Brevet FR2656649A1 — publié le 19910705

i L'invention s'applique à un procédé de traitement d'un réservoir souterrain imprégné de gaz d'hydrocarbures et traversé par un puits, et on peut l'utiliser pour l'amélioration de la perméabilité de la zone aux abords du puits d'un réservoir dont la perméabilité a été endommagée en cours d'exploitation par suite de l'hydrophobation de la roche provoquée par le dépôt de fractions lourdes d'hydrocarbures dans cette roche et accompagnée de l'accumulation du condensat de gaz naturel sous forme d'une phase liquide dans ce réservoir. Au stade actuel d'exploitation des gisements de pétrole et/ou de gaz et/ou de condensat de gaz naturel, on constate normalement une baisse de productivité des puits provoquée non seulement par la décompression du réservoir mais aussi par la détérioration de la perméabilité de la zone du réservoir aux abords d'un puits producteur Cette détérioration de la perméabilité du réservoir s'explique en particulier par la pénétration du filtrat de la boue de forage dans ladite zone du réservoir au cours du forage et de la formation du puits Un autre facteur de dégradation de la perméabilité du réservoir réside dans l'hydrophobation de la roche provoquée par l'accumulation du condensat de gaz naturel en état de poussée statique et de fractions lourdes d'hydrocarbures dans ladite zone du réservoir. Les fractions lourdes d'hydrocarbures: asphaltènes, goudrons, paraffines et autres, sont contenues dans le fluide de gisement, soit sous forme de liquides soit sous forme de solides Si les fractions lourdes d'hydrocarbures sont des solides, elles se collent habituellement à la surface de la couche Le condensat en état de poussée statique se formant par suite de la baisse de pression et de température dans ladite zone du réservoir au cours de l'exploitation du puits s'accumule dans cette zone du réservoir les phénomènes ci-dessus décrits provoquent la détérioration de la perméabilité du réservoir, surtout aux abords du puits, ce qui provoque une diminution de sa productivité. Il existe des procédés différents pour faire monter la productivité des puits par amélioration de la perméabilité des zones aux abords de ces puits A l'heure actuelle, on a généralement recours à la fracturation de la couche à l'aide de différents fluides: liquides, gaz, vapeurs d'eau, solutions acides, additionnés de différents produits chimiques On connaît un procédé de fracturation de la couche avec des solutions acides additionnées de différents réactifs chimiques (US, A, 4044833) Selon le procédé, ledit fluide est injecté, par le puits, dans la zone aux abords de ce puits, sous une pression dépassant la pression de fracturation de la couche Par pression de fracturation, on entend la pression dont la valeur est suffisante pour provoquer la fissuration de la roche et maintenir ces fissures ouvertes durant l'exploitation du puits La fissuration améliore la perméabilité de la zone du réservoir aux abords du puits Toutefois, au fur et à mesure que l'exploitation du puits se poursuit, il se produit, dans ces fissures, une nouvelle accumulation des fractions lourdes d'hydrocarbures et le dépôt du condensat de gaz naturel en état de poussée statique. Pour éliminer le condensat de gaz accumulé, il faut augmenter le gradient de pression entre le réservoir et le puits, ce qui peut provoquer des modifications indésirables de la structure du réservoir En outre, la répartition des fissures dans la zone aux abords du puits est irrégulière, ce qui réduit l'efficacité de l'exploitation ultérieure du puits Cette irrégularité de la répartition des fissures dans la couche provient de l'anisotropie des propriétés physiques et mécaniques de la roche. On connalt un procédé de traitement d'un réservoir imprégné de gaz d'hydrocarbures et traversé par un puits (US, A, 3915233) qui consiste à injecter, par ce puits, un solvant, dans le réservoir, pour déplacer le liquide de gisement de la zone du réservoir aux abords du puits et dissoudre les fractions lourdes d'hydrocarbures qui se sont déposées dans ladite zone du réservoir, puis on injecte, dans le même réservoir et par le même puits, une solution hydrophilisante qui diminue la tension superfficielle entre la surface du réservoir et l'eau, pour déplacer ainsi le solvant