Brevet FR2969207A1 — publié le 20120622

Le domaine de la présente invention concerne le domaine de la récupération assistée d'hydrocarbures dans des roches réservoirs, selon des techniques de balayage du milieu par des solutions aqueuses comportant des produits chimiques. La récupération de l'huile des champs pétroliers requiert souvent l'injection d'un fluide déplaçant, le plus souvent de l'eau, pour maintenir la pression du gisement afin de permettre la production par déplacement de l'huile en place de puits injecteurs vers des puits producteurs disposés suivant un schéma préalablement optimisé pour le champ considéré. Dans le cas de l'injection d'eau, ce fluide déplaçant peut être injecté seul ou au contraire renfermer des agents chimiques destinés à améliorer le balayage de l'huile en place. Parmi ces agents chimiques, d'une part, les agents tensio-actifs visent à réduire le piégeage de l'huile dans les pores de la roche par réduction de la tension interfaciale eau-huile et modification éventuelle de la mouillabilité de la roche, d'autre part, les polymères confèrent à l'eau une plus grande viscosité augmentant son efficacité de balayage de la phase hydrocarbure. Cependant, ces deux catégories de produits améliorants subissent des pertes dans le réservoir en raison de multiples phénomènes parmi lesquels la rétention ou adsorption des produits sur la roche, qui peut être élevée et évidemment préjudiciable à l'intérêt économique de ces procédés de récupération. La présence de cations divalents en place dans l'eau de gisement et sur les minéraux de la roche (notamment argiles) favorise encore ces pertes. C'est pourquoi, l'injection d'autres agents, généralement des produits alcalins (tels que carbonate de sodium, soude, ...), est recommandée préalablement aux fluides aqueux de balayage contenant des produits améliorants tels tensio-actifs et polymères. Ces agents de conditionnement de la roche, dissous sous diverses formes chimiques dissociées ou non en ions, font intervenir de multiples équilibres chimiques en phase aqueuse : - des réactions de précipitation de sels (sels de cations divalents en place notamment), - de multiples interactions avec la roche (échanges d'ions et adsorption avec modification des charges de la surface solide), - éventuellement aussi des réactions avec certains constituants de l'huile en place (formation de savons avec l'agent tensio-actif). A elle seule, l'injection d'agent de conditionnement peut même déjà améliorer la récupération d'huile par rapport à l'injection d'eau conventionnelle dépourvue de tout agent chimique. Tous ces phénomènes physico-chimiques doivent être pris en compte pour déterminer les volumes et concentrations des produits à injecter et les modalités d'injection (débits, distribution sur le champ via le schéma d'injection,...), tant pour la phase de conditionnement de la roche-réservoir (injection d'agents alcalins de conditionnement) que pour celle des bouchons d'eau améliorée (par tensio-actifs et/ou polymères) qui suivent, destinés à améliorer la récupération et l'efficacité de déplacement. Ce dimensionnement des solutions injectées est essentiel car il détermine la faisabilité et rentabilité de ces procédés via : (a) la taille et le coût des installations : installations de surface pour préparer les solutions, (tensio-actifs, polymères); nombre, disposition et équipements de pompage des puits ; (b) les masses de produits de conditionnement et améliorants requises (volumes et concentrations), donc leur coût ; (c) et bien sûr, l'efficacité en termes de récupération d'huile. Dimensionner ces injections de produits de conditionnement et améliorants passe par des calculs sur un modèle du réservoir discrétisé sous formes d'unités de volume élémentaires (mailles), et dans lequel les flux des 30 phases en présence (eau et phases hydrocarbures : huile et/ou gaz), le transport et le devenir des espèces chimiques (passage ou maintien en 25 solution, précipitation, adsorption, transformation en d'autres espèces chimiques) doivent être calculés afin de déterminer les quantités de produit perdues au sein du réservoir et la récupération d'huile