Brevet FR3127250A1 — publié le 20230324

L’invention concerne un procédé pour déterminer une viscosité apparente d’une mousse à injecter dans une formation souterraine fracturée pour récupérer une phase organique. On décompose la formation fracturée en un milieu fractures et un milieu matriciel, puis on détermine trois seuils de viscosité apparente : i) un premier seuil pour éviter une fracturation de la formation lors de l’injection de la mousse ; ii) un deuxième seuil pour maximiser le gradient de pression dans le milieu fractures et limiter la pénétration de la phase gazeuse de la mousse dans le milieu matriciel ; iii) un troisième seuil permettant de maximiser un rapport entre viscosité apparente et une tension interfaciale prédéfinie pour minimiser la saturation en huile résiduelle dans le milieu matriciel et garantir une stabilité de la mousse. La viscosité apparente de la mousse est alors choisie entre le troisième seuil et un minimum entre les premier et deuxième seuils. Figure 1 à publier Procédé pour déterminer la viscosité apparente d’une mousse à injecter en vue de la récupération d’une phase organique présente dans une formation souterraine La présente invention concerne le domaine de la récupération d’une phase organique contenue dans une formation souterraine comportant un réseau de fractures, par injection d’une mousse tensio-active. En particulier, la présente invention peut concerner la récupération assistée d’hydrocarbures présents naturellement dans la formation souterraine fracturée, ou bien la récupération assistée de produits organiques d’origine anthropique et potentiellement polluants présents dans cette formation. En particulier dans le domaine de l’exploitation pétrolière, la récupération primaire consiste à extraire, via un puits dit de production, le pétrole présent du réservoir par l’effet de surpression régnant naturellement au sein du réservoir. Cette récupération primaire ne permet d’accéder qu’à une faible quantité du pétrole contenu dans le réservoir, de l’ordre de 10 à 15% tout au plus. Pour permettre de poursuivre l’extraction du pétrole, des méthodes secondaires de production sont employées, quand la pression du réservoir devient insuffisante pour déplacer le pétrole encore en place. Notamment, on injecte un fluide (ré-injection de l'eau produite diluée ou non, injection d'eau de mer ou de rivière, ou encore injection de gaz, par exemple) au sein du réservoir hydrocarboné, en vue d'exercer au sein du réservoir une surpression propre à entraîner le pétrole vers le ou les puits de production. Une technique usuelle dans ce cadre est l'injection d'eau (désignée également par le terme anglais « waterflooding »), dans laquelle de grands volumes d'eau sont injectés sous pression dans le réservoir via des puits injecteurs. L'eau injectée entraîne une partie du pétrole qu'elle rencontre et le pousse vers un ou plusieurs puits producteurs. Les méthodes secondaires de production telles que l’injection d'eau ne permettent toutefois d’extraire qu’une partie relativement faible des hydrocarbures en place (typiquement de l’ordre de 30%). Ce balayage partiel est dû notamment au piégeage de l’huile par les forces capillaires, aux différences de viscosité et de densité existant entre le fluide injecté et les hydrocarbures en place, ainsi qu’à des hétérogénéités à des échelles micro- ou macroscopiques (échelle des pores et aussi échelle du réservoir). Pour essayer de récupérer le reste du pétrole, qui demeure dans les formations souterraines à l’issue de la mise en œuvre des méthodes primaires et secondaires de production, il existe différentes techniques dites de récupération assistée (connue sous l’acronyme « EOR », correspondant à « Enhanced Oil Recovery »). Parmi ces techniques, on peut citer des techniques s’apparentant à l’injection d'eau précitée, mais employant une eau comprenant des additifs tels que, par exemple, des agents tensio-actifs solubles dans l’eau (on parle alors de « surfactant flooding »). L’emploi de tels agents tensio-actifs induit notamment une diminution de la tension interfaciale eau/pétrole, ce qui est propre à assurer un entraînement plus efficace du pétrole piégé au niveau des constrictions de pores. On connaît également la récupération assistée par injection de gaz, miscibles ou non (gaz naturel, azote ou CO 2 ). Cette technique permet de maintenir la pression dans le réservoir pétrolier au cours de son exploitation, mais peut aussi permettre, dans le cas de gaz miscibles, de mobiliser les hydrocarbures en place et ainsi d’en améliorer le débit. Un gaz couramment utilisé est le dioxyde de carbone lorsqu’il est disponible à bas coût. On connaît aussi des techniques