précédemment injecté On injecte ensuite un fluide immiscible avec la solution hydrophilisante et cela en quantités suffisantes pour la formation de voies d'écoulement En tant que fluide immiscible, on utilise du pétrole ou un autre liquide d'hydrocarbures L'injection du solvant, de la solution hydrophilisante et du fluide s'effectue sous pression de manière à obtenir une différence considérable entre la pression au fond du puits et la pression du gisement La pression au fond du puits ne doit toutefois pas dépasser la pression de fracturation de la couche. Ce procédé permet d'éliminer les fractions lourdes d'hydrocarbures et le condensat de gaz précédemment déposés dans les voies d'écoulement de la zone du réservoir aux abords du puits La solution hydrophilisante permet de réduire la tension superficielle entre la surface des voies d'écoulement et l'eau En injectant ensuite le fluide immiscible avec la solution hydrophilisante, cette dernière est déplacée d'une partie de ces voies d'écoulement, de sorte que, lorsque le puits est remis en production, le liquide de gisement y arrive par cette partie de voies d'écoulement. Comme la pression d'injection du solvant, de la solution hydrophilisante et du fluide ne dépasse pas la pression de fracturation de la couche, on arrive à conserver la structure initiale de la couche et donc les voies existantes d'écoulement Ce procédé permet, en outre, d'augmenter le temps d'existence des voies d'écoulement libres des fractions lourdes d'hydrocarbures et du condensat de gaz naturel qui sont évacués du réservoir par le liquide de gisement, par rapport au temps d'existence des voies d'écoulement formées par la fracturation de la roche Le procédé connu ne permet toutefois pas d'assurer un traitement uniforme de la zone du réservoir aux abords du puits, ce qui restreint considérablement le rétablissement de la perméabilité de toute la zone du réservoir Cette irrégularité du traitement de la zone du réservoir aux abords du puits provient de l'anisotropie des propriétés du réservoir caractérisée par la perméabilité variable des voies d'écoulement En outre, l'injection du solvant, de la solution hydrophilisante et du fluide se fait sous pression, ce qui augmente, à son tour, l'anisotropie des caractéristiques d'écoulement du réservoir dans ladite zone, puisque ce sont les voies d'écoulement à haute perméabilité qui se développent, ce qui augmente une fois de plus l'irrégularité de traitement de cette zone du réservoir En outre, la dissolution et l'évacuation des fractions lourdes d'hydrocarbures sont incomplètes du fait que le pouvoir solvant de tout agent solvant dépend de la vitesse de son mouvement dans la couche: plus cette vitesse est élevée et plus le pouvoir solvant de l'agent solvant est faible Lorsque le solvant est injecté sous la pression spécifiée, sa vitesse de mouvement dans le réservoir est grande, ce qui diminue l'efficacité de la dissolution de l'évacuation des fractions lourdes d'hydrocarbures. On s'est donc proposé de créer un procédé de traitement d'un réservoir souterrain imprégné du gaz d'hydrocarbures et traversé par un puits, dans lequel l'injection du solvant et de la solution hydrophilisante serait effectuée à un régime qui permettrait la répartition la plus uniforme du solvant, la dissolution et l'évacuation les plus complètes des fractions lourdes d'hydrocarbures et le déplacement le plus complet du solvant par la solution hydrophilisante, ce qui permettrait d'améliorer la perméabilité du réservoir et donc la productivité du puits. Ce problème est résolu grâce à un procédé de traitement d'un réservoir souterrain imprégné de gaz d'hydrocarbures et traversé par un puits, qui consiste à injecter, par le puits, dans ce réservoir, un solvant pour déplacer le liquide de gisement de la zone du réservoir aux abords du puits et dissoudre les fractions lourdes d'hydrocarbures déposées dans ladite zone du réservoir et à injecter, ensuite, par le même puits et dans le même réservoir, une solution hydrophilisante diminuant la tension superficielle entre la surface du réservoir et l'eau pour déplacer ainsi le solvant précédemment injecté, caractérisé en ce qu'avant d'injecter le solvant, on mesure la pression du gisement, et l'injection du solvant et de la solution hydrophili- sante dans