Brevet FR3106207A1 — publié le 20210716

La présente invention concerne une méthode de détermination de la tension interfaciale entre un premier fluide (23) et un deuxième fluide (21) dans un milieu poreux (22). Pour se faire : a) on piège le premier fluide (23) dans le milieu poreux (22) ; b) on injecte le deuxième fluide (21) dans ledit milieu poreux (22) et on mesure la quantité du premier fluide (23) dépiégé et/ou celle restant piégé pendant ladite injection ; d) on détermine la tension interfaciale entre le premier fluide (23) et le deuxième fluide (21) à partir de la mesure de l’étape c) et d’un modèle de dépiégeage reliant la tension interfaciale à la mesure réalisée. L’invention concerne également un dispositif apte à la mise en œuvre de la méthode et un procédé de récupération assistée du pétrole. Figure 2 à publier procédé de détermination de la tension interfaciale entre deux fluides au sein d’un milieu poreux La présente invention concerne le domaine de la détermination de la tension interfaciale entre deux fluides, notamment pour la récupération assistée d’hydrocarbures (EOR : de l’anglais « Enhanced Oil Recovery »). La tension interfaciale est une propriété essentielle notamment dans les projets de récupération assistée de pétrole (EOR) par voie chimique. Elle décrit l’énergie, par unité de surface, existante à l’interface entre deux fluides immiscibles (ou faiblement miscibles c’est-à-dire pour lesquels la tension interfaciale est supérieure à 20 mN/m). Par exemple, la tension interfaciale se situe autour de 30mN/m entre une huile d’un réservoir pétrolier et une saumure standard. Cette énergie de surface est en partie responsable du piégeage de l’huile dans la structure des roches poreuses lorsque ces dernières (les roches) sont dites mouillables à l’eau, l’eau et l’huile du réservoir étant très peu miscibles. L’une des principales voies d’amélioration de la récupération en huile est la réduction de cette tension interfaciale entre le fluide injecté (généralement sur la base d’une saumure) et l’huile du réservoir. Cette réduction de la tension interfaciale est traditionnellement faite par l’ajout de molécules particulières, appelées tensio-actifs, dans le fluide injecté et dont la fonction est de faire diminuer la tension interfaciale avec l’huile. L’objectif des études EOR par voie chimique est donc la recherche d’une formulation permettant d’atteindre des tensions interfaciales basses (par exemple entre 10 -2 et 10 -4 mN/m) avec l’huile du réservoir. Les performances de récupération en huile de cette formulation sont directement pilotées par la tension interfaciale atteinte entre ces deux fluides dans la roche. Cette propriété est donc cruciale à mesurer. De nombreuses méthodes de mesure de la tension interfaciale entre deux fluides existent déjà. Pour la plupart, la tension interfaciale est déterminée à partir d’une seule interface : par exemple, une unique goutte immergée dans un fluide, un unique ménisque (surface libre) entre deux fluides dans un capillaire (tube vertical). La mesure réalisée par ces méthodes est donc basée sur une seule interface, ce qui ne permet pas de prendre en compte la disparité inhérente à une telle mesure d’une part, et ne permet pas de prendre en compte la diversité des formes et des dimensions des interfaces d’autre part. En outre, dans les méthodes existantes, l’un des deux fluides est souvent en large excès volumique par rapport à l’autre (par exemple, une unique goutte d’huile dans un grand volume d’un autre fluide, appelée formulation, pour une mesure par goutte tournante). Ce large excès peut fausser les équilibres chimiques entre les deux phases, ce qui peut donner une mesure de la tension interfaciale erronée ou imprécise dans le contexte réel d’utilisation des fluides. De plus, ces méthodes ne prennent pas en considération l’interaction des fluides avec le milieu poreux, une roche par exemple. En effet, le milieu poreux peut générer par exemple un effet de confinement et/ou une rugosité de surface qui peuvent influer sur les mesures. Ces phénomènes interviennent sur la tension interfaciale dite « apparente », c’est-à-dire la tension interfaciale dans son environnement réel. Autrement dit, dans les méthodes existantes, les deux fluides sont décontextualisés de leur environnement ; la tension interfaciale estimée n’est pas nécessairement représentative de la tension interfaciale dans l’environnement réel. En sus, les formulations injectées pour dépiéger l’huile résiduelle (c’est-à-dire l’huile restant piégée dans le milieu poreux, la roche par exemple) dans la roche sont des agencements complexes de plusieurs molécules. Une troisième phase stable peut alors se former lorsque la formulation est mise en contact avec l’huile. Lorsque cette troisième phase se produit, un système à au moins trois fluides avec au moins trois types d’interfaces fluide/fluide existent alors. La mesure de la tension interfaciale issue d’une seule mesure entre deux phases est alors généralement insuffisante et ne permet pas de bien appréhender la capacité de récupération d’huile du système fluide ainsi produit. De plus, l’injection des formulations dans une roche réservoir (objectif final des formulations pour l’EOR) entraîne également la rétention, souvent préférentielle, d’un ou plusieurs des composés de la formulation (adsorption, piégeage …). Cette rétention modifie donc la composition de la formulation dans l’espace et dans le temps. Une unique mesure de la tension interfaciale, sans prise en compte du milieu poreux dans lequel se trouvent les fluides, ne permet donc pas d’appréhender l’évolution de la formulation et donc de la tension interfaciale au cours de l’injection. Par conséquent, les méthodes existantes de détermination de la tension interfaciale entre deux fluides ne permettent pas de prendre en compte les phénomènes qui peuvent se produire lors de l’injection dans une formation souterraine. De plus, elles consistent généralement à réaliser une seule et unique interface entre les fluides, à travers une goutte ou un ménisque par exemple, donnant un faible poids de représentativité à la mesure. La présente invention consiste à augmenter la fiabilité des mesures de tension interfaciale et à prendre en compte l’ensemble des phénomènes qui peuvent influer sur ces mesures, afin d’estimer une tension interfaciale apparente, représentative de ses performances en conditions réelles (dans le contexte réel de l’application). Par tension interfaciale « apparente », on entend la tension interfaciale dans un environnement représentatif, tel qu’un milieu poreux. L’invention concerne une méthode de détermination de la tension interfaciale entre un premier fluide et un deuxième fluide au sein d’un milieu poreux. Dans cette méthode, on réalise les étapes suivantes : a) on piège au moins une partie du premier fluide dans le milieu poreux ; b) on injecte le deuxième fluide dans le milieu poreux en dépiégeant le premier fluide du milieu poreux ; c) on mesure la quantité du premier fluide dépiégée et/ou la quantité du premier fluide restant piégée pendant l’injection ; d) on détermine la tension interfaciale entre le premier fluide et le deuxième fluide à partir de la mesure réalisée à l’étape c) et à partir d’un