FR3060636A1

FR3060636A1 - Procede de surveillance de la salinite au sein d'une formation souterraine

Info

Publication number: FR3060636A1
Application number: FR1662889A
Authority: FR
Inventors: Bruno GARCIA; Aurelien CHERUBINI; Herve Deschamps; Adrian CEREPI
Original assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Current assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Priority date: 2016-12-20
Filing date: 2016-12-20
Publication date: 2018-06-22
Anticipated expiration: 2036-12-20
Also published as: BR112019012451A2; FR3060636B1; US10801321B2; US20190323344A1; BR112019012451B1; WO2018114268A1

Abstract

Procédé pour l'exploitation et/ou la surveillance de l'exploitation d'un fluide tel qu'un fluide hydrocarboné présent dans au moins une couche géologique d'une formation souterraine. - A partir de mesures consécutives de pression et de potentiel spontané réalisées en au moins un point de mesure situé dans au moins un puits traversant au moins la couche géologique d'intérêt, on détermine la pente d'une courbe représentant l'évolution du gradient de potentiel spontané en fonction du gradient de pression. Puis, à partir de cette pente et d'un abaque représentatif de l'évolution du coefficient de couplage électrocinétique en fonction de la salinité pour la couche considérée, on détermine une valeur de la salinité au point de mesure.

Description

INSTITUT NATIONAL DE LA PROPRIÉTÉ INDUSTRIELLE

COURBEVOIE © Int Cl⁸ : E 21 B 47/00 (2017.01), E 21 B 47/06

DEMANDE DE BREVET D'INVENTION A1

©) Date de dépôt : 20.12.16.	© Demandeur(s) : IFP ENERGIES NOUVELLES Etablis-
(30) Priorité :	sement public — FR.
	@ Inventeur(s) : GARCIA BRUNO, CHERUBINI
	AURELIEN, DESCHAMPS HERVE etCEREPI
(43) Date de mise à la disposition du public de la	ADRIAN.
demande : 22.06.18 Bulletin 18/25.
©) Liste des documents cités dans le rapport de
recherche préliminaire : Se reporter à la fin du
présent fascicule
(© Références à d’autres documents nationaux	® Titulaire(s) : IFP ENERGIES NOUVELLES Etablisse-
apparentés :	ment public.
©) Demande(s) d’extension :	© Mandataire(s) : IFP ENERGIES NOUVELLES.

PROCEDE DE SURVEILLANCE DE LA SALINITE AU SEIN D'UNE FORMATION SOUTERRAINE.

FR 3 060 636 - A1 \^) Procédé pour l'exploitation et/ou la surveillance de l'exploitation d'un fluide tel qu'un fluide hydrocarboné présent dans au moins une couche géologique d'une formation souterraine.

- A partir de mesures consécutives de pression et de potentiel spontané réalisées en au moins un point de mesure situé dans au moins un puits traversant au moins la couche géologique d'intérêt, on détermine la pente d'une courbe représentant l'évolution du gradient de potentiel spontané en fonction du gradient de pression. Puis, à partir de cette pente et d'un abaque représentatif de l'évolution du coefficient de couplage électrocinétique en fonction de la salinité pour la couche considérée, on détermine une valeur de la salinité au point de mesure.

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La présente invention concerne le domaine de l’exploitation et/ou de la surveillance de l’exploitation d’un fluide contenu dans une formation souterraine. Plus particulièrement, la présente invention peut concerner le pilotage d’un procédé de récupération assistée des hydrocarbures contenus dans un réservoir géologique, par injection d’un fluide de balayage.

L’exploitation d’un réservoir d’hydrocarbures par récupération primaire consiste à extraire, via un puits dit de production, les hydrocarbures présents au sein du réservoir par l’effet de surpression régnant naturellement au sein du réservoir. Cette récupération primaire ne permet d’accéder qu’à une faible quantité des hydrocarbures contenus dans le réservoir (de l’ordre de 10 à 15%).

Pour permettre de poursuivre l’extraction des hydrocarbures d’un réservoir, notamment lorsque la pression au sein du réservoir devient insuffisante pour déplacer les hydrocarbures encore en place, c’est-à-dire insuffisante pour dépasser la pression capillaire de la roche réservoir, des méthodes de production dites secondaires sont employées. Notamment, on injecte un fluide (ré-injection de l'eau produite diluée ou non, injection d'eau de mer ou de rivière, ou encore injection de gaz, par exemple) au sein du réservoir, en vue d'exercer au sein de ce réservoir une surpression propre et un balayage permettant d’entraîner les hydrocarbures vers le ou les puits de production. Une technique usuelle dans ce cadre est l'injection d'eau (désignée également par le terme anglais « waterflooding »), dans laquelle de grands volumes d'eau sont injectés sous pression dans le réservoir via des puits injecteurs. L'eau injectée entraîne une partie des hydrocarbures qu'elle rencontre et les pousse vers un ou plusieurs puits producteurs. Les méthodes secondaires de production telles que l’injection d'eau ne permettent toutefois d’extraire qu’une partie relativement faible des hydrocarbures en place (typiquement de l’ordre de 30%). Ce balayage partiel est dû notamment au piégeage de l’huile par les forces capillaires, aux différences de viscosité et de densité existant entre le fluide injecté et les hydrocarbures en place, ainsi qu’à des hétérogénéités à des échelles micro- ou macroscopiques (échelle des pores et aussi échelle du réservoir).

Afin de récupérer au mieux le reste des hydrocarbures qui demeure dans les formations souterraines à l’issue de la mise en œuvre des méthodes primaires et secondaires de production, il existe différentes techniques dites de récupération assistée (connue sous l’acronyme « EOR », correspondant à « Enhanced Oil Recovery»). Parmi ces techniques, on peut citer des techniques s’apparentant à l’injection d'eau précitée, mais employant une eau comprenant des additifs tels que, par exemple, des agents tensioactifs solubles dans l’eau (on parle alors de « surfactant flooding >>) ou encore des polymères. L’emploi d’agents tensioactifs induit notamment une diminution de la tension interfaciale eau/pétrole, ce qui est propre à assurer un entraînement plus efficace du pétrole piégé au niveau des constrictions de pores. L’emploi de polymère a pour conséquence l’augmentation de la viscosité de l’eau, permettant ainsi une meilleure affinité avec l’huile en place et donc une meilleure efficacité de balayage.

On connaît également la récupération assistée par injection de gaz, miscibles ou non (gaz naturel, azote ou CO₂). Cette technique permet de maintenir la pression dans le réservoir pétrolier au cours de son exploitation, mais peut aussi permettre, dans le cas de gaz miscibles, de mobiliser les hydrocarbures en place et ainsi d’en améliorer le débit. Un gaz couramment utilisé est le dioxyde de carbone lorsqu’il est disponible à bas coût.

