Brevet FR2602540A1 — publié le 19880212

La présente invention concerne la récupération assistée de pétrole d'une formation pétrolifère. Elle a plus particulièrement trait à la production assistée de pétrole d'une formation productrice, dans laquelle un gaz miscible non ccndensable est utilisé pour améliorer la mobilité du pétrole à travers la formation productrice et une mousse stable, compatible avec les fluides de la formation comprenant le gaz conné, le pétrole et l'eau ou la saumure, est injectée avec le gaz pour diriger la pression du gaz vers les portions riches en pétrole, moins perméables, de la formation. La présente invention a pour but particulier de proposer une mousse préformée qui est compatible avec le pétrole et la saumure contenues dans une formation pé15 trolifère dans laquelle un gaz miscible non condensable tel que de l'anhydride carbonique, de l'azote oudu méthane a été injecté pour faciliter le déplacement du pétrole. De tels gaz réduisent la viscosité du pétrole natif et remettent en pression la formation pour accroître l'écou20 lement du pétrole depuis au moins un puits d'injection vers au moins un puits de production. Il est connu que ces gaz miscibles entraînent une réduction de viscosité du pétrole par leur interaction mutuelle mais, en raison du manque d'homogénéité de la plupart des formations terrestres pour 25 chacune des trois phases gaz, pétrole et eau, des moyens additionnels sont exigés pour maîtriser le gaz afin d'éviter une baisse de pression vers des voies ou des "digitations" de haute perméabilité qui se forment dans la roche-magasin. La digitation de gaz dans des voies de cheminement de gaz et d'eau ou de saumure, de perméabilité relativement haute, interfère avec le profil d'injection du gaz de déplacement dans la formation, parce qu'une pression de gaz pratiquement égale n'est pas disponible pour déplacer les fluides à travers les portions riches en pétrole, de faible perméabilité, de la formation. De tels cheminements de baisse de pression peuvent aussi être engendrés par des essais de pesanteur du gaz de faible densité, qui font monter le gaz vers la partie supérieure de la formation de sorte qu'il domine les cheminements créés dans le pétrole et dans l'eau dans la partie inférieure de la formation. Pour maîtriser ces profils d'injection, dus à 15 la digitation ou à la dominance par gravité, il a été proposé d'utiliser une mousse, de la même manière qu'on l'utilise pour améliorer l'injection de vapeur en vue d'assister la récupération de pétrole. Toutefois, dans l'utilisation d'un gaz miscible non condensable (au lieu 20 de vapeur condensable), la création et l'entretien d'une mousse efficace dans un système liquide à trois phases sont difficiles, notamment lorsque la concentration en sel de l'eau dans la formation (connée ou injectée) tend à rompre la mousse ou à l'empêcher dès le départ de se 25 former. En conséquence, l'un des buts particuliers de l'invention est de trouver une mousse compatible avec le mélange de pétrole et de saumure de la formation, qui puisse être préformée avant d'être injectée dans la formation. Une telle mousse est un mélange du gaz non con30 densable, d'une saumure comparable à celle qui est présente dans la formation et d'un sulfonate d'alpha-oléfine (AOS) ayant 8 à 24 atomes de carbone, le nombre de ces atomes de carbone étant choisi conformément à la teneur en sel de la saumure. Contrairement aux procédés déjà connus pour la formation d'une mousse en utilisant un AOS comme agent moussant avec de l'eau et un gaz, et dans lesquels un AOS de poids moléculaire élevé a été utilisé avec des concentrations élevées en sel dans la saumure, on a observé, conformément à l'invention, que pour former une mousse stable dans de telles saumure, la teneur en carbone de 'AOS devait être choisie selon une relation inverse entre la teneur en sel et la teneur en carbone de l'AOS. On a plus particulièrement observé que dans des saumures ayant une concentration élevée en sel, l'AOS avait avantageusement moins de 12 atomes de carbone. Dans des saumures ayant une plus faible concentration en sel, l'AOS comprend avantageusement au moins 12 atomes de carbone. Dans une forme de réalisation plus appréciée, la mousse est préalablement formée d'un gaz non condensable tel que 15 de l'anhydride carbonique, de l'azote ou du méthane, et leurs mélanges, et d'une saumure analogue à celle qui se trouve dans la formation productrice, et le sulfonate d'alpha-oléfine qui produit un effet comprend 10 à 16 atomes de carbone. Dans sa forme de réalisation préférée, 20 la mousse présente les particularités suivantes: dans des saumures ayant une concentration en sel d'au moins 10% en poids, la quantité agissante d'AOS a 10 atomes de carbone; dans des saumures ayant une teneur en sel de 2 à 10% en poids, la quantité agissante d'AOS a 12 atomes de carbone; 25 et dans des saumures ayant une concentration en sel ne dépassant pas 2 pour cent en poids, la quantité agissante d'AOS a 14 atomes de carbone. Dans un procédé avantageux de récupération assistée de pétrole utilisant une mousse préformée, une