FR2988882A1

FR2988882A1 - Method for optimization of assisted hydrocarbon recovery in geological container, involves determining set of properties of flow, and determining hydrocarbon recovery by simulator by taking properties of flow into account

Info

Publication number: FR2988882A1
Application number: FR1200970A
Authority: FR
Inventors: Samir Bekri; David Rousseau
Original assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Current assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Priority date: 2012-03-30
Filing date: 2012-03-30
Publication date: 2013-10-04
Anticipated expiration: 2032-03-30
Also published as: FR2988882B1

Abstract

The method involves building a model of network of pores (MOD) of each porous environment, where the model comprises a set of channels. A hydraulic law of conductance function of polymer and/or chemical additive is utilized for each channel along with an adjustable parameter. A set of properties (PRO) of flow of the porous environment is determined by each model of network of pores and the hydraulic law of conductance. A hydrocarbon recovery is determined by a simulator by taking into account the properties of flow. The model of network of pores is a three-dimensional network of pores, and the hydraulic law of conductance is Poiseuille law.

Description

La présente invention concerne le domaine de la récupération assistée/améliorée des hydrocarbures (RAH ou EOR en langue anglaise pour Enhanced Oil Recovery), plus particulièrement la récupération assistée d'hydrocarbures par injection d'une phase aqueuse dans le réservoir d'hydrocarbures. The present invention relates to the field of enhanced / enhanced oil recovery (EOR or EOR in English for Enhanced Oil Recovery), more particularly assisted oil recovery by injection of an aqueous phase into the hydrocarbon reservoir.

Au commencement de l'exploitation d'un gisement de pétrole, la pression naturelle suffit souvent à assurer le déplacement des hydrocarbures vers les puits, ce qu'on appelle récupération primaire. Cette pression diminue au cours du temps. Lorsqu'elle est devenue trop faible, des techniques particulières de récupération d'hydrocarbures, dites de récupération secondaire doivent être mises en oeuvre pour apporter l'énergie nécessaire à la production. La technique de base en récupération secondaire consiste à injecter une phase aqueuse dans le réservoir souterrain par des puits injecteurs, situés à distance des puits producteurs. La phase aqueuse injectée permet, soit de maintenir la pression dans le réservoir, soit, lorsqu'elle est injectée directement dans la couche contenant les hydrocarbures, de déplacer ces derniers vers les puits de production. At the beginning of the exploitation of an oil field, the natural pressure is often sufficient to ensure the displacement of the hydrocarbons towards the wells, what is called primary recovery. This pressure decreases over time. When it has become too weak, particular techniques of recovery of hydrocarbons, called secondary recovery must be implemented to provide the energy necessary for production. The basic technique for secondary recovery consists in injecting an aqueous phase into the underground reservoir via injection wells, located at a distance from producing wells. The injected aqueous phase makes it possible either to maintain the pressure in the tank or, when it is injected directly into the layer containing the hydrocarbons, to move the latter towards the production wells.

