partir de la surface qui sont en communication fluide avec cette formation et l'un avec l'autre, caractérisé en ce qu'il comprend:
a) l'injection d'un premier bouchon d'une solu-
tion d'agents tensio actifs dans cette formation fissurée par un premier de ces trois puits, cette solution d'agents tensio-actifs étant capable de devenir la phase mouillante préférée d'un bloc de matrices mouillées par le pétrole dans cette formation fissurée; b) la mise en contact d'une face de ce bloc de matrice mouillée par le pétrole avec cette solution d'agents tensio-actifs pendant un temps suffisant pour que cette solution d'agents tensio-actifs pénètre et devienne la phase mouillante préférée d'au moins une partie de ce bloc de matrice; c) l'injection d'un second bouchon d'eau dans un second de ces trois puits; d) la récupération de pétrole à partir de cette formation par un troisième de ces trois puits; et
e) la répétition des opérations a) et b).
16. Procédé selon la revendication 15, caracté-
risé en ce que les opérations c) et d) sont effectuées en
continu.
17. Procédé selon la revendication 15, caracté-
risé en ce que la mobilité du premier et du second
bouchon est pratiquement égale.
18. Procédé selon la revendication 15, caracté-
risé en ce que le volume du second bouchon est nettement
plus élevé que le volume du premier bouchon.
19. Procédé selon la revendication 15, caracté-
risé en ce que la pression de formation au niveau du troisième puits n'augmente pas notablement au cours des
opérations a) et c).
20. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que l'eau du second bouchon est de l'eau fraîche ou
de la saumure.
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