FR2927938A1

FR2927938A1 - Oil deposit producing method, involves increasing gas saturation of porous matrix, injecting aqueous solution into oil deposit for recuperating oil from deposit, and extracting oil from deposit by bored production well

Info

Publication number: FR2927938A1
Application number: FR0800980A
Authority: FR
Inventors: Bernard Bourbiaux
Original assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Current assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Priority date: 2008-02-21
Filing date: 2008-02-21
Publication date: 2009-08-28
Anticipated expiration: 2028-02-21
Also published as: FR2927938B1

Abstract

The method involves increasing gas saturation of a porous matrix for facilitating penetration of water in the matrix. Aqueous solution is injected into an oil deposit for recuperating oil from the deposit, where the increase of the gas saturation facilitates penetration of the aqueous solution in the matrix and simultaneous expulsion of the oil from the deposit. The oil is extracted from the deposit by a bored production well (PP). The volume of the solution is optimized by intercalating injections of polymer or gel plug.

Description

10 La présente invention concerne le domaine de la production d'un gisement d'hydrocarbures. En particulier l'invention concerne un procédé de récupération améliorée d'hydrocarbures. La production d'hydrocarbures d'un gisement pétrolier consiste à faire remonter 15 les hydrocarbures contenus dans le sous-sol vers la surface. Pour cela, on réalise des forages, appelés puits producteurs, à travers le gisement. Le principe de production consiste à maintenir au fond des puits producteurs une pression inférieure à la pression du réservoir et supérieure au poids de la colonne de fluides présente dans le puits. Ainsi, les hydrocarbures se dirigent vers le puits et remontent à la surface. 20 Si la pression initiale est bien supérieure au poids des fluides dans le puits, aucune énergie n'est requise pour permettre la production du gisement, dont l'huile est alors expulsée naturellement vers la surface : on parle de récupération primaire. La production résulte alors de l'énergie naturelle des fluides et de la roche qui se décomprime. Cet effet est parfois renforcé par l'activité d'un aquifère sous-jacent qui 25 retarde la chute de pression dans le gisement, ou par la présence d'un chapeau de gaz si l'huile est initialement à une pression proche de sa pression de saturation (qualifiée encore de point de bulle). Au fur et à mesure que l'on produit, la pression au sein du réservoir diminue, et par conséquent la différence de pression est moindre, impliquant une baisse de 30 production. Pour maintenir/assister la production d'hydrocarbures, il est nécessaire de mettre en place un système pour stimuler la production, tel que des pompes, ou d'alléger la colonne de fluide présente dans le tube de production en y injectant du gaz (technique dite de gas-lift). Cette phase de production primaire, éventuellement assistée, atteint ses limites lorsque la différence de pression conduit à un débit d'hydrocarbure trop faible pour que la production demeure rentable, ou lorsque les proportions de gaz et d'eau produits avec l'huile sont trop importantes. Au cours de cette étape, la récupération n'excède pas souvent 10% des hydrocarbures en place. Il est donc nécessaire dans un deuxième temps d'employer des techniques visant à accroître la récupération. On parle alors de récupérations secondaire puis tertiaire. État de la technique On connaît des techniques de récupération secondaire, dans lesquelles un fluide externe, tel que de l'eau ou du gaz, est injecté dans le réservoir par des puits injecteurs, forés en des positions optimales vis-à-vis des puits producteurs au sein du réservoir ou sur sa périphérie. Cette injection permet d'une part de maintenir la pression dans le réservoir donc sa capacité à produire, d'autre part de déplacer les hydrocarbures vers les puits de production. La récupération secondaire atteint ses limites lorsque le fluide injecté est produit en grande quantité par les puits de production, et la production n'est alors plus économique. The present invention relates to the field of producing a hydrocarbon deposit. In particular the invention relates to an improved hydrocarbon recovery process. The production of hydrocarbons from a petroleum deposit consists of raising the hydrocarbons contained in the subsoil towards the surface. For this, we carry out drilling, called producing wells, through the deposit. The production principle consists of keeping the bottom of the producing wells under a pressure lower than the pressure of the reservoir and greater than the weight of the column of fluids present in the well. Thus, the hydrocarbons move towards the well and rise to the surface. If the initial pressure is much greater than the weight of the fluids in the well, no energy is required to produce the deposit, which is then expelled naturally to the surface: this is called primary recovery. The production then results from the natural energy of the fluids and the rock that decompresses. This effect is sometimes enhanced by the activity of an underlying aquifer that delays the pressure drop in the deposit, or by the presence of a gas cap if the oil is initially at a pressure close to its pressure. saturation (still called bubble point). As the product is produced, the pressure within the reservoir decreases, and therefore the pressure difference is smaller, implying a decrease in production. To maintain / assist the production of hydrocarbons, it is necessary to set up a system to stimulate production, such as pumps, or to lighten the column of fluid present in the production tube by injecting gas (technical so-called gas lift). This primary production phase, possibly assisted, reaches its limits when the difference in pressure leads to a hydrocarbon flow that is too low for production to remain profitable, or when the proportions of gas and water produced with the oil are too high. important. During this stage, the recovery often does not exceed 10% of the hydrocarbons in place. It is therefore necessary in a second time to use techniques to increase recovery. This is called secondary and tertiary recovery. STATE OF THE ART Secondary recovery techniques are known in which an external fluid, such as water or gas, is injected into the reservoir via injection wells, drilled at optimal positions with respect to the wells. producers within the reservoir or on its periphery. This injection makes it possible, on the one hand, to maintain the pressure in the reservoir, thus its ability to produce, on the other hand, to move the hydrocarbons towards the production wells. Secondary recovery reaches its limits when the injected fluid is produced in large quantities by production wells, and production is then no longer economical.

