Brevet FR2466606A1 — publié le 19810410

La présente invention concerne l'extraction du pétrole contenu dans un réservoir souterrain par un pro- cédé intensif. En moyenne, avec la technologie connue et par les procédés classiques d'extraction du pétrole appli- qués actuellement, on n'extrait qu'un tiers du pétrole dé- couvert. En appliquant des procédés d'extraction intensive, il est possible d'augmenter l'extraction moyenne de pétrole au delà de ce chiffre et d'extraire environ 60 à 80% du pé- trole primitivement contenu, selon les conditions particu- lières que l'on rencontre. Parmi les procédés d'extraction intensive du pétrole qui sont connus, l'un consiste à injec- ter dans une formation pétrolifère (communément appelé zone productive) un agent d'extraction formé d'un hydrocarbure ga- zeux pour refouler le pétrole hors de la zone productive. L'hydrocarbure gazeux utilisé comme agent d'extraction peut être le méthane ou le gaz naturel mais le méthane et certains gaz naturels ne sont pas miscibles au pé- trole aux pressions normalement rencontrées dans la zone pro- ductive. Il est connu que des agents particulièrement utiles pour augmenter l'extraction sont ceux qui sont miscibles au pétrole dans les conditions de travail. On peut rendre misci- ble au pétrole le gaz naturel ou le méthane en utilisant des pressions relativement élevées qui dépendent des conditions particulières. Il est connu aussi d'utiliser le "gaz enrichi" comme agent d'extraction. Le gaz enrichi est un hydrocarbure gazeux dont les principaux constituants individuels sont des hydrocarbures en C1 et C2 mais auquel on a ajouté des hydro- carbures supérieurs pour aider à rendre le gaz miscible au pé- trole de la zone productive. Le gaz enrichi est aussi connu sous le nom de "gaz condensable" et pour assurer la miscibi- lité, on peut l'injecter à des pressions beaucoup plus basses que le méthane ou le gaz naturel. Il est dit que le gaz naturel ou le méthane, utilisés à haute pression, sont "miscibles conditionnellement", en ce sens qu'ils ne sont pas initialement miscibles au pétro- le de la zone productive mais deviennent miscibles lorsqu'ils sont en contact avec le pétrole du réservoir, par échange de constituants avec celui-ci. Il est indiqué dans certains articles que le gaz enrichi est miscible conditionnellement lui aussi, parce que l'on pense que la miscibilité du gaz enrichi au pétrole du réservoir n'est pleinement réalisée qu'après un certain échange de constituants. Voir par exem- ple "A Laboratory Investigation of the Enriched Gas Displa- cement Process in Vertical Models" par Alonso et al., Journal of Canadian Petroleum Technology, janvier-mars 1973. Si l'on injecte dans un réservoir des agents d'extraction miscibles conditionnellement dans des conditions o ils ne sont pas complètement miscibles ou s'il existe une différence marquée de viscosité entre ces agents et le pétro- le du réservoir, ils risquent de provoquer un phénomène appe- lé "digitation". Dans ce phénomène, l'agent d'extraction a- vance plus rapidement à travers la formation dans certaines parties que dans d'autres, ce qui fait que l'agent d'extrac- tion est retiré du puits productif avant- d'avoir refoulé hors de la formation autant de pétrole qu'il serait possible avec une vitesse d'avancement uniforme. Le gaz naturel ou le méthane, utilisés à des pressions relatives supérieures à environ 24 MPa (appelés ci-après "gaz à haute pression") et le gaz enrichi sont des agents d'extraction relativement efficaces qui peuvent dans certains cas extraire jusqu'à 60 à 80% du pétrole primitif du réservoir. Toutefois, avec la technologie actuelle, ils ne peuvent pas extraire toute l'huile primitive et leur incon- vénient est qu'une fois qu'ils ont refoulé le pétrole du ré- servoir, ils restent dans le réservoir. Le méthane et le gaz naturel sont des fluides coûteux et le gaz enrichi, contenant des hydrocarbures supérieurs à C2, est encore plus co teux. Il serait donc désirable d'avoir--un procédé permettant de ré- cupérer une plus grande proportion du pétrole primitif qu'il n'est actuellement possible au moyen de gaz miscibles condi- tionnellement comme le gaz à haute pression ou le gaz enri- chi et qui n'ait pas non plus pour résultat de laisser dans la zone productive un fluide coûteux tel que le gaz à haute pression ou le gaz enrichi. Selon la présente invention, on injecte dans un réservoir souterrain pétrolifère, pour en refouler le pé- trole, un gaz miscible conditionnellement ou directement qui peut être un hydrocarbure gazeux enrichi ou un hydrocarbure gazeux à haute pression, ainsi qu'un gaz autre qu'hydrocar- bure, qui peut être le sulfure d'hydrogène, le dioxyde de soufre, l'azote ou un mélange de ceux-ci, ainsi que les mélan- ges de ces gaz et d'hydrocarbures gazeux et d'impuretés éven- tuelles telles que le dioxyde de carbone. Ensuite, on injec- te du dioxyde de carbone dans le réservoir pour en refouler le gaz miscible et pour refouler une partie du