aux puits producteurs. Ce dimensionnement passe par des études de sensibilité aux multiples paramètres opératoires (concentrations, taille des bouchons, débits, placement des puits, ...) donc requièrent un simulateur fiable, performant (rapide) et efficace (en termes d'exploitabilité des résultats). La fiabilité suppose la prise en compte des divers mécanismes physico-chimiques impliqués. La performance sous-entend des temps de simulation courts afin de pouvoir simuler de multiples scénarios destinés à comprendre et sélectionner un dimensionnement garantissant la faisabilité et maximisant la rentabilité de l'opération. Enfin, l'efficacité du simulateur sous-entend ici un outil de prévision requérant des informations connues et en nombre aussi réduit que possible de la part de l'utilisateur, et dont l'interprétation et l'optimisation des résultats soient aisées et rapides via des études de sensibilité à un petit nombre de paramètres d'entrée. Compte tenu du mode d'action complexe des produits évoqués plus haut, les modèles de prévision sont complexes car ils font habituellement intervenir les multiples espèces chimiques impliquées dans les réactions d'équilibre au sein de la phase aqueuse telles : équilibre eau-huile, réactions de précipitation, d'adsorption sur la roche, ou autres. La prise en compte de toutes les espèces chimiques et de tous les phénomènes impliqués dans le transport des produits améliorants et de conditionnement à l'échelle du réservoir accroît considérablement la taille des systèmes numériques à résoudre et donc les temps de calcul. Ainsi, la présente invention concerne une méthode de récupération 30 assistée d'hydrocarbures dans une roche de réservoir souterrain comprenant l'injection d'üne solution aqueuse de conditionnement comportant un agent alcalin, dans laquelle on effectue les étapes suivantes: on détermine les effets in situ de ladite injection au moyen d'une simulation d'écoulements sur un modèle du réservoir discrétisé en mailles, ladite simulation prenant en compte le transport de maille en maille de l'agent alcalin en tant qu'agent principal, sans prendre en compte le transport de maille en maille des espèces dites intermédiaires qui résultent de l'injection de l'agent principal en solution aqueuse, les concentrations desdites espèces intermédiaires étant déterminées analytiquement dans chacune des mailles, on déduit de ladite simulation les conditions d'injection et les caractéristiques physico-chimiques de ladite solution aqueuse de conditionnement. On peut déduire de la simulation de l'injection de la solution alcaline, 15 l'évolution du pH dans chacune des mailles. On peut déduire la perte d'agent alcalin dans la roche réservoir. L'agent alcalin peut être du Na2CO3. L'objet de l'invention vise donc à remédier au lourd inconvénient de la 20 complexité des modèles numériques de dimensionnement des injections, en maintenant la fiabilité et en améliorant la facilité de mise en oeuvre par un paramétrage réduit (c'est-à-dire un minimum d'informations devant être connues de l'utilisateur) et une interprétation plus aisée des résultats obtenus plus rapidement. Pour illustrer la présente invention, on considère dans ce qui 25 suit le cas de l'injection de carbonate de sodium (Na2CO3) qui est l'agent alcalin conventionnel des injections de solutions alcalines. Pour simplifier l'illustration des avantages de la présente invention, on considère la simulation de l'injection dans un réservoir d'une solution de cet agent alcalin Na2CO3 en l'absence de tout autre sel. 30 La mise en oeuvre de la présente invention comporte les étapes qui consistent, à chaque pas de temps de la simulation d'un tel déplacement : 1. à modéliser le transport de maille à maille du (ou des) seul(s) additif(s) chimique(s) de l'eau d'injection. Dans le cas présent du carbonate Na2CO3, qualifié d'espèce "principale". Sans prendre en compte le transport des espèces chimiques (dites "intermédiaires") résultant des multiples équilibres obtenus par la mise en solution aqueuse de cet agent "principal", à savoir dans le cas présent, HCO3-, CO32-, H2CO3, Na+, H+ et OH-. 