On connaît aussi des techniques alternatives reposant sur une injection de mousse dans le réservoir pétrolier. En raison de sa viscosité apparente élevée, la mousse est considérée comme une alternative au gaz comme fluide d’injection dans les réservoirs d’hydrocarbures. La mobilité de la mousse est ainsi réduite par rapport au gaz qui, lui, a tendance à ségréger et à percer rapidement aux puits producteurs, notamment dans les réservoirs hétérogènes et/ou épais. La récupération assistée par injection de mousse est particulièrement attractive car elle requiert l’injection de volumes moindres que pour d’autres procédés de récupération assistée à base de fluides non moussants. A noter qu’il existe aussi des procédés consistant en une alternance d’injection de mousse et de gaz tels que du CO₂, permettant un meilleur contrôle de la mobilité des produits hydrocarbonés en présence dans le réservoir, l’objectif étant d’avoir une bonne conformance (effet piston homogène) du procédé.

On connaît également la récupération assistée de type thermique, au cours de laquelle un fluide chaud, tel qu’un fluide caloporteur ou encore un gaz sous forme de vapeur (par exemple la vapeur d’eau dans le cas de procédés dits « SAGD >> pour « Steam-Assisted Gravity Drainage >> en anglais) est injectée dans un gisement pétrolier. Les procédés thermiques permettent, par apport de calories et augmentation de la température, de réduire la viscosité des hydrocarbures, notamment des bruts lourds, et ainsi de les rendre quelque peu plus productibles.

Dans tous les cas, suite à l’injection de produits chimiques au sens large, de fluides gazeux ou suite à un procédé thermique, la salinité au sein du réservoir évolue. Par exemple, l’injection d’un fluide miscible quel qu’il soit a pour conséquence la dilution des sels en présence dans le réservoir. Mais, il est aussi possible que la salinité soit modifiée du fait de l’injection d’un fluide salin, tel qu’une saumure ou une eau de mer, lors d’un procédé EOR ou d’un test de puits. En tout état de cause, la salinité d’un gisement d’hydrocarbures évolue lors de l’extraction elle-même de ces hydrocarbures, par la production de saumure contenant le gaz et l’huile.

Or la salinité joue un rôle important dans l’affinité du milieu poreux avec l’huile en place dans ce milieu poreux et réciproquement. Par conséquent, il est important de pouvoir suivre l’évolution de la salinité au sein d’un gisement d’hydrocarbures lors de son exploitation, afin notamment d’anticiper les mécanismes d’interaction « fluides-roches >> intervenant dans un réservoir pétrolier au cours de son exploitation, et par voie de conséquence de mieux piloter les procédés EOR. De plus, en cas de fuite au sein d’un compartiment voisin (tel qu’un réservoir secondaire, un aquifère), la salinité est un paramètre à surveiller de manière à mettre en évidence cette fuite et son évolution dans le temps.

Etat de la technique

Les documents suivants seront cités dans la suite de la description :

Chapellier, D., 2009, Diagraphies Pétrole, Cours online de Géophysique, Université de Lausanne, Institut Français du Pétrole, http://www-ig.unil.ch/cours/pdf/doc dia/diapet f.pdf.

Esmaeili, S., Rahbar, M., Pahlavanzadeh, H. and Ayatollah!, S. (2016), Investigation of streaming potential coupling coefficients and zêta potential at low and high salinity conditions: Experimental and modeling approaches, Journal of Petroleum Science and Engineering, Volume 145, September 2016, Pages 137-147, ISSN 0920-4105.

Glover, P. W. J., E. Walker, and M. D. Jackson (2012), Streaming-potential coefficient of réservoir rock: A theoretical model, Geophysics, 77(2), D17-D43, doi:10.1190/qeo20f f0364.1.

Jaafar, M. Z., J. Vinogradov, and M. D. Jackson (2009), Measurement of streaming potential coupling coefficient in sandstones saturated with high salinity NaCI brine, Geophys. Res. Lett., 36, L21306, doi:10.1029/2009GL040549.

Vinogradov, J., Μ. Z. Jaafar, and M. D. Jackson (2010), Measu rement of streaming potential coupling coefficient in sandstones saturated with natural and artificial brines at high salinity, J. Geophys. Res., 115, B12204, doi:10.1029/2010JB007593.

Classiquement, l’estimation de la salinité au sein d’une formation souterraine s’effectue soit 1) au laboratoire, après prélèvement du fluide présent au sein de la formation et au moyen d’un conductimètre, soit 2) in situ, à partir d’une mesure de la résistivité électrique réalisée au moyen d’un outil de diagraphie qui est descendu au sein d’un puits traversant la formation d’intérêt.

Dans le cas d’une estimation de la salinité en laboratoire, il est nécessaire de réaliser un prélèvement du fluide présent dans la formation d’intérêt. Les réservoirs d’hydrocarbures étant situés à des profondeurs de l’ordre du kilomètre, parfois sous une épaisse couche d’eau, l’opération n’est jamais simple à réaliser techniquement, notamment du fait de la nécessité que l’échantillon soit bien préservé des fluides environnants (par exemple le fluide prélevé doit être préservé des fluides présents dans le puits). Puis une mesure de conductimétrie est réalisée sur l’échantillon de fluide prélevé. A partir d’un abaque standard représentant l’évolution de la conductivité en fonction de la salinité, on peut en déduire la salinité du fluide d’intérêt. Toutefois, étant donné la complexité du prélèvement à réaliser, ce type d’approche ne permet pas une surveillance en temps réel d’un site d’exploitation d’hydrocarbures (notamment la surveillance de fuites de fluides vers un compartiment voisin), et en particulier ne permet pas son pilotage en temps réel.

Dans le cas d’une estimation de la salinité in situ par des mesures de type diagraphie électrique, cela nécessite de réaliser des opérations de descente et de montée des outils de diagraphies au sein d’un puits de forage, de réaliser les mesures au moyen de ces outils, puis d’estimer la salinité via des abaques réalisés en tenant compte de la relation résistivité température - salinité. Parmi les paramètres mesurés par les outils de diagraphie électrique, on peut notamment mesurer la résistivité électrique des roches. La résistivité électrique des roches est, dans la plupart des cas, de type électrolytique (c'est à dire que les roches conduisent le courant électrique grâce au fluide qu'elles contiennent). La résistivité électrique d'une roche dépend essentiellement de la qualité de l'électrolyte (c'est-à-dire de la résistivité Æ?i/i/ du fluide d'imbibition et, par conséquent, de la quantité de sels dissous), de la quantité d'électrolyte contenue dans l'unité de volume de la roche (c'est-à-dire de la porosité de la couche géologique), du type de distribution de l'électrolyte (c'est-à-dire que l’on est jamais à Sw = 1 mais à Sw < 1, d’où une distribution hétérogène qui peut s’accroître au fil du temps avec l’exploitation et la production). La résistivité d'un électrolyte quant à elle dépend de sa teneur en ions et de la mobilité des ions en solution. Or la mobilité étant variable, il en résulte que la résistivité d'une eau dépend non seulement de la quantité de sels dissous, mais encore de leur nature. Pour caractériser une eau, on utilise souvent la notion de salinité équivalente (soit la salinité en NaCI qui provoquerait une résistivité égale à celle mesurée). Ainsi, la contribution d'un sel à la résistivité d'une solution dépend de la concentration de ce sel et de la salinité totale. Si l'on connaît la salinité d'une eau et sa composition on peut, grâce à un abaque pré-établi (par exemple tel que l’abaque 2 présenté en page 19 du document (Chapelier, 2009)), obtenir les coefficients qui permettront de passer de divers sels à l'équivalent NaCI. Il est malheureusement impossible de connaître la composition chimique d'une eau en partant de sa résistivité. On peut toutefois, au moyen d’un abaque pré-établi (par exemple tel que l’abaque 1 présenté en page 17 du document (Chapelier, 2009)), à partir de la valeur de la résistivité, déterminer la salinité d'une solution en équivalent NaCI. La résistivité d'un électrolyte dépend aussi de sa température. Une augmentation de la température diminue la résistivité. A partir d’un abaque tel que l’abaque 1 présenté en page 17 du document (Chapelier, 2009), il est possible d'obtenir la résistivité d'une solution pour une température et une salinité NaCI donnée.