modèle de dépiégeage du milieu poreux, le modèle de dépiégeage reliant la tension interfaciale à la mesure réalisée à l’étape c). L’invention concerne aussi un dispositif de détermination de la tension interfaciale entre un premier fluide et un deuxième fluide dans un milieu poreux, le dispositif comprenant une cellule apte à recevoir le milieu poreux, des moyens d’injection de premier fluide et de deuxième fluide, et au moins un moyen de mesure permettant de mesurer la quantité de premier fluide dépiégée et/ou la quantité de premier fluide restant piégée, le dispositif étant apte à la mise en œuvre de la méthode décrite précédemment. L’invention concerne également un procédé de récupération assistée d’hydrocarbures dans un réservoir poreux, dans lequel : i) On détermine ou on prélève la composition des hydrocarbures du réservoir poreux ; ii) On détermine la tension interfaciale entre la composition des hydrocarbures déterminée ou prélevée et des fluides prédéterminés par la méthode indiquée précédemment ; iii) On sélectionne un fluide parmi les fluides prédéterminés, la tension interfaciale du fluide sélectionné avec la composition des hydrocarbures déterminée ou prélevée étant inférieure ou égale à la tension interfaciale de la composition déterminée avec l’un quelconque des autres fluides prédéterminés ; iv) On injecte le fluide sélectionné dans le réservoir poreux ; et v) On récupère une quantité d’hydrocarbures du réservoir par injection du fluide sélectionné dans le réservoir poreux. L’invention concerne une méthode de détermination de la tension interfaciale entre un premier fluide et un deuxième fluide au sein d’un milieu poreux, pour laquelle on réalise les étapes suivantes : a) on piège au moins une partie dudit premier fluide dans ledit milieu poreux ; b) on injecte ledit deuxième fluide dans ledit milieu poreux en dépiégeant ledit premier fluide dudit milieu poreux ; c) on mesure la quantité du premier fluide dépiégé et/ou la quantité du premier fluide restant piégé pendant ladite injection ; d) on détermine la tension interfaciale entre le premier fluide et le deuxième fluide à partir de la mesure réalisée à l’étape c) et à partir d’un modèle de dépiégeage dudit milieu poreux, le modèle de dépiégeage reliant la tension interfaciale à la quantité mesurée du premier fluide dépiégé et/ou la quantité mesurée du premier fluide restant piégé. De manière avantageuse, on construit un modèle de dépiégeage dudit milieu poreux en réalisant les étapes suivantes : 1) on piège au moins une partie d’un troisième fluide dans ledit milieu poreux ; 2) on injecte un quatrième fluide dans ledit milieu poreux en dépiégeant ledit troisième fluide dudit milieu poreux ; 3) on mesure la quantité dudit troisième fluide dépiégé et/ou la quantité dudit troisième fluide restant piégé pendant ladite injection , la tension interfaciale entre ledit troisième fluide et ledit quatrième fluide étant prédéterminée, les étapes d’injection et de mesure étant réalisées pour au moins trois conditions d’injection ; puis 4) on construit ledit modèle de dépiégeage à partir des mesures réalisées avec lesdits troisième et quatrième fluides. De préférence, le modèle de dépiégeage relie la tension interfaciale à la mesure réalisée, au moyen de caractéristiques des fluides, lesdites caractéristiques comprenant la vitesse d’injection et/ou la viscosité des fluides. Selon une mise en œuvre de l’invention, le modèle de dépiégeage s’écrit : [Math 1] Avec γ la tension interfaciale entre ledit premier fluide et ledit deuxième fluide, ν la vitesse d’injection du deuxième fluide, μ la viscosité du deuxième fluide, N c0 , a et S orw étant des paramètres prédéterminés et S la quantité d’huile restant piégée dans le milieu poreux. Selon une configuration de l’invention, on réitère l’étape d’injection et l’étape de mesure pour d’autres conditions d’injection, lesdites conditions d’injection comprenant la vitesse d’injection du deuxième fluide, la viscosité du deuxième fluide et de préférence la température et la pression d’injection. Selon un mode de réalisation de l’invention, on mesure la quantité de premier fluide dépiégée par au moins une analyse de la nature du fluide et de la quantité de ce fluide sortant dudit milieu poreux. De manière alternative ou complémentaire, on mesure la quantité de premier fluide restant piégée dans ledit milieu poreux par résonance magnétique nucléaire ou par radiographie à rayons X, de préférence par tomographie. Selon une variante de l’invention, on dépiège graduellement le premier fluide, de préférence en augmentant graduellement le débit d’injection du deuxième fluide et/ou la viscosité du deuxième fluide. Préférentiellement, les étapes d’injection et de mesure sont réalisées avec une pression prédéterminée et avec une température prédéterminée. Selon une mise en œuvre avantageuse, on piège le premier fluide dans ledit milieu poreux en réalisant les étapes suivantes : - on injecte un cinquième fluide dans ledit milieu poreux jusqu’à saturation dudit cinquième fluide dans ledit milieu poreux puis ; - on injecte ledit premier fluide dans ledit milieu poreux puis ; - on injecte ledit cinquième fluide dans ledit milieu poreux, de préférence la tension interfaciale entre ledit premier fluide et ledit cinquième fluide étant supérieure à 20mN/m. De manière préférée, le premier fluide comprend une huile et/ou le deuxième fluide comprend de l’eau, de préférence le deuxième fluide comprenant au moins un additif, tel qu’un tensioactif, et/ou un polymère. L’invention concerne également un dispositif de détermination de la tension interfaciale entre ledit premier fluide et ledit deuxième fluide dans ledit milieu poreux, le dispositif comprenant une cellule apte à recevoir ledit milieu poreux, des moyens d’injection de premier fluide et de deuxième fluide, et au moins un moyen de mesure permettant de mesurer la quantité de premier fluide dépiégée et/ou la quantité de premier fluide restant piégée, le dispositif étant apte à la mise en œuvre de la méthode décrite précédemment. En outre, l’invention concerne aussi un procédé de récupération assistée d’hydrocarbures dans un réservoir poreux, dans lequel : i) On détermine ou on prélève la composition desdits hydrocarbures dudit réservoir poreux ; ii) On détermine la tension interfaciale entre la composition des hydrocarbures déterminée ou prélevée et des fluides prédéterminés par la méthode selon l’une des variantes décrites précédemment ; iii) On sélectionne un fluide parmi lesdits fluides prédéterminés, la tension interfaciale dudit fluide sélectionné avec ladite composition des hydrocarbures déterminée ou prélevée étant inférieure ou égale à la tension interfaciale de la composition déterminée avec l’un quelconque des autres fluides prédéterminés ; iv) On injecte ledit fluide sélectionné dans ledit réservoir poreux ; et v) On récupère une quantité d’hydrocarbures dudit réservoir par injection dudit fluide sélectionné dans ledit réservoir poreux. Liste des figures D'autres caractéristiques et avantages du dispositif et/ou de la méthode selon l'invention, apparaîtront à la lecture de la description ci-après d'exemples non limitatifs de réalisations, en se référant aux figures annexées et décrites ci-après. La