portion du gaz miscible non condensable est mélangée avec une saumure ayant une teneur en sel analogue à celle de la formation pétrolifère et un sulfonate d'alpha-oléfine choisi conformément à l'invention. Les fluides sont injectés dans un puits pénétrant la formation et il est ou bien préalablement transformé en une mousse avant son introduction dans le puits, ou bien formé par un mélange correct des constituants, au fur et à mesure qu'elle est pompée à travers le puits et dans la formation. Le volume de la mousse préformée est suffisant pour établir un banc stable de mousse dans la formation, et en particulier un banc de mousse qui pénètre dans les portions plus perméables de la formation en quantité suffisante et avec une stabilité suffisante pour maintenir la mousse lorsqu'elle est ensuite comprimée avec le gaz miscible non condensable. On peut déterminer si le banc de mousse est suffisant en produisant du pétrole par au moins un puits producteur vers lequel du pétrole est déplacé par pressurisation continue, de sorte que des quantités réduites d'eau et de gaz d'injection arrivent au puits producteur. Il a déjà été proposé d'utiliser un gaz miscible non condensable tel que de l'anhydride carbonique, de l'azote, du méthane, etc., pour stim ler la production de pétrole d'une formation pétrolifère. Un tel gaz est injecté dans au moins un puits et du pétrole est produit 20 à partir d'au moins un autre puits traversant la même formation. En général, ces gaz ont un point critique relativement bas, c'est-à-dire la température au-dessus de laquelle le gaz ne peut pas être comprimé en un liquide. De tels gaz sont au moins partiellement solubles dans le 25 pétrole. Du fait que ces gaz, bien que non condensables, sont en fait solubles dans le pétrole ou misciblesà celui-ci, ils sont absorbé par le pétrole, soit pour réduire la viscosité du pétrole, soit pouraccroitre sa mobilité dans la formation, et en même temps la pression élevée du gaz déplace le pétrole résiduel dans la formation vers un ou plusieurs puits producteurs. Comme dans tous les procédés de récupération assistée de pétrole, la formation manque tout à fait d'uniformité, du fait qu'elle a été initialement formée comme couche géologique en emprisonnant ensuite du pétrole et du gaz (généralement par déplacement d'eau) au cours des époques géologiques. Du fait de l'hétérogénéité de la formation, due principalement à l'inclusion d'argiles ou de schiste dans les couches sédimentaires, la perméabilité 5 à l'écoulement de liquides à travers la formation est très variable dans toute sa structure. En outre, laperméabilité de la formation à l'écoulement de chacun des composants, huile, gaz et eau, présente fréquemment des différences notables dans diverses parties de la formation. En général, 10 la perméabilité de la formation est notablement plus grande pour le gaz que pour le pétrole ou l'eau. Il en résulte que le gaz d'injection présente une tendance à la "digitation" dans la formation renfermant le gisement, principalement à cause de différences de densité dans les 15 portions supérieures du gisement. Cela crée une séparation du gaz par gravité, appelée "prédominance par gravité", de sorte qu'il tend à contourner ou à percer le gisement entre des puits d'injection et de production. En outre, de l'eau peut aussi créer des cheminements préférentiels 20 et elle peut de même contourner le pétrole dans des portions moins perméables de la formation terrestre. Il est bien sQr très souhaitable que le gaz injecté agisse sur les fluides de la formation par déplacement à la manière d'un piston de manière que tous les fluides se dé25 placent sensiblement à la même vitesse à travers la formation. Par conséquent, il est souhaitable que le "profil d'injection" pour le gaz soit rendu aussi égal que possible en tous points du gisement. Il a déjà été proposé d'utiliser une mousse de la même manière qu'elle a été utilisée dans des procédés de récupération de pétrole assistée par la vapeur d'eau pour égaliser le profil d'injection au travers de la formation. La mousse injectée tend à obturer des portions plus perméables au gaz de la formation, si bien que la pression de la vapeur d'eau ou du gaz est détournée vers le pétrole dans les voies moins perméables de l'information. Toutefois, un problème particulier auquel on est confronté dans la plupart des formations terrestres est que l'eau connée est relativement salée, c'est-à-dire que l'eau ou saumure a une teneur en sel relativement grande comparativement à de l'eau douce. En outre, la teneur en sel varie notablement entre des provinces géologiques (comme la Californie par rapport au Gulf Coast, ou aux gisements du Mid-Continent) ainsi que d'un gisement à un autre et d'une 10 formation à une autre. Selon la formation géologique, c'est-à-dire l'environnement dans lequel le pétrolea été engendré à l'origine ou emprisonné dans des roches servant de réservoir, la teneur en sel de la saumure peut varier de 1 ou moins de 1% en poids jusqu'à une eau pratiquement 15 saturée en sel, par exemple plus de 12% en poids. De telles variations de la teneur en sel