La quantité d'hydrocarbures qu'il est possible de récupérer dans le cadre de la récupération secondaire est notamment limitée par l'efficacité de balayage, qui est liée aux contrastes verticaux de perméabilité du réservoir ainsi qu'à la différence de viscosité entre la phase aqueuse et la phase huile. L'existence des contrastes de perméabilité entraîne une moins bonne propagation de l'eau dans les couches de plus faible perméabilité. La différence de viscosité est responsable d'effets horizontaux de digitation visqueuse qui provoquent une percée plus ou moins rapide de la phase aqueuse injectée vers les puits producteurs. Un paramètre utile pour estimer l'efficacité de balayage est le rapport R entre la mobilité de la phase aqueuse et la mobilité de la phase huile : R = M--2L k - où les M ko mobilités A4,, et Mo, sont définies, respectivement pour la phase aqueuse, notée w et pour la phase huile, notée o, comme le rapport entre perméabilité (k,,, ko) et viscosité (rio , Pour améliorer l'efficacité de balayage, des techniques de récupération assistée des hydrocarbures (RAH) par voie chimique ont été proposées. Une de ces techniques consiste à augmenter la viscosité de la phase aqueuse injectée en y ajoutant des polymères hydrosolubles, ou autres agents dits viscosifiants ou "épaississants", ce qui se traduit par une réduction de la mobilité de cette phase et, par conséquent, par une réduction du rapport de mobilité. Ce contrôle de mobilité permet d'améliorer les profils de balayage. Cette technique est appelée "RAH polymère". La réalisation d'une opération RAH polymère industrielle nécessite d'effectuer des études préliminaires qui relèvent à la fois des expériences de laboratoire et de la simulation numérique. Les étapes d'une telle méthode sont présentées sur la Figure 1. Des données sur le cas à traiter sont tout d'abord collectées (1), ensuite un polymère est sélectionné (2), puis ses performances sont évaluées en solution (3) et en milieu poreux (4). Enfin, des simulations numériques (5) à l'aide d'un simulateur de réservoir sont réalisées pour déterminer l'intérêt de l'opération RAH polymère en termes de récupération d'huile et sa viabilité économique. Pour compléter ces études préliminaires, on réalise un pilote qui consiste à injecter une phase aqueuse contenant le polymère dans une zone limitée du réservoir d'hydrocarbures à traiter (6). Des aller-retours entre les différentes étapes pour ajuster le type de polymère et sa concentration sont nécessaires afin d'obtenir une bonne stabilité thermique et chimique, une injectivité, une adsorption et une viscosité apparente satisfaisantes, et un effet sur la récupération d'huile présentant un intérêt économique. En raison de l'hétérogénéité des réservoirs, qui se traduit en particulier par l'existence de plusieurs milieux poreux (ou facies), avec des propriétés pétrophysiques propres (perméabilité, porosité, etc.), cette méthode nécessite d'effectuer un grand nombre d'expériences d'injection de solution de polymère sur des échantillons de milieux poreux (l'étape 4 de la figure 1 est répétée pour chaque milieu poreux avec des nouvelles mesures). Ces expériences permettent notamment de déterminer, pour chaque gamme de propriétés pétrophysiques du cas à traiter, les propriétés de l'écoulement de la solution de polymère, c'est-à-dire les valeurs des réductions de mobilité de la phase aqueuse (Rm) (ou RF pour Resistance Factor en langue anglaise), des réductions de perméabilité ( Rk ) (ou RRF pour Residual Resistance Factor en langue anglaise) et des viscosités relatives apparentes dans la phase aqueuse (i PP ) en fonction du débit. La réduction de mobilité Rm est déterminée en calculant le rapport de la mobilité avant injection (AI) sur la mobilité pendant l'injection (I) : R =MAI =kl x111--. La réduction de perméabilité correspond au rapport de la perméabilité M, , k, avant injection (AI) sur la perméabilité après injection (PI) : . Ainsi, des valeurs k, importantes de ces rapports traduisent une mobilité/perméabilité réduite. Classiquement, ces valeurs sont déduites de mesures expérimentales d'une variation de pression AP entre les deux cas : après et avant l'injection. La viscosité relative apparente correspond à la viscosité relative de la solution de polymère dans le milieu poreux multipliée par le rapport de la perméabilité modifiée de façon "irréversible" (kg) sur la perméabilité modifiée de façon "réversible" (k,), elle se détermine en calculant le rapport de la réduction de mobilité sur la réduction de perméabilité : r kaPP = . Ces valeurs sont nécessaires à la fois pour étudier Rk l'injectivité et déterminer le gain attendu en réduction de perméabilité et pour effectuer les simulations de réservoir. De plus, dans le cas de l'extension à l'ensemble d'un champ de pétrole d'une opération RAH polymère (initiée ou non par un pilote), une série similaire d'études préliminaires doit également être effectuée, ce qui nécessite à nouveau un grand nombre d'expériences, ce qui est long, fastidieux et onéreux. En outre, il a été développé des méthodes analytiques de prédiction des propriétés de l'écoulement. Par exemple, le document : Lopez X., Valvatne P.H. and Blunt M.J.: "Predictive Network Modeling of Single-phase Non-Newtonian Flow in Porous Media", Journal of Colloid and Interface Science, 264, 256-265 (2003) décrit une méthode analytique de prédiction de la viscosité relative apparente iirae en fonction du débit lors de l'injection d'un fluide non- Newtonien (par exemple une phase aqueuse contenant un polymère). Cette méthode se base sur l'utilisation de modèles de réseau de pores (PNM de l'anglais Pore Network Modeling). Un modèle de réseau de pores représente un milieu poreux pour rendre compte de la physique de l'écoulement sans s'attacher à la morphologie réelle du milieu. La structure y est modélisée par un réseau tridimensionnel de pores constituant des noeuds interconnectés par des canaux représentant les seuils de pore. Pour être représentatif d'un réservoir, le modèle de réseau de pores peut être construit à partir de données pétrophysiques mesurées ou par reconstruction d'images 3D obtenues par microtomographie (technique également appelée micro-scanner ou, en langue anglaise, m icro-CT). La méthode décrite dans le document cité (Lopez et al.) repose sur une caractérisation viscosimétrique en "bulk" (c'est-à-dire hors milieu poreux) de la solution de polymère et sur sa paramétrisation à l'aide d'un modèle rhéologique, qui permet de calculer, pour chaque canal entre les noeuds i et j du modèle, la conductance hydraulique gy qui relie la perte de charge APy au débit qy : qu = g,JAPu . Les modèles décrits dans le document cité ci-dessus, ne sont pas précis. En effet, ils ne permettent pas de calculer la réduction de perméabilité (Rk) ) liée notamment au phénomène d'adsorption et ils ne prennent pas en compte tous les mécanismes qui contrôlent l'écoulement du fluide dans le milieu poreux : les modèles sont limités au cas sans adsorption pour lequel Rk =1 et Rm = rlpp ; ces modèles prennent uniquement en compte l'effet de rhéo-fluidification, mais pas les effets de rhéo-épaississement, les effets de déplétion et les effets liés à la relaxation incomplète du polymère dans les seuils de pore. De plus, la méthode proposée est limitée aux polymères avec un comportement au cisaillement simple. The quantity of hydrocarbons that can be recovered in the context of secondary recovery is limited in particular by the sweeping efficiency, which is related to the vertical permeability contrasts of the reservoir as well as to the difference in viscosity between the phase aqueous and the oil phase. The existence of permeability contrasts leads to poorer water propagation in layers of lower permeability. The difference in viscosity is responsible for horizontal effects of viscous digitation which cause a more or less rapid breakthrough of the aqueous phase injected to producing wells. A useful parameter for estimating the scanning efficiency is the ratio R between the mobility of the aqueous phase and the mobility of the oil phase: R = M - 2L k - where the M ko mobilities A4 ,, and Mo, are defined respectively for the aqueous phase, denoted by w and for the oil phase, denoted o, as the ratio between permeability (k ,,, ko) and viscosity (rio, To improve the efficiency of sweeping, techniques for the enhanced recovery of hydrocarbons One of these techniques consists in increasing the viscosity of the injected aqueous phase by adding water-soluble polymers, or other so-called viscosifying or "thickening" agents, which results in a reduction in the viscosity of the injected aqueous phase. mobility of this phase and, consequently, a reduction of the mobility ratio.This mobility control makes it possible to improve the scanning profiles.This technique is called "polymeric RAH." Performing a polymer RAH operation Industrial re-engineering requires preliminary studies that involve both laboratory experiments and numerical simulation. The steps of such a method are presented in FIG. 1. Data on the case to be treated are firstly collected (1), then a polymer is selected (2), then its performances are evaluated in solution (3). and in a porous medium (4). Finally, numerical simulations (5) using a reservoir simulator are performed to determine the interest of the polymer RAH operation in terms of oil recovery and economic viability. To complete these preliminary studies, a pilot is made which consists in injecting an aqueous phase containing the polymer into a limited area of the hydrocarbon reservoir to be treated (6). Back and forth between the different stages to adjust the type of polymer and its concentration are necessary in order to obtain good thermal and chemical stability, injectivity, adsorption and apparent apparent viscosity, and an effect on oil recovery. of economic interest. Because of the heterogeneity of the reservoirs, which is reflected in particular by the existence of several porous media (or facies), with their own petrophysical properties (permeability, porosity, etc.), this method requires a large number of polymer solution injection experiments on samples of porous media (step 4 of Figure 1 is repeated for each porous medium with new measurements). These experiments make it possible in particular to determine, for each range of petrophysical properties of the case to be treated, the properties of the flow of the polymer solution, that is to say the values of the mobility reductions of the aqueous phase (Rm). (or RF for Resistance Factor in English language), permeability reductions (Rk) (or RRF for Residual Resistance Factor in English language) and apparent relative viscosities in the aqueous phase (i PP) as a function of flow rate. The mobility reduction Rm is determined by calculating the ratio of the mobility before injection (AI) on the mobility during the injection (I): R = MAI = kl x111--. The permeability reduction corresponds to the ratio of the permeability M,, k, before injection (AI) on the permeability after injection (PI): Thus, important values k of these ratios translate a reduced mobility / permeability. Classically, these values are deduced from experimental measurements of a pressure variation AP between the two cases: after and before the injection. The apparent relative viscosity corresponds to the relative viscosity of the polymer solution in the porous medium multiplied by the ratio of the "irreversibly" modified permeability (kg) to the "reversibly" modified permeability (k,). determines by calculating the ratio of the reduction of mobility on the reduction of permeability: r kaPP =. These values are necessary both to study Rk injectivity and to determine the expected gain in permeability reduction and to perform reservoir simulations. Moreover, in the case of the extension to the entire oil field of a polymer RAH operation (initiated or not by a pilot), a similar series of preliminary studies must also be carried out, which requires again a lot of experiments, which is long, tedious and expensive. In addition, analytical methods for predicting the properties of flow have been developed. For example, the document: Lopez X., Valvatne PH and Blunt MJ: "Predictive Network Modeling of Single-phase Non-Newtonian Flow in Porous Media", Journal of Colloid and Interface Science, 264, 256-265 (2003) discloses a analytical method for predicting the relative apparent viscosity iirae as a function of the flow rate during the injection of a non-Newtonian fluid (for example an aqueous phase containing a polymer). This method is based on the use of Pore Network Modeling (PNM). A pore network model represents a porous medium to account for the physics of flow without focusing on the actual morphology of the medium. The structure is modeled by a three-dimensional network of pores constituting nodes interconnected by channels representing the pore thresholds. To be representative of a reservoir, the pore network model can be constructed from measured petrophysical data or by reconstruction of 3D images obtained by microtomography (also called micro-scanner technique or, in English, m icro-CT ). The method described in the cited document (Lopez et al.) Is based on a bulk viscosimetric characterization (that is to say outside porous medium) of the polymer solution and on its parameterization using a rheological model, which calculates, for each channel between the nodes i and j of the model, the hydraulic conductance gy which connects the pressure drop APy to the flow rate qy: qu = g, JAPu. The models described in the document cited above, are not accurate. Indeed, they do not make it possible to calculate the reduction of permeability (Rk)) linked in particular to the phenomenon of adsorption and they do not take into account all the mechanisms which control the flow of the fluid in the porous medium: the models are limited in the case without adsorption for which Rk = 1 and Rm = rlpp; these models only take into account the rheo-thinning effect, but not the effects of rheo-thickening, depletion effects and effects related to the incomplete relaxation of the polymer in the pore thresholds. In addition, the proposed method is limited to polymers with simple shear behavior.

Compte tenu de ces hypothèses, cette méthode ne permet pas d'effectuer des expériences numériques capables de se substituer aux expériences sur carottes réelles pour une étude de faisabilité d'une opération RAH polymère. Par conséquent, même en utilisant la méthode proposée dans le document (Lopez et al.), une étude de faisabilité pour une opération RAH polymère nécessite toujours un nombre élevé de mesures expérimentales. L'invention concerne un procédé d'optimisation d'une récupération assistée d'hydrocarbures, dans lequel on détermine la récupération d'hydrocarbures au moyen de mesures numériques, utilisant des modèles de réseau de pores ne nécessitant qu'un seul calage, ce qui permet de limiter le nombre de mesures expérimentales. Given these hypotheses, this method does not make it possible to perform numerical experiments capable of substituting for actual core experiments for a feasibility study of a polymer RAH operation. Therefore, even using the method proposed in the paper (Lopez et al.), A feasibility study for a polymer RAH operation still requires a large number of experimental measurements. A method for optimizing enhanced hydrocarbon recovery, wherein hydrocarbon recovery is determined by numerical measurements, using pore network models requiring only one wedge, thereby limits the number of experimental measurements.