pétrole primi- tif qui n'a pas été refoulé. Le dioxyde de carbone peut con- tenir des impuretés telles que l'azote, H2S, S02 et des hy- drocarbures. L'hydrocarbure gazeux miscible utilisé de pré- férence est le gaz enrichi. Dans un mode de mise en oeuvre particuliè- rement préféré de l'invention, on augmente le refoulement du pétrole hors de la zone productive en injectant dans cel- le-ci un fluide dont la composition ne diffère qu'incrémen- tiellement de celle du fluide avec lequel il entre en con- tact dans la zone productive. Ainsi, on commence par injec- ter dans la zone productive un mélange comprenant du pétrole du réservoir ou un hydrocarbure ou fluide synthétique de com- position similaire à celle du pétrole du réservoir (par exem- ple des émulsions huileuses ou des mousses, avec ou sans additifs chimiques, polymères, surfactifs etc..) ainsi que du gaz enrichi. A mesure que l'injection progresse, on aug- mente continuellement le pourcentage de gaz enrichi injecté jusqu'à ce qu'il atteigne 100% du mélange et on diminue la concentration de pétrole du réservoir dans le mélange jus- qu'à ce qu'il représente 0% du mélange. Une fois que le mé- lange est devenu un gaz enrichi pur, l'injection se poursuit avec du gaz enrichi. Ce mode opératoire assure une extrac- tion supérieure à celle des procédés normaux de refoulement du pétrole par gaz enrichi. Selon l'invention, on injecte le gaz enrichi dans le réservoir pendant un temps prédéterminé pour en refouler le pétrole. On diminue alors jusqu'à zéro le débit d'injection de gaz enrichi tandis que simultanément, on commence l'injection de dioxyde de carbone et on l'augmen- te jusqu'à ce que ce corps forme pratiquement 100% de l'agent d'extraction injecté dans la zone productive. Dans un autre mode de réalisation de l'in- vention, on commence le processus d'injection en introdui- sant dans le puits un petit bouchon d'un fluide (appelé ci- après "fluide d'adaptation") qui est complètement miscible au pétrole du réservoir et qui est miscible au gaz miscible conditionnellement ou directement dans une large gamme de concentrations (par exemple de 20% de fluide pour80% de gaz à 80% de fluide pour 20% de gaz, environ). Des fluides d'a- daptation appropriés sont notamment le GPL et les fractions légères de raffinerie ou d'usine à gaz contenant principale- ment des constituants en C2 à C4ou en C2 à C5. D'autres flui- des appropriés seront évidents pour l'homme de l'art. En vue d'une utilité maximale, le fluide d'adaptation a une visco- sité qui ne diffère pas beaucoup de celle du pétrole du ré- servoir pour assurer le mélange et diminuer le risque de di- gitation. Ainsi, les fluides d'adaptation doivent avoir des-- viscosités représentant 20 à 80% de celle du pétrole du ré- servoir. Le bouchon de ce fluide que l'on injecte n'a pas besoin d'être assez grand pour avoir un effet notable de re- foulement du pétrole du réservoir vers un puits productif et il peut ëtre seulement de 500 m3, à la température et à la pression du fond du puits, si on le désire. Iln'y a pas de limite supérieure fixe à la grandeur du bouchon de fluide d'adaptation mais celui-ci est généralement plus coûteux que le gaz miscible conditionnellement et c'est pourquoi, habi- tuellement, on n'utilise pas de bouchons dépassant 3000 m 3 à la température et à la pression du fond du puits. Après l'injection du bouchon, on ferme le puits pendant au moins deux jours et, de-préférence, plus de trois jours. Pendant la période de fermeture, le fluide é- change des constituants avec le pétrole du réservoir, formant dans le réservoir une zone de mélange qui entoure immédiate- ment le niveau de perforation du puits. Après la période de fermeture, on introduit dans le puits un deuxième bouchon d'un mélange de fluide d'adaptation et du gaz à utiliser pour l'extraction, puis on applique une période de fermeture. A- vantageusement, le deuxième bouchon comprend 80 à 50% de fluide d'adaptation et 50 à 20% de gaz, soit un total de 100%. Ce bouchon, qui peut à nouveau être de 500 m3 seulement, est suivi d'une nouvelle période de fermeture d'au moins deux jours. On ajoute, après la période de fermeture, un troisiè- me bouchon contenant un moindre pourcentage de fluide d'adap- tation et un plus grand pourcentage de gaz que le deuxième bou- chon. Avantageusement, le troisième bouchon peut comprendre à 30% de fluide d'adaptation et 70 à 40% de gaz, soit un total de 100%, à condition que les pourcentages choisis soient tels que le pourcentage de fluide d'adaptation soit moindre que dans le bouchon précédent et que le pourcentage de gaz d'extraction miscible conditionnellement soit moindre que dans le bouchon précédent. Chaque bouchon a un volume de 500 m3 ou davantage, aux températures et aux pressions qui rè- gnent dans la zone d'injection du puits. Les bouchons dépas- sant 3000 à 4000 m3 à la température et à la pression de la zone d'injection ne sont pas habituellement préférés à cause du prix de revient du