figure 1 représente un premier mode de réalisation d’un dispositif apte à la mise en œuvre de la méthode selon l’invention. La figure 2 représente le piégeage d’un premier fluide dans un milieu poreux et le dépiégeage par injection d’un deuxième fluide, d’un mode de réalisation de l’invention. La figure 3 représente un exemple de courbe de désaturation capillaire utilisée pour la méthode selon l’invention. La figure 4 représente un premier exemple montrant la reproductibilité de la courbe de désaturation capillaire pour la méthode selon l’invention. La figure 5 représente un deuxième exemple montrant la reproductibilité de la courbe de désaturation capillaire pour la méthode selon l’invention. La figure 6 représente un troisième exemple montrant la reproductibilité de la courbe de désaturation capillaire pour la méthode selon l’invention. La figure 7 représente une comparaison de la courbe de désaturation capillaire obtenue avec huit points de mesure pour la méthode selon l’invention avec celle obtenue avec cinq points de mesure pour la méthode selon l’invention. La figure 8 représente une comparaison de la courbe de désaturation capillaire obtenue avec huit points de mesure pour la méthode selon l’invention avec celle obtenue avec trois points de mesure pour la méthode selon l’invention. La figure 9 compare les courbes de désaturation capillaire d’un milieu poreux avec différents fluides d’injection et montre ainsi que la courbe de désaturation capillaire permet de représenter le milieu poreux, indépendamment des fluides d’injection et de piégeage, pour la méthode selon l’invention. La figure 10 représente un premier exemple de tension interfaciale déterminée à partir de la méthode selon l’invention. La figure 11 représente la courbe de désaturation capillaire du milieu poreux utilisé pour un deuxième exemple de la méthode selon l’invention. La figure 12 illustre la tension interfaciale déterminée à partir du deuxième exemple de la méthode selon l’invention, la courbe de désaturation capillaire de la figure 11 étant utilisée pour construire un modèle de dépiégeage. L’invention concerne une méthode de détermination de la tension interfaciale entre un premier fluide et un deuxième fluide (également appelé formulation) au sein d’un milieu poreux, par exemple un réservoir pétrolier. Par poreux, on entend qu’au moins une partie du premier fluide et/ou du deuxième fluide, peut se déplacer dans le milieu en question. Dans cette méthode, on réalise les étapes suivantes : a) on piège au moins une partie du premier fluide dans le milieu poreux ; Cette quantité du premier fluide est « piégée » dans les pores du milieu poreux. En piégeant ainsi le premier fluide dans le milieu poreux, on multiplie le nombre de gouttes de premier fluide, la diversité de leurs formes, dépendantes des pores, et de leurs dimensions. b) on injecte le deuxième fluide dans le milieu poreux en dépiégeant le premier fluide du milieu poreux ; En effet, l’injection d’un deuxième fluide permet d’aider le dépiégeage en « poussant » le premier fluide des pores dans lesquels il est piégé. Cette étape permet de reproduire sensiblement par exemple l’injection d’une formulation pour la récupération assistée du pétrole. Notamment lors de l’injection du deuxième fluide dans le milieu poreux, au moins une troisième phase peut se créer, ce qui permet de mieux représenter la réalité des phénomènes se produisant lors des procédés de récupération assistée du pétrole ; c) on mesure la quantité du premier fluide dépiégée et/ou la quantité du premier fluide restant piégée pendant l’injection ; Par pendant l’injection, on entend qu’on peut mesurer la quantité dépiégée ou restant piégée en continu ou bien seulement une fois que le régime permanent est établi, c’est-à-dire lorsque la quantité dépiégée ou restant piégée n’évolue plus. Ainsi, on peut établir une corrélation entre des conditions d’injection, par exemple, composition du deuxième fluide, vitesse d’injection, pression, température, viscosité du deuxième fluide, et la quantité de fluide dépiégée ou restant piégée. d) on détermine la tension interfaciale entre le premier fluide et le deuxième fluide à partir de la mesure réalisée à l’étape c) et à partir d’un modèle de dépiégeage du milieu poreux, le modèle de dépiégeage reliant la tension interfaciale à la quantité mesurée du premier fluide dépiégé et/ou la quantité mesurée du premier fluide restant piégé aux conditions d’injection. En effet, le modèle de dépiégeage est intrinsèque au milieu poreux dans lequel les fluides sont testés. Le piégeage est le phénomène selon lequel un fluide, par exemple le premier fluide, est emprisonné dans des pores d’un matériau poreux, tel que le milieu poreux. Les forces visqueuses et de frottement aux parois du matériau poreux, ainsi que la tension interfaciale avec un autre fluide (dit fluide de balayage), tel que le deuxième fluide, sont telles que l’extraction du fluide piégé n’est pas possible en conditions normales (c’est-à-dire sans additif, sans augmentation de température ou autre artifice). On dit alors que le fluide est piégé dans le matériau poreux. La figure 2 présente, de manière schématique et non limitative, le phénomène de piégeage à partir d’images issues d’un moyen de mesure de la quantité de premier fluide 23 piégé dans un milieu poreux 22. Un milieu poreux 22, dans lequel un premier fluide 23 est piégé est mis en place dans une cellule 20 d’un dispositif apte à la mise en œuvre de la méthode décrite ici. Un deuxième fluide 21, dit de balayage, traverse la cellule 20. Il est injecté à une extrémité de la cellule 20, passe à travers le milieu poreux 22 et ressort à l’autre extrémité de la cellule 20. Le premier fluide 23 est représenté en noir. Lorsqu’il est piégé, il forme des ganglions, sous forme de gouttes de formes et de dimensions très diverses, dépendantes de la structure des pores du milieu poreux 22. Le milieu poreux 22 est représenté par les espaces hachurés. Sur le rectangle le plus à droite de la Figure 2, on observe les interfaces 24 entre les ganglions de premier fluide 23 et le deuxième fluide 21. Tout comme les ganglions, ces interfaces 24 sont de formes et dimensions très diversifiées. On nomme « dépiégeage » le phénomène qui consiste à extraire le fluide piégé. Le dépiégeage dépend donc des conditions (artificielles) qui sont alors créées pour extraire le fluide piégé. Ces conditions consistent par exemple à augmenter la température pour diminuer les forces visqueuses et/ou à ajouter des additifs dans le fluide de balayage, tensioactifs tels que des surfactants par exemple ou des polymères, de manière à réduire la tension interfaciale et à favoriser l’extraction. Les conditions de dépiégeage peuvent être évaluées par la quantité de fluide dépiégée et/ou restant piégée. Ainsi, les conditions de dépiégeage les plus favorables sont celles qui correspondent à la plus grande quantité de fluide extraite (dépiégée) ou à plus faible quantité de fluide restant piégée dans le milieu poreux. Le milieu poreux utilisé pour déterminer la tension interfaciale peut être n’importe quel milieu poreux : un échantillon de roche, un polymère, un milieu granulaire comme du sable, ou encore un échantillon de béton par exemple. Il ne