Ces techniques permettent d'extraire un supplément d'hydrocarbure, et l'on récupère en général entre 15% et 40% des hydrocarbures initialement en place. La récupération tertiaire désigne un ensemble de techniques très diverses, qui visent à améliorer le balayage des hydrocarbures et à réduire leur piégeage au sein des pores de la roche-réservoir. Le balayage peut être amélioré en injectant un fluide moins mobile que le fluide en place de manière à mieux pousser ce dernier. Le piégeage de l'huile peut être réduit via diverses méthodes modifiant les propriétés originelles de l'huile, telles que sa viscosité, ou par le choix d'un fluide déplaçant modifiant les propriétés interfaciales entre le fluide injecté et l'huile et/ou entre l'huile et la roche. Le choix de l'une ou l'autre méthode dépend des caractéristiques des fluides et du réservoir ainsi que de multiples contraintes techniques et économiques liées à l'état (potentiel de production restant) du gisement, sa localisation, la disponibilité des fluides/agents de récupération, le coût des installations requises. Cette récupération tertiaire peut néanmoins commencer avant la fin de la récupération secondaire : elle peut débuter à tout moment de la vie du champ en production. Mis à part le cas des huiles lourdes très visqueuses requérant le plus souvent l'utilisation de méthodes thermiques, l'efficacité du balayage par injection d'eau est généralement améliorée par la réduction de la mobilité de l'eau par addition de polymères (ou de gels) hydrosolubles. Plusieurs procédés sont proposés pour accroître l'efficacité de déplacement microscopique du fluide injecté : injection de solvants (gaz hydrocarbonés, gaz carbonique, alcools, gaz de pétrole liquéfié, etc.), injection d'eau alcaline et de solutions d'agents tensioactifs sous diverses formes : solutions aqueuses, microémulsions, etc. En ce qui concerne l'utilisation des agents tensioactifs, elle est habituellement combinée avec celle des polymères (ou de gels) hydrosolubles afin de contrôler la progression des fluides déplaçants. La mise en oeuvre de ces méthodes tertiaires peut conduire à une récupération "ultime" de l'ordre de 50, voire 70 % du volume d'huile initialement en place. These techniques make it possible to extract a hydrocarbon supplement, and generally recover between 15% and 40% of the hydrocarbons initially in place. Tertiary recovery refers to a very diverse set of techniques aimed at improving hydrocarbon scanning and reducing their trapping within the pores of the reservoir rock. The sweeping can be improved by injecting a fluid less mobile than the fluid in place so as to better push the latter. The entrapment of the oil can be reduced by various methods modifying the original properties of the oil, such as its viscosity, or by the choice of a displacing fluid modifying the interfacial properties between the injected fluid and the oil and / or between oil and rock. The choice of one or the other method depends on the characteristics of the fluids and the tank as well as multiple technical and economic constraints related to the state (production potential remaining) of the deposit, its location, the availability of the fluids / agents recovery, the cost of the required facilities. This tertiary recovery can nevertheless begin before the end of the secondary recovery: it can begin at any time of the life of the field in production. Except for the highly viscous heavy oils that most often require the use of thermal methods, the efficiency of water-jet scavenging is generally improved by reducing the mobility of water by the addition of polymers (or of gels) water soluble. Several methods are proposed to increase the efficiency of microscopic displacement of the injected fluid: injection of solvents (hydrocarbon gases, carbon dioxide, alcohols, liquefied petroleum gas, etc.), injection of alkaline water and solutions of surfactants under various forms: aqueous solutions, microemulsions, etc. As for the use of the surfactants, it is usually combined with that of the water-soluble polymers (or gels) to control the progress of the moving fluids. The implementation of these tertiary methods can lead to an "ultimate" recovery of the order of 50 or 70% of the volume of oil initially in place.

Si l'existence et l'efficacité de telles solutions aqueuses (eau+tensioactifs, ...) sont avérées, la difficulté pratique de mise en oeuvre sur les champs consiste à assurer l'accès de la solution aqueuse améliorée à l'intégralité du volume de réservoir imprégné. C'est pourquoi des procédés complexes combinant l'injection de bouchons de telles solutions avec celle d'autres bouchons, destinés à contrôler/guider le déplacement de la solution, ont été mis au point. On peut citer la méthode Tensio-Actif-Polymère, consistant à injecter un bouchon de solution tensioactive suivi d'un bouchon de solution de polymères destiné à contrôler la mobilité du premier. Dans le cas de réservoirs fracturés poreux, compte tenu du rôle de court-circuit joué par les fractures, la pénétration d'une solution aqueuse au sein de la matrice rocheuse ne se produit principalement que sous l'effet de déplacements spontanés régis par la capillarité, la gravité ou les mécanismes de diffusion (pour les constituants dissous), et non plus sous l'effet des forces visqueuses de déplacement liées à l'injection. Dans le cas de l'injection d'eau, l'imbibition capillaire est un mécanisme essentiel de pénétration de l'eau dans les blocs poreux s'ils sont mouillables à l'eau. If the existence and the effectiveness of such aqueous solutions (water + surfactants, ...) are proved, the practical difficulty of implementation on the fields consists in ensuring the access of the improved aqueous solution to the whole of the impregnated tank volume. This is why complex processes combining the injection of plugs of such solutions with those of other plugs intended to control / guide the displacement of the solution have been developed. One can quote the Tensio-Active-Polymer method, consisting of injecting a plug of surfactant solution followed by a stopper of solution of polymers intended to control the mobility of the first. In the case of porous fracture reservoirs, given the short-circuit role played by fractures, the penetration of an aqueous solution into the rock matrix occurs mainly only under the effect of spontaneous movements governed by capillarity. , gravity or diffusion mechanisms (for dissolved constituents), and no longer under the effect of viscous displacement forces related to the injection. In the case of water injection, capillary imbibition is an essential mechanism for the penetration of water into the porous blocks if they are wettable with water.