2. à déterminer localement, dans chaque maille de réservoir, et directement par voie analytique les concentrations des multiples espèces en phase aqueuse résultant des équilibres de dissociation, d'adsorption sur la roche, et le cas échéant de précipitation (en présence de cations divalents en place notamment) et/ou de réaction. Cette détermination permet de déduire les effets de l'agent chimique, notamment la modification du pH et de l'état de surface (mouillabilité) de la roche dans le cas d'un agent alcalin. La résolution analytique garantit avantageusement l'obtention rapide des solutions par rapport aux méthodes numériques itératives conventionnelles telles, par exemple, la méthode de Newton. Les valeurs des concentrations des espèces chimiques en solution issues du transport de l'agent alcalin entre mailles et des divers équilibres locaux dans chaque maille, permettent de mettre à jour : - les propriétés des phases, notamment pH, tension interfaciale, viscosité, - et les paramètres du déplacement, par exemple au moyen de courbes de perméabilité relative fonction du nombre capillaire, informations qui sont requises pour une résolution précise et fiable des flux de transport de maille à maille. Afin de clairement illustrer les avantages de la présente invention par rapport au savoir-faire existant, on compare ci-après, pour exemple nullement limitatif, l'injection d'une solution aqueuse de Na2CO3 en agent de conditionnement "principal", et en l'absence de tout autre sel. On compare également l'approche et les méthodes de résolution suivant la présente invention à celles pratiquées dans l'art antérieur. On note que les effets de cet agent (carbonate) résultent de la dissociation des ions carbonates CO32- en ions HCO3- et ions OH, ces derniers ayant pour effets de modifier le pH de la solution aqueuse et l'état de surface de la roche en raison de leur adsorption par cette dernière. L'approche n°1 définit 2 espèces, les ions Na+ et OH-, à l'exclusion de toute autre espèce principale ou secondaire. Cette approche n'est prédictive de l'évolution du pH des solutions produites par les puits producteurs que dans le cas d'injection de soude, mais pas dans le cas d'injection de carbonate de sodium. En effet, on ne peut pas considérer que l'injection d'une concentration de carbonate de sodium en phase aqueuse est équivalente à l'injection des ions OH- résultant de la mise en solution de ce carbonate, car les ions carbonates CO32" ne sont pas totalement dissociés en ions OH- et HCO3 , mais se dissocient au fur et à mesure de leur progression dans le réservoir en raison du déplacement d'équilibre (CO32- + H2O --> HCO3 + OH") causé par l'adsorption des ions OH- par la roche réservoir. Ce comportement est qualifié d'effet "tampon". L'approche n°2 est décrite, notamment, dans SPE Reservoir Engineering de Mai 1991 par B. Bazin et J. Labrid : "Ion Exchange and Dissolution /Precipitation Modeling: Application to the Injection of Aqueous Fluids Into a Reservoir Sandstone", pages 233-238. Cette approche prend en compte le déplacement de maille en maille qui implique d'autres espèces chimiques (sels monovalents et divalents autres que ceux issus du carbonate de sodium). Cette approche n°2 est prédictive mais complexe et lourde en ce que la méthode est itérative. En effet, les deux avantages de la présente invention par rapport à cette approche n°2 apparaissent à la lecture des lignes A et B du tableau ci-après. Approche n° 1 Approche n° 2 Présente invention Données d'entrée Concentrations en Na+ Concentrations en Na+ et CO32" Concentration en Na2CO3 relatives à la et OH- égale en moles à celle de solution injectée carbonate CO32- qui constitue l'espèce active A. Espèces Na+, OH- Na+, Carbone total C Na2CO3 principales (C=H2CO3+HCO3-+CO32- ) transportées en hase aqueuse Equilibres locaux Équilibre d'adsorption (1) H2O H++ OH- au sein de chaque des OH- : (2) CO32- + H2O HCO3- + OH- maille permettant OH-solution OH roche (3) HCO3- + H2O H2CO3 + OH (équilibre non considéré dans de calculer les le cadre de la présente invention) concentrations des (4) Equilibre d'adsorption des OH- : espèces OH solution OH roche secondaires, le pH