correspond pas nécessairement au milieu réel dans lequel sont les fluides dans l’application réelle. L’utilisation d’un milieu poreux quelconque permet de multiplier les interfaces entre les fluides. Ainsi, les mesures sont réalisées sur une multitude d’interfaces et une multitude de gouttes au lieu d’une seule interface et d’une très faible proportion d’un fluide par rapport à l’autre comme sur les méthodes de l’art antérieur. De plus, la géométrie des interfaces peut être très diversifiée au sein du milieu poreux car elle va notamment dépendre des pores intégrés au milieu poreux. Au contraire, les méthodes de l’art antérieur utilisent des géométries fixes : une goutte ou un ménisque. La variabilité des géométries des interfaces qui est possible par la méthode selon l’invention permet une meilleure représentativité des interfaces réelles. De plus, la variabilité des pores et les effets des frottements visqueux avec les parois sont également pris en compte dans la méthode selon l’invention, contrairement à l’art antérieur. En outre, cette méthode ne nécessite pas un large excès d’un fluide par rapport à l’autre pour déterminer la tension interfaciale. Ainsi, les répartitions des fluides dans le milieu sont plus proches de ce qui est réalisé dans l’application finale, ce qui permet une détermination de la tension interfaciale plus précise pour l’application finale. Cette méthode permet également de prendre en compte au moins une troisième phase qui pourrait se créer lors de l’injection. Lorsqu’elle se crée, le milieu poreux va alors contenir non plus deux phases mais au moins trois phases avec des interfaces entre ces trois fluides. La mesure de tension interfaciale « apparente » qui est déterminée par la méthode selon l’invention permet de prendre en compte une moyenne des tensions interfaciales créées sur de multiples interfaces entre les différentes phases qui peuvent se produire lors de l’injection. Cette tension interfaciale « apparente » est donc plus représentative de la réalité de l’application, notamment lors de l’injection d’une formulation pour l’EOR. Elle permet de mieux appréhender la quantité d’hydrocarbures récupérables à partir de l’injection d’une formulation, dans des conditions réelles, et de mieux choisir la formulation d’injection la plus adaptée aux conditions réelles de récupération assistée du pétrole par exemple. Lorsque le milieu poreux correspond au milieu réel, par exemple, la roche dans laquelle sont les deux fluides pour lesquels on veut connaître la tension interfaciale, la précision est améliorée. De manière avantageuse, on peut construire un modèle de dépiégeage du milieu poreux en réalisant les étapes suivantes : - on réalise les étapes a) à c), de piégeage, d’injection et de mesure, décrites précédemment avec comme le premier fluide, un troisième fluide et avec comme deuxième fluide, au moins un quatrième fluide, la tension interfaciale entre ledit troisième fluide et ledit quatrième fluide étant connue, les étapes b) et c) étant réalisées pour au moins trois conditions d’injection (par exemple trois débits d’injection différents) afin de déterminer par exemple une courbe de désaturation capillaire caractéristique du milieu poreux. Ainsi, on caractérise le milieu poreux en utilisant des troisième et quatrième fluides qui sont choisis pour leur tension interfaciale connue. De préférence, les conditions d’injection réalisées permettent de bien reproduire la courbe de désaturation capillaire. - on construit le modèle de dépiégeage à partir des mesures réalisées avec lesdits troisième et quatrième fluides. Le modèle de dépiégeage peut notamment être basée sur la courbe de désaturation capillaire, et peut notamment être une représentation mathématique permettant de calculer la tension interfaciale à partir d’une modélisation de la courbe de désaturation capillaire. La courbe représentant l'évolution du premier fluide piégé dans le milieu poreux en fonction du nombre capillaire est appelée CDC (Courbe de Désaturation Capillaire), le nombre capillaire étant le rapport entre d’une part, le produit de la viscosité du deuxième fluide avec sa vitesse d’injection, et d’autre part la tension interfaciale du premier fluide et du deuxième fluide. Elle peut par exemple représenter la quantité d'huile productible par un procédé EOR par injection d’une composition aqueuse comprenant au moins un tensioactif. La Courbe de Désaturation Capillaire joue donc un rôle important, notamment dans le cadre de l’utilisation de tensioactifs pour la récupération assistée du pétrole, notamment pour déterminer quelle formulation aqueuse est la plus prometteuse car elle donne la cible en terme de nombre capillaire pour obtenir une désaturation notable de la roche. Cette courbe est une caractéristique intrinsèque du milieu poreux. La Courbe de Désaturation Capillaire est la représentation de la quantité de premier fluide restant piégé dans le milieu poreux dans lequel il se trouve à chaque fin de plateau (régime permanent) correspondant à des conditions d’injection spécifiques (vitesse d’injection, viscosité, pression et/ou température par exemple) en fonction du nombre capillaire. La figure 3 illustre, de manière schématique et non limitative, un exemple de courbe de désaturation capillaire. Sur cette figure, on observe une courbe représentant la quantité de fluide restant piégé S (en pourcentage du volume des pores disponibles dans le milieu poreux) dans un milieu poreux, en fonction du nombre capillaire Nc. Plus le nombre capillaire Nc augmente et plus la quantité de premier fluide restant piégé S diminue. Sur cette figure, la courbe de désaturation capillaire peut s’écrire sous la forme : Avec - la quantité de premier fluide restant piégé S dépendante de la vitesse d’injection v du deuxième fluide, de la viscosité μ du deuxième fluide et de la tension interfaciale γ entre le premier fluide et le deuxième fluide ; - N c0 , a et S orw qui sont des paramètres dépendant du milieu poreux. - Et Avec Comme erf(x) est une fonction inversable, la mesure de la quantité de premier fluide restant piégé permet, par inversion de la fonction de [Math 2] de déterminer la tension interfaciale. La courbe en pointillés correspond à une équation correspondant à [Math 2] avec a=1,36, N c0 =9,5.10 -5 et S orw =0,429. Ces paramètres ont été déterminés grâce à plusieurs points de mesure matérialisés par les points ronds gris. Préférentiellement, le modèle de dépiégeage peut relier la tension interfaciale à la mesure réalisée au moyen de caractéristiques des fluides, les caractéristiques comprenant la vitesse d’injection et/ou la viscosité des fluides. En effet, comme le nombre capillaire, utilisé pour la courbe de désaturation capillaire, correspond au rapport entre d’une part le produit de la viscosité du deuxième fluide avec sa vitesse d’injection et d’autre part la tension interfaciale du premier fluide et du deuxième fluide et comme la courbe de désaturation capillaire permet de relier le nombre capillaire au premier fluide dépiégé (ou restant piégé) dans le milieu poreux, une modélisation mathématique inverse de [Math 2] permet donc, à partir des quantités de premier fluide dépiégé (ou restant piégé) de déterminer le nombre capillaire et par conséquent