Or, dans de nombreux cas, et notamment pour les champs carbonatés, la matrice est mouillée par l'huile ou très peu mouillable à l'eau. La capillarité tend à retenir l'huile au sein des blocs et dans la plupart des cas, les seules forces de gravité ne parviennent pas à assurer une expulsion significative et/ou suffisamment rapide d'huile des blocs matriciels. Des travaux expérimentaux, menés à l'échelle de la carotte du laboratoire, montrent que l'usage d'une solution aqueuse chargée d'agents modificateurs des propriétés interfaciales entre l'huile et l'eau et/ou entre l'huile et la roche, peut accroître la récupération d'huile. A titre d'exemple, les deux références suivantes de tels travaux : - George Hirasaki and Danhua Leslie Zhang : "Surface Chemistry of Oil Recovery from Fractured, Oil-Wet, Carbonate Formations", SPE Journal, June 2004. - W.M. Stoll, J.P. Hofman, D.J. Ligthelm, M.J. Faber and P.J. van den Hoek (Shell Int. E&P B.V.): "Field-Scale Wettability Modification - The Limitations of Diffusive Surfactant Transport", SPE 107095 prepared for presentation at the SPE Europec/EAGE Ann. However, in many cases, and in particular for the carbonated fields, the matrix is wetted by the oil or very little wettable with water. The capillarity tends to retain the oil within the blocks and in most cases, the only gravitational forces fail to ensure significant expulsion and / or sufficiently fast oil matrix blocks. Experimental work, carried out at the laboratory scale of the core, shows that the use of an aqueous solution loaded with agents modifying the interfacial properties between the oil and the water and / or between the oil and the rock, can increase oil recovery. As an example, the following two references of such work: - George Hirasaki and Danhua Leslie Zhang: "Surface Chemistry of Oil Recovery from Fractured, Oil-Wet, Carbonate Formations", SPE Journal, June 2004. - WM Stoll, JP Hofman, DJ Ligthelm, MJ Faber and PJ van den Hoek (Shell International E & P BV): "Field-Scale Wettability Modification - The Limitations of Diffusive Surfactant Transport", SPE 107095 prepared for presentation at the SPE Europec / EAGE Ann.

Conf. and Exh., June 2007. Toutefois, le succès de ce procédé d'injection d'eau améliorée à l'échelle d'un réservoir fracturé dépend largement de la vitesse de pénétration des agents améliorants au sein des blocs. Dans le cas d'une mouillabilité défavorable, seules les forces de gravité et la diffusion moléculaire peuvent assurer la migration des agents vers l'intérieur des blocs, mais le plus souvent à des vitesses trop faibles, incompatibles avec les débits de production requis pour une exploitation rentable des réservoirs, pour les deux raisons suivantes : - une perméabilité de matrice souvent faible (de l'ordre de quelques milliDarcys, voire moins) défavorable au flux gravitaire, lui-même encore réduit si l'huile est relativement visqueuse, - des dimensions de bloc souvent d'un ou plusieurs ordres de grandeur (10 à 1000) supérieures à celles de la carotte de laboratoire, qui impliquent des durées de diffusion, donc de récupération améliorée, accrues dans des rapports dissuasifs (102 à 106). Ainsi, l'objet de l'invention concerne un procédé alternatif de production d'un gisement pétrolier, par injection d'une solution aqueuse améliorant la récupération d'huile, grâce notamment, à une séquence opératoire favorisant la pénétration de la solution aqueuse au sein de la matrice poreuse du gisement. 30 Le procédé selon l'invention L'objet de l'invention concerne un procédé de production d'un gisement pétrolier, par extraction du pétrole contenu dans une matrice poreuse du gisement au moyen d'au moins un puits producteur foré à travers le gisement. Le procédé comprend les étapes suivantes : - on augmente une saturation en gaz de la matrice poreuse, de façon à favoriser une pénétration d'eau au sein de la matrice ; puis - on injecte une solution aqueuse dans le gisement, pour favoriser la récupération du pétrole du gisement, l'augmentation de la saturation en gaz favorisant une pénétration de la solution aqueuse dans la matrice et l'expulsion concomitante de pétrole de la matrice ; et - on extrait le pétrole du gisement au moyen du puits producteur. Selon l'invention, on peut augmenter la saturation en gaz en libérant un gaz dissous dans le pétrole contenu dans la matrice poreuse, par exemple en réalisant une déplétion du gisement jusqu'à atteindre une pression dans le gisement inférieure à la pression de saturation du pétrole en place. Selon un mode de réalisation, préalablement à l'augmentation de saturation en gaz de la matrice poreuse, on injecte un gaz ou de l'eau au sein du gisement. Conf. and Exh., June 2007. However, the success of this improved water injection method at the scale of a fractured reservoir largely depends on the penetration rate of the improvers within the blocks. In the case of unfavorable wettability, only the forces of gravity and the molecular diffusion can ensure the migration of the agents towards the interior of the blocks, but most often at speeds too low, incompatible with the production rates required for a profitable exploitation of the tanks, for the two following reasons: - a matrix permeability often low (of the order of a few milliDarcys, or even less) unfavorable to the gravitational flow, itself further reduced if the oil is relatively viscous, - block size often of one or more orders of magnitude (10 to 1000) higher than those of the laboratory core, which imply diffusion times, thus improved recovery, increased in deterrent ratios (102 to 106). Thus, the object of the invention relates to an alternative method for producing a petroleum deposit, by injection of an aqueous solution improving the recovery of oil, thanks in particular to an operating sequence promoting the penetration of the aqueous solution to within the porous matrix of the deposit. The method according to the invention The object of the invention relates to a process for producing a petroleum deposit, by extracting the oil contained in a porous matrix of the deposit by means of at least one producing well drilled through the deposit . The process comprises the following steps: a gas saturation of the porous matrix is increased so as to promote a penetration of water into the matrix; then an aqueous solution is injected into the deposit, to favor the recovery of the oil from the deposit, the increase of the gas saturation favoring penetration of the aqueous solution into the matrix and the concomitant expulsion of oil from the matrix; and - the oil is extracted from the deposit by means of the producing well. According to the invention, the gas saturation can be increased by releasing a gas dissolved in the oil contained in the porous matrix, for example by carrying out a depletion of the deposit until a pressure in the deposit is reached that is lower than the saturation pressure of the reservoir. oil in place. According to one embodiment, prior to the gas saturation increase of the porous matrix, a gas or water is injected into the deposit.