Toutefois, l’estimation de la salinité in situ, via des diagraphies électriques, repose sur la mesure absolue de la résistivité au sein de la formation étudiée. Il y a donc une nécessité d’étalonner les appareils de mesure de résistivité, de manière à éviter toute dérive, mais aussi d’étalonner ces appareils en fonction du type d’électrolyte, de la qualité de celui-ci etc. De plus, ces opérations de mesures diagraphiques ne peuvent être effectuées que dans un puits non tubé (de manière à éviter la présence de métal). Par ailleurs, ce type de mesures permet une estimation de la salinité avec une très bonne résolution verticale (pas de mesures de l’outil diagraphique de l’ordre du cm) mais souffre d’une résolution latérale faible (faible profondeur de pénétration, d’où une estimation de la salinité uniquement localement, dans un périmètre limité autour du puits). En outre, les opérations d’injection de différents fluides et de tests de puits ont pour conséquence d’avoir un impact fort sur la zone proche du puits et donc d’engendrer une incertitude forte sur la détermination de la salinité. De plus, de manière générale, la réalisation de ce type de mesures est onéreuse et nécessite l’intervention d’équipes techniques spécialisées.

Ainsi, de manière générale, les estimations de salinité in situ nécessitent de se poser la question de l’allocation de production, de la représentativité de l’échantillonnage, mais aussi de la préservation de la salinité en conditions de réservoir, sans compter le risque de contamination des compartiments sus-jacents au réservoir lors de la remontée de l’échantillon.

La présente invention concerne un procédé pour l’exploitation et/ou la surveillance d’un site d’exploitation d’un fluide (tel que des hydrocarbures) présent au sein d’une formation souterraine, comprenant une étape de détermination de l’évolution de la salinité dans la formation, à partir de mesures de variations de pression et de potentiel spontané répétées au cours du temps, ces mesures étant réalisées lors d’un procédé d’injection d’eau (récupération secondaire d’hydrocarbures) ou d’un procédé EOR (récupération tertiaire) et ce, quel que soit ce procédé (récupération primaire, secondaire ou tertiaire).

Par ailleurs, le procédé selon l’invention peut permettre un suivi in situ de l’évolution de la perméabilité (absolue et relative) au sein de la formation. L’ensemble de ces informations peut être intégré à un modèle représentatif de la formation souterraine (aussi appelé modèle de réservoir), destiné par exemple à une simulation de réservoir, de manière à piloter l’exploitation des hydrocarbures de la formation étudiée en temps réel.

Le procédé selon l’invention

De manière générale, l’invention concerne un procédé pour l’exploitation et/ou la surveillance de l’exploitation d’un fluide tel qu’un fluide hydrocarboné présent dans au moins une couche géologique d’une formation souterraine, au moins un puits traversant au moins ladite couche de ladite formation. Au moyen d’au moins un abaque représentatif de l’évolution du coefficient de couplage électrocinétique en fonction de la salinité pour ladite couche, on détermine la salinité au sein d’au moins ladite couche en au moins un point de mesure situé dans ledit puits et au niveau de ladite couche pour au moins un instant Ti prédéfini de l’exploitation dudit fluide en réalisant au moins les étapes suivantes :

a) on mesure une pression au niveau dudit point de mesure pour au moins ledit instant Ti, un instant Ti-1 précédant ledit instant Ti et un instant Ti+1 suivant ledit instant Ti ;

b) on mesure un potentiel spontané au niveau dudit point de mesure pour lesdits instants Ti-1, Ti et Ti+1 ;

c) à partir desdites mesures de pression et desdites mesures de potentiel spontané pour lesdits instants Ti-1, Ti et Ti+1 audit point de mesure, on détermine la pente d’une courbe représentant l’évolution du gradient de potentiel spontané en fonction du gradient de pression entre lesdits instants Ti-1 et Ti+1 ;

d) à partir de ladite pente et dudit abaque, on détermine une valeur de ladite salinité audit point de mesure et audit instant Ti.

Puis, on exploite et/ou on surveille ladite exploitation dudit fluide en prenant en compte ladite valeur de ladite salinité.

Selon une mise en œuvre de l’invention, on peut déterminer préalablement ledit abaque, en réalisant, en laboratoire et au moyen d’un échantillon de roche représentatif de ladite couche géologique, des mesures de pression et de potentiel spontané pour une pluralité de valeurs de salinité d’une saumure saturant ledit échantillon.

Selon une variante de réalisation de l’invention, ledit puits peut être un puits producteur, un puits injecteur ou un puits destiné à la surveillance de ladite exploitation dudit fluide.

Selon une mise en œuvre de l’invention, on peut réaliser lesdites mesures de pression et lesdites mesures de potentiel spontané en au moins deux points de mesures situés dans au moins deux puits traversant au moins ladite couche de ladite formation, et on peut déterminer une évolution de ladite salinité dans ladite couche entre lesdits deux puits.

Selon une variante de réalisation de l’invention, en sus de ladite valeur de ladite salinité, on peut déterminer une valeur de la perméabilité absolue de ladite couche en réalisant, en plus desdites mesures de pression et desdites mesures de potentiel spontané, des mesures de débit dudit fluide exploité en au moins ledit point de mesure et pour au moins lesdits instants Ti, Ti-1 et Ti+1.

Selon une mise en œuvre de l’invention, en sus de ladite valeur de ladite salinité, on peut déterminer une valeur de la perméabilité relative audit point de mesure en réalisant, en plus desdites mesures de pression et desdites mesures de potentiel spontané, des mesures de résistivité électrique en au moins ledit point de mesure et pour au moins lesdits instants Ti, Ti-1 et Ti+1.

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.

Présentation succincte des figures

- la Figure 1 présente un abaque représentant l’évolution du le coefficient de couplage électrocinétique (C) en fonction de la salinité (Cf) pour différents types de roche.

La Figure 2 présente l’évolution de la pression et du potentiel spontané pour une succession de valeurs de débit de saumure de salinité donnée injectée dans un échantillon de roche.

- La Figure 3 présente une série de courbes représentant l’évolution du gradient de potentiel spontané en fonction du gradient de pression, chacune de ces courbes correspondant à une salinité donnée.