Le procédé selon l'invention L'invention concerne un procédé d'optimisation de récupération assistée d'hydrocarbures dans un réservoir géologique, ledit réservoir étant constitué d'au moins un milieu poreux, la récupération assistée d'hydrocarbures étant réalisée par une injection d'une phase aqueuse dans ledit réservoir, ladite phase aqueuse comprenant au moins un polymère. Pour ce procédé, on réalise les étapes suivantes : a) on construit un modèle de réseau de pores de chaque milieu poreux, chaque modèle comportant un ensemble de canaux ; b) on utilise pour chaque canal une loi de conductance hydraulique fonction du polymère et d'au moins un paramètre ajustable, ledit paramètre ayant été préalablement déterminé à partir de mesures expérimentales pour un seul milieu poreux ; c) on détermine les propriétés d'écoulement (Rn'Rk,graPP) dudit milieu poreux au moyen de chaque modèle de réseau de pores et de ladite loi de conductance hydraulique ; et d) on détermine la récupération d'hydrocarbures au moyen d'un simulateur d'écoulement prenant en compte lesdites propriétés de l'écoulement ( R',,Rk ,177 ). Selon l'invention, le paramètre est déterminé en réalisant les étapes suivantes : i) on détermine expérimentalement pour au moins un débit de la phase aqueuse dans un échantillon d'un milieu poreux, lesdites propriétés d'écoulement ; ii) on détermine les propriétés d'écoulement ( ,Rk ,77aPP ) dudit milieu poreux au moyen dudit modèle de réseau de pores et de ladite loi de conductance hydraulique ; et iii) on ajuste ledit paramètre de ladite loi de conductance hydraulique, pour que les propriétés d'écoulement déterminées aux étapes i) et ii) soient cohérentes. The method of the invention The invention relates to a method for optimizing the assisted recovery of hydrocarbons in a geological reservoir, said reservoir consisting of at least one porous medium, the enhanced hydrocarbon recovery being carried out by an injection of hydrocarbons. an aqueous phase in said reservoir, said aqueous phase comprising at least one polymer. For this method, the following steps are performed: a) a pore network model of each porous medium is constructed, each model comprising a set of channels; b) for each channel is used a law of hydraulic conductance function of the polymer and at least one adjustable parameter, said parameter having been previously determined from experimental measurements for a single porous medium; c) determining the flow properties (Rn'Rk, graPP) of said porous medium by means of each pore network model and said hydraulic conductance law; and d) hydrocarbon recovery is determined by a flow simulator taking into account said flow properties (R ',, Rk, 177). According to the invention, the parameter is determined by carrying out the following steps: i) the flow properties are determined experimentally for at least one flow rate of the aqueous phase in a sample of a porous medium; ii) determining the flow properties (, Rk, 77aPP) of said porous medium by means of said pore network model and said hydraulic conductance law; and iii) adjusting said parameter of said hydraulic conductance law so that the flow properties determined in steps i) and ii) are consistent.

De préférence, la loi de conductance hydraulique est une loi de Poiseuille comportant au moins un paramètre ajustable. Avantageusement, loi de conductance hydraulique se déduit à partir d'un modèle rhéologique du polymère obtenu par mesure de la viscosité relative qr du polymère, en fonction du gradient de vitesse de cisaillement. De plus, on définit pour chaque canal desdits modèles de réseau de pores une loi paramétrable de réduction de diamètre des canaux, les paramètres de ladite loi de réduction de diamètre étant ajustés en même temps que les paramètres de ladite loi de conductance hydraulique. Preferably, the hydraulic conductance law is a Poiseuille law comprising at least one adjustable parameter. Advantageously, the hydraulic conductance law is deduced from a rheological model of the polymer obtained by measuring the relative viscosity qr of the polymer, as a function of the shear rate gradient. In addition, for each channel of said pore network models, a parameterizable channel diameter reduction law is defined, the parameters of said diameter reduction law being adjusted at the same time as the parameters of said hydraulic conductance law.

Selon un mode de réalisation de l'invention, les propriétés de l'écoulement de la phase aqueuse sont la réduction de mobilité R., la réduction de perméabilité Rk et la viscosité apparente iiraPP de la phase aqueuse dans ledit réservoir, lesdites propriétés de l'écoulement étant fonction du débit d'injection de la phase aqueuse. De manière avantageuse, la loi de conductance hydraulique et la loi de réduction de diamètre des canaux de chaque modèle de réseau de pores modélise les mécanismes qui contrôlent l'écoulement de la phase aqueuse en milieu poreux à l'échelle du pore, lesdits mécanismes modélisés étant l'adsorption irréversible de la phase aqueuse par le milieu poreux et/ou les effets de rhéo-fluidification du polymère et/ou les effets de rhéoépaississement du polymère et/ou les effets de déplétion et/ou les effets liés à la relaxation incomplète du polymère dans les seuils de pore. Avantageusement, on détermine expérimentalement la réduction de mobilité Rn, , la réduction de perméabilité Rk et la viscosité apparente rira"" en fonction du débit pour ledit premier milieu poreux, en réalisant les étapes suivantes : (1) on dépose un échantillon dudit milieu poreux dans une cellule de mesure ; (2) on mesure la porosité et la perméabilité dudit milieu poreux par saturation par une saumure ; (3) on injecte une phase aqueuse contenant ledit polymère à différents débits et on détermine la réduction de mobilité R. après stabilisation à partir des mesures de l'étape (b) ; (4) on déplace le polymère non adsorbé par une injection de saumure ; (5) on injecte de la saumure à différents débits et on détermine la réduction de perméabilité Rk à partir des mesures de l'étape (b) ; et (6) on en déduit la viscosité apparente rira"" , rira"" = Ri" . Rk Selon l'invention, un modèle de réseau de pores est un réseau tridimensionnel de pores constituant des noeuds interconnectés par des canaux représentant les seuils de pore, dans lequel on associe à chaque canal une loi de conductance hydraulique. Selon un mode de réalisation, on construit un modèle de réseau de pores, en réalisant les étapes suivantes pour chaque milieu poreux : i) on caractérise ledit milieu poreux ; ii) on construit un modèle de réseau de pores pour ledit milieu poreux à partir de la caractérisation du milieu poreux ; et iii) on implémente une loi paramétrée de conductance hydraulique dans chaque canal dudit modèle de réseau de pores. Pour caractériser ledit milieu poreux on peut déterminer une distribution de la taille de seuil de pores et un facteur de formation soit expérimentalement par porosimétrie mercure et par mesure de résistivité électrique, soit par imagerie en microtomographie du milieu poreux. De préférence, ledit simulateur d'écoulement est configuré avec des valeurs des perméabilités relatives de la phase aqueuse (k,) et des hydrocarbures (kro) et par une valeur de l'adsorption dynamique (F), ces valeurs étant obtenues expérimentalement. En outre, le procédé peut comprendre les étapes suivantes : e) on réitère les étapes a) à d) pour différents polymères et/ou pour différentes concentrations du polymère dans ladite phase aqueuse ; et f) on injecte dans ledit réservoir une phase aqueuse contenant le polymère qui optimise la récupération d'hydrocarbures. Selon un mode de réalisation de l'invention, le choix d'un polymère et d'une concentration dudit polymère dans la phase aqueuse comprend une étape d'étude de la stabilité thermique et chimique de la phase aqueuse ainsi constituée, si la phase aqueuse n'est pas stable, on choisit un autre polymère et/ou une autre concentration. 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, déjà décrite, illustre un procédé d'optimisation de récupération assistée d'hydrocarbures selon l'art antérieur. La figure 2 illustre un procédé d'optimisation de récupération assistée d'hydrocarbures selon l'invention. According to one embodiment of the invention, the properties of the flow of the aqueous phase are the reduction of mobility R., the reduction of permeability Rk and the apparent viscosity iiraPP of the aqueous phase in said reservoir, said properties of the flow being a function of the injection rate of the aqueous phase. Advantageously, the hydraulic conductance law and the channel diameter reduction law of each pore network model models the mechanisms that control the flow of the aqueous phase in porous media at the pore scale, said mechanisms being modeled being the irreversible adsorption of the aqueous phase by the porous medium and / or the effects of rheo-thinification of the polymer and / or the effects of rheo-thickening of the polymer and / or the effects of depletion and / or the effects related to incomplete relaxation of the polymer in the pore thresholds. Advantageously, the reduction in mobility Rn is determined experimentally, the permeability reduction Rk and the apparent viscosity will vary as a function of the flow rate for said first porous medium, by performing the following steps: (1) depositing a sample of said porous medium in a measuring cell; (2) the porosity and permeability of said porous medium is measured by saturation with brine; (3) injecting an aqueous phase containing said polymer at different flow rates and determining the mobility reduction R. after stabilization from the measurements of step (b); (4) the unadsorbed polymer is displaced by brine injection; (5) brine is injected at different flow rates and the permeability reduction Rk is determined from the measurements of step (b); and (6) the apparent viscosity thereof will be understood to be "", will be defined "" = Ri ".Rk According to the invention, a pore network model is a three-dimensional network of pores constituting nodes interconnected by channels representing the thresholds of pore, in which each channel is associated with a law of hydraulic conductance According to one embodiment, a pore network model is constructed by performing the following steps for each porous medium: i) characterizing said porous medium; constructing a pore network model for said porous medium from the characterization of the porous medium, and iii) implementing a parametric hydraulic conductance law in each channel of said pore network model.To characterize said porous medium, it is possible to determine a pore threshold size distribution and a formation factor either experimentally by mercury porosimetry and by electrical resistivity measurement, or by imaging in microtomography of the porous medium. Preferably, said flow simulator is configured with relative permeability values of the aqueous phase (k,) and hydrocarbons (kro) and by a value of the dynamic adsorption (F), these values being obtained experimentally. In addition, the process may comprise the following steps: e) the steps a) to d) are repeated for different polymers and / or for different concentrations of the polymer in said aqueous phase; and f) injecting into said reservoir an aqueous phase containing the polymer which optimizes the recovery of hydrocarbons. According to one embodiment of the invention, the choice of a polymer and a concentration of said polymer in the aqueous phase comprises a step of studying the thermal and chemical stability of the aqueous phase thus formed, if the aqueous phase is not stable, one chooses another polymer and / or another concentration. BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS Other characteristics and advantages of the method according to the invention will appear on reading the following description of nonlimiting examples of embodiments, with reference to the appended figures and described below. FIG. 1, already described, illustrates a method of optimization of enhanced hydrocarbon recovery according to the prior art. FIG. 2 illustrates a method of optimization of enhanced hydrocarbon recovery according to the invention.