des eaux de formations peuvent être dues à ce que le pétrole a été ou bien engendré ou bien emprisonné dans de l'eau pratiquement douce, par exemple dans des couches littorales dans des lacs, des mers ou des rivières qui sont relativement pauvres en sel. Une teneur élevée en sel de la saumure peut être observée lorsque le pétrole est emprisonné dans des récifs renfermant des couches de sel ou en bordure de dômes de sel, o l'eau s'est saturée par dissolution du sel. En raison de ces grandes variations de la teneur en sel, il a été jugé difficile aussibien de former que d'entretenir une mousse qui reste stable en présence de ces saumures. En outre, la teneur en pétrole de la formation peut aussi empêcher la mousse de se former ou 30 la rompre rapidement lorsqu'elle est formée par un agent moussant usuel, tel qu'un sulfonate d'alpha-oléfine dans de la saumure ou de l'eau et introduite dans une formation productrice en utilisant un gaz de déplacement miscible non condensable. La présente invention se distingue particulièrement des procédés de l'art antérieur en ce qu'elle forme une mousse stable de gaz miscible non condensable, tel que le gaz qui est utilisé dans un procédé de récupération assistée de pétrole dans un gisement, et d'un ou plusieurs sul5 fonates d'alpha-oléfinesqui agissent en formant une mousse au contact des fluides du gisement, comprenant du pétrole et une eau comparable par sa teneur en sel à l'eau qui est présente dans le gisement. Conformément à un aspect de l'invention, il 10 est proposé un procédé pour assister la récupération de pétrole d'une formation pétrolifère pendant l'injection d'un gaz non condensable au moins partiellement miscible au pétrole, en injectant au moins périodiquement une composition de mousse préformée ians le gisement, constituée de sul15 fonates d'alpha- oléfines (AOS) et d'une saumure analogue à l'eau du gisement. La mousse préformée est de préférence un mélange du gaz non condensable, de saumure et d'une quantité efficace d'un sulfonate d'alpha-oléfine ayant 8 à 24 atomes de carbone. Le nombre d'atomes de carbone 20 des constituants AOS est avantageusement choisi conformément à la teneur en sel de la saumure, de manière que pour des concentrations élevées en sel, 'AOS ait moins de 12 atomes de carbone et que pour de faibles concentrations en sel, l'AOS ait au moins 12 atomes de carbone. 25 Dans une forme de réalisation appréciée, le gaz non condensable est formé de C02, N2, CH4 et leurs mélanges. Lorsque la concentration en sel de la saumure est d'au moins 10 pour cent en poids, la quantité efficace d'AOS comprend avantageusement 10 atomes de carbone et 30 le composant en C10 de 'AOS représente au moins 10% de la phase aqueuse de la mousse préformée. En variante, la concentration de l'AOS ayant 10 atomes de carbone est d'au moins 0,1% en poids de la phase aqueuse. Lorsque la concentration en sel de la saumure ne dépasse pas environ 2% en poids, la quantité efficace d'AOS comprend 14 atomes de carbone. La fraction de volume liquide de la mousse préformée ne dépasse avantageusement pas environ cinquante pour cent; la fraction en volume liquide se situe plus avantageusement entre cinq et cinquante pour cent; et elle est située le plus avantageusement entre dix et trente pour cent. Conformément à un autre de ses aspects, la présente invention propose un procédé de récupération assistée de pétrole d'une formation pétrolière dans lequel un 10 gaz miscible non condensable est injecté pour pressuriser les fluides de la formation et/ou pour accroître la mobilité du pétrole dans la formation, par formation préalable d'une mousse stable à partir d'une portion du gaz miscible, d'une saumure ayant une teneur en sel sensiblement analogue à 15 celle de l'eau de la formation et d'un sulfonate d'alphaoléfine compatible avec ladite saumure. La mousse, stable en présence du pétrole de la formation, est injectée par au moins un puits de forage traversant la formation en un volume suffisant pour maintenir un banc pratiquement con20 tinu de mousse stable entre le gaz miscible et les voies de perméabilité au gaz, au pétrole et à l'eau dans ladite formation. Du gaz est ensuite injecté dans la formation pour déplacer la mousse à travers lesdites voies afin d'assister la récupération de pétrole d'au moins un puits 25 productif pénétrant la formation. Dans une forme de réalisation appréciée, on choisit le sulfonate d'alphaoléfine de la mousse de manière qu'il y ait 8 à 24 atomes de carbone dans l'oléfine qui soient compatibles avec la teneur en sel de la saumure formant la 30 mousse. Dans une saumure ayant une teneur en sel de plus de io0% en poids, le sulfonate d'alpha-oléfine comprend 10 atomes de carbone. Dans une saumure ayant une teneur en sel ne dépassant pas 2% en poids, ledit sulfonate d'alpha-oléfine a 14 atomes de carbone. En outre, conformément au procédé de l'invention, on choisit le sulfonate d'alpha-oléfine de manière qu'il ait 12 atomes de carbone dans une mousse formée d'une saumure ayant une concentration en sel de deux à dix pour cent en poids. D'autres objectifs et avantages de la présente