- La Figure 4 présente un abaque représentant l’évolution du coefficient de couplage électrocinétique C en fonction de la salinité Cf pour un échantillon de roche prélevé.

Description détaillée du procédé

De façon générale, l’un des objets de l’invention concerne un procédé pour l’exploitation et/ou la surveillance de l’exploitation d’un fluide (tel qu’un fluide hydrocarboné) présent au sein d’au moins une couche géologique d’une formation souterraine, au moins un puits traversant la couche géologique d’intérêt. Plus particulièrement, l’invention vise à estimer une valeur de la salinité au sein d’au moins une couche géologique de la formation, pour au moins un instant Ti pris au cours de l’exploitation de ce fluide. Pour la suite de la description, on considérera que le fluide exploité est un fluide hydrocarboné (on parlera par la suite d’hydrocarbures de manière générale), mais l’invention peut tout aussi bien être mise en œuvre dans le cas d’une exploitation de tout autre type de fluide (eau par exemple).

Selon un mode de mise en œuvre de l’invention dans lequel l’exploitation des hydrocarbures est mise en œuvre au moyen d’une technique de récupération assistée, le puits traversant la couche géologique d’intérêt peut être un puits injecteur (dans le cas par exemple d’une exploitation des hydrocarbures par récupération de type secondaire ou tertiaire), un puits producteur, ou bien encore un puits destiné à la surveillance de l’exploitation des hydrocarbures. Ce ou ces puits ont été préalablement forés, au moyen d’outils de forage, de manière à traverser au moins la couche de la formation souterraine dans laquelle se trouvent les hydrocarbures que l’on souhaite exploiter. La géométrie de ce ou ces puits peut être quelconque.

Le procédé selon l’invention requiert l’existence d’au moins un abaque (par exemple une courbe) représentatif de l’évolution du coefficient de couplage électrocinétique en fonction de la salinité, et ce pour la couche géologique d’intérêt. II existe de nombreux abaques de ce type dans la littérature, établis pour différents types de roche. Un exemple d’un tel abaque, pour différents types de grés (classés en fonction de leur perméabilité, de leur porosité), est donné par exemple dans le document Vinogradov et al, 2010). On pourra également se référer aux documents suivants : Glover et al, 2012 ; Jaafar et al, 2009 ; Esmaeili et al, 2016 ; Jaafar et Pourbasirat, 2011.

Avantageusement, de manière à estimer de la façon la plus précise possible la salinité au sein de la couche géologique d’intérêt, on peut, préalablement à ladite estimation, établir un tel abaque, à partir d’au moins un échantillon de roche prélevé au sein de la couche d’intérêt (cf. l’étape optionnelle 3.3 décrite ci-dessous). De cette manière, l’abaque considéré pour la mise en œuvre du procédé selon l’invention est parfaitement représentatif de l’évolution du coefficient de couplage électrocinétique en fonction de la salinité pour la couche considérée, puisqu’établi directement à partir d’un échantillon de la couche d’intérêt.

Le procédé selon l’invention comporte alors au moins les étapes suivantes :

1. Mesures de pression

2. Mesures de potentiel spontané

3. Estimation de la salinité

4. Exploitation et/ou surveillance de l’exploitation des hydrocarbures

Les différentes étapes de l’invention sont décrites ci-après. Les étapes 1 et 2 peuvent être réalisées dans cet ordre, simultanément ou dans l’ordre inverse.

1. Mesures de pression

Au cours de cette étape, il s’agit de mesurer la pression au niveau d’au moins un point de mesure situé dans au moins un des puits traversant la couche géologique d’intérêt de la formation souterraine, et ce pour au moins trois instants pris au cours de l’exploitation desdits hydrocarbures : l’instant Ti d’intérêt, un instant Ti-1 précédant ledit instant Ti et un instant Ti+1 suivant l’instant Ti. Ainsi, selon l’invention, au moins trois mesures de pression, au même point de mesure mais pour trois instants différents, sont réalisés. Préférentiellement, on réalise une pluralité de mesures, pour des instants à T_N avec N>3 prédéterminés, choisis au cours de la période de l’exploitation des hydrocarbures d’au moins la couche géologique d’intérêt. Ces instants de mesure peuvent être choisis de manière à être régulièrement espacés au cours du temps de l’exploitation des hydrocarbures, ce qui permet d’avoir une estimation de la salinité au sein de la couche géologique d’intérêt de manière continue dans le temps. L’échantillonnage de ces instants de mesure peut être alternativement non régulier ; ils peuvent être par exemple choisis de manière à estimer la salinité au sein de la couche géologique d’intérêt à des instants clés de l’exploitation des hydrocarbures de la couche géologique considérée.

Selon l’invention, ces mesures sont réalisées à partir d’un moyen de mesure de la pression, comme par exemple un capteur de pression de type PAA-33X commercialisé par la société Keller. Le capteur de pression peut par exemple avoir été préalablement installé à la mise en œuvre du procédé selon l’invention, par exemple au moment du forage du puits dans lequel les mesures sont effectuées. Ces capteurs de pression peuvent être installés sur le dispositif de forage dans le cas d’une diagraphie instantanée, préférentiellement à l’intérieur du puits dans le cas d’une diagraphie différée qui permettrait de suivre l’évolution d’un différentiel de pression sur un profil vertical au niveau du réservoir considéré. Dans le cas d’un suivi de pression sur l’étendue d’un réservoir (et non sur un profil vertical), il est nécessaire d’avoir au moins deux puits et un capteur à l’intérieur de chacun d’entre eux. Selon une mise en œuvre préférée de l’invention, le ou les capteurs de pression peuvent être installés de manière permanente, selon la technique dite de « side pocket >> (ou poche de côté) bien connue du spécialiste.

Selon une mise en œuvre de l’invention, on installe une pluralité de capteurs de pression au sein d’un même puits. On peut par exemple installer une pluralité de capteurs de pression en différents points de mesure de la couche géologique d’intérêt (c’est-à-dire le réservoir d’hydrocarbures principal) et, en outre, installer une pluralité de capteurs de pression en différents points de mesure de tout autre couche géologique de la formation souterraine étudiée traversée par le puits considéré (tel qu’un réservoir d’hydrocarbures secondaire, ou bien encore un aquifère pour lequel on souhaiterait surveiller l’évolution de la salinité). Pour chaque point de mesure, c’est-à-dire pour chaque position (x,y,z) au sein d’un puits, on mesure au moins trois de valeurs de pression, pour les instants Tm, T, et T_i+1. De cette manière, on peut suivre l’évolution de la salinité en plusieurs points de mesure d’une même couche géologique (ce qui est avantageux dans le cas d’un réservoir d’hydrocarbures épais), ou bien suivre l’évolution de la salinité pour plusieurs couches géologiques (pour le réservoir principal et pour des réservoirs secondaires, et/ou pour le réservoir principal et pour un aquifère sous-jacent).