à la tension interfaciale, la viscosité et la vitesse d’injection du deuxième fluide étant connues. Selon une mise en œuvre avantageuse de l’invention, le modèle de dépiégeage peut s’écrire sous la forme suivante, notamment par inversion de l’équation de [Math 2] : [Math 5] La fonction erfinv est la fonction inverse de la fonction erf. Comme la courbe de désaturation capillaire ne dépend que du milieu poreux, on peut alors déterminer N c0 , a et S orw par exemple en réalisant les différentes étapes a) à c) de la méthode décrite précédemment avec un troisième fluide et un quatrième fluide, le troisième fluide étant piégé dans le milieu poreux et le quatrième fluide étant injecté pour dépiéger le troisième fluide. Les troisième et quatrième fluides sont choisis notamment car leur tension interfaciale est connue. Il est alors possible de déterminer les paramètres N c0 , a et S orw par une calibration de [Math 2] et les utiliser dans [Math 5]. A partir d’au moins trois mesures de quantité de premier fluide dépiégé ou restant piégé, on peut déterminer les trois paramètres N c0 , a et S orw . Des mesures supplémentaires permettent d’obtenir des valeurs plus fiables de ces trois paramètres. Ainsi, le modèle de dépiégeage est plus précis. De ce fait, le modèle de piégeage permet de calculer la tension interfaciale facilement à partir d’une seule mesure de la quantité de premier fluide dépiégée ou restant piégée dans le milieu poreux et des conditions d’injection (notamment de la vitesse et de la viscosité du deuxième fluide). En variante, le modèle utilisé pour la méthode et le dispositif selon l’invention peut être de toute forme analogue. De préférence, on peut réitérer l’étape d’injection et l’étape de mesure pour d’autres conditions d’injection, lesdites conditions d’injection comprenant la vitesse d’injection du deuxième fluide, la viscosité du deuxième fluide et de préférence la température et la pression d’injection. Ainsi, on réalise des mesures de quantité de premier fluide dépiégée ou restant piégée dans le milieu poreux pour différentes conditions d’injection, par exemple, différents débits d’injection ou différentes viscosités (on peut modifier la viscosité par exemple en modifiant la température). En effet, en multipliant les mesures, on peut déterminer plus précisément la tension interfaciale et on peut également déterminer son écart-type (variabilité). En réalisant les mesures dans les conditions de pression et température correspondantes à l’application réelle, la tension interfaciale apparente est plus précise et permet de mieux appréhender la potentielle récupération d’huile produite par exemple. Selon une variante de l’invention, on peut mesurer la quantité de premier fluide dépiégée par au moins une analyse de la nature du fluide et de la quantité de ce fluide sortant dudit milieu poreux. Cette analyse peut se faire par exemple, en sortie du milieu poreux par un moyen d’analyse tel qu’un analyseur. Cet analyseur peut notamment être positionné en ligne pour plus de rapidité d’acquisition des données. Cette mesure est réalisée de préférence une fois que le régime permanent est établi, après la mise en place des conditions d’injection. Par exemple, lorsqu’on augmente le débit d’injection, la quantité de premier fluide dépiégée augmente tant que de petites quantités de premier fluide ressortent du milieu poreux. Afin de ne pas fausser les mesures, il est donc préférable d’avoir collecté tout le premier fluide ressortant du milieu poreux dans cette condition d’injection avant de réaliser la mesure. Dans une alternative, la mesure pourrait être réalisée en continue dès que la condition d’injection est établie. Dans ce cas, la mesure est arrêtée seulement après que le régime permanent est établi, de manière à ne pas fausser la mesure. En augmentant les conditions d’injection jusqu’à une condition finale pour laquelle on ne détecte plus aucune quantité de premier fluide dépiégée, on peut alors déterminer la quantité de premier fluide restant piégée à une condition d’injection déterminée comme étant la somme des quantités de premier fluide dépiégées pour toutes les conditions d’injection suivant la condition d’injection déterminée, jusqu’à la condition finale. Selon une autre variante, qui peut ou non être combinée à la précédente, on peut mesurer la quantité de premier fluide restant piégée dans le milieu poreux par résonance magnétique nucléaire (RMN) ou par radiographie à rayons X, de préférence par tomographie. Ainsi, on peut évaluer directement la quantité de premier fluide toujours piégée, cette mesure étant directement exploitable pour la détermination de la tension interfaciale. Une combinaison des mesures d’une part de la quantité de premier fluide dépiégée et de la quantité de fluide restant piégée permet d’améliorer la précision des résultats. Selon un mode de réalisation avantageux de l’invention, on peut dépiéger graduellement le premier fluide, de préférence en augmentant graduellement le débit d’injection du deuxième fluide et/ou la viscosité du deuxième fluide. Par augmentation graduelle, on entend qu’on augmente le débit par palier maintenu sur une durée prédéterminée. En effet, en maintenant le débit sur cette durée, on peut mesurer la quantité de premier fluide dépiégée et/ou restant piégée une fois que les conditions sont stabilisées (régime permanent atteint). Par exemple, lorsqu’on augmente le débit, on dépiège un peu plus le premier fluide du milieu poreux. Il est donc préférable d’attendre que tout le premier fluide, dans cette conditions d’injection, soit dépiégé pour effectuer les mesures afin d’éviter les risques d’erreur. Augmenter le débit d’injection est un moyen simple et facile de modifier les conditions d’injection pour dépiéger peu à peu un peu plus de premier fluide. Pour cela, on peut utiliser tout moyen permettant d’injecter le fluide à un débit contrôlé, par exemple un débitmètre. Pour modifier graduellement, la viscosité du deuxième fluide, on peut par exemple, modifier la température du deuxième fluide au cours du temps. Augmenter la viscosité, en diminuant la température, peut permettre de dépiéger peu à peu le premier fluide du milieu poreux. De préférence, les étapes d’injection et de mesure peuvent être réalisées avec une pression prédéterminée et avec une température prédéterminée. Ainsi, on peut par exemple réaliser les mesures dans les conditions de pression et température représentatives de l’application réelle, par exemple, la pression et la température du réservoir pétrolier. Selon une configuration de l’invention, on peut piéger le premier fluide dans le milieu poreux en réalisant les étapes suivantes : - on injecte un cinquième fluide dans le milieu poreux jusqu’à saturation du cinquième fluide dans le milieu poreux. Cet état de saturation correspondant de préférence à la saturation totale du milieu poreux par ce cinquième fluide. Puis ; - on injecte le premier fluide dans le milieu poreux puis ; - on injecte le cinquième fluide dans le milieu poreux de manière à piéger le premier fluide dans le milieu poreux. De préférence, la tension interfaciale entre le premier fluide et le cinquième fluide peut être supérieure à 20mN/m. De ce fait, les premier et cinquième fluides sont