La figure 3 est une courbe illustrant l'intérêt du calage d'un modèle de réseau de pores selon l'invention pour un premier exemple. La figure 4 est une courbe illustrant l'intérêt du calage d'un modèle de réseau de pores selon l'invention pour un deuxième exemple. Description détaillée de l'invention L'invention porte sur un procédé d'optimisation de la récupération assistée d'hydrocarbures, pour lequel on prédit la récupération d'hydrocarbures. Pour cela, on détermine le comportement du fluide injecté dans le réservoir au moyen de modèles de 10 réseau de pores. Ces modèles permettent de déterminer des caractéristiques macroscopiques de l'écoulement à partir de lois d'écoulement décrites à l'échelle microscopique (échelle dite "du pore"), qui sont ensuite utilisées pour simuler (numériquement) les différents écoulements dans le réservoir. Il s'agit d'une méthode couplée à la fois analytique et empirique de construction de 15 modèles d'écoulement de type réseau de pores pour des fluides non-Newtoniens (tels que des polymères). Le procédé selon l'invention permet de réaliser des expériences numériques capables de prédire de manière complète et fiable l'ensemble des propriétés d'écoulement en milieu poreux d'un fluide non-Newtonien (tels que des polymères) en fonction du débit pour chaque gamme de propriétés pétrophysiques (c'est-à-dire chaque milieu poreux) d'un 20 cas de réservoir. La figure 2 illustre les différentes étapes d'un mode de réalisation du procédé selon l'invention qui sont : 1) étude préalable (PRL) du cas à traiter 25 2) sélection d'un polymère (POL) 3) construction d'un premier modèle PNM (1' MOD) 4) détermination des paramètres à l'aide du premier modèle (PAR) 5) construction des modèles PNM (MOD) 6) détermination de propriétés d'écoulement (PRO) 30 7) simulation d'écoulement (SIM) 8) injection du polymère (INJ) En raison de l'hétérogénéité des réservoirs, on considère que le réservoir est constitué de plusieurs milieux poreux (ou faciès), avec des propriétés pétrophysiques propres 35 (perméabilité, porosité...). Étape 1) étude préalable du cas à traiter (PRL) Cette étape correspond à l'étape 1 du procédé de l'art antérieur décrit à la figure 1. Il s'agit ici de déterminer les conditions du cas à traiter : notamment la caractérisation du réservoir d'hydrocarbures (hétérogénités, puits ...), la viscosité de l'huile (rio ), la salinité, la température. Ces données peuvent être acquises par des mesures expérimentales sur des carottes du réservoir ou au cours de l'exploitation du réservoir avant la mise en place d'une récupération assistée d'hydrocarbures. Ces données servent à la construction d'un modèle de réservoir représentatif, qui peut être utilisé par un simulateur de réservoir. On rappelle qu'un modèle de réservoir constitue une maquette du sous-sol représentative à la fois de sa structure et de son comportement. Généralement, ce type de maquette est représenté sur un ordinateur, on parle alors de modèle numérique. Étape 2) choix du polymère (POL) Cette étape correspond à l'étape 2) du procédé de l'art antérieur illustré à la figure 1. Il s'agit pour un utilisateur de déterminer au moins un polymère ou un additif chimique viscosifiant pouvant être injecté avec la phase aqueuse. La suite de la description concerne l'ajout d'un seul polymère, toutefois, plusieurs polymères et/ou plusieurs additifs chimiques viscosifiants peuvent être injectés simultanément. Pour cette étape, le spécialiste peut se baser sur ses connaissances, sur une bibliographie et/ou sur des bases de données pour connaître des polymères aptes à être utilisé pour la récupération assisté d'hydrocarbures "RAH polymère". A titre d'information, on rappelle que les polymères peuvent être des polymères hydrosolubles, ou d'autres agents viscosifiants ou épaississants ; les polymères sont choisis notamment parmi : les polymères à base d'acrylamide, notamment PAM (polyacrylamides) plus ou moins hydrolysés, ou copolymères d'acrylamides et de monomères sulfonés et autres monomères, - le Xanthane, - autres polymères naturels, tout polymère hydrosoluble de masse molaire supérieure à 106g/mol. Lors de cette étape, on choisit également la concentration de polymère dans la phase aqueuse. Le choix dépend des connaissances du spécialiste et de données issues de la littérature et/ou de bases de données. Le choix peut être affiné lors de différentes itérations du procédé selon l'invention. Lors de cette étape, on cale également les paramètres du modèle rhéologique pour le polymère à l'aide d'une expérience de rhéologie (mesurant la viscosité relative 77r du polymère en fonction de la vitesse de cisaillement et éventuellement de la vitesse d'élongation). De préférence, le choix d'un polymère et d'une concentration du polymère dans la phase aqueuse comprend en outre une étape d'étude de la stabilité thermique et chimique de la phase aqueuse ainsi constituée. Ainsi, si la phase aqueuse ne paraît pas stable d'un point de vue thermique et/ou chimique par rapport au réservoir étudié, on choisit un autre polymère et/ou une autre concentration, avant de passer à l'étape suivante. Cette étude de la stabilité permet d'éviter de faire des expériences (réelles et/ou numériques) pour des phases aqueuses qui ne seraient pas exploitables. Étape 3) construction d'un premier modèle (1 er MOD) On construit un premier modèle de réseau de pores pour un premier type de milieu poreux, dont on dispose d'au moins une carotte. On rappelle que le réservoir constituant le cas à traiter présente plusieurs types de milieux poreux (ou faciès). Cette étape consiste à en choisir un seul qui fera l'objet d'une étude expérimentale complète (pour la caractérisation et pour l'injection de polymère) et d'une étude numérique PNM. Ce modèle détermine numériquement des propriétés de l'écoulement de la phase aqueuse en fonction du débit, de caractéristiques de la phase aqueuse (type de polymère et sa concentration). Selon l'invention, ce modèle est valable pour un polymère et un milieu poreux. Les propriétés de l'écoulement de la phase aqueuse déterminées sont notamment la réduction de mobilité Rn, , la réduction de perméabilité Rk et la viscosité apparente 17 de la phase aqueuse dans ledit réservoir, lesdites propriétés de l'écoulement étant fonction du débit d'injection de la phase aqueuse. On appelle modèle de réseau de pores (ou en anglais Pore Network Modeling, PNM) un modèle qui repose sur une représentation conceptuelle d'un milieu poreux et permet de rendre compte de la physique de l'écoulement sans s'attacher à la morphologie réelle du milieu. La structure y est modélisée par un réseau tridimensionnel de pores constituant des noeuds interconnectés par des canaux représentant les seuils de pore. Pour être représentatif d'un milieu poreux donné, un modèle de réseau de pores est construit à partir de données pétrophysiques du milieu poreux (telles que la pression capillaire en fonction de la saturation en fluides), voire de données de structure microscopiques. Les données pétrophysiques sont en particulier la perméabilité et la porosité. Ces données varient d'un milieu poreux à un autre, c'est pourquoi il est nécessaire d'établir un modèle de réseau de pores pour chaque milieu poreux (ou facies) constituant le réservoir. Avantageusement, les données pétrophysiques sont déterminées au moyen de mesures expérimentales sur des carottes prélevées dans le réservoir géologique. FIG. 3 is a curve illustrating the advantage of the calibration of a pore network model according to the invention for a first example. FIG. 4 is a curve illustrating the advantage of the calibration of a pore network model according to the invention for a second example. DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION The invention relates to a method for optimizing enhanced hydrocarbon recovery, for which the recovery of hydrocarbons is predicted. For this, the behavior of the fluid injected into the reservoir is determined by means of pore network models. These models make it possible to determine macroscopic characteristics of the flow from flow laws described on the microscopic scale (so-called "pore scale"), which are then used to simulate (numerically) the different flows in the reservoir. It is an analytical and empirical coupled method for constructing pore network flow models for non-Newtonian fluids (such as polymers). The method according to the invention makes it possible to carry out numerical experiments capable of completely and reliably predicting all the flow properties in a porous medium of a non-Newtonian fluid (such as polymers) as a function of the flow rate for each range of petrophysical properties (i.e., each porous medium) of a reservoir case. FIG. 2 illustrates the various steps of an embodiment of the method according to the invention which are: 1) prior study (PRL) of the case to be treated 2) selection of a polymer (POL) 3) construction of a first model PNM (1 'MOD) 4) determination of parameters using the first model (PAR) 5) construction of models PNM (MOD) 6) determination of flow properties (PRO) 30 7) flow simulation (SIM) 8) Polymer injection (INJ) Due to the heterogeneity of the reservoirs, it is considered that the reservoir consists of several porous media (or facies), with clean petrophysical properties (permeability, porosity ...) . Step 1) prior study of the case to be treated (PRL) This step corresponds to step 1 of the method of the prior art described in Figure 1. It is here to determine the conditions of the case to be treated: in particular the characterization the hydrocarbon reservoir (heterogeneities, wells ...), the viscosity of the oil (rio), the salinity, the temperature. These data can be acquired by experimental measurements on the core of the reservoir or during the operation of the reservoir before the implementation of enhanced oil recovery. These data are used to construct a representative reservoir model, which can be used by a reservoir simulator. It is recalled that a reservoir model is a model of the subsoil representative of both its structure and its behavior. Generally, this type of model is represented on a computer, it is called a digital model. Step 2) Choice of Polymer (POL) This step corresponds to step 2) of the method of the prior art illustrated in FIG. 1. It is a matter for a user to determine at least one viscosifying polymer or chemical additive that can be injected with the aqueous phase. The following description relates to the addition of a single polymer, however, several polymers and / or several viscosifying chemical additives can be injected simultaneously. For this step, the specialist can rely on his knowledge, a bibliography and / or databases to find polymers suitable for use in the assisted recovery of hydrocarbons "polymer RAH". By way of information, it is recalled that the polymers may be water-soluble polymers, or other viscosifying or thickening agents; the polymers are chosen in particular from: polymers based on acrylamide, in particular PAM (polyacrylamides), more or less hydrolysed, or copolymers of acrylamides and of sulfonated monomers and other monomers, - Xanthan, - other natural polymers, any water-soluble polymer molar mass greater than 106 g / mol. During this step, the concentration of polymer in the aqueous phase is also chosen. The choice depends on the knowledge of the specialist and data from the literature and / or databases. The choice can be refined during different iterations of the method according to the invention. In this step, the parameters of the rheological model for the polymer are also controlled by means of a rheology experiment (measuring the relative viscosity 77r of the polymer as a function of the shear rate and, optionally, the elongation rate). . Preferably, the choice of a polymer and a concentration of the polymer in the aqueous phase further comprises a step of studying the thermal and chemical stability of the aqueous phase thus formed. Thus, if the aqueous phase does not appear stable from a thermal and / or chemical point of view with respect to the reservoir studied, another polymer and / or another concentration is chosen before proceeding to the next step. This study of the stability makes it possible to avoid making experiments (real and / or digital) for aqueous phases which would not be exploitable. Step 3) Construction of a first model (1st MOD) A first pore network model is built for a first type of porous medium, of which at least one core is available. It is recalled that the reservoir constituting the case to be treated has several types of porous media (or facies). This step consists in choosing one that will be the subject of a complete experimental study (for characterization and for polymer injection) and a PNM numerical study. This model numerically determines the properties of the flow of the aqueous phase as a function of the flow rate, characteristics of the aqueous phase (type of polymer and its concentration). According to the invention, this model is valid for a polymer and a porous medium. The properties of the flow of the aqueous phase determined are in particular the reduction of mobility Rn, the reduction of permeability Rk and the apparent viscosity of the aqueous phase in said reservoir, said properties of the flow being a function of the flow rate. injection of the aqueous phase. Pore Network Modeling (PNM) is a model that relies on a conceptual representation of a porous medium and accounts for the physics of flow without focusing on the actual morphology. middle. The structure is modeled by a three-dimensional network of pores constituting nodes interconnected by channels representing the pore thresholds. To be representative of a given porous medium, a pore network model is constructed from petrophysical data of the porous medium (such as capillary pressure as a function of fluid saturation), or even microscopic structural data. Petrophysical data are in particular permeability and porosity. These data vary from one porous medium to another, which is why it is necessary to establish a pore network model for each porous medium (or facies) constituting the reservoir. Advantageously, the petrophysical data are determined by means of experimental measurements on cores taken from the geological reservoir.