le réservoir se fait en maintenant la pression au fond du puits et la pression de gisement sensiblement égales l'une à l'autre. La pression du gisement est mesurée à l'aide d'un manomètre descendu au fond du puits fermé Les indications de ce manomètre donnent la pression du gisement On installe, à proximité du puits, une pompe doseuse pour y injecter le solvant et la solution hydrophilisante On descend, dans le puits, une colonne de production qu'on relie à la pompe doseuse On ferme l'espace annulaire du puits juste avant l'injection du solvant et on injecte le solvant dans la colonne de production, en maintenant une pression au fond du puits voisine de la pression du gisement Le solvant pénètre dans la zone du réservoir aux abords du puits, en déplace le liquide de gisement et dissout les fractions lourdes d'hydrocarbures déposées dans ladite zone du réservoir. Après cela, on injecte, dans le même réservoir, par le même puits et à l'aide de la même pompe doseuse, la solution hydrophilisante, en maintenant une égalité approximative entre la pression au fond du puits et la pression du gisement La solution hydrophilisante déplace le solvant précédemment injecté et est adsorbée par la surface du réservoir, en diminuant ainsi la tension superficielle entre celle-ci et l'eau Cela fait, on remet le puits en production. En injectant le solvant au régime préconisé, on réduit au minimum la vitesse de son mouvement dans le réservoir A un tel régime d'injection du solvant, les propriétés anisotropes du réservoir n'influent que faiblement sur les conditions de propagation du solvant dans ladite zone du réservoir, ce qui permet d'obtenir la répartition la plus uniforme du solvant dans cette zone du réservoir En outre, grâce à ce régime d'injection du solvant, la dissolution et l'évacuation des fractions lourdes d'hydrocarbures par le solvant sont les plus complètes Le régime préconisé d'injection de la solution hydrophilisante permet à celle-ci de déplacer de la façon la plus complète le solvant précédemment injecté et l'on réalise le contact le plus intime entre la solution hydrophilisante et la surface du réservoir. Les volumes à injecter du solvant et de la solution hydrophilisante sont évalués en suivant les méthodes connues, en tenant compte de l'étendue de la zone aux abords du puits Le rayon de cette zone est, par exemple, déterminé à partir des courbes de remontée de pression On part alors de la considération qu'il faut injecter, dans cette zone, un volume de solvant égal ou supérieur à la grandeur V calculée comme suit: n V = E 1 = 1 obh = S= mi M. K = gi n = mi et Kgi hi.S mi( 1 Kgi), épaisseur du i- ème réservoir, en mètres; superficie de la zone aux abords du puits, en m 2; porosité du i-ème réservoir; saturation en gaz critique du i-ème réservoir; nombre des réservoirs traversés par un forage; et sont obtenus suivant n'importe quelle méthode connue. Dans les cas o l'on ne dispose pas de données pour l'évaluation de Kgi, on se sert de la relation Kgi 0, 8 K' gi, o K'gi est la saturation initiale en gaz du réservoir. Si la valeur de S est inconnue ou si l'objet du traitement est un puits pas encore mis en production, les volumes de ladite zone sont appréciés de manière à assurer l'hydrophilisation d'une zone d'un rayon d'au moins 1 mètre, puisque c'est dans cette zone-là que l'accumulation du condensat déposé est maximale et que c'est elle qui détermine la baisse de la productivité du puits. Il est avantageux que le solvant injecté dans la zone aux abords du puits soit choisi dans le groupe suivant: alcools contenant un à sept atomes de carbone, cétones, dioxanes, lampant, condensat de gaz naturel stabilisé, gas-oil. En tant qu'alcools contenant un à sept atomes de carbone, on utilise des alcools monoatomiques: méthanol, éthanol, propanol, et des alcools diatomiques: éthylène-glycol, propylène-glycol, tétraéthylène-glycol. En tant que cétones, on utilise acétone, méthyléthylcétone, méthylvinylcétone. Ces produits dissolvent la plupart des fractions lourdes d'hydrocarbures contenues dans le liquide de gisement et adsorbées dns le réservoir. Il est non moins avantageux d'injecter, dans la zone du réservoir, aux abords du puits, une solution hydrophilisante choisie dans le groupe suivant: solutions aqueuses pauvres d'acides à une