alternatives reposant sur une injection de mousse dans le réservoir pétrolier. Cette mousse résulte du mélange intime de gaz et d’une solution d’un additif tensio-actif, aussi appelé agent moussant. En raison de sa viscosité apparente élevée, la mousse est considérée comme une alternative au gaz comme fluide d’injection dans les réservoirs d’hydrocarbures. Dans le domaine de l’environnement, l’injection de mousse offre des potentialités analogues pour extraire la phase organique saturant les blocs de matrice de formations superficielles fracturées qui ont subi une imprégnation accidentelle (pollution) par des fluides organiques d’origine anthropique. L’injection de mousse est particulièrement attractive dans le cas de réservoirs fracturés ou hétérogènes car elle permet de ralentir la progression des fluides dans les fractures, et de manière générale dans les niveaux perméables des réservoirs, et ainsi d’améliorer le balayage des zones peu perméables mal balayées. Par ailleurs, de manière générale, l’injection d’une solution aqueuse tensio-active favorise le dépiégeage des phases organiques demeurant piégées au sein des pores de la roche à l’issue du balayage. Ainsi, l’injection d’une mousse, qui possède de fait des propriétés tensio-actives, fait ainsi l’objet d’un intérêt particulier, en particulier dans le cas de réservoirs fracturés, car elle permet de bénéficier d’une part d’un bon balayage, en réduisant le rôle de court-circuit joué par les fractures, d’autre part d’une réduction de l’huile résiduelle qui demeure piégée à l’issue d’un balayage conventionnel par de l’eau et/ou du gaz en l’absence de tensio-actif. Le document suivant sera cité au cours de la description : Warren, J. E. & Root, P. J. (1963) “The Behavior of Naturally Fractured Reservoirs”, SPE Journal, Volume 3, pp. 245-255. En pratique, préalablement à toute injection d’une mousse, on cherche à déterminer les propriétés de la mousse permettant une récupération optimale de la phase organique présente dans la formation souterraine considérée (plus précisément au système roche-fluides considéré), par exemple permettant de dépiéger une quantité maximale de phase organique localisée dans les zones peu perméables de la formation et/ou de minimiser le nombre de puits injecteurs/producteurs et/ou de réduire la durée totale de la récupération, etc. Autrement dit, on cherche à déterminer les propriétés de la mousse à injecter permettant, pour le réservoir considéré, de satisfaire à au moins un critère prédéfini relatif à la récupération. La détermination des caractéristiques de la mousse la plus adaptée à un réservoir donné est généralement réalisée de manière numérique, au moyen d’une simulation d’écoulement (ou encore d’une simulation de réservoir) incorporant un modèle de déplacement de la mousse dans le réservoir. Autrement dit, à partir d’un simulateur d’écoulement apte à simuler le balayage réalisé par une mousse ayant des caractéristiques prédéfinies dans un réservoir, on teste différentes mousses, caractérisées par exemple par un type d’agent moussant, une concentration en agent moussant, une viscosité apparente, et on choisit la mousse qui satisfait au mieux au(x) critère(s) prédéfini(s) relatif(s) à la récupération. Les modèles de déplacement de la mousse utilisés par l’industrie sont des modèles relativement simples qui, sous les conditions d’existence de la mousse, simulent les effets de la mousse en termes de réduction de mobilité. De façon générale, les modèles de déplacement de la mousse dépendent non linéairement de nombreux paramètres (constantes de calibration). La détermination des paramètres de ces modèles passe donc par la résolution d’un problème inverse non linéaire. Toutefois, la complexité du déplacement d’une mousse dans un milieu confiné que constitue tout milieu poreux naturel rend la calibration et la modélisation difficiles, car le grand nombre de paramètres influençant la mousse peut conduire à des indéterminations (solutions multiples). On connaît notamment la demande de brevet EP 3276124 B1 (US 10669818 B) qui décrit une méthode de calibration des paramètres du modèle de déplacement de la mousse de manière séquentielle, à partir de différents jeux de données expérimentales acquises sur divers systèmes roches-fluides-mousse caractérisés notamment par diverses qualités de mousse, diverses concentrations d’agent moussant, diverses saturations en huile. Le caractère séquentiel de l’ajustement des paramètres du modèle de déplacement de la mousse permet de minimiser les ajustements numériques, au contraire de procédés réalisant un ajustement global, tout en essayant d’extraire le maximum d’informations sur le comportement