Dans le cas où le gisement comporte des fractures, on peut produire un gaz présent dans les fractures au début de l'étape d'injection de la solution aqueuse. Dans ce cas, on peut également optimiser un volume de solution aqueuse injecté, en intercalant une ou plusieurs injections d'un bouchon de polymère ou de gel, de façon à contrôler une progression de la solution aqueuse dans les fractures. In the case where the deposit comprises fractures, it is possible to produce a gas present in the fractures at the beginning of the step of injecting the aqueous solution. In this case, it is also possible to optimize a volume of injected aqueous solution, by inserting one or more injections of a polymer or gel plug, so as to control a progression of the aqueous solution in the fractures.

Il peut être avantageux, d'observer un temps de latence à l'issue de l'injection de solution aqueuse, avant de passer à l'étape de production. Enfin, la solution aqueuse peut comporter au moins un additif permettant une augmentation de la mouillabilité à l'eau de la matrice poreuse des blocs et un dépiégeage de l'huile contenue dans ladite matrice. 530 Présentation succincte des figures D'autres caractéristiques et avantages du procédé selon l'invention, apparaîtront à la lecture de la description ci-après d'exemples non limitatifs de réalisations, en se référant aux figures annexées et décrites ci-après. - la figure 1 illustre schématiquement le principe du procédé de récupération d'hydrocarbure permettant d'améliorer la production des gisements d'hydrocarbures à l'issue d'une éventuelle phase de production primaire la figure 2 présente les étapes du procédé selon l'invention. Description détaillée du procédé La figure 1 illustre schématiquement le principe du procédé de récupération améliorée d'hydrocarbure consistant à améliorer la production d'hydrocarbure (HC) d'un puits producteur (PP) en injectant un fluide via un puits injecteur (PI). 15 Le principe de l'invention consiste à augmenter la saturation en gaz de la matrice poreuse du réservoir exploité, de façon à faciliter la pénétration dans cette matrice d'une solution aqueuse injectée ultérieurement. En effet, la matrice étant mouillable à l'huile, la solution aqueuse que l'on injecte, et qui circule via les fissures, ne peut pénétrer dans les blocs par imbibition capillaire en raison de propriétés "hydrophobes" 20 des surfaces de pore. L'injection de cette solution peut par contre se révéler efficace si on augmente préalablement la saturation en gaz de la matrice poreuse, car la compressibilité et le caractère non mouillant du gaz (par comparaison aux phases liquides, eau et huile) permettent ensuite à la solution injectée de pénétrer dans les blocs, par recompression / (re)dissolution du gaz, et imbibition capillaire. L'intensité de 25 ces deux phénomènes dépend du degré de recompression et du niveau de saturation en gaz établi au sein des blocs. On entend par solution aqueuse, de l'eau contenant un ou plusieurs additifs, tels que des tensioactifs, agents modificateurs des propriétés interfaciales du système eauhuile-roche. De tels additifs permettent une réduction de la tension interraciale eau- 30 huile et/ou de l'affinité de la roche pour l'huile. Ils peuvent ainsi diminuer considérablement le piégeage microscopique d'huile dans les pores de la matrice rocheuse (bloc poreux). 6 10 La figure 2 présente les étapes du procédé, selon l'invention, de récupération améliorée d'huile présente dans un réservoir pétrolier fracturé, notamment peu ou pas mouillable à l'eau (cas fréquent de nombreux champs carbonatés). Ce procédé comprend la mise en place (ou l'accroissement) d'une phase gazeuse au sein des blocs matriciels, et l'injection d'une solution aqueuse permettant une récupération plus efficace de l'huile demeurée en grande partie piégée dans ces blocs. Ce procédé comporte les étapes suivantes : - on augmente la saturation en gaz (T SG) au sein des blocs poreux : cette étape permet de favoriser la pénétration ultérieure d'une solution aqueuse dans ces blocs poreux. La compressibilité et le caractère non mouillant de ce gaz confèrent une plus grande efficacité à l'injection de la solution aqueuse qui suit. - on injecte (INJ) une solution aqueuse éventuellement chargée d'un additif modifiant les propriétés interfaciales du système roche-fluides (matrice, eau, huile) : (a) du fait de la présence de gaz dans les blocs, la pénétration de la solution au sein des blocs est désormais permise ou amplifiée par compression et/ou imbibition capillaire eau/gaz, (b) de plus, une modification des propriétés de surface de la matrice poreuse (i.e. ses propriétés de mouillabilité) est rendue possible par contact intime de la solution avec les surfaces poreuses, ce qui permet la mobilisation d'une fraction de l'huile piégée dans ces blocs, et son expulsion dans les fractures limitrophes où le flux de solution circulant l'entraînera vers les puits de production. On note qu'en l'absence de gaz, d'une part la solution aqueuse ne peut pénétrer de manière significative dans les blocs, d'autre part, les éventuels additifs de cette solution ne peuvent modifier les propriétés de mouillabilité de ces blocs qu'après diffusion de ces additifs à l'intérieur des blocs, c'est-à-dire à l'issue d'un temps éventuellement long (jours/mois voire années) si les blocs sont de grande dimension (métrique-décamétrique). Ainsi, selon un exemple particulier de réalisation, le procédé comporte la mise en oeuvre du scénario d'exploitation détaillé ci-après. Selon cet exemple, on considère un gisement fortement hétérogène ou fracturé, comportant un ensemble de blocs poreux mouillables à l'huile et contenant l'huile à récupérer. Le scénario proposé s'adresse plus particulièrement aux champs hétérogènes et/ou fracturés car les hétérogénéités ou fractures conductrices constituent autant de chemins d'accès préférentiel de la solution aqueuse à la périphérie des blocs, les phases spécifiques décrites plus haut assurant de plus la pénétration de cette solution au sein des blocs afin d'optimiser l'usage effectif des additifs pour accroître la production et récupération du champ. 1- Déplétion du champ à une pression déterminée (T SG) Selon cet exemple de réalisation, on augmente la saturation en gaz au sein des blocs poreux au moyen d'une déplétion du réservoir. On réalise cette déplétion du gisement, par production de manière analogue au schéma classique de récupération primaire. Selon l'invention, cette déplétion est menée jusqu'à une pression suffisamment inférieure à la pression de saturation (point de bulle) du réservoir, de telle sorte que le gaz dissous dans l'huile soit libéré et génère ainsi une saturation en phase gazeuse significative au sein des blocs matriciels dans les conditions (pression, température) du réservoir. 2- Recompression du champ par injection d'une solution aqueuse (INJ) A la fin de l'étape spécifique précédente, le gisement est à une pression inférieure à la pression de saturation. En l'absence de toute autre intervention, la production d'huile, réduite dans ces conditions, amènerait le producteur à abandonner le gisement par fermeture des puits en raison d'une pression de fond de puits devenue largement insuffisante pour permettre la remontée des liquides, par ailleurs produits en quantité négligeable dans ces conditions. L'invention préconise alors, en tant que seconde étape spécifique, d'injecter (ou réinjecter) une solution aqueuse. Selon un mode de réalisation préféré, le gaz présent dans les fractures est produit (ProdG) au début de cette étape afin d'assurer une meilleure distribution de la solution aqueuse à l'échelle du réservoir via le réseau conducteur. La solution aqueuse est alors amenée à pénétrer dans les blocs sous les effets conjugués d'une compression-redissolution de la phase gazeuse présente dans les blocs matriciels, et d'une imbibition capillaire eau-gaz des blocs. Ce dernier mécanisme joue un rôle variable suivant le niveau de saturation en gaz atteint dans les blocs à l'issue des phases précédentes : (i) si cette saturation est élevée (cas favorable), le mécanisme d'imbibition peut déjà permettre une pénétration significative de solution au sein des blocs matriciels en l'absence de recompression notable du réservoir : la production (étape 3 ci-dessous) s'effectue alors en maintenant la pression du champ à un niveau proche de la pression atteinte en fin de déplétion (étape 1 du procédé) ; (ii) dans le cas contraire (saturation en gaz faible, dans le cas d'une huile pauvre en gaz dissous par exemple), l'imbibition capillaire eau-gaz des blocs est très réduite et le mécanisme de recompression-dissolution assurera l'essentiel du transfert de solution aqueuse au sein des blocs, sachant toutefois que ce transfert demeurera faible au total compte tenu de la faible quantité de gaz en présence. Par ailleurs, la pénétration de la solution au sein des blocs peut être facilitée par la charge gravitaire liée au contraste de masse volumique entre la solution aqueuse (présente dans les fractures) et les fluides hydrocarbures saturant les blocs d'une part, et