concentration de moins de 1 %, solutions aqueuses pauvres de sels de métaux alcalins à une concentration inférieure à 1 %, ainsi que solutions des substances tensio-actives. En tant que solutions aqueuses pauvres d'acides, on utilise l'acide chlorhydrique, l'acide fluorhydrique et l'acide nitrique En tant que solutions aqueuses pauvres de sels de métaux alcalins, on utilise le chlorure de sodium, le nitrate de lithium, le bioxyde de potassium. En tant que substances tensio-actives, on utilise des solutions de "sulfonol" (par exemple, sulfonates d'alcoylbenzène), acides aliphatiques hydroxyéthylés, xylolsulfoaminobenzène. Il est raisonnable de choisir, dans cette série de solvants, un solvant qui se dissout dans la solution hydrophilisante. Ces solvants peuvent être des alcools contenant un à sept atomes de carbone, des cétones, des dioxanes. Cela permet de rendre miscible le processus de déplacement du liquide de gisement, c'est-à-dire de débarrasser de façon plus complète la surface du réservoir des fractions lourdes d'hydrocarbures adsorbées. Il est non moins raisonnable que la vitesse de propagation, dans le réservoir, du solvant injecté soit au moins égale à la vitesse de propagation de la solution hydrophilisante injectée dans le même réservoir. Cela est nécessaire pour éviter la pénétration de la solution hydrophilisante dans la partie du réservoir non traitée par le solvant. Il est avantageux que la solution hydrophilisante soit additionnée d'un agent qui en augmente la viscosité; cet agent peut être le polyacrylamide Cela permet d'augmenter la viscosité de la solution hydrophilisante, de diminuer ainsi sa vitesse de propagation dans le réservoir et, par conséquent, d'éviter la pénétration de la solution hydrophilisante dans le réservoir non traité par le solvant Ainsi donc, le procédé de traitement d'un réservoir imprégné de gaz d'hydrocarbures et traversé par un puits, selon l'inven- tion, permet, grâce à la modification du régime d'injec- tion du solvant et de la solution hydrophilisante: d'éliminer complètement les fractions lourdes d'hydrocarbures adsorbées dans la zone du réservoir aux abords du puits; d'assurer la propagation la plus uniforme de la solution hydrophilisante dans ladite zone du réservoir, ce qui permet à son tour: d'améliorer la perméabilité du réservoir détériorée au cours de l'exploitation précédente du puits; de maintenir cette perméabilité rétablie du réservoir pendant longtemps après le traitement. L'invention sera mieux comprise à la lecture de la description qui va suivre des exemples non limitatifs de réalisation du procédé ci-dessus décrit. Le procédé de traitement d'un réservoir souterrain imprégné de gaz d'hydrocarbures et traversé par un puits est le suivant On mesure tout d'abord la pression du gisement Puis on injecte, dans le puits, un solvant pour déplacer le liquide de gisement de la zone du réservoir aux abords du puits et pour dissoudre les fractions lourdes d'hydrocarbures déposées dans cette zone Ensuite, on injecte, dans le même réservoir, et par le même puits, une solution hydrophilisante pour diminuer la tension superficielle entre la surface du réservoir et l'eau pour déplacer le solvant précédemment injecté. L'injection du solvant et de la solution hydrophilisante dans le réservoir s'effectue en maintenant la pression au fond du puits sensiblement égale à la pression du gisement précédemment mesurée La pression du gisement est mesurée à l'aide d'un manomètre descendu au fond du puits, alors que la pression au fond est maintenue sensiblement égale à la pression du gisement grâce au fait que le solvant et la solution hydrophilisante sont injectés à l'aide d'une pompe doseuse fonctionnant en régime de compte-gouttes Le solvant et la solution hydrophilisante sont injectés dans la colonne de production ou dans l'espace annulaire entre la colonne le production et la colonne du tubage. Le solvant déplaçant le liquide de gisement se répartit de manière uniforme dans la zone du réservoir, quelle que soit la porosité de ce réservoir, et cela avec une efficacité maximale, puisque, la pression au fond du puits étant sensiblement égale à la pression du gisement, la vitesse de propagation du solvant est déterminée uniquement par les propriétés physico-chimiques du solvant, de la