Avantageusement, ce type de mesures est réalisé pour différents puits traversant au moins la couche géologique d’intérêt, tels qu’un puits producteur, un puits injecteur et/ou un puits destiné à la surveillance de l’exploitation des hydrocarbures. Les mesures réalisées en différents puits peuvent permettre de surveiller l’évolution de la salinité en différentes positions latérales de la formation souterraine, et ainsi permettre de comprendre les mouvements des fluides au sein de la formation, ce qui peut contribuer à un pilotage efficace de l’exploitation de la formation souterraine.

2. Mesures de potentiel spontané

Au cours de cette étape, il s’agit de mesurer le potentiel spontané au niveau d’au moins un point de mesure situé dans au moins un des puits traversant la couche géologique d’intérêt de la formation souterraine, et ce pour au moins trois instants pris au cours de l’exploitation desdits hydrocarbures : l’instant T, d’intérêt, un instant T,.! précédant ledit instant T, et un instant T_i+1 suivant l’instant T,. Le potentiel spontané est une mesure de la différence de potentiel électrique existant dans une formation souterraine de manière naturelle. II permet notamment de caractériser les circulations de fluides dans une formation. Ainsi, selon l’invention, au moins trois mesures de potentiel spontané, au même point de mesure mais pour trois instants différents, sont nécessaires à la mise en œuvre de l’invention. Préférentiellement, on réalise une pluralité de mesures, pour des instants h à T_Navec N>3 prédéterminés, choisis au cours de la période de l’exploitation des hydrocarbures d’au moins la couche géologique d’intérêt. Ces instants de mesure peuvent être choisis de manière à être régulièrement espacés au cours du temps de l’exploitation des hydrocarbures, ce qui permet d’avoir une estimation de la salinité au sein de la couche géologique d’intérêt de manière continue dans le temps. L’échantillonnage de ces instants de mesure peut être alternativement non périodique, par exemple choisi de manière à estimer la salinité au sein de la couche géologique d’intérêt à des instants clés de l’exploitation des hydrocarbures de la couche géologique considérée.

Selon l’invention, ces mesures sont réalisées à partir d’un moyen de mesure du potentiel spontané. Un tel moyen de mesure du potentiel spontané peut comprendre au moins deux électrodes non polarisables reliées à un résistivimètre, comme par exemple un résistivimètre de type TERRAMETER SAS4000 commercialisé par la société ABEM. Les électrodes non polarisables peuvent par exemple avoir été préalablement installées à la mise en œuvre du procédé selon l’invention, par exemple au moment du forage du puits dans lequel les mesures sont effectuées. Selon une mise en œuvre de l’invention, les au moins deux électrodes requises pour la mesure d’une différence de potentiel spontané sont placées le long d’un même puits, par exemple au niveau du toit et de la base de la couche réservoir, et ce de manière à suivre l’évolution du potentiel causée par les flux verticaux de fluides. Selon une autre variante de réalisation de l’invention, les au moins deux électrodes sont placés dans deux puits distincts, de manière à mesure l’évolution latérale du potentiel spontané. Le résistivimètre est par exemple installé à la surface de la formation et est relié aux électrodes au moyen de câbles électriques protégés par une gaine étanche aux fluides, et ce de manière à éviter toute corrosion préjudiciable lorsque le dispositif de mesures de potentiel spontané est laissé sur site sur une longue durée (par exemple sur plusieurs années dans le cas d’une surveillance de sites).

Selon une mise en œuvre de l’invention, on installe une pluralité de couples d’électrodes au sein d’un même puits. On peut par exemple installer une pluralité de couples d’électrodes en différents points de mesure de la couche géologique d’intérêt, et on peut, en outre, installer une pluralité de couples d’électrodes au niveau de différents points de mesure de tout autre couche géologique (telle qu’un réservoir d’hydrocarbures secondaire, ou bien encore un aquifère dont on souhaiterait surveiller l’évolution de la salinité) de la formation souterraine étudiée traversée par le puits. Pour chaque point de mesure, c’est-à-dire pour chaque position (x,y,z) au sein d’un puits, on mesure au moins trois de valeurs de potentiel spontané, pour les instants Τ_Μ, T, et T_i+1. De cette manière, on peut suivre l’évolution de la salinité en plusieurs points de mesure d’une même couche géologique (ce qui est avantageux dans le cas d’un réservoir d’hydrocarbures épais), ou bien suivre l’évolution de la salinité pour plusieurs couches géologiques (pour le réservoir principal et pour des réservoirs secondaires, et/ou pour le réservoir principal et pour un aquifère sous-jacent).

3. Estimation de la salinité

Au cours de cette étape, on détermine, à partir des mesures de pression et des mesures de potentiel spontané réalisées pour les instants Tm, T, et T_i+1 et en au moins un point de mesure situé au niveau de la couche géologique d’intérêt, la pente d’une courbe représentant l’évolution du gradient de potentiel spontané en fonction du gradient de pression entre les instants Tm et T_i+1 pour le point de mesure considéré (cf. sous-étape 3.1 ci-dessous). Cette pente correspondant au coefficient de couplage électrocinétique, on détermine à partir de cette pente et d’un abaque représentatif de l’évolution du coefficient de couplage électrocinétique en fonction de la salinité pour ce point de mesure situé au niveau de la couche géologique d’intérêt (cf. sous-étape 3.2 ci-dessous). Selon une mise en œuvre du procédé selon l’invention, on détermine préalablement un tel abaque (cf. sous-étape 3.3 optionnelle ci-dessous). Selon une autre mise en œuvre de l’invention, en plus de la salinité, on détermine également la perméabilité absolue et/ou la perméabilité relative associées à la couche géologique d’intérêt (cf. sous-étape 3.4 optionnelle ci-dessous).

3.1. Détermination du coefficient de couplage électrocinétique

Au cours de cette sous-étape, il s’agit, à partir des mesures de pression et des mesures de potentiel spontané réalisées tel que décrit ci-dessus pour au moins les instants Tm, T, et T_i+1, de déterminer au moins une valeur du coefficient de couplage électrocinétique, pour au moins l’instant T,. Pour ce faire, selon l’invention, on détermine la pente à l’instant T, de la courbe représentant l’évolution du gradient de pression en fonction du gradient de potentiel spontané au moins autour de l’instant T, considéré.

Selon une mise en œuvre de l’invention, on estime pour ce faire deux valeurs du gradient de pression, à partir des au moins trois mesures de la pression réalisées aux instants Tm, T, et T_i+1. De la même façon, on estime deux valeurs du gradient de potentiel spontané à partir des au moins trois mesures du potentiel spontané réalisées aux instants T,, i, T, et T_i+1. Puis on estime la pente à l’instant T, considéré de la courbe représentant l’évolution du gradient de potentiel spontané en fonction du gradient autour de l’instant T,. Cette pente correspond au coefficient de couplage électrocinétique à l’instant T, considéré. Il est bien évident que cet exemple de mise en œuvre de l’estimation de la pente locale, autour de l’instant T, considéré, n’est pas limitatif et que cette pente aurait pu être estimée en considérant plus que trois points de mesures de la pression et/ou du potentiel spontané, et/ou que l’estimation du gradient de pression et/ou du gradient de potentiel spontané aurait pu faire l’objet d’une estimation à partir de plus que deux points de mesures, et/ou que la pente elle-même de la courbe représentative de la variation du gradient de potentiel spontané en fonction du gradient de pression aurait pu également être estimée à partir de plus que deux valeurs de gradient de pression et/ou de potentiel spontané.