invention ressortiront de la description détaillée suivante des procédés de la présente invention, faite en regard des dessins annexés sur lesquels: la Figure 1 est une représentation en élé10 vation schématique d'un puits d'injection traversant un gisement de pétrole existant dans une formation sédimentaire. Un gaz miscible non condensable et une mousse stable sont injectés par un puits d'injection pour élever la pression exercée sur les fluides connés dans des por15 tions de faible perméabilité de la formation pour assister la récupération de pétrole d'un fluide producteur traversant également la formation. La Figure 2 est un schéma de principe d'un dispositif expérimental pour engendrer une mousse en pré20 sence d'huile et d'eau représentatif de fluides connés dans un gisement, dans lequel une mousse est formée en vue de son écoulement à travers un noyau perméable de manière qu'un surfactant formant cette mousse puisse être évalué quant à son aptitude à résister à la rupture de la mousse 25 sous l'effet du pétrole et de l'eau connés en obturant des voies perméables au gaz et en améliorant ainsi le profil d'injection de gaz sur les fluides de la formation. La présente invention est basée au moins en partie sur le fait nouveau selon lequel la création et l'entretien d'une mousse dans une formation terrestre contenant des eaux de différentes teneurs en sel et une composition de pétrole nécessitent une adaptation spéciale de la matière tensio-active pour empêcher la teneur en sel de l'eau ou de la saumure d'interférer avec la production ou la stabilité de la mousse. Contrairement aux probabilités normales en ce qui concerne l'activité d'agents moussants tels que des sulfonates d'alpha-oléfines, on a trouvé conformément à l'invention que, qualitativement, le nombre d'atomes de carbone dans ces sulfonates d'alpha-oléfines qui est nécessaire pour former une mousse stable qui persiste dans un environnement de pétrole, de gaz et d'eau dans une formation est d'autant plus faible que la teneur en sel de la saumure est plus forte. En outre, cette persistance est particulièrement utile dans des gisements en 10 cours de récupération assistée effectuée en utilisant un gaz miscible non condensable tel que l'azote, l'anhydride carbonique ou le méthane. De plus, la mousse est avantageusement formée jusqu'à une fraction souhaitable de liquide ou une qualité souhaitable de mousse avant qu'elle ne soit injectée dans la formation avec une plus grande probabilité de persistance de la mousse et de formation, par cette dernière, d'une barrière, notamment dans les zones de grande perméabilité, telles que celles dans lesquelles le gaz s'écoule en raison de la prédominance de la gravité, 20 ou d'une digitation. Par conséquent, le gaz injecté exerce une pression égale, mais plus forte, sur les voies de faible perméabilité, principalement dans la partie inférieure de la formation la plus riche en ce qui concerne la teneur en pétrole. En conséquence, on obtient une production accrue de pétrole d'un puits producteur traversant la même formation. La Figure 1 i-lustre schématiquement une installation pour l'injection de mousse dans un puits d'injection et dans la formation. Une source de gaz sous 30 pression relativement haute est reliée à chaque puits d'injection qui, en pratique, peut être un puits central produisant radialement vers l'extérieur en direction d'un groupe de puits producteurs entourant le puits d'injection, ou bien le puits d'injection peut être l'unde plusieurs 35 puits en ligne capables de créer un "front" en vue de ll déplacer le pétrole à travers la formation vers un puits producteur ou une série de puits producteurs. Sur la Figure 1, un seul puits d'injection et un seul puits producteur servent à l'illustration du système. Une source de gaz 10 alimente un puits d'injection 12 par une canalisation 10 en un gaz miscible non condensable tel que de l'anhydride carbonique, de l'azote ou du méthane. A des fins d'illustration, un compresseur 14 entraîné par un moteur 16 fournit le gaz à une pression convenable 10 au puits 12 par l'intermédiaire d'une tete de puits 18 et d'un tuyau d'injection 20. Le gaz est conduit jusqu'à la formation souterraine 22 désirée par un train 24 de tuyaux d'injection dans un tubage 26. Le train d'injection 24 peut être isolé dans le puits de forage 12 dans le tubage 15 26 au-dessus et au-dessous de la formation 22 par des obturateurs annulaires 28. Comme indiqué ci-dessus, la perméabilité des formations géologiques presque toutes sédimentaires qui constituent les réservoirs de pétrole, telles que la 20 formation 22, est par nature non homogène vis-à-vis de l'écoulement de liquides connés, d'eau, de pétrole et de gaz. Chacun de ces fluides tend à s'écouler sélectivement selon des voies de perméabilité qui opposent la moindre résistance à cet écoulement. La résistance à l'écoulement 25 de chaque fluide dépend principalement de la viscosité à travers les autres fluides ou à cause des autres fluides ou avec les autres fluides. Normalement, la perméabilité qui en résulte pour l'écoulement de chaque fluide est différente