surface du réservoir et des fractions il lourdes d'hydrocarbures Ce régime d'injection du solvant permet également d'obtenir le déplacement le plus complet du liquide de gisement de la zone du réservoir. La solution hydrophilisante dont la vitesse de propagation est, elle aussi, déterminée par les propriétés physico-chimiques de la surface du réservoir, du solvant et de la solution hydrophilisante elle-même, déplace complètement le solvant précédemment injecté et est adsobée pratiquement à toute la surface de la zone du réservoir, diminuant ainsi la tension superficielle entre cette surface et l'eau. Lorsque la traitement est terminé, ce puits est remis en production, en stimulant la venue du liquide de gisement dans le puits, par exemple par pression différentielle. Le solvant injecté dans la zone aux abords du puits est choisi dans un groupe composé d'alcools contenant un à sept atomes de carbone, de cétones, de dioxanes, de lampant, de condensat en gaz stabilisé et de gas-oil. Ces solvants dissolvent complètement, dans la plupart des cas, les dépôts de fractions lourdes d'hydrocarbures adsorbées à la surface du réservoir. On utilise, en tant que solvants, des alcools monoatomiques: méthanol, éthanol, propanol; des alcools diatomiques: éthylène-glycol, propylèneglycol, tétraéthylène-glycol et autres. En tant que cétones, on utilise l'acétone, la méthyléthylcétone, la méthylvinylcétone. On injecte, dans la zone du réservoir, aux abords du puits, une solution hydrophilisante d'une concentration du moins de 1 %, choisie dans le groupe consistant en solutions aqueuses pauvres d'acides, solution aqueuses pauvres de sels de métaux alcalins. En tant que solutions aqueuses pauvres d'acides, on utilise l'acide chlorhydrique, l'acide fluorhydrique ou l'acide nitrique. En tant que solutions aqueuses pauvres de sels de métaux alcalins, on utilise le chlorure de sodium ou de lithium, le métasilicate de potassium. En tant que tensio-actifs, on utilise des solutions aqueuses de "sulfonol" (par exemple, sulfonates d'alcoylbenzène), ainsi que des sulfonates de pétrole, etc En outre, on choisit dans la série ci-dessus citée des solvants, un solvant qui se dissout dans la solution hydrophilisante, pour former, dans la zone du réservoir, un fluide monophasé miscible avec la solution hydrophilisante Ce solvant peut être un alcool, une cétone, un dioxane. L'injection de la solution hydrophilisante se fait de manière à limiter sa vitesse de propagation dans la zone du réservoir à une valeur ne dépassant pas la vitesse de propagation du solvant dans cette même zone, lorsque les deux fluides sont injectés de façon que la pression au fond du puits soit égale à la pression du gisement A cet effet, la solution hydrophilisante est additionnée d'un agent augmentant sa viscosité Cet agent peut être un polyacrylonitrile, un polyméthylacrylate. Cette augmentation de la viscosité de la solution hydrophilisante permet d'éviter sa percée à travers le solvant précédemment injecté et son contact avec les roches du réservoir non traitées par le solvant. On trouve ci-après des exemples de réalisation du procédé selon l'invention, illustrant les cas optimaux de son utilisation. Exemple 1. Pour illustrer le procédé, on a choisi un puits neuf foré sur un gisement offshore de gaz à haute teneur en condensat dans la mer Caspienne Le réservoir de ce gisement est formé par des grès, son épaisseur est de m Les résultats de l'analyse chromatographique des hydrocarbures de ce gisement sont représentés sur le tableau 1. TABLEAU Résultats de l'analyse chromatographique du condensat avant traitement par le procédé ci-dessus décrit. Hydrocarbure Teneur, Hydrocarbure Teneur, % en poids % en poids H-C 10 36,5 M-C 15 2,2 8 H 1 l 21,8 H-C 15 1,9 H-C 12 14,5 M-C 16 0,6 M-C 13 7,2 H-C 16 1,2 H-C 13 5,1 M-C 17 - M-C 14 4,1 H-C 17 0,7 H-C 14 3,0 i-C 19 1,2 H = alcanes normaux; M = alcanes à monométhyle substitués; i = isoprénoides. L'examen des résultats de l'analyse chromatographique du condensat du gisement a démontré qu'il est possible d'utiliser le méthanol en tant que solvant En tant que solution hydrophilisante pour le traitement des grès, on a choisi une solution à 0,5 % d'acide chlorhydrique additionnée de o,2 % de polyacry- lamide Le rayon de la zone de dép 8 t des frations