fluide d'adaptation. On peut aussi in- jecter dans le puits, si on le désire, après la période de fermeture, un quatrième bouchon de fluide d'adaptation. Ce bouchon contient un plus grand pourcentage de gaz et un plus petit pourcentage de fluide d'adaptation que le troisième bouchon, soit 40 à 20% de fluide d'adaptation et 60 à 80% de gaz. A nouveau, il est suivi d'une période d'au moins deux jours de fermeture. Etant donné que chaque bouchon contient un plus grand pourcentage de gaz et un plus petit pourcentage de fluide d'adaptation que le bouchon précédent, sa viscosi- té est plus proche de celle du gaz que la viscosité du'bou- chon précédent. L'injection de plusieurs bouchons, suivie de périodes de fermeture, permet ainsi l'échange de constituants entre le premier bouchon et le pétrole de la formation envi- 2466606' ronnante et entre chaque bouchon et ceux qui le précèdent et le suivent. Cela tend à former un gradient de variation rela- tivement uniforme de viscosité entre la partie perforée du puits et le pétrole de la formation. En outre, chaque bou- chon est miscible au précédent et au suivant de sorte qu'il ne se forme pas de phases non miscibles. Après la période de fermeture qui suit l'in- jection du dernier bouchon, on commence l'injection du gaz miscible conditionnellement ou directement à utiliser pour le premier stade d'extraction. Celui-ci est miscible au dernier bouchon et n'a pas une viscosité très différente de sorte qu'il n'a pas tendance à la digitation. On extrait le pétrole soit d'un puits productif séparé du puits d'injection soit d'une zone séparée verticalement de la zone d'injection du puits servant à l'injection. Après avoir injecté le gaz miscible condi- tionnellement ou directement, avec le volume désiré pour re- fouler une quantité désirée de pétrole du réservoir, on in- jecte du dioxyde de carbone pour balayer la majeure partie du pétrole restant et pour refouler le gaz miscible con- ditionnellementou directement vers la zone productive ou le puits productif. L'invention est illustrée à titre d'exemple non limitatif aux dessins annexés sur lesquels: Fig. 1 est une coupe schématique d'une par- tie d'une zone productive, illustrant un mode de mise en oeu- vre de l'invention. Fig. 2 est une coupe schématique d'une zone productive, illustrant un mode de réalisation préféré de l'invention. La figure 1 montre un puits d'injection 1 et un puits productif 2.-Un gisement de pétrole 3 est situé dans une zone productive indiquée par la référence générale 4, en dessous d'une couverture 5. On désire extraire le pé- trole du gisement 3 en le faisant arriver dans le puits pro- ductif 2 duquel on peut le retirer soit par écoulement na- turel soit par ascension artificielle. Selon le mode de réalisation illustré sur la figure 1, on injecte dans la zone productive, par le puits 1, un premier bouchon de gaz enrichi. Le bouchon de gaz enrichi traverse la zone productive et refoule vers le puits 2 une grande quantité du pétrole de la zone productive. Sur la figure 1, le gaz enrichi est venu occuper le volume de pores de la zone productive dans la région indiquée en 10. Dans le mode de réalisation représenté sur la figure 1, on ne tente pas de former une zone de mélange entre le pétrole et le gaz enrichi. Au lieu de cela, on in- jecte simplement le gaz enrichi dans la zone productive. Dans ces conditions, on peut s'attendre à ce qu'il se forme, in si- tu, une zone de transition irrégulière. Cette zone est indi- quée en 11. Elle comprend du pétrole et du gaz enrichi de la zone productive. Elle peut contenir plus d'une phase. Elle présente aussi des parties irrégulières (ce qu'on appelle digitation) o le gaz enrichi a progressé plus rapidement à travers certaines parties de la zone productive qu'à travers d'autres parties, ce qui fait que le bouchon de gaz enrichi présente un front irrégulier. Un exemple de cette digitation est indiqué en 12. On comprend que les limites de la zone de transition formée in situ sont indiquées en pointillé parce qu'il ne s'agit pas de limites précises. Le bouchon de gaz enrichi n'est pas entiè- rement capable de déplacer tout le pétrole de la région qu'il occupe et de refouler le pétrole vers le puits 2 par lequel on l'extrait. Au lieu de cela, dans la région 10 occupée par le gaz enrichi, il reste des poches o le pétrole primitif n'a pas été retiré de la zone productive. Certaines de ces poches sont indiquées schématiquement en 14. Selon le mode de réalisation de la figure 1, on met fin à l'injection de gaz enrichi une fois que l'on a injecté une quantité désirée de gaz enrichi. On commence a- lors l'injection de dioxyde de carbone. Sur la figure-l, le processus est représenté à un moment o l'injection de gaz enrichi est déjà arrêtée. Le gaz enrichi occupe la région 10 de la zone productive. L'injection de dioxyde de carbone a commencé. Dans le mode de réalisation représenté, on injecte le dioxyde de carbone par le puits 1, c'est-à-dire le même puits par lequel