par le gradient de pression imposé sur chacun des blocs si le réseau de fractures n'est pas très conducteur d'autre part. La configuration d'injection, à l'échelle du réservoir, c'est-à-dire les positions respectives des puits injecteurs et producteurs, est définie/choisie à partir de simulations numériques de mise en oeuvre du scénario complet d'exploitation, tenant compte des caractéristiques propres au réservoir, à savoir sa géologie, les fluides en place, les propriétés (distribution, densité, conductivité, It may be advantageous to observe a lag time after the injection of aqueous solution, before going to the production step. Finally, the aqueous solution may comprise at least one additive allowing an increase in the water wettability of the porous matrix of the blocks and a depigmenting of the oil contained in said matrix. Other features and advantages of the process according to the invention will be clear from reading the following description of nonlimiting examples of embodiments, with reference to the appended figures and described below. FIG. 1 schematically illustrates the principle of the hydrocarbon recovery process making it possible to improve the production of the hydrocarbon deposits at the end of a possible primary production phase; FIG. 2 shows the steps of the process according to the invention; . DETAILED DESCRIPTION OF THE PROCESS FIG. 1 schematically illustrates the principle of the improved hydrocarbon recovery process of improving the hydrocarbon (HC) production of a producing well (PP) by injecting a fluid via an injection well (PI). The principle of the invention consists in increasing the gas saturation of the porous matrix of the reservoir used, so as to facilitate the penetration into this matrix of an aqueous solution subsequently injected. Indeed, since the matrix is wettable with oil, the aqueous solution which is injected and which circulates via the cracks, can not penetrate into the blocks by capillary imbibition because of the "hydrophobic" properties of the pore surfaces. The injection of this solution can, on the other hand, be effective if the gas saturation of the porous matrix is increased beforehand, because the compressibility and the non-wetting nature of the gas (compared to the liquid, water and oil phases) then make it possible to injected solution to penetrate the blocks, by recompression / (re) dissolution of the gas, and capillary imbibition. The intensity of these two phenomena depends on the degree of recompression and the level of gas saturation established within the blocks. The term "aqueous solution" means water containing one or more additives, such as surfactants, modifying agents for the interfacial properties of the oil-water-rock system. Such additives allow a reduction of the interracial water-oil tension and / or the affinity of the rock for the oil. They can thus considerably reduce the microscopic trapping of oil in the pores of the rock matrix (porous block). FIG. 2 shows the steps of the process, according to the invention, for improved recovery of oil present in a fractured petroleum reservoir, in particular with little or no wetting with water (a frequent case of numerous carbonate fields). This process involves the introduction (or the increase) of a gaseous phase within the matrix blocks, and the injection of an aqueous solution allowing a more efficient recovery of the oil that has remained largely trapped in these blocks. . This process comprises the following steps: the gas saturation (T SG) is increased within the porous blocks: this step makes it possible to promote the subsequent penetration of an aqueous solution into these porous blocks. The compressibility and the non-wetting nature of this gas confer a greater efficiency on the injection of the aqueous solution which follows. injecting (INJ) an aqueous solution optionally loaded with an additive modifying the interfacial properties of the rock-fluid system (matrix, water, oil): (a) due to the presence of gas in the blocks, the penetration of the solution within the blocks is now allowed or amplified by compression and / or water / gas capillary imbibition, (b) in addition, a modification of the surface properties of the porous matrix (ie its wettability properties) is made possible by intimate contact of the solution with the porous surfaces, which allows the mobilization of a fraction of the oil trapped in these blocks, and its expulsion in the adjacent fractures where the flow of circulating solution will lead it towards the production wells. It is noted that in the absence of gas, on the one hand the aqueous solution can not penetrate significantly into the blocks, on the other hand, the possible additives of this solution can not modify the wettability properties of these blocks. after diffusion of these additives inside the blocks, that is to say after a possibly long time (days / months or years) if the blocks are large (metric-decametric). Thus, according to a particular embodiment, the method comprises the implementation of the operating scenario detailed below. According to this example, a highly heterogeneous or fractured deposit is considered, comprising a set of porous blocks wettable with oil and containing the oil to be recovered. The proposed scenario is more particularly intended for heterogeneous and / or fractured fields because the heterogeneities or conductive fractures constitute as many preferential paths of the aqueous solution at the periphery of the blocks, the specific phases described above further ensuring the penetration of this solution within the blocks in order to optimize the effective use of the additives to increase the production and recovery of the field. 1- Depletion of the field at a determined pressure (T SG) According to this exemplary embodiment, the gas saturation in the porous blocks is increased by means of a depletion of the reservoir. This depletion of the deposit is carried out by production in a manner analogous to the conventional primary recovery scheme. According to the invention, this depletion is conducted to a pressure sufficiently lower than the saturation pressure (bubble point) of the reservoir, so that the gas dissolved in the oil is released and thus generates a gas phase saturation significant within the matrix blocks under the conditions (pressure, temperature) of the reservoir. 2- Recompression of the field by injection of an aqueous solution (INJ) At the end of the previous specific step, the deposit is at a pressure lower than the saturation pressure. In the absence of any other intervention, the production of oil, reduced under these conditions, would lead the producer to abandon the deposit by closing the wells because of a bottom pressure of well become largely insufficient to allow the rise of the liquids , otherwise produced in negligible quantities under these conditions. The invention therefore recommends, as a second specific step, to inject (or reinject) an aqueous solution. According to a preferred embodiment, the gas present in the fractures is produced (ProdG) at the beginning of this step in order to ensure a better distribution of the aqueous solution at the reservoir scale via the conductive network. The aqueous solution is then introduced into the blocks under the combined effects of a compression-redissolution of the gas phase present in the matrix blocks, and a water-gas capillary imbibition of the blocks. This latter mechanism plays a variable role depending on the level of gas saturation reached in the blocks at the end of the preceding phases: (i) if this saturation is high (favorable case), the imbibition mechanism can already allow a significant penetration of solution within the matrix blocks in the absence of significant recompression of the reservoir: the production (step 3 below) is then carried out by maintaining the pressure of the field to a level close to the pressure reached at the end of depletion (step 1 of the process); (ii) in the opposite case (low gas saturation, in the case of a low-dissolved gas oil, for example), the water-gas capillary imbibition of the blocks is very small and the recompression-dissolution mechanism will ensure the This transfer is essential for the transfer of aqueous solution within the blocks, although this transfer will remain low overall given the small amount of gas present. Moreover, the penetration of the solution within the blocks can be facilitated by the gravity load related to the density contrast between the aqueous solution (present in the fractures) and the hydrocarbon fluids saturating the blocks on the one hand, and by the pressure gradient imposed on each of the blocks if the fracture network is not very conductive on the other hand. The injection configuration, at the scale of the reservoir, that is to say the respective positions of the injectors and producers, is defined / chosen from numerical simulations of implementation of the full exploitation scenario, taking into account reservoir characteristics, namely its geology, the fluids in place, the properties (distribution, density, conductivity,