lourdes d'hydrocarbures est de 1 m, donc il faut injecter 1 m de solvant et lm 3 de la solution hydrophilisante par mètre d'épaisseur du réservoir. Avant de procéder au traitement du puits, on a installé, à sa tête, des réservoirs à solvant et à solution hydrophilisante communiquant par des pompes doseuses avec la colonne de production descendue dans le puits On a mesuré ensuite la pression du gisement à l'aide d'un manomètre descendu au fond du puits fermé. Cela fait et l'espace annulaire fermé, on a injecté, à l'aide d'une pompe doseuse, 10 m 3 de méthanol à un débit de 10 m 3 par jour Un tel régime d'injection du méthanol permet de maintenir l'égalité approximative entre la pression du gisement et la pression au fond du puits On injecte ensuite 10 m 3 d'une solution à 0,5 % d'acide chlorhydrique additionnée de 0,2 % de polyacrylamide au même débit, pour maintenir la pression au fond du puits sensiblement égale à la pression du gisement Après l'injection du solvant et de la solution hydrophilisante, on ferme la colonne de production et on laisse le puits fermé encore pendant 24 heures Au bout de 24 heures, on effectue le stimulation de la venue du liquide de gise- ment dans le puits par pression différentielle, en ouvrant la colonne de production Les hydrocarbures récupérés après ce traitement du puits ont été soumis à une nouvelle analyse chromatographique Les résultats de l'analyse sont représentés sur le tableau 2. TABLEAU Résultats de l'analyse chromatographique du condensat de gaz naturel après traitement par le procédé décrit Hydrocarbure Teneur, Hydrocarbure Teneur, % en poids % en poids H-C 10 18 M-C 14 3,7 H-C 11 15,6 H-C 14 7,4 H-C 12 15,0 M-C 15 2,6 M-C 13 4,7 H-C 15 5,6 H-C 13 9,9 M-C 16 - H-C 16 3,9 H-C 20 0,9 M-C 17 1,2 H-C 21 0,8 H-C 17 2,7 H-C 22 0,5 H-C 18 1,7 H-C 23 0,25 i-C 19 2,9 H-C 25 0,1 H-C 19 1,2 i-C 20 1,2 Pour la notation, voir tableau 1. L'examen des résultats de l'analyse chromatographique a prouvé une bonne efficacité de l'évacuation des fractions lourdes d'hydrocarbures adsorbées dans la zone du réservoir aux abords du puits. On a également constaté que la densité du condensat a augmenté: 0,770 g/cm 3 au lieu de 0,737 g/cm 3 et que la productivité du puits en condensat de gaz naturel a été portée de 0,037 m 3/jour à 1 m 3/jour. Exemple 2. L'objet du traitement est un puits du gisement de gaz à condensat d'Orenbourg dont le condensat est caractérisé par la présence de bitumes Pour cette raison, on a choisi en tant que solvant le condensat stabilisé de gaz naturel Les caractéristiques du réservoir sont les mêmes qu'à l'exemple 1 En tant que solution hydrophilisante, on a utilisé une solution aqueuse à 0,4 % de chlorure de lithium additionnée de o,15 % en poids d'une substance tensio-active: alcoylbenzène-sulfonate de sodium connu en URSS sous l'appellation "sulfonol" Après le traitement, la productivité du puits en condensat de gaz naturel a augmenté d'environ 2,5 fois. Exemple 3. L'objet du traitement est un puits d'un gisement de gaz à condensat de la mer Caspienne Le réservoir exploité par le puits est de 8 m d'épaisseur et est formé par des siltstones Le condensat de gaz naturel n'a pas été soumis à une analyse chromatographique et le solvant le plus approprié a été choisi à partir de l'étude des échantillons de roches-magasins prélevés dans le puits à traiter Ce solvant est le lampant En tant que solution hydrophilisante, on a utilisé une solution aqueuse à 0,1 % d'acide fluorhydrique Comme le lampant ne se dissout pas dans les solutions aqueuses d'acides, on a injecté, après le lampant, un solvant supplémentaire, de l'éthylène- glycol Ce solvant supplémentaire a été injecté dans le puits en deux portions: la première avant le solvant principal et la deuxième, après celui-ci et avant l'injection de la solution hydrophilisante La quantité injectée de tous ces produits était de 1 m 3 par mètre d'épaisseur de la partie productive du réservoir dans la zone aux abords du puits L'injection des agents s'est faite à l'aide de pompes doseuses à un débit de 1 m 3/jour par mètre d'épaisseur de la partie productive du réser- voir C'est-à-dire qu'on a injecté, dans le réservoir de 8 m d'épaisseur, 8 m 3 d'éthylène-glycol pendant le premier jour (première portion de solvant supplémentaire) Pendant ce