on a injecté le gaz enrichi mais il est en- tendu que l'on pourrait injecter le dioxyde de carbone par un puits différent si on le désirait et à n'importe quel niveau du réservoir. Le dioxyde de carbone a déplacé le gaz enrichi de la partie de la zone productive qui est proche du puits 1 et a occupé la région 15, déplaçant le gaz enrichi vers le puits d'extraction 2. Le dioxyde de carbone a aussi déplacé des poches de pétrole 14 de la région 15 qu'il occupe et les a dirigées aussi vers le puits d'extraction 2 de sorte que le pétrole de ces poches 14 peut être extrait. Il existe une autre zone de transition 17 qui s'est formée spontanément. entre la région 10 occupée par le gaz enrichi et la région 15 occupée par le dioxyde de carbone. Cette zone de transition peut même etre plus petite que la zone de transition occupée par le gaz enrichi. La zone de transition 17 présente une certaine digitation comme in- diqué en 18. Généralement, la digitation visqueuse n'est pas aussi grande que celle qui s'est produite entre le pétrole et le gaz enrichi mais il peut se produire une certaine insta- bilité du front de transition entre dioxyde de carbone et gaz enrichi, par suite de forces de gravité. On poursuivrait normalement le processus en continuant de faire arriver du dioxyde de carbone dans la for- mation par le puits 1 jusqu'à ce que la zone de transition 17 émigre jusqu'au puits 2. A ce stade, le pétrole de la région 3 et des poches 14 a été extrait (à part les petites quanti- tes éventuelles qui n'ont pas été refoulées) et le gaz enri- chi de la région 10 a été récupéré (à part les petites quan- tités éventuelles qui restent en arrière dans la zone pro- ductive). Toutefois, si on le désire, on peut arrêter l'in- troduction de dioxyde de carbone avant ce moment ou, si l'on a injecté le dioxyde de carbone pendant un temps désiré, on peut le faire suivre d'un fluide de chasse moins coûteux que le dioxyde de carbone, par exemple l'eau, l'eau contenant des additifs chimiques, l'azote ou le gaz de combustion. Si on le désire, on peut utiliser plusieurs fluides de chas- se différents, successivement ou en mélange. Un autre mode de réalisation de l'invention est représenté sur la figure 2. Sur la figure 2, on a indi- qué un puits d'injection la et un puits productif 2a. Une zo- ne productive 4a contient du pétrole emprisonné dans ses po- res, dans la région 3a et elle est recouverte par la couver- ture 5a. Selon le mode préféré de mise en oeuvre, on établit une zone de mélange préformée entre la région 3a oc- cupée par le pétrole et la région occupée par le gaz enrichi. Dans la zone de mélange, la composition des fluides occupant le volume de pores du réservoir 4a ne diffère qu'incrémen- tiellement de celle du fluide contenu dans les pores immédia- tement adjacents. On établit la zone de mélange en commençant l'injection avec un mélange de pétrole et de gaz enrichi. Si le pétrole du réservoir n'est pas accessible, ou pour une au- tre raison, on peut utiliser un hydrocarbure ou un fluide synthétique approchant de la composition du pétrole du réser- voir, par exemple des émulsions huileuses ou des mousses avec ou sans additifs chimiques, des polymères, des agents de sur- face etc... Initialement, le mélange injecté dans la zone pro- ductive par le puits la est formé de 80 à 99% de pétrole et 1 à 20% de gaz enrichi. Les pourcentages indiqués sont en volu- me, à la température et à la pression qui règnent dans le puits la au niveau d'injection. A mesure que l'injection progresse, on di- minue le pourcentage de pétrole (ou fluide approchant de sa composition) dans le mélange et on augmente le pourcentage de gaz enrichi jusqu'à ce que l'injection du pétrole cesse et que le fluide injecté dans le puits soit uniquement du gaz enrichi. On peut réaliser la variation des pourcentages de façon continue ou discontinue, de préférence en alternant avec des périodes de fermeture. Le pourcentage en volume de pétrole contenu dans le mélange au début de l'injection et la vitesse de va- riation de la composition du mélange seront déterminés pour la zone productive dont il s'agit, compte tenu de la nature de la formation qui forme cette zone productive, y compris l'hétérogénéité de cette zone, la présence de fractures et de géodes dans celle-ci, la viscosité du pétrole de la forma- tion et le degré d'enrichissement du gaz utilisé. Le critère que l'on utilise pour choisir la composition du mélange est que le mélange de gaz et de pétrole doit être complètement miscible au pétrole du réservoir. La miscibilité du mélange de gaz et de pétrole au pétrole du réservoir, aux températu- res et aux pressions qui règnent dans celui-ci, peut être dé- terminée approximativement selon une méthode décrite par Benham et al. dans The Transactions of the A.I.M.E., (1960), volume 219, page 229. Il est aussi possible et en fait dési- rable de faire des mesures expérimentales pour voir si le mé- lange de gaz et de pétrole à utiliser sera miscible