très peu miscibles, ce qui favorise les conditions de piégeage du premier fluide dans le milieu poreux. Selon une mise en œuvre préférée de l’invention, le premier fluide peut comprendre une huile et/ou le deuxième fluide peut comprendre de l’eau. De ce fait, ce mode de réalisation est adapté à l’injection de formulation pour la récupération assistée de pétrole. De préférence, le deuxième fluide peut comprendre au moins un additif, tel qu’un tensioactif, et/ou un polymère. Ainsi, la méthode est particulièrement adaptée pour la recherche de formulation optimale pour répondre aux besoins d’EOR. En effet, il est possible de tester différentes formulations aqueuses, comme des saumures, et de tester différents additifs ou combinaisons d’additifs pour déterminer celle qui présente la tension interfaciale apparente la plus basse, et donc qui pourra permettre une récupération maximale d’hydrocarbures. L’invention concerne également un dispositif de détermination de la tension interfaciale entre le premier fluide et le deuxième fluide dans le milieu poreux. Le dispositif comprend une cellule apte à recevoir le milieu poreux, des moyens d’injection d’au moins un premier fluide et d’au moins un deuxième fluide (et préférentiellement d’au moins un troisième fluide, au moins un quatrième fluide et au moins un cinquième fluide), et au moins un moyen de mesure permettant de mesurer la quantité de premier fluide dépiégée et/ou la quantité de premier fluide restant piégée (par exemple un analyseur en ligne, un moyen de radiographie à rayons X, un scanner), le dispositif étant apte à la mise en œuvre de la méthode décrite précédemment. Ainsi, la détermination de la tension interfaciale apparente est facilitée. En outre, l’invention concerne un procédé de récupération assistée d’hydrocarbures dans un réservoir poreux, dans lequel : i) On détermine ou on prélève la composition des hydrocarbures du réservoir poreux. En effet, si on détermine la composition des hydrocarbures, on peut par exemple pour le premier fluide reproduire une formulation proche de la composition déterminée. Si on réalise un prélèvement, on peut directement utiliser ce prélèvement pour le premier fluide. La détermination de la formulation optimale sera alors plus précise ; ii) On détermine la tension interfaciale entre la composition des hydrocarbures déterminée (à partir d’une formulation reproduite et proche de cette composition) ou prélevée et des fluides prédéterminés par la méthode décrite précédemment. En fait, on teste différentes formulations préétablies. Par exemple, on peut choisir des formulations adaptées au hydrocarbures identifiés dans le réservoir, par exemple en préétablissant des formules basées sur des expériences réalisées antérieurement avec des compositions d’hydrocarbures proches de la composition des hydrocarbures du réservoir qui nous intéresse. iii) On sélectionne un fluide parmi les fluides prédéterminés, pour lequel la tension interfaciale avec la composition des hydrocarbures déterminée ou prélevée est inférieure ou égale à la tension interfaciale de la composition déterminée avec l’un quelconque des autres fluides prédéterminés. De ce fait, on choisit, parmi les formulations préétablies, la formulation qui donne la tension interfaciale la plus basse, et qui est donc la plus prometteuse, parmi les formulations préétablies testées, pour récupérer le maximum d’huiles possible. Par exemple, les formulations préétablies peuvent être des formulations ASP (ASP pour Alcalin, Surfactant, Polymère) incluant des additifs alcalins et/ou surfactants et/ou polymères. iv) On injecte le fluide sélectionné dans le réservoir poreux, v) On récupère une quantité d’hydrocarbures du réservoir par injection du fluide sélectionné dans le réservoir poreux. La figure 1 présente, de manière schématique et non limitative, un dispositif apte à la mise en œuvre de la méthode selon l’invention décrite précédemment. Le dispositif comprend une cellule 3 dans laquelle est mis en place un milieu poreux. Le dispositif comprend également des moyens d’injection 2 (par exemple un injecteur) pour injecter un ou plusieurs fluides. De ce fait, le ou les fluides peuvent être injectés dans le milieu poreux de manière soit à réaliser le piégeage d’un des fluides (premier fluide et/ou troisième fluide), soit pour réaliser un balayage avec un autre fluide (deuxième fluide, quatrième fluide et/ou cinquième fluide) pour dépiéger le premier fluide et/ou le troisième fluide. Le dispositif comprend également des moyens de mesure 4 afin de mesurer la quantité de premier fluide dépiégée ou restant piégée dans le milieu poreux. Ce moyen de mesure 4 peut être connecté à un système de collecte des données tel qu’un ordinateur 1 via un réseau informatique. Ce système de collecte peut également être connecté au moyen d’injection et servir ainsi de commande du moyen d’injection par exemple pour augmenter le débit d’injection lorsque le régime permanent du débit d’injection précédent est établi (la quantité de premier fluide dépiégée ou restant piégée n’évolue plus). Ainsi, on peut piloter le dispositif de manière automatique. Les figures 4 à 6 illustrent, de manière schématique et non limitative, la reproductibilité des courbes de désaturation capillaire. Pour ces trois figures, le premier fluide est du dodécane, une huile synthétique, et le deuxième fluide est une solution aqueuse comprenant des tensioactifs (0,5% en volume de SDBS (Sodium Dodécyl-Benzène Sulfonate), 2,25% en volume d’AIP (Alcool Iso-Propyl)) et 15g/l de NaCl. Le cinquième fluide utilisé pour piéger le premier fluide est une saumure comprenant 15g/l de NaCl. La tension interfaciale entre le premier fluide et le cinquième fluide est de 40 mN/m ; la tension interfaciale entre le premier et le deuxième fluide est de 0,43 mN/m. Chacune des figures 4 à 6 représente des courbes de désaturation capillaire pour un même échantillon de matériau rocheux : un Béréa pour la figure 4, un échantillon de Bentheimer pour la figure 5 et un autre échantillon de Bentheimer pour la figure 6. Sur chacune de ces figures, plusieurs essais sont réalisés. Sur ces figures, l’abscisse Nc correspond au nombre capillaire et l’ordonnée S correspond à la quantité de premier fluide (dodécane) restant piégée dans l’échantillon considéré. Sur la figure 4, trois courbes en pointillées sont réalisées à partir de points de mesure correspondant à différents débits d’injection, chaque courbe correspondant à un essai avec une augmentation graduelle du débit d’injection. Chaque essai, correspondant respectivement aux points ronds, triangles gris foncés et carrés en gris clair, comprend différentes mesures. On peut observer que les trois courbes obtenues sont quasiment confondues. Sur la figure 5, deux courbes en pointillées sont réalisées à partir de points de mesure correspondant à différents débits d’injection, chaque courbe correspondant à un essai avec une augmentation graduelle du débit d’injection. Chaque essai, correspondant respectivement aux points ronds et aux triangles, comprend différentes mesures. On peut observer que les deux courbes obtenues sont très proches. Sur la figure 6, deux courbes en pointillées sont réalisées à partir de points de mesure correspondant à différents