dynamique de la mousse à partir des données expérimentales. Le procédé fournit alors un modèle de déplacement de la mousse, qualifié d’empirique, reproduisant fidèlement les données expérimentales. On connait en outre la demande de brevet EP 3358129 A1 (US 10830026) qui décrit une méthode de calibration du modèle de déplacement de la mousse destiné à la simulation de réservoir tenant compte de lois physiques relatives aux mousses et à leurs propriétés d’écoulement. Plus précisément, ce document décrit l’utilisation d’un modèle à lamelles comme intermédiaire pour calibrer le modèle de déplacement de la mousse à partir des données expérimentales. De cette manière, la calibration étant basée sur des lois physiques, le modèle de déplacement de la mousse calibré est plus réaliste et prédictif et permet, au moyen d’un simulateur de réservoir, des prévisions de production plus fiables. Ce procédé contribue ainsi à une meilleure évaluation des procédés de récupération assistée à base de mousse pour récupérer l’huile du réservoir considéré. Toutefois, l’évaluation et le dimensionnement d’un procédé à base de mousse pour un formation donnée soulève le problème du choix des propriétés de la mousse la mieux adaptée aux caractéristiques de la formation considérée et aux conditions opératoires souhaitées (telles que le débit par puits), préalablement à la calibration d’un modèle de déplacement de cette mousse suivant les méthodes des brevets cités plus haut. Ce besoin est à l’origine du présent brevet qui cible les formations fracturées pour lesquelles l’extraction des fluides organiques piégés dans les pores des blocs matriciels constitue une difficulté bien connue des professions concernées. La présente invention permet de pallier ces inconvénients. Plus précisément, la présente invention permet de définir, sans recourir à une simulation numérique, une mousse à la fois stable et qui permet de maximiser la récupération de la phase organique par injection de mousse au niveau d’au moins un puits traversant une formation fracturée, tout en évitant la fracturation aux abords du/des puits et la pénétration du gaz dans le milieu matriciel. Notamment, la présente invention permet de définir une mousse optimale, adaptée aux formations fracturées et à la phase organique en place, car la présente invention repose sur des mesures relatives à la fracturation du réservoir et sur des mesures de laboratoire. Ainsi, la présente invention permet un prédimensionnement réaliste et optimal d’un procédé de récupération d’une phase organique, présente dans une formation naturellement ou suite à une pollution, par injection d’une mousse optimale en termes d’efficacité d’extraction des fluides retenus dans les pores des blocs de matrice de formations fracturées. Ce prédimensionnement et évaluation du procédé constituent un préalable aux étapes de simulation numérique détaillée du procédé sur la formation considérée. L’invention concerne un procédé pour déterminer au moins une viscosité apparente d’une mousse à injecter dans une formation souterraine en vue de récupérer au moins une phase organique présente dans ladite formation souterraine, ladite formation souterraine comportant un réseau de fractures et au moins un puits, ladite mousse étant formée par une phase gazeuse dispersée dans une solution comprenant un tensio-actif, au moyen d’une représentation double milieu de ladite formation comportant ledit réseau de fractures, ladite représentation double milieu comprenant un milieu matriciel représentatif d’une matrice non fracturée de ladite formation, un milieu fractures représentatif desdites fractures de ladite formation orientées, lesdites fractures dudit milieu fractures étant orientées selon des directions orthogonales entre elles. Le procédé selon l’invention est caractérisé en ce qu’on réalise au moins les étapes suivantes pour au moins ledit puits : A) on détermine un premier seuil d’une viscosité apparente de ladite mousse correspondant à une valeur maximale de ladite viscosité apparente de ladite mousse permettant d’éviter une fracturation de ladite formation lors de ladite récupération par injection de ladite mousse dans ledit puits, B) on détermine un deuxième seuil de ladite viscosité apparente de ladite mousse correspondant à une valeur maximale de ladite viscosité apparente de la mousse permettant à la fois de maximiser un gradient de pression dans ledit milieu fractures et de limiter la pénétration de ladite phase gazeuse de ladite mousse dans ledit milieu matriciel, C) on détermine un troisième seuil de ladite viscosité apparente de ladite mousse permettant de maximiser un rapport entre ladite viscosité apparente et une tension