On implémente une loi de conductance hydraulique dans chaque canal du premier modèle, cette loi est fonction du polymère choisi. Cette dépendance est établie au moyen d'un modèle rhéologique du polymère, qui est obtenu par mesure de la viscosité du polymère en fonction du gradient de la vitesse de cisaillement, et éventuellement de la vitesse d'élongation. Une loi de conductance hydraulique est une loi qui relie le débit au niveau du canal à la perte de charge dans le canal, elle peut être obtenue à partir de la loi de Poiseuille. La loi de conductance est paramétrée : elle dépend d'au moins un paramètre qu'il est possible de faire varier. La conductance g entre les noeuds i et j du modèle relie le débit q à la perte de charge AP au moyen d'une relation du type : qy = gyAPy . Selon un mode de réalisation de l'invention, un paramétrage simple de la conductance est de choisir un paramètre a qui à gy associe agi . La réalisation de l'invention peut aussi impliquer un paramétrage d'une loi de réduction du diamètre des canaux (d,) dans le modèle PNM, pour rendre compte de l'adsorption du polymère et des effets de déplétion à la paroi des pores. Ce paramétrage peut être effectué au moyen d'un paramètre ,6 qui à d, associe ,id, . Selon l'invention, chaque loi paramétrée de conductance hydraulique et/ou chaque loi paramétrée de réduction de diamètre de canal permet de représenter le comportement de l'écoulement de la phase aqueuse dans le milieu poreux en modélisant les mécanismes qui contrôlent l'écoulement de la phase aqueuse en milieu poreux à l'échelle du pore, lesdits mécanismes modélisés étant l'adsorption irréversible de la phase aqueuse par le milieu poreux et/ou les effets de rhéo-fluidification du polymère et/ou les effets de rhéoépaississement du polymère et/ou les effets de déplétion et/ou les effets liés à la relaxation incomplète du polymère dans les seuils de pore. Selon un mode de réalisation préférentiel de l'invention, on construit le premier modèle réseau de pores, en réalisant les étapes suivantes pour le premier milieu poreux : i) on caractérise le milieu poreux, pour cela on détermine une distribution de la taille de seuil de pores et un facteur de formation soit expérimentalement par porosimétrie mercure et par mesure de résistivité électrique soit par imagerie en microtomographie du milieu poreux ; ii) on construit un modèle de réseau de pores pour le milieu poreux à partir de la caractérisation du milieu poreux ; et iii) on implémente une loi de conductance hydraulique dans chaque canal du modèle de réseau de pores, la loi dépendant d'un paramètre variable et l'on procède au paramétrage des diamètres des canaux à l'aide d'un paramètre variable. Étape 4) détermination des paramètres variables à l'aide du premier modèle (PAR) Une fois le premier modèle construit, on détermine le(s) paramètre(s) (a et fl pour les exemples précédents) de la loi de conductance hydraulique et de la loi de réduction de diamètre pour que le modèle soit cohérent avec le comportement réel dans le milieu poreux. Pour cela, on procède à un calage du premier modèle. A hydraulic conductance law is implemented in each channel of the first model, this law is a function of the chosen polymer. This dependence is established by means of a rheological model of the polymer, which is obtained by measuring the viscosity of the polymer as a function of the gradient of the shear rate, and possibly the elongation rate. A law of hydraulic conductance is a law which connects the flow at the level of the channel to the pressure drop in the channel, it can be obtained from the Poiseuille law. The conductance law is parameterized: it depends on at least one parameter that can be varied. The conductance g between the nodes i and j of the model connects the flow q to the pressure drop AP by means of a relation of the type: qy = gyAPy. According to one embodiment of the invention, a simple parameterization of the conductance is to choose a parameter which associates ac. The embodiment of the invention may also involve a parameterization of a channel diameter reduction law (d,) in the PNM model, to account for the adsorption of the polymer and the effects of depletion on the pore wall. This setting can be done using a parameter, 6 which associates, id,. According to the invention, each parameterized hydraulic conductance law and / or each parameterized channel diameter reduction law makes it possible to represent the behavior of the flow of the aqueous phase in the porous medium by modeling the mechanisms that control the flow of the the aqueous phase in porous medium at the pore scale, said mechanisms being modeled being the irreversible adsorption of the aqueous phase by the porous medium and / or the effects of rheo-thinification of the polymer and / or the rheo-thickening effects of the polymer and and / or depletion effects and / or effects related to incomplete relaxation of the polymer in the pore thresholds. According to a preferred embodiment of the invention, the first pore network model is constructed by carrying out the following steps for the first porous medium: i) the porous medium is characterized, for this purpose a distribution of the threshold size is determined of pores and a formation factor either experimentally by mercury porosimetry and by measurement of electrical resistivity or by microtomography imaging of the porous medium; ii) constructing a pore network model for the porous medium from the characterization of the porous medium; and iii) implementing a hydraulic conductance law in each channel of the pore network model, the law depending on a variable parameter and setting the channel diameters using a variable parameter. Step 4) determination of the variable parameters using the first model (PAR) Once the first model is constructed, we determine the parameter (s) (a and fl for the previous examples) of the law of hydraulic conductance and of the diameter reduction law for the model to be consistent with the actual behavior in the porous medium. For this, we proceed to a calibration of the first model.