débits d’injection, chaque courbe correspondant à un essai avec une augmentation graduelle du débit d’injection. Chaque essai, correspondant respectivement aux carrés et aux triangles, comprend différentes mesures. On peut observer que les deux courbes obtenues sont superposées. Les figures 4 à 6 permettent de montrer que la courbe de désaturation capillaire est reproductible et ce pour différents types d’échantillons. Les figures 7 et 8 illustrent, de manière schématique et non limitative, des comparaisons de courbes de désaturation capillaire avec différents points de mesures avec un échantillon de Bentheimer et les mêmes fluides que pour les figures 4 à 6. Les abscisses Nc et ordonnées S correspondent aux mêmes paramètres que pour les figures 4 à 6. Sur la figure 7, la courbe passant par les points ronds a été réalisée à partir de huit points de mesure ; la courbe passant par les triangles a été réalisée à partir de cinq points de mesure. On peut remarquer que les deux courbes sont quasiment confondues. Sur la figure 8, la courbe passant par les points ronds a été réalisée à partir de huit points de mesure ; la courbe passant par les triangles a été réalisée à partir de trois points de mesure. On peut remarquer que les deux courbes sont quasiment confondues. Sur ces deux figures, la courbe représentée par les huit points de mesure (points ronds) peut s’écrire selon la formulation de [Math 2] avec a=1,95, N c0 =1,1.10 -4 et S orw =0,403. Les figures 7 et 8 montrent donc que trois mesures sont suffisantes pour établir une courbe de désaturation capillaire suffisamment précise. Ces trois points de mesure sont de préférence sur la partie de la courbe en pente, entre le plateau supérieur (proche de 0.4 sur les figures 7 et 8) et le plateau inférieur (proche de 0). La figure 9 illustre, de manière schématique et non limitative, un exemple de comparaison de réalisation d’une courbe de désaturation capillaire pour le même échantillon que celui de la figure 6. Les courbes passant par les carrés et les triangles correspondent à celles de la figure 6. Les points de mesure ronds en gris clair sont des points obtenus avec un deuxième fluide différent de celui utilisé pour la figure 6. En effet, alors que la tension interfaciale entre le premier et le deuxième fluide de la figure 6 est de 0,43 mN/m, la tension interfaciale des fluides utilisés pour la mesure des points ronds st d’environ 3,2 mN/m. La figure 9 montre une excellente corrélation entre les courbes de désaturation capillaire obtenues avec des fluides différents pour un même échantillon. Cela démontre que la courbe de désaturation capillaire est une caractéristique dépendante du milieu poreux, indépendamment des fluides utilisés. Ainsi, un milieu poreux peut être caractérisé à partir de cette courbe, pour créer un modèle de dépiégeage par exemple. Le modèle de dépiégeage peut ensuite être utilisé pour d’autres fluides afin de déterminer la tension interfaciale entre ces fluides. Exemples Les caractéristiques et avantages du procédé et du dispositif selon l'invention apparaîtront plus clairement à la lecture des exemples d'application ci-après. La figure 10 illustre un exemple de détermination de la tension interfaciale obtenue par la méthode selon l’invention. Dans cet exemple, la courbe de la figure 9 représente un modèle de dépiégeage d’un échantillon de Bentheimer (celui utilisé pour la figure 9). Elle est utilisée pour déterminer la tension interfaciale entre une formulation, appelée A, et le dodécane, utilisé comme premier fluide. La courbe de désaturation capillaire de la figure 9 peut s’écrire selon l’équation [Math 2] avec les paramètres S orw = 0,429, a = 1,36 et N c0 = 9,5.10 -5 . Pour mesurer la tension interfaciale de la formulation A avec le dodécane, on piège des gouttelettes de dodécane dans l’échantillon de Bentheimer. On injecte ensuite la formulation A avec cinq débits croissants : 0.09, 0.5, 1., 1.5 et 2 ml/min. Pour chaque débit d’injection, la quantité de dodécane restant piégée dans l’échantillon est mesurée par interprétation de radiographies aux rayons X. Ces mesures permettent de déterminer la tension interfaciale apparente entre la formulation A et le dodécane. Les cinq estimations, une par débit d’injection, sont données sur la figure 10. En abscisse, on chacune des cinq mesures réalisées ; en ordonnée, est donnée la valeur de la tension interfaciale calculée pour chacune des mesures correspondantes. Une tension interfaciale moyenne est calculée à 3.3mN/m. Cette valeur est obtenue en moyennant les cinq estimations des tensions interfaciales. Pour comparaison, la tension interfaciale entre la formulation A et le dodécane a été mesurée par la méthode de la goute tournante à deux reprises et a été respectivement définie à 3.0mN/m et 3.4mN/m. La méthode selon l’invention est donc en cohérence avec les méthodes de l’art antérieur pour cet exemple. Selon l’invention, la méthode de calcul permet également de calculer des incertitudes (barre verticale associée à chaque valeur estimée de tension interfaciale matérialisée par un rond) associées à chaque estimation. Ce calcul peut par exemple se baser sur la calibration des mesures de viscosités et de vitesses d’injection. Elles peuvent être exploitées afin de savoir quelle(s) estimation(s) individuelle(s) sont les plus pertinentes/fiables pour caractériser le système considéré. La figure 10 montre par exemple que la première estimation (point expérimental 1), associée au plus faible débit d’injection, est la plus incertaine et pourrait être écartée des mesures. La multiplicité des mesures permet également de mesurer un écart-type représentatif de la variabilité des estimations. Cet écart-type est représenté par la bande grisée passant par les différentes estimations correspondant aux ronds. L’écart-type ici est de 7,6.10 -1 . Les figures 11 et 12 présentent un deuxième exemple de l’invention. Dans cet exemple, on cherche à déterminer la tension interfaciale entre une formulation B et une huile Y. Plusieurs estimations de cette tension interfaciale ont été réalisées et estimées à 5.10 -3 mN/m puis 2.6*10 -2 , 1.9*10 -2 et 2.5*10 -2 mN/m par des méthodes de l’art antérieur. Ces résultats très différents montrent que les méthodes de l’art antérieur ne sont pas fiables, ni précises. Les méthodes de l’art antérieur ne permettent donc pas d’estimer correctement et de manière fiable la tension interfaciale entre la formulation B et l’huile Y. La courbe de désaturation capillaire de l’échantillon de milieu poreux utilisé pour la méthode selon l’invention est construite avec des fluides de références et est donnée à la figure 11. Cette courbe peut s’écrire selon l’équation de [Math 2] avec les paramètres S orw = 0,399, a = 1,68 et N c0 = 6,4.10 -5 . Selon la méthode de l’invention, on vient piéger des gouttelettes de l’huile Y dans l’échantillon de milieu poreux, grâce à une saumure à 15g/L de NaCl (sel de Chlorure de Sodium). Puis on injecte la formulation B avec deux débits croissants : 0.005 et 0.02 ml/min. Pour chaque débit d’injection, la quantité d’huile Y restant piégée dans le milieu poreux est mesurée et permet de déterminer la tension interfaciale par inversion de l’équation de [Math 2], correspondant à [Math 