au pétro- le du réservoir, par des expériences à l'échelle du labora- toire connues sous le nom de "méthode du tube mince". Cette méthode utilise un tube, habituellement de forme hélicoïdale ou verticale, bourré de perles de verre, de sable ou de ma- tériaux provenant de la formation, pour simuler le milieu po- reux du réservoir considéré. On sature le tube du pétrole que l'on désire refouler du réservoir au puits productif 2a et on introduit un mélange proposé de gaz et de pétrole, à la tem- pérature du réservoir et à une pression choisies comme pres- sion d'injection pour le réservoir dont il s'agit. On peut déterminer si les fluides sont complètement miscibles ou non par un examen visuel (pour voir s'il n'y a pas de changements évidents de phase ou de couleur dans une cellule visuelle pla- cée à l'extrémité du tube) ou en étudiant des paramètres tels que le degré de récupération du pétrole que l'on a placé dans le tube, le rapport d'extraction du gaz et du pétrole, la den- sité des fluides extraits, l'indice de réfraction ou un au- tre paramètre approprié. Généralement, on considère que les fluides sont miscibles, aux températures et aux pressions par- ticulières qui règnent, s'il y a une récupération minimale de *2466606' il pétrole de 90% sans récupération notable du gaz enrichi, jus- qu'au moment o l'on a injecté une quantité de gaz enrichi qui équivaut à 1,2 fois le volume de pores dans le tube. C'est une méthode connue de mesure de la miscibilité de fluides dans un réservoir. On peut bien entendu utiliser d'autres mé- thodes de mesure de la miscibilité. Le résultat de cette dé- termination est une pression minimale à laquelle les fluides sont miscibles. On l'appelle pression minimale de miscibilité. Il pourrait se produire une certaine digitation à cause des différences de masse volumique et par suite, on peut alors corriger la longueur de la zone de miscibilité ainsi ajustée pour tenir compte de toutes fractures ou géodes importantes du réservoir. Sur la base des calculs et/ou des résultats expérimentaux exposés généralement ci-dessus, l'homme de l'art peut choisir un mélange initial contenant des pourcen- tages appropriés de gaz et de pétrole, ou de pétrole et de fluide miscible, pour obtenir la miscibilité complète au pé- trole du réservoir. De façon similaire, l'homme de l'art pour- ra contrôler la rapidité à laquelle on peut diminuer les pour- centages de pétrole du mélange au fur et à mesure de l'injec- tion sans que cette miscibilité se perde. Il faut régler la composition précise du mélange au débit de l'injection et la vitesse à laquelle on peut faire varier la composition de ma- nière à maintenir la miscibilité et de façon qu'il n'y ait pas de variation brusque de viscosité entre incrémentssuc- cessifs de mélange injecté, ou entre le premier incrément de mélange injecté et le pétrole à retirer de la formation. Sur la figure 2, on a-indiqué une zone de mélange 20 présentant des limites approximatives en 21 et 22.Dans la zone de mélange 20, la composition du fluide oc- cupant le volume de pores du réservoir varie selon le mé- lange de pétrole et de gaz que l'on a injecté. Ainsi, près de la limite 21, le fluide contenu dans le volume de pores de la zone de mélange est principalement composé de pétrole tan- dis que près de la limite 22, il s'agit principalement de gaz enrichi. La zone de mélange varie donc continuellement et en tout point de celle-ci, le fluide présent est miscible au fluide immédiatement adjacent des deux côtés. Une fois que l'on a fait varier la compo- sition du mélange de pétrole et de gaz au point de ramener-- le pétrole à O, on continue l'injection en utilisant du gaz enrichi jusqu'à ce qu'une quantité désirée de gaz enrichi soit entrée dans le réservoir. Sur la figure 2, le gaz enri- chi est représenté comme occupant la région 23a du réservoir. Il y a dans la région 23a de petites poches 14a o se trouve du pétrole qui n'a pas été déplacé par le gaz enrichi. On notera que l'usage de la zone de mélange a pour effet de réduire (ou dans bien des cas, d'éliminer) la digitation que l'on observe lorsqu'on injecte en bouchon un fluide miscible tel que le gaz enrichi dans une zone produc- tive pétrolifère. Cette digitation peut entraîner une percée prématurée du gaz enrichi jusqu'au puits productif, diminuant ainsi l'efficacité du procédé d'injection de gaz enrichi. En conséquence, l'utilisation d'un mélange de pétrole et de gaz qui varie progressivement avec formation d'une zone de mélan- ge augmente l'efficacité du procédé. Une fois que l'on a injecté la quantité dé- sirée de gaz enrichi, on met fin à l'injection de gaz enri- chi et on commence l'injection de dioxyde de carbone. Bien que la digitation visqueuse ne soit pas aussi prononcée entre le gaz enrichi et le dioxyde de carbone-qu'entre le pétrole et le gaz enrichi, il pourrait se produire une certaine digita- tion par suite de différences de densité et il est donc pré- férable de diminuer encore la possibilité