dans chaque formation. Etant donné que les 30 gaz sont plus mobiles-que le pétrole ou l'eau ou leurs mélanges, un gaz injecté tend en général à s'écouler par des voies de cheminement ou "digitations" 30 plus perméables de la formation 22, comme indiqué par des lignes en tirets. Ce courant de gaz contourne des zones plus "serrées" ou 35 moins perméables dans lesquelles les passages perméables au pétrole sont plus petits ou bien le pétrole est plus étroitement lié à la surface de la roche. En particulier, le pétrole peut aussi être au contact d'argile ou de schiste avec du sable ou des carbonates qui forment les 5 voies de cheminement perméables. Ainsi, une "digitation" comme indiqué par les voies de cheminement 30 ou une "couche supérieure de gaz" comme indiqué par la zone 32 à la partie supérieure de la formation 22, se développe généralement, de sorte que de grandes portions du pétrole liquide ne subissent pas une pression suffisante de la part du gaz injecté. En conséquence, du gaz circule principalement par les voies de plus faible résistance, à savoir les voies de cheminement de gaz 30 et 32. Cela déforme le profil désiré d'injection du gaz comme indiqué d'une 15 façon générale par la courbe en tirets 34 pour produire un mouvement du pétrole analogue à celui d'un piston à travers la formation. Comme indiqué ci-dessus, la déformation du profil d'injection peut être corrigée par l'addition de 20 composants particuliers formant une mousse au courant de gaz injecté par le tuyau d'injection 35. A cette fin, un surfactant et des saumures aqueuses sont prélevés par une pompe doseuse 37 dans des réservoirs 36 et 38 par l'intermédiaire de vannes respectives 40 et 42 et envoyés au 25 générateur de mousse 44 puis au tuyau d'injection 35. De la mousse peut être envoyée dans la formation en formant cette mousse dans le générateur 44 avec du gaz avant son injection dans la tête de puits 18. A cette fin, une portion de ce courant de gaz est envoyée de la conduite 20 30 au générateur 44 par l'intermédiaire de la conduite 46 sous la commande de la vanne 48 pour développer la qualité souhaitable de la mousse (rapport gaz/liquide).-De la mousse peut également être formée dans le tuyau d'injection 24 avant contact avec les fluides de la formation, par exemple 35 par écoulement de solution de surfactant et de gaz à travers des perforations 50 et par l'extrémité inférieure du tube 24. La mousse ainsi engendrée au cours de l'injection s'écoule préférentiellement avec le gaz vers les voies de cheminement 30, 32 perméables au gaz. Elle obture *5 efficacement ces voies, en. sorte que du gaz se trouvant dans la formation est ensuite détourné pour accroître la pression exercée sur les portions riches en pétrole de la formation. Le résultat désiré est indiqué par le mouvement ressemblant relativement à celui d'un piston du front de gaz 10 miscible représenté par les lignes en tirets 34. D'après l'illustration donnée, du pétrole est produit à partir d'un puits producteur adjacent tel que le puits 51, par une pompe 53 agissant par des tiges de pompage 52 traversant la tête de puits 54. La composi15 tion de surfactant préparée conformément à la présente invention est de préférence chargée sous forme de solution liquide, de sorte qu'elle peut être pompée dans les réservoirs 36 et 38 et distribuée par la pompe 37, par la con- duite 35, à un débit désiré au contact du gaz s'écoulant 20 dans la tête de puits 18 ou le train 24 de tuyaux d'injection. Appareil expérimental La Figure 2 représente un appareil expérimental qui convient pour l'évaluation de compositions de 25 surfactants formant une mousse en présence de pétrole et de saumure renfermant des pourcentages différents de sel pour simuler une roche-magasin pétrolifère perméable dans laquelle un gaz miscible est en cours d'injection. Dans l'appareil, la roche est simulée par une garniture de perles 30 de verre 60 de perméabilité connue. Un tel noyau est disposé dans un autoclave ou récipient sous pression 57 permettant l'observation, apte à contenir la garniture aux températures et aux pressions d'un réservoir. De la chaleur peut être fournie aux fluides entrantsau moyen d'un appareil de 35 chauffage électrique 61. Une pression est appliquée par une source de gaz 63 tel que de l'azote ou de l'anhydride carbonique. Des températures de l'ordre de 21 à 260 C à des pressions s'élevant jusqu'à 70 MPa sont respectivement simulées par l'appareil de chauffage 61 et la source 63 de pression de gaz. Des fluides s'écoulent sélectivement à travers le cylindre 60 dans des conditions convenables d'écoulement. Le système d'écoulement comprend des moyens d'admission et de sortie, des conduits 62 et 72 permettant le passage de fluides comprenant (a) des liquides aqueux, 10 (b) de l'huile et (c) un gaz non condensable. Une cellule à pression différentielle 59 offre la possibilité de mesurer la chute de pression de part et d'autre du cylindre 60 pendant le processus d'essai. Dans une forme de réalisation, le lit principal 56 du cylindre 60 était un cylindre creux 15 de 15,24 mm garni de perles de verre de 180 à 250 