5]. Les deux estimations sont données en Figure 12, chaque abscisse correspondant à un débit d’injection différent (un point expérimental). Une tension interfaciale moyenne est calculée à 2,6.10 -2 mN/m en moyennant les deux estimations. La méthode selon l’invention donne des résultats proches de certaines mesures de l’art antérieur et permet également, contrairement à l’art antérieur, de déterminer un écart-type, dans ce cas de 3,7.10 -3 . De plus, l’estimation donnée est vraisemblablement plus précise compte tenu de la multiplicité du nombre de gouttes réalisées dans le milieu poreux, la multiplicité de la forme et de la dimension des interfaces. De plus, comme la méthode de l’invention tient compte des phénomènes complexes qui peuvent se produire lors de l’injection de la deuxième phase (rétention, troisième phase éventuel, forces visqueuses et de frottement aux parois), la tension interfaciale apparente est plus représentative des conditions réelles d’exploitation et notamment permet de mieux estimer la quantité d’huile qui pourra être récupérée et de mieux estimer la formulation la mieux adaptée pour la récupération assistée du pétrole dans un réservoir pétrolier. Méthode de détermination de la tension interfaciale entre un premier fluide (23) et un deuxième fluide (21) au sein d’un milieu poreux (22), caractérisée en ce que l’on réalise les étapes suivantes : a) on piège au moins une partie dudit premier fluide (23) dans ledit milieu poreux (22) ; b) on injecte ledit deuxième fluide (21) dans ledit milieu poreux (22) en dépiégeant ledit premier fluide (23) dudit milieu poreux (22) ; c) on mesure la quantité du premier fluide dépiégée et/ou la quantité du premier fluide restant piégée (S) pendant ladite injection ; d) on détermine la tension interfaciale entre le premier fluide (23) et le deuxième fluide (21) à partir de la mesure réalisée à l’étape c) et à partir d’un modèle de dépiégeage dudit milieu poreux (22), le modèle de dépiégeage reliant la tension interfaciale à la quantité mesurée du premier fluide dépiégé et/ou la quantité mesurée du premier fluide restant piégé. Méthode selon la revendication 1, pour laquelle on construit ledit modèle de dépiégeage dudit milieu poreux (22) en réalisant les étapes suivantes : 1) on piège au moins une partie d’un troisième fluide dans ledit milieu poreux (22) ; 2) on injecte un quatrième fluide dans ledit milieu poreux (22) en dépiégeant ledit troisième fluide dudit milieu poreux (22) ; 3) on mesure la quantité dudit troisième fluide dépiégée et/ou la quantité dudit troisième fluide restant piégée pendant ladite injection , la tension interfaciale entre ledit troisième fluide et ledit quatrième fluide étant prédéterminée, les étapes d’injection et de mesure étant réalisées pour au moins trois conditions d’injection ; puis 4) on construit ledit modèle de dépiégeage à partir des mesures réalisées avec lesdits troisième et quatrième fluides. Méthode selon l’une des revendications précédentes, pour laquelle le modèle de dépiégeage relie la tension interfaciale à la quantité mesurée du premier fluide dépiégé et/ou la quantité mesurée du premier fluide restant piégé, au moyen de caractéristiques des fluides, lesdites caractéristiques comprenant la vitesse d’injection et/ou la viscosité des fluides. Méthode selon l’une des revendications précédentes, pour laquelle le modèle de dépiégeage s’écrit : [Math 6] Avec γ la tension interfaciale entre ledit premier fluide (23) et ledit deuxième fluide (21), ν la vitesse d’injection du deuxième fluide (21), μ la viscosité du deuxième fluide (21), N c0 , a et S orw étant des paramètres prédéterminés, S étant la quantité de premier fluide restant piégée (S) dans le milieu poreux (22). Méthode selon l’une des revendications précédentes, pour laquelle on réitère l’étape d’injection et l’étape de mesure pour d’autres conditions d’injection, lesdites conditions d’injection comprenant la vitesse d’injection du deuxième fluide, la viscosité du deuxième fluide et de préférence la température et la pression d’injection. Méthode selon l’une des revendications précédentes pour laquelle on mesure la quantité de premier fluide dépiégée par au moins une analyse de la nature du fluide et de la quantité de ce fluide sortant dudit milieu poreux (22). Méthode selon l’une des revendications précédentes, pour laquelle on mesure la quantité de premier fluide restant piégée (S) dans ledit milieu poreux (22) par résonance magnétique nucléaire ou par radiographie à rayons X, de préférence par tomographie. Méthode selon l’une des revendications précédentes, pour laquelle on dépiège graduellement le premier fluide (23), de préférence en augmentant graduellement le débit d’injection du deuxième fluide (21) et/ou la viscosité du deuxième fluide (21). Méthode selon l’une des revendications précédentes, pour laquelle les étapes d’injection et de mesure sont réalisées avec une pression prédéterminée et avec une température prédéterminée. Méthode selon l’une des revendications précédentes, pour laquelle on piège le premier fluide (23) dans ledit milieu poreux (22) en réalisant les étapes suivantes : - on injecte un cinquième fluide dans ledit milieu poreux (22) jusqu’à saturation dudit cinquième fluide dans ledit milieu poreux (22) puis ; - on injecte ledit premier fluide (23) dans ledit milieu poreux (22) puis ; - on injecte ledit cinquième fluide dans ledit milieu poreux (22), de préférence la tension interfaciale entre ledit premier fluide (23) et ledit cinquième fluide étant supérieure à 20mN/m. Méthode selon l’une des revendications précédentes pour laquelle le premier fluide (23) comprend une huile et/ou le deuxième fluide (21) comprend de l’eau, de préférence le deuxième fluide (21) comprenant au moins un additif, tel qu’un tensioactif, et/ou un polymère. Dispositif de détermination de la tension interfaciale entre ledit premier fluide (23) et ledit deuxième fluide (21) dans ledit milieu poreux (22), le dispositif comprenant une cellule (3, 20) apte à recevoir ledit milieu poreux (22), des moyens d’injection (2) de premier fluide (23) et de deuxième fluide (21), et au moins un moyen de mesure (4) permettant de mesurer la quantité de premier fluide dépiégée et/ou la quantité de premier fluide restant piégée (S), le dispositif étant apte à la mise en œuvre de la méthode selon l’une des revendications précédentes. Procédé de récupération assistée d’hydrocarbures dans un réservoir poreux, dans lequel : i) On détermine ou on prélève la composition desdits hydrocarbures dudit réservoir poreux ; ii) On détermine la tension interfaciale entre la composition des hydrocarbures déterminée ou prélevée et des fluides prédéterminés par la méthode selon l’une des revendications 1 à 11 ; iii) On sélectionne un fluide parmi lesdits fluides prédéterminés, la tension interfaciale dudit fluide sélectionné avec ladite composition des hydrocarbures déterminée ou prélevée étant inférieure ou égale à la tension interfaciale de la composition déterminée avec l’un quelconque des autres fluides prédéterminés ; iv) On injecte ledit fluide sélectionné dans ledit réservoir poreux ; et v) On récupère une quantité d’hydrocarbures dudit réservoir par injection dudit fluide sélectionné dans ledit réservoir poreux.