.) des fractures, etc.....DTD: Les étapes 1 et 2 peuvent être entreprises, comme une phase spécifique additionnelle à une exploitation classique, ou selon une phase spécifique seule. En effet ces étapes peuvent être appliquées : (a) soit au début de la vie du champ. Dans ce cas, le procédé d'exploitation du champ ne comporte que la phase spécifique, qui comprend les étapes suivantes : -Déplétion du champ jusqu'à une pression suffisamment inférieure à la pression de saturation (point de bulle) du réservoir, pour libérer du gaz au sein des blocs poreux ou augmenter la saturation en gaz (si du gaz est déjà présent à l'issue des phases précédentes). Cette étape permet de favoriser la pénétration ultérieure d'une solution aqueuse dans ces blocs poreux. - Injection d'une solution aqueuse éventuellement chargée d'un additif modifiant les propriétés interfaciales du système roche-fluides (matrice, eau, huile). (b) soit à l'issue d'une phase de récupération secondaire par injection d'eau. Cette situation correspond au scénario complet d'exploitation du champ suivant : - Phase de production primaire du réservoir (Prod_P) : au cours de cette étape l'énergie naturelle du réservoir permet le déplacement des hydrocarbures, du réservoir vers les perforations des puits de production, puis vers la surface. Cette production entraîne une baisse de pression (déplétion) du réservoir. -Phase de production secondaire (Prod_S) : elle est initiée à un stade plus ou moins avancé de la production primaire, au cours de laquelle de l'eau est injectée pour maintenir ou remonter la pression du réservoir et déplacer plus efficacement l'huile qu'il renferme. - Phase additionnelle spécifique : déplétion du champ jusqu'à une pression suffisamment inférieure à la pression de saturation (point de bulle) du réservoir, pour mettre en place (ou accroître) une phase gazeuse au sein des blocs matriciels, puis injection d'une solution aqueuse éventuellement chargée d'un additif modifiant les propriétés interfaciales du système roche-fluides (matrice, eau, huile). (c) soit encore l'issue d'une phase de récupération secondaire par injection de gaz. Pour ce dernier cas, le procédé est appliqué en vue de récupérer l'huile résiduelle des blocs. Les étapes du procédé sont identiques au cas de l'injection d'eau, sauf pour la phase de production secondaire où, bien entendu, l'eau est remplacée par du gaz. 3- Mise en production avec maintien de pression par injection d'eau (PROD) Sous réserve de l'efficacité des agents améliorants de la solution aqueuse utilisée lors de l'injection/recompression de l'étape 2, l'huile demeurée piégée au sein des blocs sera mobilisée grâce aux forces capillaires désormais favorables (en complément des autres forces en présence, telles que les forces gravitaires), transférée vers les fissures limitrophes et enfin collectée aux puits de production via le réseau de fissures. .) fractures, etc ..... DTD: Steps 1 and 2 can be undertaken, as an additional phase specific to a conventional operation, or in a specific phase alone. Indeed these steps can be applied: (a) at the beginning of the life of the field. In this case, the method of operating the field comprises only the specific phase, which comprises the following steps: -Depletion of the field to a pressure sufficiently lower than the saturation pressure (bubble point) of the reservoir, to release gas in the porous blocks or increase the gas saturation (if gas is already present at the end of the previous phases). This step makes it possible to promote the subsequent penetration of an aqueous solution into these porous blocks. - Injection of an aqueous solution optionally filled with an additive modifying the interfacial properties of the rock-fluids system (matrix, water, oil). (b) at the end of a secondary recovery phase by water injection. This situation corresponds to the complete scenario of exploitation of the following field: - Primary production phase of the reservoir (Prod_P): during this step the natural energy of the reservoir allows the displacement of hydrocarbons, from the reservoir to the perforations of the production wells , then to the surface. This production causes a decrease in pressure (depletion) of the reservoir. -Secondary production phase (Prod_S): it is initiated at a more or less advanced stage of the primary production, during which water is injected to maintain or to raise the pressure of the tank and to move more efficiently the oil which it encloses. - Specific additional phase: depletion of the field up to a pressure sufficiently lower than the saturation pressure (bubble point) of the reservoir, to set up (or increase) a gaseous phase within the matrix blocks, then injection of a aqueous solution optionally loaded with an additive modifying the interfacial properties of the rock-fluid system (matrix, water, oil). (c) again the outcome of a secondary recovery phase by gas injection. For the latter case, the process is applied to recover residual oil blocks. The steps of the process are identical to the case of the water injection, except for the secondary production phase where, of course, the water is replaced by gas. 3 - Put in production with maintenance of pressure by injection of water (PROD) Subject to the effectiveness of the improvers agents of the aqueous solution used during the injection / recompression of stage 2, the oil remained trapped at Within the blocks will be mobilized thanks to the now favorable capillary forces (in addition to the other forces involved, such as gravitational forces), transferred to the adjacent cracks and finally collected at the production wells via the network of cracks.