Avantageusement, on répète l’estimation du coefficient de couplage électrocinétique pour chaque instant T, tel que i>1, i<N et N>3 pour lequel une mesure de pression et une mesure de potentiel spontané ont été effectuées. De cette manière, on obtient une valeur du coefficient de couplage électrocinétique pour chaque instant T, tel que i>1, i<N et N>3 échantillonné au cours de l’exploitation des hydrocarbures de la formation souterraine étudiée.

Par ailleurs, cette estimation du coefficient de couplage électrocinétique pour au moins un instant T, de l’exploitation des hydrocarbures contenus dans une couche géologique d’une formation souterraine peut être répétée pour tout autre couche géologique d’intérêt (telle qu’un réservoir d’hydrocarbures secondaire, ou bien encore un aquifère dont on souhaiterait surveiller l’évolution de la salinité) de la formation souterraine étudiée traversée par le puits considéré. Pour chaque point de mesure, c’est-à-dire pour chaque position (x,y,z) au sein du puits considéré, on estime au moins une valeur du coefficient de couplage électrocinétique pour au moins un instant T, donné.

Avantageusement, l’estimation du coefficient de couplage électrocinétique est réalisée pour différents puits traversant au moins la couche géologique d’intérêt, tels qu’un puits producteur, un puits injecteur et/ou un puits destiné à la surveillance de l’exploitation des hydrocarbures. Cette estimation réalisée en différents puits peut permettre de surveiller l’évolution de la salinité en différentes positions latérales de la formation souterraine, et ainsi permettre de comprendre les mouvements de fluide au sein de la formation, ce qui peut contribuer à un pilotage efficace de l’exploitation de la formation souterraine.

3.2. Détermination de la salinité

Au cours de cette sous-étape, il s’agit de déterminer une valeur représentative de la salinité pour au moins l’instant Ti pour au moins la couche géologique d’intérêt et pour au moins le puits considéré, et ce à partir du coefficient de couplage électrocinétique tel que déterminé à la sous-étape 3.1 et d’un abaque représentatif de l’évolution du coefficient de couplage électrocinétique en fonction de la salinité pour au moins la roche constitutive de la couche géologique d’intérêt au niveau du puits considéré.

Selon une mise en œuvre de l’invention, lorsqu’un tel abaque n’existe pas ou lorsque l’on souhaite un abaque parfaitement représentatif de la roche constitutive de la couche géologique d’intérêt au point de mesure considéré (notamment représentatif de la roche constitutive de la couche géologique au niveau du puits considéré, mais de manière plus générale, au niveau de la position (x,y,z) du point de mesure considéré), on construit préalablement un tel abaque (cf sous-étape 3.3 ci-dessous).

Un exemple d’un tel abaque est présenté en Figure 1 dans le cas de trois types de roche différents : un calcaire de Brauvilliers de perméabilité 2mD (noté C1), un calcaire de Brauvilliers de perméabilité 300mD (noté C2), et des grès de différentes perméabilités (25 mD, 38 mD, 70 mD, 3D) (notés S). On peut observer que le coefficient de couplage électrocinétique (C) varie en fonction de la salinité Cf suivant une courbe qui est fonction du type de roche considéré.

Ainsi, à partir d’un tel abaque, du type de roche et de la valeur du coefficient de couplage électrocinétique pour un instant T, pris au cours de l’exploitation des hydrocarbures d’une couche géologique donnée, on peut déterminer la salinité au sein de la couche considérée pour l’instant T, considéré et au point de mesure considéré.

Cette estimation peut être avantageusement répétée en chaque point de mesure de la pression et du potentiel spontané du procédé selon l’invention, le long d’un même puits et/ou au niveau de différents puits, pour une même couche géologique et/ou pour tout autre couche géologique d’intérêt (telle qu’un réservoir d’hydrocarbures secondaire, ou bien encore un aquifère pour lequel on souhaiterait surveiller l’évolution de la salinité) de la formation souterraine étudiée. Selon une mise en œuvre de l’invention, on utilise et/ou on construit (cf sous-étape 3.3 ci-dessous) les abaques ad hoc en fonction du type de roche rencontré en chaque point de mesure considéré.

3.3. Détermination d’un abaque représentant l’évolution du coefficient de couplage électrocinétique en fonction de la salinité

Cette sous-étape est optionnelle. Elle consiste à établir un abaque représentatif de l’évolution du coefficient de couplage électrocinétique en fonction de la salinité, et ce, à partir d’un échantillon de roche représentatif de la roche constitutive de la ou des couches géologiques d’intérêt. Avantageusement, l’échantillon de roche utilisé pour la mise en œuvre de cette étape a été prélevé in situ, au niveau du point de mesure en lequel on souhaite estimer la salinité (et donc au niveau du point de mesure au niveau duquel des mesures de potentiel spontané et de pression ont été réalisées pour au moins les 3 instants Tm, T, et T_i+1), et ce afin que l’abaque construit à partir de cet échantillon soit le plus possible représentatif de la réalité physique sous-jacente.

De manière générale, l’établissement de cet abaque consiste à saturer un échantillon de roche représentatif du point de mesure d’intérêt en une saumure de salinité connue, puis de faire varier le débit de cette saumure au sein de l’échantillon, et de mesurer la différence de pression et la différence de potentiel spontané en résultant (par exemple entre les deux faces de l’échantillon considéré). La Figure 2 présente les résultats d’une série de mesures de pression et de potentiel spontané pour une succession de valeurs de débit de saumure de salinité à 10 g/L injectée dans un échantillon de calcaire de Brauvilliers. On peut observer sur cette Figure que 9 paliers de mesures ont été effectués, avec des cycles de montées et de descentes en débit irréguliers. Tous ces paliers concordent entre eux et donnent la même valeur de Δν/ΔΡ, ce qui démontre que le protocole de mesure mis en place est fiable.

La Figure 3 présente une série de 6 courbes représentant l’évolution du gradient de potentiel spontané en fonction du gradient de pression, chacune de ces courbes correspondant à une salinité donnée (de gauche à droite et de haut en bas respectivement : [NaCI]=0.07 mol/l, [NaCI]=0.24 mol/l, [NaCI]=0.50 mol/l, [NaCI]=0.57 mol/l, [NaCI]=0.71 mol/l et [NaCI]=1.21 mol/l). La pente de chacune de ces courbes, c’est-à-dire le coefficient de couplage électrocinétique C, est ensuite estimé et reporté sur un diagramme, tel que présenté en Figure 4, représentant l’évolution du coefficient de couplage électrocinétique C en fonction de la salinité Cf.

Cette sous-étape optionnelle peut être répétée avantageusement pour tout échantillon de roche représentatif d’un point de mesure pour lequel on souhaite obtenir une estimation de la salinité.

3.4. Détermination de la perméabilité absolue et relative

Au cours de cette sous-étape optionnelle, on estime, en plus de la salinité, la perméabilité absolue et/ou la perméabilité pour au moins l’instant Ti considéré, et pour au moins la couche géologique d’intérêt et pour au moins le point de mesure considéré.