De préférence, on cale le premier modèle de réseau de pores en réalisant les étapes suivantes : i) on détermine expérimentalement pour au moins un débit de la phase aqueuse dans un échantillon (ou carotte) du premier milieu poreux, la réduction de mobilité Rm , la réduction de perméabilité Rk et la viscosité apparente ri raPP pour le milieu poreux ; et ii) on ajuste au moins un paramètre de ladite loi de conductance hydraulique et de la loi de réduction de diamètre, pour que le premier modèle de réseau de pores soit cohérent avec les mesures expérimentales. On peut déterminer expérimentalement (1) la réduction de mobilité R. , la réduction de perméabilité Rk et la viscosité apparente 17,7 en fonction du débit pour le premier milieu poreux, en réalisant les étapes suivantes : (1) on dépose un échantillon (ou carotte) du milieu poreux dans une cellule de mesure ; (2) on mesure la porosité et la perméabilité du milieu poreux par saturation par une saumure ; (3) on injecte la phase aqueuse à différents débits et on détermine la réduction de mobilité Rm après stabilisation à partir des mesures de l'étape (b) ; (4) on déplace le polymère non adsorbé par une injection de saumure ; (5) on injecte de la saumure à différents débits et on détermine la réduction de perméabilité Rk à partir des mesures de l'étape (b) ; et (6) on en déduit la viscosité apparente riraPP, r raPP Ri" . Rk Étape 5) construction de modèles (MOD) Selon l'invention, un modèle de réseau de pores est établi pour chaque milieu poreux du réservoir. Ces modèles sont construits de la même manière que le premier modèle de réseau de pores, toutefois, les lois de conductance hydraulique et les lois de réduction de diamètre de ces modèles utilisent le paramétrage déterminé lors du calage réalisé à l'étape précédente. The first pore network model is preferably selected by carrying out the following steps: i) the flow rate of the aqueous phase in a sample (or core) of the first porous medium is determined experimentally by the reduction of mobility Rm, the permeability reduction Rk and the apparent viscosity ri rPP for the porous medium; and ii) adjusting at least one parameter of said hydraulic conductance law and the diameter reduction law, so that the first pore network model is consistent with the experimental measurements. We can determine experimentally (1) the reduction of mobility R., the reduction of permeability Rk and the apparent viscosity 17.7 as a function of the flow rate for the first porous medium, by performing the following steps: (1) a sample is deposited ( or carrot) of the porous medium in a measuring cell; (2) the porosity and permeability of the porous medium are measured by saturation with brine; (3) injecting the aqueous phase at different flow rates and determining the mobility reduction Rm after stabilization from the measurements of step (b); (4) the unadsorbed polymer is displaced by brine injection; (5) brine is injected at different flow rates and the permeability reduction Rk is determined from the measurements of step (b); and (6) the apparent viscosity riraPP is deduced, rRepP Ri ".Rk Step 5) model construction (MOD) According to the invention, a pore network model is established for each porous medium of the reservoir. constructed in the same way as the first pore network model, however, the hydraulic conductance laws and the diameter reduction laws of these models use the parameterization determined during the calibration performed in the previous step.

Selon un mode de réalisation préférentiel de l'invention, on construit les modèles de réseau de pores, en réalisant les étapes suivantes pour chaque milieu poreux : i) on caractérise le milieu poreux, pour cela on détermine une distribution de la taille de seuil de pores et un facteur de formation soit expérimentalement par porosimétrie mercure et par mesure de résistivité électrique, soit par imagerie en microtomographie du milieu poreux ; ii) on construit un modèle de réseau de pores pour le milieu poreux à partir de la caractérisation du milieu poreux ; et iii) on implémente une loi de conductance hydraulique dans chaque canal du modèle de réseau de pores, la loi de conductance hydraulique étant définie avec le(s) paramètre(s) déterminé(s) à l'étape précédente. Ainsi, il n'est pas nécessaire de faire un calage (avec des essais) pour chaque milieu poreux, une seule série de mesures est donc utilisée pour construire les modèles de l'ensemble du réservoir géologique. Étape 6) détermination des propriétés d'écoulement (PRO) Au moyen des modèles de réseau de pores construits à l'étape précédente, on détermine numériquement pour chaque milieu poreux des propriétés d'écoulement. De préférence, on détermine pour chaque milieu poreux la réduction de mobilité 1?', la réduction de perméabilité RI, et la viscosité apparente 17,7 de la phase aqueuse dans ledit réservoir, lesdites propriétés de l'écoulement étant fonction du débit d'injection de la phase aqueuse. De préférence, si la viscosité relative apparente rePP calculée au moyen du modèle n'est pas satisfaisante (selon des critères définis par l'utilisateur en fonction de ces connaissances et de la littérature), aucune simulation n'est réalisée et on retourne à l'étape 2) (POL) pour choisir un autre polymère et/ou une autre concentration. Étape 7) simulation d'écoulement (SIM) Lors de cette étape, on simule, au moyen d'un simulateur d'écoulement, les écoulements dans le réservoir, dans lequel on injecte une phase aqueuse et on en déduit la production d'hydrocarbures du réservoir. Pour exécuter une simulation d'écoulement, il est connu du spécialiste d'utiliser un logiciel appelé simulateur d'écoulement tel que Pumaflow ® (IFP Energies nouvelles, France). Le simulateur prend en compte : - les données issues de l'étude préalable : par exemple la viscosité de l'huile, la température, la salinité, les caractéristiques de l'écoulement (R''RorjaPP) déterminés à l'étape précédente, et des données issues de mesures : les perméabilités relatives de la phase aqueuse (km) et des hydrocarbures (km), l'adsorption dynamique (F ). Les perméabilités relatives de la phase aqueuse (km) et des hydrocarbures (km) sont déterminées expérimentalement pour chaque milieu poreux, alors que l'adsorption dynamique (F ) est déterminée expérimentalement sur une carotte de propriétés physiques moyennes du réservoir. Les valeurs déterminées sont valables quelque soit le polymère choisi et sa concentration. According to a preferred embodiment of the invention, the pore network models are constructed by carrying out the following steps for each porous medium: i) the porous medium is characterized, for this purpose a distribution of the threshold size of pores and a formation factor either experimentally by mercury porosimetry and by measurement of electrical resistivity, or by microtomography imaging of the porous medium; ii) constructing a pore network model for the porous medium from the characterization of the porous medium; and iii) implementing a hydraulic conductance law in each channel of the pore network model, the hydraulic conductance law being defined with the parameter (s) determined in the previous step. Thus, it is not necessary to make a calibration (with tests) for each porous medium, so a single series of measurements is used to build the models of the entire geological reservoir. Step 6) Determination of Flow Properties (PRO) Using the pore network models constructed in the previous step, flow properties are determined numerically for each porous medium. Preferably, for each porous medium, the mobility reduction 1 '', the permeability reduction RI, and the apparent viscosity 17.7 of the aqueous phase in said reservoir are determined, the said properties of the flow being a function of the flow rate. injection of the aqueous phase. Preferably, if the apparent relative viscosity rePP calculated using the model is not satisfactory (according to criteria defined by the user according to this knowledge and the literature), no simulation is performed and we return to the step 2) (POL) to choose another polymer and / or another concentration. Step 7) Simulation of flow (SIM) During this step, the flows in the tank, in which an aqueous phase is injected, are simulated by means of a flow simulator and the hydrocarbon production is deduced therefrom. of the tank. To execute a flow simulation, it is known to the specialist to use a software called flow simulator such as Pumaflow ® (IFP Energies nouvelles, France). The simulator takes into account: - the data resulting from the preliminary study: for example the viscosity of the oil, the temperature, the salinity, the characteristics of the flow (R''RorjaPP) determined in the previous step, and data from measurements: relative permeabilities of the aqueous phase (km) and hydrocarbons (km), dynamic adsorption (F). The relative permeabilities of the aqueous phase (km) and hydrocarbons (km) are determined experimentally for each porous medium, while the dynamic adsorption (F) is determined experimentally on a core of average physical properties of the reservoir. The determined values are valid whatever the chosen polymer and its concentration.