de digitation en commençant l'injection du dioxyde de carbone pendant que l'in- jection de gaz enrichi se poursuit encore, puis en augmentant graduellement le débit d'injection de dioxyde de carbone tout en diminuant le débit d'injection de gaz enrichi avec des temps de fermeture facultatifs jusqu'à ce qu'on injecte seu- lement du dioxyde de carbone. Si l'on pratique ce procédé, il se forme une zone de mélange entre le gaz enrichi et le dio- xyde de carbone. Sur la figure 2, on a indiqué une zone de mélange 24 présentant des limites 25 et 26 et on voit que le dioxyde de carbone remplit le volume de pores de la région 27. Comme on l'a expliqué à propos du mode de réalisation de la figure 1, l'injection de dioxyde de car- bone peut continuer jusqu'à ce que pratiquement tout le gaz enrichi de la région 23a soit refoulé par le puits d'extrac- tion 2a. Ou encore, on peut arrêter l'injection de dioxyde de carboneavant que cette situation ne soit réalisée, ou bien arrêter l'injection de dioxyde de carbone et faire suivre celui-ci d'un ou plusieurs bouchons d'un fluide de refoule- ment moins coûteux comme l'eau, l'eau contenant des additifs chimiques, le gaz de combustion, l'azote, ou leurs mélanges, ou bien une association de ces fluides injectés soit si- multanément soit alternativement. Pour obtenir le maximum d'avantages en ce qui concerne la stabilité du déplacement et pour donner une stabilité maximale à la zone de mélange, il pourrait être avantageux de prévoir des périodes de fermeture. Pendant les périodes de fermeture, la diffusion moléculaire agit de ma- nière à surmonter les facteurs nuisibles qui sont la digi- tation, les hétérogénéités du réservoir, la dérivation, etc... Si l'on désire utiliser un fluide d'adapta- tion, au lieu de faire varier graduellement la composition du fluide injecté, depuis le pétrole du réservoir jusqu'au gaz enrichi, on commence par choisir un fluide d'adaptation approprié. Comme on l'a dit, il faut qu'il soit pratiquement miscible au pétrole du réservoir et miscible au gaz miscible conditionnellement ou directement, dans une large gamme de concentrations (définie plus haut). Il doit aussi, en vue d'un effet maximal, avoir une viscosité similaire à celle du pétrole du réservoir. Un fluide d'adaptation particulièrement pré- féré est formé des fractions légères de raffinerie ou d'usi- ne à gaz, contenant 70% ou davantage de constituants supé- rieurs à C2, car elles sont facilement accessibles dans la plupart des champs pétrolifères au voisinage desquels se trou- vent des raffineries ou des usines à gaz. Il faut essayer les fractions légères de raffinerie ou d'usine à gaz qu'il s'agit d'utiliser pour s'assurer qu'elles sont pratiquement misci- bles au pétrole du réservoir et pratiquement miscibles (selon définition donnée) au gaz miscible conditionnellement qui doit servir d'agent d'extraction. On injecte alors dans le puits une série de bouchons selon le programme suivant ler bouchon: 1000 m de fluide d'adaptation Période de fermeture de trois jours après l'injection du pre- mier bouchon. 2ème bouchon: 1000 m3 d'un d'un mélange comprenant 75% du fluide d'adaptation utilisé dans le premier bouchon et 25% du gaz miscible conditionnellement servant d'a- gent d'extraction. Période de fermeture de trois jours après l'injection du deuxième bouchon. 3ème bouchon: 1000 m d'un mélange compre- nant 50% de fluide d'adaptation et 50% de gaz miscible condi- tionnellement. Période de fermeture de trois jours. 4ème bouchon: 1000 m3 d'un mélange compre- nant 25% de fluide d'adaptation et 75% de gaz miscible condi- tionnellement. Période de fermeture de trois jours après 1'- injection du bouchon, puis injection de gaz miscible condi- tionnellement comme fluide d'extraction de pétrole. Dans l'exemple donné ci-dessus, le fluide d'adaptation est formé de fractions légères de raffinerie con- tenant 70% de constituants C2 à C4, 15% de constituants C. et supérieurs, le reste étant formé de CH4, N2 et H2S. Le gaz miscible conditionnellement est un gaz enrichi comprenant en- viron 45% de constituants C2 à C4 et 5% de constituants C. et supérieurs, le reste étant formé de CH4 et N2. On injecte le fluide d'adaptation et le gaz miscible conditionnellement à une pression juste suffisante pour qu'ils sortent par les per- forations du puits. La grandeur des bouchons de fluide d'adapta- tion ou de mélange de fluide d'adaptation et de gaz est indé- pendante de la grandeur ou du volume de pores du réservoir é- tant donné que les bouchons sont seulement destinés à former dans le réservoir une zone de mélange entourant immédiatement la zone perforée de puits. Après l'injection du quatrième bouchon et la période de fermeture qui suit, on injecte dans le puits le gaz miscible conditionnellement pour déplacer le gisement de pétrole vers le puits productif. Lorsqu'on a injecté un volume désiré de gaz miscible conditionnellement, compte-tenu de la grandeur et de la nature du réservoir, on remplace le