L'eau produite est recyclée comme dans les procédés classiques d'injection de solution aqueuse, l'arrêt de cette phase intervenant lorsque le rapport eau-huile atteint la limite économique. 4- Déplétion finale (DepF) Éventuellement, une déplétion finale peut contribuer à l'expulsion d'huile additionnelle, à nouveau favorisée par la présence des agents améliorants dans les blocs, rendant l'huile résiduelle de ces derniers plus facilement mobilisable (voire émulsifiable) lors de la libération du gaz résiduel. Variantes Selon un mode de réalisation, le gisement étant fortement sous-saturé, ou à point de bulle très bas et faible GOR, on réalise, en préalable de l'étape 1 (c'est-à-dire en tant que phase de production secondaire dans le scénario général d'exploitation), une injection de gaz, au lieu de diminuer la pression du réservoir, dans les situations où ce gaz est capable de chasser (drainer) en partie l'huile des blocs. Selon un autre mode de réalisation, compte tenu de l'effet attendu des agents améliorants sur l'affinité préférentielle de la roche pour l'huile, on observe un temps de latence (LAT) à l'issue de l'étape 2 du procédé. Ce temps de latence peut être optimisé au moyen de simulations, qui tiendront compte du temps de transfert vers les fissures de l'huile matricielle mobilisée par la solution aqueuse grâce aux agents améliorants. Ce temps de transfert dépend notamment des dimensions de bloc. Dans le cas de temps de transfert longs (de l'ordre de semaines, mois, voire plus), ce temps de latence, de même que le choix d'un débit d'injection adapté (étape 3) permettent d'optimiser l'économie du projet d'exploitation, en évitant de devoir recycler des quantités de solution aqueuse trop grandes par rapport aux quantités d'huile récupérée. Selon un mode supplémentaire de réalisation, et compte tenu de la nécessité d'optimiser le volume de solution aqueuse à injecter (et à recycler), on peut être amené à intercaler un ou plusieurs bouchons de polymère ou de gel (InjB) au cours de l'injection de solution aqueuse, de façon à contrôler la progression de cette solution dans les fissures, c'est-à-dire à éviter le cheminement préférentiel par quelques grandes fractures très conductrices, si la présence de tels objets géologiques est avérée ou soupçonnée. On a décrit un exemple où l'augmentation de la quantité de gaz libre au sein des blocs poreux, était réalisée par une déplétion conduisant à une pression au sein du réservoir inférieure à la pression de saturation. On ne sortirait pas du cadre de l'invention, en utilisant tout autre moyen pour augmenter la saturation en gaz des blocs poreux. The water produced is recycled as in conventional methods of injection of aqueous solution, stopping this phase occurs when the water-oil ratio reaches the economic limit. 4- Final Depletion (DepF) Eventually, a final depletion may contribute to the expulsion of additional oil, again favored by the presence of improvers in the blocks, making the residual oil of the latter more easily mobilized (or emulsifiable) ) during the release of the residual gas. Variants According to one embodiment, the deposit being substantially undersaturated, or very low bubble point and low GOR, is carried out prior to step 1 (that is to say as a production phase). secondary in the general operating scenario), an injection of gas, instead of reducing the pressure of the tank, in situations where this gas is able to drive (drain) part of the oil blocks. According to another embodiment, taking into account the expected effect of the improvers on the preferential affinity of the rock for the oil, there is a latency time (LAT) at the end of step 2 of the process . This latency time can be optimized by means of simulations, which will take into account the transfer time to the cracks of the matrix oil mobilized by the aqueous solution thanks to the improvers. This transfer time depends in particular on the block dimensions. In the case of long transfer times (of the order of weeks, months or more), this latency, as well as the choice of a suitable injection flow (step 3) can optimize the economy of the exploitation project, by avoiding having to recycle too much quantities of aqueous solution compared to the quantities of recovered oil. According to an additional embodiment, and taking into account the need to optimize the volume of aqueous solution to be injected (and recycled), it may be necessary to insert one or more polymer or gel plugs (InjB) during the injection of aqueous solution, so as to control the progression of this solution in the cracks, that is to say to avoid the preferential path by some large highly conductive fractures, if the presence of such geological objects is proven or suspected . An example has been described in which the increase of the amount of free gas within the porous blocks was achieved by a depletion leading to a pressure within the reservoir less than the saturation pressure. It would not be outside the scope of the invention, using any other means to increase the gas saturation of the porous blocks.