La simulation détermine la quantité d'hydrocarbures pouvant être récupérée par l'injection d'un phase aqueuse contenant le polymère choisi. Étape 8) infection de la phase aqueuse (INJ) On injecte ensuite le polymère dans le réservoir géologique pour obtenir une récupération assistée d'hydrocarbures. Ainsi, l'invention permet de prédire la quantité d'hydrocarbures récupérée en fonction du polymère. Selon un mode particulier de réalisation de l'invention, les étapes 2) (POL) à 7) (SIM) sont répétées pour différents polymères et/ou différentes concentrations de polymères. Cette répétition est illustrée sur la figure par la flèche de rétroaction. Pour chaque polymère testé, une seule série supplémentaire de mesures est nécessaire : il s'agit de mesures de la réduction de mobilité 1?»,, la réduction de perméabilité Rk et la viscosité apparente ij raPP pour le calage. En effet, les données pétrophysiques du réservoir, les données utiles à la simulation et les données utiles pour déterminer une taille de seuil de pore et un facteur de formation sont déjà connues. Ainsi, un spécialiste peut tester plusieurs configurations dans un temps réduit. Une fois, que l'utilisateur a testé les polymères de son choix, il détermine au moins un polymère à injecter qui optimise la récupération d'hydrocarbures. En outre, pour déterminer le polymère à injecter, l'utilisateur peut prendre en compte des critères économiques. Puis, il injecte dans le réservoir géologique la phase aqueuse contenant ce(s) polymère(s). The simulation determines the amount of hydrocarbons that can be recovered by injecting an aqueous phase containing the chosen polymer. Step 8) Infection of the aqueous phase (INJ) The polymer is then injected into the geological reservoir to obtain enhanced hydrocarbon recovery. Thus, the invention makes it possible to predict the amount of hydrocarbons recovered as a function of the polymer. According to a particular embodiment of the invention, steps 2) (POL) to 7) (SIM) are repeated for different polymers and / or different concentrations of polymers. This repetition is illustrated in the figure by the feedback arrow. For each polymer tested, only one additional series of measurements is necessary: these are measurements of the reduction of mobility 1, the reduction of permeability Rk and the apparent viscosity ij RPP for calibration. Indeed, the petrophysical data of the reservoir, the data useful for the simulation and the data useful for determining a pore threshold size and a formation factor are already known. Thus, a specialist can test several configurations in a reduced time. Once the user has tested the polymers of his choice, he determines at least one polymer to inject which optimizes the recovery of hydrocarbons. In addition, to determine the polymer to be injected, the user can take into account economic criteria. Then, it injects into the geological reservoir the aqueous phase containing the polymer (s).

Ainsi, grâce à l'invention, le nombre de mesures expérimentales est réduit, les seules mesures à prévoir sont : - une seule série de mesures des propriétés pétrophysiques de chaque milieu poreux (notamment la distribution de la taille de seuil de pore et le facteur de formation ou bien les données directement obtenues par microtomographie) (construction des modèles PNM), - pour chaque polymère choisi, une mesure de la viscosité relative rir, pour déterminer les lois de conductance hydraulique (implémentation des lois de conductance hydraulique), - une seule série de mesures de la réduction de mobilité de la réduction de perméabilité Rk et de la viscosité apparente qraPP pour un seul milieu poreux (calage du premier modèle), une seule mesure de l'adsorption dynamique F (configuration du simulateur d'écoulement) pour chaque milieu poreux, et une seule série de mesure pour déterminer les perméabilités relatives krw,kro pour chaque milieu poreux (configuration du simulateur d'écoulement). Le modèle construit est valable pour tout le réservoir, par conséquent il peut être utilisé sur l'ensemble d'un champ pétrolier sans nécessiter de nouvelles mesures concernant le réservoir. Exemples Le demandeur a réalisé des mesures pour deux exemples illustrant l'intérêt de l'étape empirique de calage des résultats d'expériences numériques sur ceux d'expériences sur carottes réelles. Les calages ont été effectués en modifiant les lois de conductance hydraulique gu dans chaque canal et le diamètre di des canaux au moyen de deux paramètres ajustables a (tel que gy -> a gu) et /3 (tel que d, fid,) pour tenir compte de manière simplifiée des effets liés à la relaxation incomplète du polymère dans les seuils de pore, qui conduisent à des viscosités dans les canaux plus élevées que celles qui seraient atteintes en régime stationnaire, ainsi que de l'adsorption et de la couche de déplétion. Le premier exemple concerne l'injection d'un polyacrylamide partiellement hydrolysé (HPAM, référence FLOPAAM 2530S, commercialisé par la société SNF-Floerger ®) qui présente une composition molaire en acrylate de 20% et une masse molaire de l'ordre de 107 g/mol. Le second exemple utilise du Xanthane (commercialisé par la société Sigma-Aldrich ®), non caractérisé en termes de masse molaire. Les deux polymères ont été mis en solution dans une saumure composé de 2 g/L NaCI et 0,4 g/L NaN3 (utilisé comme agent bactériostatique). La concentration en polymère et la viscosité newtonienne de la solution de HPAM valent respectivement 1 g/L et 26,4 cP, et celles de la solution de Xanthane respectivement 0,75 g/L et 10,2 cP. Les expériences ont été effectuées sur des milieux poreux non-consolidés constitués de sable de Fontainebleau (de référence GA39, commercialisé par la société Sifraco ®) de porosité 41% et de perméabilité 4,3 D. Le protocole et les conditions des expériences d'injection de polymère en milieu poreux sont (on utilise un montage classique pour les tests en milieu poreux désigné en anglais par "coreflood setup") : 1. préparation du milieu poreux par tassage du sable dans une cellule porte-échantillon rigide, mesure de la porosité, saturation du milieu poreux par une saumure 2 g/L NaCI et 0,4 g/L NaN3 (notée "saumure" ci-après), mesure de la perméabilité ; 2. injection de la solution de polymère à différents débits, détermination des réductions de mobilités R. après stabilisation pour chaque débit (le volume de solution de polymère injecté est très supérieur au volume de pore de la carotte) ; 3. injection d'un volume de saumure très supérieur au volume de pore de la carotte à un débit fixe pour déplacer le polymère non-adsorbé ; 4. injection de la saumure à différents débits, détermination des réductions de perméabilités Rk ; et 5. calculs des viscosités relatives apparentes I" raPP = Ri" . Rk Le protocole et les conditions pour réaliser les expériences numériques d'injection de polymère en milieu poreux sont : 1. caractérisations du milieu poreux réel : par porosimétrie mercure (détermination de la distribution de taille de seuils de pore) et par résistivité électrique (détermination du facteur de formation). Cette caractérisation peut être remplacée par l'imagerie en microtomographie du milieu poreux ; 2. construction du modèle de réseau de pores à partir des données de caractérisation (modèle contraint par la valeur de la perméabilité déterminée expérimentalement) ou à partir des images de microtomographie ; 3. mesures et paramétrisations par des modèles rhéologiques de la viscosité relative ri, en fonction du gradient de vitesse de cisaillement ; 4. implémentation de la loi de conductance hydraulique dans chaque canal du modèle réseau de pores ; et 5. réalisation des expériences numériques : détermination de la viscosité relative apparente rePP à l'échelle du modèle pour différents débits d'injection de solution de polymère. Thus, thanks to the invention, the number of experimental measurements is reduced, the only measures to be provided are: - a single series of measurements of the petrophysical properties of each porous medium (in particular the distribution of the pore threshold size and the factor of formation or the data directly obtained by microtomography) (construction of the PNM models), - for each selected polymer, a measurement of the relative viscosity rir, to determine the hydraulic conductance laws (implementation of the laws of hydraulic conductance), - a only series of measurements of the mobility reduction of the permeability reduction Rk and the apparent viscosity qraPP for a single porous medium (calibration of the first model), a single measurement of the dynamic adsorption F (configuration of the flow simulator) for each porous medium, and a single measurement series for determining the relative permeabilities krw, kro for each porous medium (configuration flow simulator). The built model is valid for the entire tank, so it can be used on an entire oil field without requiring further tank measurements. Examples The applicant has made measurements for two examples illustrating the interest of the empirical step of calibration of the results of numerical experiments on those of experiments on real cores. Calibrations were performed by modifying the gu g hydraulic conductance laws in each channel and the di diameter of the channels by means of two adjustable parameters a (such that gy -> a gu) and / 3 (such as d, fid,) for take into account, in a simplified manner, the effects of incomplete relaxation of the polymer in the pore thresholds, which lead to higher viscosities in the channels than would be reached in the stationary regime, as well as adsorption and depletion. The first example relates to the injection of a partially hydrolysed polyacrylamide (HPAM, reference FLOPAAM 2530S, sold by the company SNF-Floerger ®) which has a molar composition of acrylate of 20% and a molar mass of about 107 g / mol. The second example uses Xanthane (marketed by Sigma-Aldrich ®), which is not characterized in terms of molar mass. Both polymers were dissolved in a brine composed of 2 g / L NaCl and 0.4 g / L NaN3 (used as a bacteriostatic agent). The polymer concentration and the Newtonian viscosity of the HPAM solution are respectively 1 g / L and 26.4 cP, and those of the Xanthan solution respectively 0.75 g / L and 10.2 cP. The experiments were carried out on non-consolidated porous media consisting of Fontainebleau sand (reference GA39, marketed by Sifraco®) with a 41% porosity and a permeability of 4.3 D. The protocol and the conditions of the experiments of Polymer injection in a porous medium is (a conventional assembly is used for the tests in porous medium designated in English by "coreflood setup"): 1. preparation of the porous medium by tamping the sand in a rigid sample cell, measuring the porosity, saturation of the porous medium with brine 2 g / L NaCl and 0.4 g / L NaN3 (denoted "brine" below), permeability measurement; 2. injection of the polymer solution at different flow rates, determination of the R. mobility reductions after stabilization for each flow rate (the volume of injected polymer solution is much greater than the pore volume of the core); 3. injection of a brine volume much higher than the pore volume of the core at a fixed rate to move the non-adsorbed polymer; 4. injection of the brine at different flow rates, determination of permeability reductions Rk; and 5. calculations of apparent relative viscosities I "raPP = Ri". Rk The protocol and the conditions for carrying out the numerical polymer injection experiments in a porous medium are: 1. characterizations of the real porous medium: by mercury porosimetry (determination of the pore threshold size distribution) and by electrical resistivity (determination training factor). This characterization can be replaced by microtomography imaging of the porous medium; 2. construction of the pore network model from the characterization data (model constrained by the value of the experimentally determined permeability) or from the microtomography images; 3. measurements and parameterizations by rheological models of the relative viscosity η, as a function of the shear rate gradient; 4. implementation of the hydraulic conductance law in each channel of the pore network model; and 5. performing numerical experiments: determining the apparent relative viscosity of the model-scale rePP at different polymer solution injection rates.