fluide injecté par le dioxyde de carbone comme on l'a expliqué. Bien que l'on ait décrit le procédé à propos d'un réservoir ayant une plus grande dimension horizontale- ment que verticalement et d'un procédé d'injection générale- ment dirigé horizontalement, l'homme de l'art comprendra que le procédé d'extraction décrit peut être mis en oeuvre aussi en direction verticale, soit vers le haut soit vers le bas et à n'importe quel niveau du réservoir. Bien que l'on ait décrit le procédé comme s'appliquant à une extraction utilisant plus d'un puits, il est évident qu'il peut s'appliquer avec un seul puits, cas o l'injection se fait à un niveau et l'extraction à un autre niveau. On peut aussi utiliser le procédé pour stimuler un seul puits ou un groupe de puits. Dans le cas de la stimula- tion, l'extraction du pétrole commence lorsque l'injection des fluides selon l'invention est terminée. Le procédé ici décrit peut s'appliquer dans des réservoirs de pétrole ordinaires, aussi bien que lourds et on peut en outre l'utiliser dans des réservoirs à huile volatile et à condensat de gaz. Dans le cas de réserves d'- huile volatile et de condensat de gaz, l'application du pro- cédé permet de maintenir la pression, empêchant ainsi une con- densation rétrograde des gaz dans le réservoir. Le procédé d'amélioration de l'extraction de pétrole peut s'appliquer dès le début de l'extraction (extraction primaire) ou pen- dant ou après l'extraction primaire ou pendant ou après l'ex- traction secondaire. Ce procédé peut s'appliquer pour augmenter l'extraction dans des réservoirs de pétrole dans lesquels on a injecté précédemment un agent quelconque, par exemple des agents miscibles, de l'eau, du gaz ou une association de ces agents. Le procédé ici décrit peut être combiné à l'introduction de chaleur dans le réservoir, lorsqu'on l'ap- plique à l'extraction de pétroles lourds. On peut aussi com- biner l'injection continue d'un agent miscible avec l'intro- duction de chaleur dans le réservoir, lorsqu'on l'applique à l'extraction du pétrole de zones contenant un remplissage de charbon et/ou de bitume. On pourrait engendrer de la chaleur dans le réservoir, par exemple par combustion in situ, ou bien injecter de la chaleur sous la forme de vapeur d'eau ou de fluides chauds. On comprendra que la description ci-dessus illustre des modes de réalisation particuliers de l'invention et ne limite pas celle-ci. D'autres modes de réalisation ap- paraîtront à l'homme de l'art.-En conséquence, les exemples ne sont pas limitatifs. REVENDICATIONS 1. Procédé pour accroStre l'extraction de pétrole d'un réservoir souterrain, caractérisé en ce qu'il consiste: (a) à injecter dans le réservoir un gaz qui peut être un hydrocarbure gazeux enrichi ou un hydrocarbure ga- zeux à haute pression, ainsi qu'un gaz autre qu'hydrocarbu- re qui peut être le sulfure d'hydrogène, le dioxyde de sou- fre, l'azote ou un mélange de ceux-ci, ainsi que les mélanges de ces gaz et d'hydrocarbures gazeux, ce gaz étant miscible au pétrole à la température et à la pression d'injection, de manière à déplacer le pétrole du réservoir, et (b) à injecter ensuite du dioxyde de carbone dans le réservoir pour en dé- placer le gaz miscible. 2. Procédé selon la revendication 1, carac- térisé en ce que le gaz miscible est le gaz naturel ou le méthane et que l'on opère à une pression supérieure à la pres- sion minimale de miscibilité au point d'injection dans le ré- servoir. 3. Procédé selon l'une des revendications 1 ou 2, caractérisé en ce qu'il consiste (a) à injecter dans le réservoir un hydrocarbure gazeux enrichi miscible au pé- trole du réservoir à la température et à la pression d'in- jection de manière à déplacer le pétrole du réservoir, (b) à injecter ensuite du dioxyde de carbone dans le réservoir pour en déplacer le gaz enrichi. 4. Procédé selon l'une quelconque des re- vendications 1 à 3, caractérisé en ce qu'il consiste: (a) à injecter dans le réservoir un mélange d'hydrocarbure gazeux et d'un fluide approchant de la composition du pétrole du ré- servoir, le mélange étant complètement miscible au pétrole du réservoir au début de l'injection, (b) à poursuivre l'injec- tion du mélange en modifiant la composition de celui-ci de façon que le pourcentage de gaz soit accru et que le pourcen- tage de l'autre fluide soit diminué, tout en maintenant la miscibilité de chaque incrément de mélange injecté à l'in- crément qui le précède immédiatement, le dernier incrément du mélange injecté étant miscible au gaz enrichi, (c) ensuite à injecter du gaz enrichi dans le réservoir pour en déplacer le pétrole, (d) ensuite, à injecter du dioxyde de carbone dans le réservoir pour en déplacer le gaz enrichi. 