temps, le liquide du gisement s'est déplacé de ladite zone Pendant la deuxième journée, on a injecté 8 m 3 du solvant principal (lampant) qui a dissous les fractions lourdes adsorbées dans la zone du réservoir Le troisième jour, on a injecté de nouveau le solvant supplémentaire pour dissoudre définitivement les dépôts de fractions lourdes et déplacer le solvant principal vers l'intérieur du réservoir Le quatrième jour, on a injecté la solution hydrophilisante, également 8 m 3, puis le puits a été fermé et laissé encore pendant 24 heures au bout desquelles il a été mis en production. Exemple 4. L'objet du traitement est un puits analogue, les caractéristiques du réservoir et du liquide de gisement sont sensiblement les mêmes qu'à l'exemple 3 Le procédé de traitement diffère en ce que la solution aqueuse à 0,1 % d'acide fluorhydrique a été additionnée de 0,3 % de polyacrylamide pour en augmenter la viscosité et réduire la vitesse de propagation de la solution hydrophilisante dans le réservoir Toutes les autres opérations du procédé ont été les mêmes que dans l'exemple 3. Exemple 5. L'objet du traitement est un puits dont les caractéristiques du réservoir et du liquide de gisement sont analogues à celles de l'exemple 1 Le procédé de traitement diffère par le fait qu'en tant que solvant, on a injecté 10 m 3 de dioxane pendant 24 heures. Exemple 5. L'objet du traitement est un puits dont les caractéristiques du réservoir et du liquide de gisement sont analogues à celles de l'exemple 3 Le procédé de traitement diffère par le fait qu'on a injecté, en tant que solvant, 8 m 3 de gas-oil pendant 24 heures. Exemple 7. L'objet du traitement est un puits dont les caractéristiques du réservoir et du liquide de gisement sont analogues à celles de l'exemple 1 Le procédé de traitement diffère parce qu'en tant que solvant, on a injecté, dans le réservoir, 10 m 3 d'acétone en 24 heures. Les résultats du traitement des puits des exemples 3 à 7 sont analogues à ceux de l'exemple 1. REVEND I CAT I ONS 1 Procédé de traitement d'un réservoir souterrain imprégné de gaz d'hydrocarbures et traversé par un puits, du type o l'on injecte, dans ce réservoir, par le puits, un solvant pour déplacer le liquide de gisement de la zone du réservoir aux abords du puits et pour dissoudre les fractions lourdes d'hydrocarbures déposées dans ladite zone du réservoir, on injecte ensuite, dans le même réservoir et par le même puits, une solution hydrophilisante diminuant la tension superficielle entre la surface du réservoir et l'eau, pour déplacer le solvant précédemment injecté, caractérisé en ce que, avant d'injecter le solvant, on mesure la pression du gisement et l'injection du solvant et de la solution hydrophilisante est effectuée de manière que la pression au fond du puits soit maintenue sensiblement égale à la pression du gisement. 2 Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce qu'on injecte, dans la zone du réservoir, aux abords du puits, un solvant choisi dans le groupe comprenant des alcools contenant un à sept atomes de carbones, des cétones, des dioxanes, du lampant, un condensat stabilisé de gaz naturel, du gas-oil. 3 Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce qu'on injecte, dans la zone du réser- voir, aux abords du puits, une solution hydrophilisante choisie dans le groupe comprenant des solutions aqueuses pauvres d'acides d'une concentration de moins de 1 %, des solutions aqueuses pauvres de sels de métaux, alcalins d'une concentration de moins de 1 %, ainsi que des solu- tions tensio-actives. Procédé selon la revendication 4, caractérisé en ce qu'en tant que solvant soluble dans la solution hydrophilisante, on utilise des alcools contenant un à sept atomes de carbone, des cétones et des dioxanes. 6 Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la vitesse de propagation, dans le réservoir, du solvant injecté, est au moins égale à la vitesse de propagation de la solution hydrophilisante injectée dans le m 8 me réservoir. 7 Procédé selon la revendication 6, caractérisé en ce que la solution hydrophilisante est additionnée d'un agent qui en augmente la viscosité. 8 Procédé selon la revendication 7, caractérisé en ce qu'on utilise un polyacrylamide en tant qu'agent d'augmentation de la viscosité de la solution hydrophilisante.