Selon une mise en œuvre de l’invention, on détermine la perméabilité absolue au niveau du point de mesure considéré de la manière suivante : on réalise, en plus des mesures de potentiel spontané et des mesures de pression décrites respectivement aux sections 1 et 2 précédentes, des mesures du débit du fluide exploité (mesures de débit réalisées en tête d’un puits d’injection et/ou d’un puits de production par exemple), et ce en au moins le point de mesure et pour au moins les instants Ti, Ti-1 et Ti+1 pour lesquels on dispose également des mesures de potentiel spontané et des mesures de pression. Puis, à partir de la loi de Darcy, on détermine la perméabilité absolue k selon la formule suivante :

k=—,^-.η ^S ΔΡ où Q est le débit ainsi mesuré, S est la surface de la section à travers laquelle s’effectue l’écoulement, Δχ est la distance sur laquelle s’effectue l’écoulement, ΔΡ est le gradient de pression ainsi mesuré, et η est la viscosité du fluide. Avantageusement, on détermine la perméabilité absolue dans le cas de mesures de pression et de débit réalisées entre deux puits. De cette manière on détermine une perméabilité absolue moyenne entre les deux puits considérés.

Selon une autre mise en œuvre de l’invention, pouvant être combinée à la précédente (avantageusement dans le cas d’une récupération assistée au moyen d’un fluide de balayage correspondant à un gaz), on détermine la perméabilité relative au niveau du point de mesure considéré de la manière suivante : à partir des mesures pression telles que décrites à la section 1, et des mesures de potentiel spontané telles que décrites à la section 2, on estime une valeur un coefficient de couplage électrocinétique en milieu non saturé C_sw<i (c’est-à-dire une valeur du coefficient de couplage déterminé à un instant Ti donné, pour une saturation en saumure donnée). En outre, à partir d’un échantillon de roche provenant de la couche géologique d’intérêt (idéalement cet échantillon a été prélevé au niveau du point de mesure d’intérêt), on réalise une expérience de laboratoire de manière à mesurer le coefficient de couplage électrocinétique pour une saturation en saumure totale C_sw=i· On définit alors un coefficient de couplage électrocinétique relatif C,- C_sw<1/C_sw=1, où Sw est la saturation en saumure, C_SW<1 est le coefficient de couplage électrocinétique pour une saturation en saumure inférieure à 1, et C_sw=i est le coefficient de couplage électrocinétique pour une saturation en saumure totale. Par ailleurs, en plus des mesures de pression et de potentiel spontané décrites respectivement aux sections 1 et 2 précédentes, on réalise des mesures de la résistivité électrique et ce en au moins le point de mesure considéré et pour au moins les instants Ti, Ti-1 et Ti+1 pour lesquels on dispose également des mesures de potentiel spontané et des mesures de pression. Ces mesures de résistivité électrique peuvent être réalisées au moyen des électrodes et du résistivimètre mis en œuvre pour la mesure de différence de potentiel spontané (cf. étape 2 décrite ci-dessus). On

R détermine alors un indice de résistivité 7_S = —, où R, cl Ro sont respectivement la partie ^Ro réelle de la résistivité en milieu non saturé et en milieu saturé. On détermine en outre la saturation en fluide S_w au point de mesure considéré, par exemple au moyen de diagraphies de résistivité électriques, bien connue du spécialiste. Puis, à partir de la saturation en fluide

S_w et sachant par ailleurs que l’indice de résistivité peut aussi s’écrire I_R = SË, on en déduit n, l’exposant de saturation de la loi d’Archie. La perméabilité relative peut alors être obtenue selon une formule du type :

K_r = c_r · c⁺¹ où C_r - C_sw<i/Csw=i est le coefficient de couplage électrocinétique relatif, Sw est la saturation en saumure, C_SW<1 est le coefficient de couplage électrocinétique pour une saturation en saumure inférieure à 1, et C_sw=i est le coefficient de couplage électrocinétique pour une saturation en saumure totale.

Les valeurs de perméabilité absolue et/ou relatives ainsi obtenues peuvent être intégrées à un modèle représentatif de la formation souterraine (aussi appelé modèle de réservoir), destiné par exemple à une simulation de réservoir, de manière à piloter l’exploitation des hydrocarbures de la formation étudiée en temps réel. Une simulation de réservoir est une technique permettant de simuler les écoulements de fluides au moyen d’un logiciel appelé simulateur d’écoulement et d’une représentation maillée de la formation étudiée, ou modèle de réservoir. Le résultat d'une simulation de réservoir est en particulier une succession d'instantanés (comme des images prises à différents instants) représentatifs de l'état d'écoulement des fluides dans la formation étudiée. A partir de ces instantanés, on peut par exemple déterminer un emplacement pour des nouveaux puits injecteurs et/ou producteurs à forer, permettant de maximiser la production d’hydrocarbures, tout en maintenant une pression suffisante au sein du réservoir pour faciliter leur récupération sur le long terme. Par exemple, le logiciel PumaFlow ® (IFP Énergies nouvelles, France) est un simulateur de réservoir.

4. Exploitation et/ou surveillance de l’exploitation des hydrocarbures

Au cours de cette étape, on pilote l’exploitation des hydrocarbures présents au moins dans la couche géologique d’intérêt en tenant compte de l’estimation de la salinité réalisée au moyen des étapes 1 à 3 décrites ci-dessus.

La salinité jouant un rôle important dans l’affinité du milieu poreux avec l’huile en place, cette estimation de l’évolution de la salinité au sein d’un gisement d’hydrocarbures lors de son exploitation, permet notamment d’anticiper les mécanismes d’interaction « fluidesroches >> intervenant dans un réservoir d’hydrocarbures au cours de son exploitation, et par voie de conséquence de mieux piloter les procédés EOR. En particulier, les informations relatives à l’évolution de la salinité au sein d’une couche géologique apportent des informations relatives au déroulement du procédé de récupération assistée des hydrocarbures. En effet, le suivi de l’évolution de la salinité au sein d’un réservoir permet d’inférer si un mélange s’est opéré entre le fluide de balayage injecté et le fluide initialement en place, ou encore à inférer si le balayage en lui-même est efficace, ou encore à inférer, par exemple dans le cas d’un procédé de récupération assistée de type SWAG (Sweep Water Alternative Gas), si le séquençage de balayage est efficace. De plus, le fait de connaître la salinité du milieu au cours du temps nous apporte des informations sur le fait que du sel ait pu ou non être déposé par précipitation au niveau des pores de la roche encaissante, et donc par là même d’inférer si le procédé de récupération assistée a eu ou non un impact sur les propriétés pétrophysiques du réservoir (porosité et perméabilité notamment). Ainsi, le procédé selon l’invention est particulièrement avantageux dans le cadre d’une récupération primaire par injection d’eau, ce type de récupération engendrant de fortes modifications de la salinité au cours du temps.