5. Procédé selon l'une quelconque des reven- dications 1 à 4, caractérisé en ce qu'il consiste (a) à in- jecter dans le réservoir un mélange d'hydrocarbure gazeux et d'un fluide approchant de la composition du pétrole du réser- voir, le mélange étant complètement miscible au pétrole du réservoirau début de l'injection, (b) à poursuivre l'injec- tion du mélange dans le réservoir en modifiant la composition du mélange de façon que le pourcentage de gaz soit accru et que le pourcentage de l'autre fluide soit diminué, tout en maintenant la miscibilité de chaque incrément du mélange in- jecté à l'incrément qui le précède immédiatement, le dernier incrément du mélange injecté étant miscible au gaz enrichi, (c) ensuite, à injecter du gaz enrichi dans le réservoir pour en déplacer le pétrole, (d) ensuite, à injecter dans le ré- servoir un mélange de gaz enrichi et de dioxyde de carbone, (e) poursuivre l'injection du mélange dans le réservoir en modifiant sa composition de façon que le pourcentage de dio- xyde de carbone soit accru et que le pourcentage de gaz enri- chi soit diminué, tout en maintenant la miscibilité de cha- que incrément du mélange àl incrément qui le précède immé- diatement, le dernier incrément du mélange injecté étant mis- cible au dioxyde de carbone, (f) ensuite, à injecter du dioxy- de de carbone dans le réservoir pour en déplacer le gaz enri- chi. 6. Procédé selon l'une quelconque des reven- dications 1 à 3, caractérisé en ce qu'il consiste: (a) avant l'injection du gaz miscible dans le réservoir, à injecter un bouchon d'un fluide d'adaptation complètement miscible au pétrole du réservoir et miscible au gaz miscible, dans une gamme comprise entre 20% de gaz pour 80% de fluide et 20% de fluide pour 80% de gaz, (b) à fermer le puits pendant au moins deux jours après l'injection du bouchon, (c) à injec- ter au moins deux autres bouchons successifs, chacun étant composé du fluide d'adaptation et du gaz miscible, chaque bouchon successif contenant un plus petit pourcentage du fluide d'adaptation et un plus grand pourcentage du gaz mis- cible que le bouchon précédent, et fermer le puits pendant au moins deux jours après l'injection de chaque bouchon, chaque bouchon ayant un volume d'au moins 500 m à la tempé- rature et à la pression de la zone d'injection du puits. 7. Procédé selon l'une quelconque des reven- dications 1 à 6, caractérisé en ce que l'on extrait du pétro- le du réservoir. 8. Procédé selon l'une quelconque des reven- dications 1 à 6, caractérisé en ce que l'on extrait du pétro- le du réservoir et qu'ensuite ou en extrait du gaz enrichi. 9., Procédé selon l'une quelconque des reven- dications 1 à 8, caractérisé en ce que l'on injecte un fluide de chasse dans le réservoir après l'injection de dioxyde de carbone de manière à en déplacer le dioxyde de carbone. 10. Procédé selon l'une quelconque des re- vendications 1 à 9, caractérisé en ce que l'on cesse l'injec- tion dans le réservoir et qu'on laisse celui-ci fermé un temps désiré, après quoi on reprend-l'injection. 11. Procédé selon l'une quelconque des re- vendications 4 à 9, caractérisé en ce que le fluide approchant de la composition du pétrole du réservoir est le pétrole. 12. Procédé selon l'une quelconque des re- vendications 4 à 9, caractérisé en ce que le fluide approchant de la composition du pétrole du réservoir est choisi parmi les émulsions huileuses et les mousses. 13. Procédé selon la revendication 6, carac- térisé en ce que le deuxième bouchon injecté comprend 80 à 50% de fluide d'adaptation et 50 à 20% de gaz miscible, pour un total de 100%, et en ce que le troisième bouchon injecté com- prend 60 à 30% de fluide d'adaptation et 70 à 40% de gaz mis- cible, pour un total de 100%. 14. Procédé selon la revendication 13, carac- térisé en ce qu'en outre on injecte un quatrième bouchon com- prenant 40 à 20% de fluide d'adaptation et 60 à 80% de gaz miscible, après la période de fermeture qui suit l'injection du troisième bouchon et. en ce que l'on arrête le puits au moins deux jours après l'injection du quatrième bouchon. 15. Procédé selon l'une quelconque des re- vendications 6, 13 ou 14, caractérisé en ce que chaque bou- chon a un volume de 500 à 3000 m3 à la température et à la pression de la zone d'injection du puits. 16. Procédé selon l'une quelconque des re- vendications 1 à 8, caractérisé en ce que l'on injecte un fluide de chasse dans le réservoir après l'injection de dio- xyde de carbone de manière à déplacer le dioxyde de carbone du réservoir, le fluide de chasse étant l'eau, l'eau conte- nant des additifs chimiques, l'azote, le gaz de combustion ou une association de ces fluides, injectés simultanément ou alternativement. 17. Procédé selon l'une quelconque des re- vendications 1 à 16 caractérisé en ce que le dioxyde de car- bone contient comme impureté au moins un des corps suivant azote, H2S, S02 et les hydrocarbures. 18. Procédé selon l'une quelconque des re- vendications 1 à 17, caractérisé en ce qu'il est appliqué pen- dant ou après l'extraction primaire ou pendant ou après l'ex- traction secondaire, ou pour accroître l'extraction dans des réservoirs o l'on a injecté précédemment un agent quelcon- que tel que des agents miscibles, l'eau, un gaz ou une asso- ciation de ces agents.