résultant, et les concentrations des espèces principales transportées en phase aqueuse B. Mode de Résolution analytique Résolution par méthode Résolution directe résolution (locale) du seul équilibre itérative des concentrations en analytique de (1), (2) et (4) des équilibres en d'adsorption CO32-, HCO3- , H2CO3, espèces OH-roche et OH-solution (dont on (principales et déduit le pH) secondaires) de la solution aqueuse au sein de chaque maille (H2CO3 étant négligeable en milieu basique) donnant accès au pH et à la concentration en espèce principale Na2CO3 en solution aqueuse - la ligne A du tableau indique que le nombre d'espèces principales transportées par simulation est réduit au minimum nécessaire (une seule dans l'exemple considéré) dans le modèle objet de la présente invention, à savoir au(x) seul(s) additif(s) de conditionnement sans prendre en compte les espèces qu'il(s) génère(nt) en solution aqueuse. Ceci a pour conséquence de réduire la taille du modèle numérique de transport à résoudre. Ainsi, dans l'exemple présent, pour chaque maille du modèle de réservoir, les bilans de concentration des espèces chimiques en phase aqueuse ne doivent être écrits que pour une seule espèce principale au lieu de 2. - la ligne B du tableau indique que la résolution des équilibres au sein de chaque maille, destinée à déterminer notamment les effets de l'additif principal, la réduction du pouvoir adsorbant de la roche par adsorption de l'espèce chimique secondaire OH-, est effectuée au moyen d'une méthode directe analytique dans le cadre de la présente invention, au lieu d'une méthode itérative dans le cadre de l'approche n° 2, ce qui constitue un avantage en termes de robustesse et de garantie d'obtention des solutions. Compte tenu de ces avantages, l'usage de la méthode analytique est adopté, y compris dans tous les cas où son emploi nécessite des approximations dans le traitement des équilibres, dont on aura contrôlé séparément qu'elles n'avaient pas d'incidence notable (suivant les règles de l'art en la matière) sur les prévisions, ce qui est par exemple le cas ici pour l'hypothèse d'absence de l'espèce chimique H2CO3, tout à fait licite compte tenu du caractère toujours basique des solutions en présence, qui empêche la dissociation de l'espèce HCO3. Il est à noter que l'usage de la présente invention peut être effectué sans perte significative de précision dans la qualité des résultats obtenus. Ainsi pour l'exemple décrit ci-dessus, deux simulateurs fonctionnant suivant la présente invention et suivant l'approche n°2 de l'art antérieur prédisent des évolutions de pH quasi-identiques, c'est-à-dire dont l'ordre de grandeur des écarts (à savoir de l'ordre de 0,1 unité de pH au maximum) est inférieur aux différences (jugées acceptables par l'homme de l'art) entre les prévisions des modèles et les observations réelles issues d'expériences de laboratoire. La figure 1 illustre ces résultats. Elle concerne l'évolution du pH en sortie de carotte de laboratoire saturée d'eau (sans carbonate), lors de l'injection d'un volume de pores (VP) d'une solution aqueuse de carbonate de sodium à la concentration de 10 g/l, suivie de l'injection d'un grand volume d'eau de chasse. Le pH de la solution (effluent) en sortie de carotte a été mesuré à intervalles réguliers répartis sur toute l'injection (environ 8 VP). Les points sur la figure 1 représentent les mesures. Cette expérience a été simulée selon l'approche n°2 d'une part (représentée sur la figure 1 par un trait mixte), et selon la méthode selon la présente invention d'autre part (représentée sur la figure 1 par un trait continu). L'objectif de la simulation est de reproduire l'évolution du pH de l'effluent mesurée après percée de la solution injectée, laquelle percée est obtenue après l'injection d'environ 1 VP. La figure 1 montre que la courbe de réponse en pH simulée au moyen de la méthode selon la présente invention est quasi superposée à la courbe de réponse simulée au moyen de l'approche n°2. De plus, l'écart entre les 2 courbes simulées est bien inférieur à l'écart (jugé acceptable) entre l'une quelconque de ces courbes et les données mesurées. Un autre