Le procédé selon l’invention peut être également particulièrement avantageux dans le cadre d’injection et récupération de fluides caloporteurs pour la géothermie moyenne et grande profondeur. En effet, dans ce cas, des modifications et échanges de chaleur entre fluide récupéré et fluide injecté peuvent se produire, engendrant un déséquilibre géochimique, et une éventuelle précipitation d’espèces (de type sels), d’où une modification de propriétés pétrophysiques du réservoir que l’on cherche à exploiter.

De plus, la surveillance de la salinité dans des couches géologiques autres que celle correspondant au réservoir principal (comme par exemple un aquifère sus-jacent au réservoir principal et/ou secondaire) permet de détecter d’éventuelles fuites préjudiciables des fluides injectés (par exemple des fluides comprenant des polymères, des tensio-actifs). Ainsi, le procédé selon l’invention peut être particulièrement avantageux pour la surveillance d’aquifères d’eau potable.

Avantageusement, les mesures de potentiel spontané et de pression ainsi que l’estimation de la salinité sont réalisées tout au long de l’exploitation des hydrocarbures pour la formation concernée, de manière à établir une courbe représentative de l’évolution de salinité au sein au moins de la couche géologique d’intérêt tout au long de l’exploitation de ces hydrocarbures. Les mesures peuvent être réalisées de manière régulière au cours du temps de l’exploitation des hydrocarbures, ce qui permet d’avoir une estimation de la salinité au sein de la couche géologique d’intérêt de manière continue dans le temps. L’échantillonnage de ces instants de mesure peut être alternativement non périodique, par exemple choisi de manière à estimer la salinité au sein de la couche géologique d’intérêt à des instants clés de l’exploitation des hydrocarbures de la couche géologique considérée.

Avantageusement, l’estimation du coefficient de couplage électrocinétique est réalisée pour au moins deux puits traversant au moins la couche géologique d’intérêt. Chacun des deux puits peut être choisi parmi un puits producteur, un puits injecteur ou un puits destiné à la surveillance de l’exploitation des hydrocarbures. Cette estimation réalisée en différents puits peut permettre de surveiller l’évolution de la salinité en différentes positions latérales de la formation souterraine, et ainsi permettre de comprendre les mouvements de fluide au sein de la formation, ce qui peut contribuer à un pilotage efficace de l’exploitation de la formation souterraine. Le procédé selon l’invention peut permettre par exemple de modifier, au cours de l’exploitation des hydrocarbures, la salinité de la saumure injectée dans le cadre d’une récupération assistée, de modifier le débit du fluide de balayage injecté dans la formation, de forer de nouveau puits d’injection et/ou de production de manière à modifier les chemins des écoulements défavorables à une exploitation optimale etc.

Ainsi le procédé selon l’invention permet une estimation de la salinité présente au sein d’une formation souterraine, à partir de mesures de variations de pression et de potentiel spontané. Par conséquent, le procédé selon l’invention ne repose pas sur des mesures absolues, mais uniquement des mesures relatives, ce qui permet d’éviter tout problème de dérive et d’étalonnage des dispositifs de mesure. De plus, ces mesures, lorsqu’elles sont répétées au cours du temps, par exemple réalisées au cours d’un procédé d’injection d’eau (récupération secondaire d’hydrocarbures) ou d’un procédé EOR (récupération tertiaire), permettent un suivi de l’évolution de la salinité au fur et à mesure d’un procédé de récupération d’hydrocarbures, et donc le pilotage en temps réel de ce procédé de récupération.

Par ailleurs, le procédé selon l’invention peut permettre la détermination de l’évolution de la perméabilité (absolue et relative) au sein de la formation L’ensemble de ces informations peut être intégré à un modèle représentatif de la formation souterraine (aussi appelé modèle de réservoir), destiné par exemple à une simulation de réservoir, de manière à piloter l’exploitation des hydrocarbures de la formation étudiée en temps réel.

Claims

REVENDICATIONS

1. Procédé pour l’exploitation et/ou la surveillance de l’exploitation d’un fluide tel qu’un fluide hydrocarboné présent dans au moins une couche géologique d’une formation souterraine, au moins un puits traversant au moins ladite couche de ladite formation, au moyen d’au moins un abaque représentatif de l’évolution du coefficient de couplage électrocinétique en fonction de la salinité pour ladite couche, caractérisé en ce qu’on détermine la salinité au sein d’au moins ladite couche en au moins un point de mesure situé dans ledit puits et au niveau de ladite couche pour au moins un instant Ti prédéfini de l’exploitation dudit fluide en réalisant au moins les étapes suivantes :

a) on mesure une pression au niveau dudit point de mesure pour au moins ledit instant Ti, un instant Ti-1 précédant ledit instant Ti et un instant Ti+1 suivant ledit instant Ti ;

b) on mesure un potentiel spontané au niveau dudit point de mesure pour lesdits instants Ti-1, Ti et Ti+1 ;

c) à partir desdites mesures de pression et desdites mesures de potentiel spontané pour lesdits instants Ti-1, Ti et Ti+1 audit point de mesure, on détermine la pente d’une courbe représentant l’évolution du gradient de potentiel spontané en fonction du gradient de pression entre lesdits instants Ti-1 et Ti+1 ;

d) à partir de ladite pente et dudit abaque, on détermine une valeur de ladite salinité audit point de mesure et audit instant Ti ;

et en ce qu’on exploite et/ou on surveille ladite exploitation dudit fluide en prenant en compte ladite valeur de ladite salinité.
2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel on détermine préalablement ledit abaque, en réalisant, en laboratoire et au moyen d’un échantillon de roche représentatif de ladite couche géologique, des mesures de pression et de potentiel spontané pour une pluralité de valeurs de salinité d’une saumure saturant ledit échantillon.
3. Procédé selon l’une des revendications précédentes, dans lequel ledit puits est un puits producteur, un puits injecteur ou un puits destiné à la surveillance de ladite exploitation dudit fluide.
5 4. Procédé selon l’une des revendications précédentes, dans lequel on réalise lesdites mesures de pression et lesdites mesures de potentiel spontané en au moins deux points de mesures situés dans au moins deux puits traversant au moins ladite couche de ladite formation, et on détermine une évolution de ladite salinité dans ladite couche entre lesdits deux puits.

5. Procédé selon l’une des revendications précédentes, dans lequel, en sus de ladite valeur de ladite salinité, on détermine une valeur de la perméabilité absolue de ladite couche en réalisant, en plus desdites mesures de pression et desdites mesures de potentiel spontané, des mesures de débit dudit fluide exploité en au moins ledit point

15 de mesure et pour au moins lesdits instants Ti, Ti-1 et Ti+1.
6. Procédé selon l’une des revendications précédentes, dans lequel, en sus de ladite valeur de ladite salinité, on détermine une valeur de la perméabilité relative audit point de mesure en réalisant, en plus desdites mesures de pression et desdites mesures de potentiel spontané, des mesures de résistivité électrique en au moins ledit point de mesure et pour au moins lesdits instants Ti, Ti-1 et Ti+1.

1/2

0 0.2 0.4 0.6 0.8 ί 1.2 1.4 1.6 1.8 2

Cf (mol/l)