L'invention est particulièrement intéressante dans le cadre d'un réservoir fracturé peu ou pas mouillable à l'eau, dont les blocs n'imbibent pas spontanément l'eau que l'on injecte. La mise en oeuvre du procédé de récupération améliorée, objet de la présente invention, n'exclut pas l'usage des réservoirs concernés comme réservoirs de stockage de CO2, mais repousse simplement ce dernier usage à un stade ultime. Ce stockage ultime de CO2 peut s'avérer essentiel afin de fermer les champs dans des conditions de pression voisines des conditions initiales, afin de minimiser les risques géomécaniques associés aux champs déplétés. The invention is particularly interesting in the context of a fractured reservoir little or not wettable water, whose blocks do not imbibe spontaneously water that is injected. The implementation of the improved recovery method, object of the present invention, does not exclude the use of the tanks concerned as CO2 storage tanks, but simply pushes the latter use to an ultimate stage. This ultimate CO2 storage can be essential in order to close the fields under pressure conditions close to initial conditions, in order to minimize the geomechanical risks associated with the depleted fields.

Claims

A method for producing a petroleum deposit, by extracting the oil contained in a porous matrix of said reservoir by means of at least one producing well drilled through said reservoir, characterized in that it comprises the following steps: increases a gas saturation of said porous matrix, so as to promote a penetration of water within said matrix; then an aqueous solution is injected into said deposit, to promote the recovery of the oil from said deposit, the increase in gas saturation favoring the penetration of said aqueous solution into said matrix and the concomitant expulsion of oil from said matrix; then the oil is extracted from said deposit by means of said producing well.

The method of claim 1, wherein the gas saturation is increased by releasing a gas dissolved in the oil contained in the porous matrix.

3. Process according to claim 2, in which the dissolved gas is released by a depletion of the deposit until a pressure in the deposit is reached that is lower than the saturation pressure of the oil in place.

4. Method according to one of the preceding claims, wherein, prior to the increase in gas saturation of said porous matrix, is injected a gas or water within said reservoir.

5. Method according to one of the preceding claims, wherein, the deposit having fractures, produces a gas present in said fractures at the beginning of the step of injecting the aqueous solution.

6. Method according to one of the preceding claims, wherein there is observed a lag time after the injection of aqueous solution, before going to the production step.

7. Method according to one of the preceding claims, wherein, the deposit having fractures, optimizes a volume of injected aqueous solution, by inserting one or more injections of a polymer plug or gel, so as to control a progression of the aqueous solution in fractures.

8. Method according to one of the preceding claims, wherein said aqueous solution comprises at least one additive for increasing the wettability to water of the porous matrix of the blocks and a dépiegeage of the oil contained in said matrix.