Les figures 3 (exemple 1) et 4 (exemple 2) présentent des résultats de la viscosité relative apparente ri, " en fonction du débit d'injection Q pour ces deux exemples pour les conditions suivantes : - expériences d'injection en milieu poreux de solutions de deux types de polymères hydrosolubles, ces expériences sont représentées par les points (M), - expériences numériques d'injection de ces polymères avant calage, la courbe obtenue est représentée par des traits discontinus (SC), et - expériences numériques d'injection de ces polymères après calage, la courbe obtenue est représenté par un trait continu (AC). Ces courbes montrent que la méthode proposée permet d'obtenir un calage satisfaisant des résultats des expériences numériques sur ceux des expériences sur carottes réelles. Le modèle calé construit selon le procédé de l'invention est donc fiable et représentatif de l'écoulement. FIGS. 3 (example 1) and 4 (example 2) show results of the apparent relative viscosity η "as a function of the injection flow rate Q for these two examples for the following conditions: injection experiments in a porous medium of solutions of two types of water-soluble polymers, these experiments are represented by the points (M), - numerical injection experiments of these polymers before calibration, the curve obtained is represented by discontinuous lines (SC), and - numerical experiments of injection of these polymers after calibration, the curve obtained is represented by a continuous line (AC) These curves show that the proposed method makes it possible to obtain a satisfactory calibration of the results of the numerical experiments on those of the experiments on real cores. constructed according to the method of the invention is therefore reliable and representative of the flow.

Claims

CLAIMS1) Optimization method of assisted recovery of hydrocarbons in a geological reservoir, said reservoir consisting of at least one porous medium, the assisted hydrocarbon recovery being performed by an injection of an aqueous phase into said reservoir, said aqueous phase comprising at least one polymer and / or a chemical additive having viscosifying properties, characterized in that the following steps are carried out: a) a pore network model of each porous medium is constructed, each model comprising a set of canals ; b) for each channel is used a hydraulic conductance law function of the polymer and / or the chemical additive and at least one adjustable parameter, said parameter having been previously determined from experimental measurements for a single porous medium; c) determining the flow properties (R ',, Rk, q7) of said porous medium by means of each pore network model and said hydraulic conductance law; and d) hydrocarbon recovery is determined by a flow simulator taking into account said flow properties (R., Rk, 117).

2) Method according to claim 1, wherein the parameter is determined by carrying out the following steps: i) the flow properties are determined experimentally for at least a flow rate of the aqueous phase in a sample of a porous medium; ii) determining the flow properties (R ', Rk, 77, .aPP) of said porous medium by means of said pore network model and said hydraulic conductance law; and adjusting said parameter of said hydraulic conductance law so that the flow properties determined in steps i) and ii) are consistent.

3) Method according to one of the preceding claims, wherein the hydraulic conductance law is a Poiseuille law comprising at least one adjustable parameter.

4) The method of claim 3, wherein said hydraulic conductance law is deduced from a rheological model of the polymer obtained by measuring the relative viscosity / 7 'of the polymer, depending on the shear rate gradient.

5) Method according to one of the preceding claims, wherein for each channel of said pore network models is defined a parameterizable channel diameter reduction law, the parameters of said diameter reduction law being adjusted at the same time as the parameters of said hydraulic conductance law.

The method of claim 5, wherein the hydraulic conductance law and the channel diameter reduction law of each pore array model model the mechanisms that control the flow of the aqueous phase in porous media at the scale. of the pore, said mechanisms being modeled being the irreversible adsorption of the aqueous phase by the porous medium and / or the effects of rheo-thinification of the polymer and / or the effects of rheo-thickening of the polymer and / or the effects of depletion and / or or effects related to incomplete relaxation of the polymer in the pore thresholds.

7) Method according to one of the preceding claims, wherein the properties of the flow of the aqueous phase are the mobility reduction R '' the permeability reduction Rk and the apparent viscosity rePP of the aqueous phase in said reservoir, said properties of the flow being a function of the injection rate of the aqueous phase.

8) Process according to claim 7, wherein the reduction of mobility R ,,, the reduction of permeability Rk and the apparent viscosity ri "as a function of the flow rate for said first porous medium are determined experimentally, by performing the following steps: 1) depositing a sample of said porous medium in a measuring cell, (2) measuring the porosity and permeability of said porous medium by saturation with a brine, (3) injecting an aqueous phase containing said polymer at different flow rates and determines the reduction in mobility Rm after stabilization from the measurements of step (b), (4) the unadsorbed polymer is displaced by a brine injection, (5) brine is injected at different flow rates and the reduction of permeability Rk from the measurements of step (b), and (6) the apparent viscosity 777 is deduced therefrom, rPP = R Rk.

9) Method according to one of the preceding claims, wherein a pore network model is a three-dimensional network of pores constituting nodes interconnected by channels representing the pore thresholds, in which each channel is associated with a hydraulic conductance law. .

The method of claim 9, wherein a pore network model is constructed by performing the following steps for each porous medium: i) characterizing said porous medium; ii) constructing a pore network model for said porous medium from the characterization of the porous medium; and iii) implementing a parameterized hydraulic conductance law in each channel of said pore network model.

11) Process according to claim 10, wherein to characterize said porous medium is determined a pore threshold size distribution and a formation factor either experimentally by mercury porosimetry and by measurement of electrical resistivity, or by microtomography imaging of the medium. porous.

12) Method according to one of the preceding claims, wherein said flow simulator is configured with values of the relative permeabilities of the aqueous phase (km,) and hydrocarbons (km) and by a value of the dynamic adsorption ( F), these values being obtained experimentally.

13) Method according to one of the preceding claims, wherein it further comprises the following steps: e) it repeats steps a) to d) for different polymers and / or viscosifying chemical additives and / or for different concentrations of the polymer in said aqueous phase; and f) injecting into said reservoir an aqueous phase containing the viscosifying polymer or chemical additive which optimizes the hydrocarbon recovery.

14) The method of claim 13, wherein the choice of a polymer and a concentration of said polymer in the aqueous phase comprises a step of studying the thermal and chemical stability of the aqueous phase thus formed, if the aqueous phase is not stable, one chooses another polymer and / or another concentration.