micromètres. Il était précédé par un cylindre 55 de 7,62 mm de longueur garni des mêmes perles de verre et était relié avec ce cylindre fonctionnant comme générateur de mousse. Une pompe à liquide haute pression 67 à débit étalonné était -reliéeà la conduite 68 partant du récipient contenant le pétrole brut et débitait dans la conduite 62 entre le générateur de mousse 55 et le lit principal 56. Le conduit de sortie 72 partant du lit principal 56 passe par un régulateur de contre-pression 70 et arrive dans un 25 récipient 74 séparateur de liquide. Du gaz venant du récipient 74 traverse un compteur73 à orifioe de dégagement o son volume est mesuré dans des conditions normalende température et de pression. Un dispositif manométrique tel qu'un enregistreur 75 enregistre la pression différentielle 30 mesurée par la cellule (à pression différentielle) 59 et indiquée par le compteur 71. La cellule 59 mesure la différence de pression entre les conduits d'admission et de sortie 62 et respectivement 72 correspondant au lit principal 56. Une seconde pompe à liquide haute pression 80 à débit étalonné a été reliée à un récipient 64 contenant une solution de surfactant et un récipient 66 contenant une saumure pour former une solution aqueuse de surfactant. Le récipient 66 peut être chargé d'une solution aqueuse 5 contenant du sel pour simuler des saumures de gisement pétrolifère de différentes concentrations. La sortie de la pompe 80 alimente un joint en T 81 o elle se mélange avec un gaz non condensable venant du réservoir 63 par l'intermédiaire d'une soupape 82 de détente de pression et 10 d'un dispositif 83 mesurant l'écoulement du gaz. Le surfactant liquide et le gaz non condensable passent ensemble par le conduit 69 dans le conduit d'admission d'un cylindre générateur de mousse. Tous les conduits de raccordement dans l'appareil ci-dessus avaient un diamètre extérieur.de 15 6,35 mm. Méthode d'Essai Les essais suivants démontrent l'efficacité des compositions de mousse de la présente invention pour améliorer la récupération de pétrole assistée par un gaz 20 liquide. Ils ont été effectués comme suit: Le réservoir de pétrole 65 a été chargé de pétrole d'essai. Le réservoir de surfactant 64 a été chargé d'une solution aqueuse du surfactant d'essai. La solution aqueuse contenait également une saumure renfermant la teneur en sel considérée, venant du réservoir 66. Le réservoir 63 contenant le gaz non condensable utilisé dans l'essai a été relié à la soupape de détente 82 et au lit d'essai 56. L'appareil a été chauffé à la température désire. On a ensuite fait passer du gaz non condensable 30 dans le cylindre à mousse 55 et le lit d'essai principal 56 pour établir une contre-pression désirée, telle que mesurée par la cellule de pression différentielle 59. Ensuite, la solution de surfactant a été introduite par pompage dans le système à un débit calculé de manière à obtenir le rapport désiré du gaz au liquide (qualité de la mousse. On a fait passer ce mélange à travers le générateur de mousse 55, et la mousse résultante a été transférée dans le lit principal 56. La pression développée par pas*sage de cette mousse dans le lit garni de perles de verre a été détectée par la cellule de pression 59 et elle a été mesurée en 71 et enregistrée par l'enregistreur 75. Apres son passage par la soupape de contre-pression 70, la mousse a été recueillie dans le récipient 74 séparateur de liquide dans lequel la mousse a été captée et la portion gazeuse a été expulsée en passant par le compteur d'essai humide 73. On a effectué des mesures de la température, de la pression totale, de la vitesse d'écoulement du gaz, de la vitesse d'écoulement du surfactant, de la chute de pression et du volume de gaz sortant. Ensuite, la pompe à pétrole 67 à 15 débit étalonné a été mise en marche et dupétrole a été pompé dans la conduite à mousse 62 à une vitesse prédéterminée. Là encore, les mêmes mesures ont été effectuées, et on a mesuré en outre la vitesse d'écoulement du pétrole. La valeur de la pression différentielle avec écoulement de 20 la mousse uniquement à travers le lit d'essai puis écoulement du pétrole à travers la mousse est donnée par le rapport R2 qui est calculé comme une indication de la mesure dans laquelle la mousse est susceptible de se décomposer lorsqu'elle est exposée à l'écoulement du pétrole. 25 R2 est calculé d'après la relation: AP MOUSSE R2 = AP PETROLE o AP MOUSSE désigne la pression différentielle lorsque la mousse formée de surfactant et de saumure s'écoule à travers le lit. AP PETROLE est la pression différentielle du pétrole et de la mousse s'écoulant à travers le lit. EXEMPLES On donne ci-après des tableaux de valeurs obtenues avec l'appareil et la méthode expérimentale cidessus pour des saumures et du pétrole de trois champs 5 pétrolifères différents dans lesquels la teneur en sel de la saumure est respectivement de 15 pour cent en poids, 3 pour cent en poids et 5 pour cent en poids, et le sulfonate d'alpha-oléfine comprend des quantités variables de composants ayant un nombre paire d'atomes de carbone. La mousse résiste d'autant plus au