exemple est décrit ci-après afin de montrer que l'application de l'invention à des situations plus complexes. Il s'agit de l'injection d'agent alcalin dans un réservoir dont l'eau en place renferme des cations divalents de calcium et magnésium (par exemple sous forme de chlorures) précipitant en présence de carbonate. Lors d'une injection alcaline, du carbonate de calcium et du carbonate de magnésium précipitent dans les pores de la roche. En ignorant les effets des échanges cationiques entre roche et solution, l'injection de Na2CO3 met alors en jeu les équilibres suivants : (1) H2O H+ + OH- (2) CO32 + H2O HCO3 + OH (3) HCO3 + H2O H2CO3 + OH- (4) Équilibre d'adsorption des OH- : OH-solution OH-roche (5) Ça++ + CO32- CaCO3(s) (6) Mg++ + CO32- MgCO3(s) où CaCO3(s) et MgCO3(s) représentent les carbonates de calcium et de magnésium précipités (solides). Rappelons à nouveau que l'équilibre (3) est quasi entièrement déplacé vers la gauche en milieu basique, ce qui est le cas lors d'une injection alcaline de carbonate de sodium (ou de soude). Il subsiste alors 5 équilibres mettant en jeu les neuf (9) espèces H+ , OH-solution (OH- en solution), OH-roche (OH- adsorbé), CO32 , HCO3 , Ça", CaCO3(s), Mg" et MgCO3(s) reliées entre elles par les sept (7) relations suivantes : - les équations des 4 équilibres précédents en solution aqueuse : k1= [H+IOH-] k2= [HCO3IOH-] LCO J ks3 = [Ca2+ICO3 ks4 = [Mg2+k03-] - un équilibre d'adsorption des ions OH- qui se répartissent entre la solution aqueuse et la surface solide de la roche suivant une isotherme 10 d'adsorption de la forme : gmax b'i['J' OH où qads = gads et qreprésentent les fractions massiques 1 adsorbées et adsorbables sur la roche, [0H-I la concentration d'OH- en solution aqueuse, b une constante caractéristique. - une équation d'électro-neutralité de la solution aqueuse 15 - et enfin une équation de conservation des espèces : la totalité du carbone en solution provenant du carbonate de la solution injectée. Le problème en première approche comporte donc deux degrés de liberté (9 moins 7). 20 Deux stratégies sont possible pour résoudre ce problème : 1. Suivant l'art antérieur, on transporte au moins 2 espèces et détermine localement dans chacune des mailles, au moyen d'une méthode itérative, les concentrations des autres espèces et notamment celles des ions OH- en solution et adsorbés par le solide. 25 2. Selon la présente invention, on ne transporte qu'une seule espèce principale, l'agent chimique (le carbonate) mis en solution. Localement, dans chaque maille, on détermine par résolution directe analytique des équations précédentes les concentrations d'ions OH- en solution et adsorbés par le solide. Un tel calcul est possible car les précipitations des ions divalents en place ne font que soustraire l'agent injecté (le carbonate) au fur et à mesure de son arrivée dans les mailles. REVENDICATIONS1) Méthode de récupération assistée d'hydrocarbures dans une roche de réservoir souterrain comprenant l'injection d'une solution aqueuse de conditionnement comportant un agent alcalin, dans laquelle on effectue les étapes suivantes: - on détermine les effets in situ de ladite injection au moyen d'une simulation d'écoulements sur un modèle du réservoir discrétisé en mailles, ladite simulation prenant en compte le transport de maille en maille de l'agent alcalin en tant qu'agent principal, sans prendre en compte le transport de maille en maille des espèces dites intermédiaires qui résultent de l'injection de l'agent principal en solution aqueuse, les concentrations desdites espèces intermédiaires étant déterminées analytiquement dans chacune des mailles, on déduit de ladite simulation les conditions d'injection et les caractéristiques physico-chimiques de ladite solution aqueuse de conditionnement. 2) Méthode selon la revendication 1, dans laquelle on déduit de la simulation de l'injection de la solution alcaline, l'évolution du pH dans chacune des mailles. 3) Méthode selon la revendication 2, dans laquelle on déduit la perte d'agent 25 alcalin dans la roche réservoir. 4) Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle l'agent alcalin est du Na2CO3.