passage d'un courant de pétrole à travers elle et, par conséquent, elle est d'autant plus stable à la rupture par un écoulement à travers l'eau connée et le pétrole d'un gisement, que la valeur se rapproche davantage de l'unité. Pour que 15 les mesures ci-dessus soient très significatives, la valeur AP est avantageusement mesurée en l'absence d'un écoulement de pétrole, mais elle doit être supérieure à 140 kPa au manomètre, pour une vitesse de pompage d'environ 250 ml/min. TABLEAU I SAUMURE A HAUTE TENEUR (15%) No. de l'Essai Surfactant AOS Vitesse d'airnE*taticn (ml/min) ft 1 G Z2 9rfactnt Pétrole Gaz Qualité de la mousse AP, kPa au manomètre R2 calcuLé Nbre d'atomes de carbone (Rapport =) Concentration Cio ClO c 10 C12 CIo/Ci =1/2 Clo/C 2/C14 =limit 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0, 5 1,6 1,6 1,5 1,5 1, 51 1, 5 1,5 1,5 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 o 0,5 0,5 208 208 208 208 0 260 0,53 260 87 87 88 88 89 89 89 89 768,6 686 567 490 581 301 706,3 494,2 782,6 468,3 817,6. 560 1,12 1,16 1,93 1,43. 1,67 1,46 0 260 0,53 260 0,53 o 0,53 260 260 ClO/CI2/CI4 =1/J/1 0,5 1,5 1,5 0 208 0,5 208 87 87 588 350 1,68 (1) Le pétrole brut utilisé dans les essais provenait du gisement pétrolifère de Sacroc, Conté de Scurry,Texas. (2) Le gaz consistait en CO2. (3) Température 21,1 C; pression manométrique 1,75 MPa. n o TABLEAU II SAUMURE A FAIBLE TENEUR (3%) No. de l'Essai Surfactant AOS Vitesse d'alinmmtaticn (ml/min) Qualité de La mousse AP, kPa au manomètre R2 calculé Nbre d'atomes de carbone (Rapport =) Concentration Sifatant Pétrole1 Gaz2 CioO C12 0,5 0,5 0,5 1,6 1,6 l, 6 1,$ 1 1 fj 1,6 1,6 1,6 1)6 0 7,5 0,13 8,2 0 6,8 0,13 6,9 0 8,4 0,13 8,4 0 7X3 0,13 7,4 82,4 83,7 ,9 81,1 83,9 84,0 82,0 82,2 634,9 252 604,8 532 604,8. 560 613,2 548,8 2,52 1,14 C14 1,08 o il C16 0,5 1,18 C12/CI4/C16 =JL/1/1 0,5 1,6 1,6 1,6 1,6 0 6,8 0,13 6,8 0 7,5 0,13 7,8 ,9 81,0 82,5 82,9 630 604,8 613,2 486,5 1,04 1,2 CIO/Cj2 (1) Le pétrole brut utilisé dans ces Californie. (2) Le gazconsistait en CO2. (3) La température était dé 21,1 C; essais provenait du gisement de Huntington Beach, Conté d'Orange, la pression manométrique était de 1.,75 MPa. r*i aQ. n oC C) TABLEAU III SAUMURE A MOYENNE TENEUR (5 %) Vitesse d'alimiaticn (ml/min) Sirfatant Pétrole' Gaz No. de l'Essai Surfactant AOS Nbre d'atomes Concende carbone tration (Rapport =) Qualité de la mousse AP, kPa au manomètre R2 calculé 14 15 16 C12 1_3. *5/5 Cio/CI2/Cî4 =8/II Cóo/C120.5 =4/ C12 0,5 0,5 0,5 0,5 2,3 2,2 2,3 2,2 1,5 1,5 1,5 1,5 1., 5 1,5 o0 0,6 o 0,6 o 0,5 o 0,5 0 0,5 196 117 208 208 208 208 208 208 80 80 87 87 87 87 87 87 490 392 497 378 574 308 574 126 560 378 1,25 1,31 1F86 N O 4856 148 (1) Le pétrole brut utilisé dans ces essais provenait du gisement pétrolifère de Sacroc, Conté (2) Le gaz consistait en C02. (3) La température était de 21,1 C; la pression manométrique était de 1, 75-2,1 MPa. de Scurry, Texas. ru os o (N n 4> C> Il ressort des tableaux qu'une plus grande résistance à la rupture de la mousse est obtenue dans une formation contenant une saumure ayant une forte teneur en sel (15%) lorsque la quantité effective de sulfonate d'alpha-oléfine présente une prédominance de 10 atomes de carbone, comparativement aux sulfonates qui contiennent 8 ou 12 atomes de carbone. Avec des saumures à faible teneur en sel (3 %), avec une teneur de 12 à 16 atomes de carbone, la 10 mousse est très résistante à une percée de pétrole. Dans des saumures à moyenne teneur en sel (5%), une teneur de 12 atomes de carbone dans le surfactant est préférée. Bien que la présente invention n'ait été illus15 trée en détail que par un petit nombre d'exemples, diverses variantes et modifications concernant la composition et le procédé de formation de mousses pour assister la récupération de pétrole par un gaz miscible apparaîtront à l'homme de l'art. En conséquence, toutes ces variantes et toutes 20 ces modifications rentrent dans le cadre de la présente invention. REVENDICATIONS 1. Procédé de récupération assistée de pétrole d'une formation pétrolifère pendant l'injection d'un gaz non condensable (10) au moins partiellement miscible au 5 pétrole, caractérisé en ce qu'il consiste à injecter au moins périodiquement dans le gisement (22) une composition de mousse préformée, constituée d'un sulfonate d'alphaoléfine (AOS) et d'une saumure ou d'eau, ladite mousse préformée étant un mélange du 10 gaz, de saumure ou d'eau et d'une quantité efficace pour former la mousse d'un AOS, ledit AOS ayant 8 à 24 atomes de carbone, le nombre d'atomes de carbone étant choisi conformément à la teneur en sel de la saumure dans ladite formation, de manière que pour des concentrations élevées 15 en sel, l'AOS contienne en moyenne moins d'environ 12 atomes de carbone, et que pour de plus faibles concentrations en sel, l'AOS ait en moyenne au moins environ 12 atomes de carbone. 2. Procédé suivant la revendication 1, carac20 térisé en ce que le gaz non condensable est formé-de CO2, N2, CH4 et leurs mélanges. 3. Procédé suivant la revendication 1, caractérisé en ce que la teneur en sel de la saumure dans la formation est d'au moins environ 10 pour cent en poids, ledit AOS ayant en moyenne environ dix atomes de carbone. 4. Procédé suivant la revendication 1, caractérisé en ce que la teneur en sel de la saumure dans la formation ne dépasse pas environ deux pour cent en poids, et ledit AOS comprend en moyenne environ quatorze atomes 30 de carbone. 5. Procédé suivant la revendication 1, caractérisé en ce que la teneur en sel de la saumure dans la formation va d'environ deux à environ dix pour cent en poids, et ledit AOS a en moyenne environ douze atomes de carbone. 6. Procédé suivant l'une quelconque des reven- dications 3 à 5, caractérisé en ce que la quantité effective pour former la mousse dudit AOS dans ladite mousse est d'au moins 0,1 % en poids. 7. Procédé suivant la revendication 1, carac5 térisé en ce que la mousse est préformée par mise en présence du gaz non condensable de la saumure et d'AOS et ladite mousse est introduite dans la formation par le tube du puits d'injection de gaz de manière que la mousse soit stabilisée avant son introduction dans la formation. 8. Procédé suivant la revendication 1, caractérisé en ce que la mousse est préformée par injection simultanée d'AOS dissous dans la saumure et de gaz dans le tube du puits d'injection de gaz,puis pompage sélectif de la mousse et du gaz d'injection dans la formation. 9. Procédé suivant l'une des revendications 7 et 8, caractérisé en ce que la mousse est formée avant introduction dans le tube du puits d'injection de gaz. 10. Procédé suivant l'une des revendications 7 et 8, caractérisé en ce que la mousse est formée dans le tube 20 du puits d'injection de gaz. 11. Procédé suivant la revendication 1, caractérisé en ce que la fraction de volume liquide de la mousse préformée n'excède pas environ cinquante pour cent et se situe de préférence entre cinq et cinquante pour cent, 25 notamment entre environ dix et vingt pour cent. 12. Procédé pour assister la récupération de pétrole d'une formation pétrolifère dans lequel un gaz miscible non condensable est injecté pour pressuriser des fluides et/ou pour accroître la mobilité du pétrole dans ladite formation, procédé caractérisé en ce qu'il consiste à préformer une mousse stable à partir d'une portion du gaz miscible, d'une saumure ayant une teneur'en sel sensiblement semblable à celle de l'eau dans ladite formation pétrolifère et une quantité efficace pour former la mousse d'un sulfonate d'alpha-oléfine (AOS), ledit AOS étant compa- tible avec la saumure pour maintenir la stabilité de la mousse en présence du pétrole dans la formation, ledit AOS ayant 8 à 24 atomes de carbone, le nombre d'atomes de carbone étant choisi conformément à la teneur en sel de la saumure de sorte que pour des concentrations élevées en sel, l'AOS ait en moyenne moins d'environ 12 atomes de carbone et que pour de plus faibles concentrations en sel, l'AOS ait en moyenne au moins environ 12 atomes de carbone,à injecter par au moins un puits de forage pénétrant la formation un volume suffisant de la mousse stable préformée pour maintenir un banc pratiquement continu de ladite mousse stable entre le gaz miscible et les voies de perméabilité pour le gaz, le pétrole et l'eau dans ladite formation, et à injecter le gaz dans la formation pour déplacer la mousse 15 dans les voies de perméabilité afin d'assister la récupération de pétrole desportions moins perméables de ladite formation par au moins un puits producteur pénétrant ladite formation. 13. Procédé suivant la revendication 12, caractérisé en ce que le sulfonate d'alpha- oléfine de la mousse est choisi de manière que dans une saumure ayant une teneur en sel de plus d'environ dix pour cent en poids, ledit sulfonate d'alpha-oléfine ait en moyenne environ 10 atomes de carbone et que dans une saumure ayant une teneur en sel ne dépassant pas environ deux pour cent en poids, ledit sulfonate d'alpha-oléfine ait en moyenne environ 14 atomes de carbone ledit sulfonate d'alphaoléfine étant choisi de pré férence de manière à avoir en moyenne environ 12 atomes de carbone dans des saumures 30 ayant des concentrations en sel de deux à dix pour cent en poids. 14. Composition de mousse destinée à être injectée dans un gisement de pétrole pour améliorer le profil d'injection d'un gaz miscible non condensable en 35 vue de la récupération assistée de pétrole des portions moins perméables du gisement, caractérisée en ce qu'elle comprend une quantité de sulfonate d'alpha-oléfine efficace pour former une mousse stable dans un mélange de gaz miscible non condensable utilisé dans un gisement et d'eau ayant une teneur en sel sensiblement semblable à celle du gisement, ledit sulfonate d'alpha-oléfine ayant 8 à 24 atomes de carbone, ledit sulfonate d'alpha-oléfine étant choisi de manière que le rapport de la différence de pression pour l'écoulement de la composition de mousse seule à travers un noyau perméable ne dépasse pas environ le double de la différence de pression pour l'écoulement du pétrole du gisement et de la mousse à travers ledit noyau perméable, le rapport d'écoulement ayant de préférence une valeur de 15 1,0 à 1,5.