interfaciale entre ladite solution comprenant ledit tensio-actif et ladite phase organique à récupérer, ladite tension interfaciale étant prédéterminée de manière à minimiser une saturation en huile résiduelle dans ledit milieu matriciel et à garantir une stabilité de ladite mousse, et en ce qu’on détermine ladite au moins une valeur de ladite viscosité apparente de ladite mousse à injecter dans ledit au moins un puits en choisissant une valeur comprise entre ledit troisième seuil et un minimum pris entre lesdits premier et deuxième seuils. Selon une mise en œuvre de l’invention, on peut déterminer ledit premier seuil de ladite viscosité apparente à partir d’une expression d’une pression de fond de puits en fonction de ladite viscosité apparente de ladite mousse et à partir d’une pression de fracturation du milieu matriciel Selon une mise en œuvre de l’invention, on peut déterminer ledit premier seuil de ladite viscosité apparente à partir d’une formule du type : où Q bh est un débit d’injection dudit puits, H est une épaisseur de ladite formation, e c est un exposant d’une loi de dépendance en vitesse de la viscosité apparente de ladite mousse, r w est un rayon dudit puits, k f est une perméabilité dudit milieu fractures, P res est une pression au sein de ladite formation, P frac est ladite pression de fracturation dudit milieu matriciel, R d est un rayon de drainage dudit puits. Selon une mise en œuvre de l’invention, on peut déterminer ledit deuxième seuil de ladite viscosité apparente à partir d’une expression d’un gradient de pression dans ledit milieu fractures en fonction de ladite viscosité apparente de ladite mousse, et d’une pression de seuil de pénétration de ladite phase gazeuse au sein dudit milieu matriciel. Selon une mise en œuvre de l’invention, on peut déterminer ledit deuxième seuil de ladite viscosité apparente selon une formule du type : où GT est un rapport entre ladite pression de seuil de pénétration de ladite phase gazeuse dans ledit milieu matriciel et une dimension caractéristique des blocs matriciels, H est ladite épaisseur de ladite formation, k f est ladite perméabilité dudit milieu fractures, R d est ledit rayon de drainage dudit puits, e c est ledit exposant de ladite loi de dépendance en vitesse de la viscosité apparente de ladite mousse, Q bh est ledit débit d’injection dudit puits, est une valeur minimale prédéfinie d’une fraction volumique dudit milieu matriciel balayée par ladite solution comprenant ledit tensio-actif, de préférence valant au moins 95%. Selon une mise en œuvre de l’invention, on peut déterminer ledit troisième seuil de ladite viscosité apparente à partir d’une expression de ladite viscosité apparente de ladite mousse en fonction de ladite tension interfaciale entre ladite solution comprenant ledit tensio-actif et ladite phase organique et d’une valeur minimale d’un nombre capillaire permettant de minimiser la phase organique résiduelle après une injection d’eau. Selon une mise en œuvre de l’invention, on peut déterminer ledit troisième seuil de ladite viscosité apparente selon une formule du type : où est ladite valeur minimale du nombre capillaire permettant de minimiser la phase organique résiduelle après une injection d’eau, k f et k m sont des perméabilités respectives dudit milieu fractures et dudit milieu matriciel, k rwmax est une perméabilité relative à l’eau en présence d’une phase organique résiduelle, H est ladite épaisseur de ladite formation, Q bh est ledit débit d’injection dudit puits, R d est ledit rayon de drainage dudit puits, est un rayon moyen de l’aire drainée, e c est ledit exposant de ladite loi de dépendance en vitesse de la viscosité apparente de ladite mousse, IFT so est une valeur de ladite tension interfaciale entre ladite phase aqueuse et ladite phase organique supérieure à une valeur minimale garantissant une stabilité de ladite mousse et inférieure à une valeur maximale en-dessous de laquelle la saturation en huile résiduelle est diminuée dans ledit milieu matriciel. Selon une mise en œuvre de l’invention, on peut déterminer ladite représentation en double milieu à partir au moins de mesures de propriétés relatives à ladite formation ou à une formation analogue géologiquement à ladite formation, à partir desquelles on définit au moins des paramètres statistiques relatifs audit réseau de fractures. L’invention concerne en outre un procédé pour récupérer au moins ladite phase organique présente dans une formation souterraine comprenant un réseau de fractures et un puits, dans lequel on applique le procédé pour déterminer au moins une viscosité apparente d’une mousse tel que décrit ci-dessus pour au moins ledit puits, et dans lequel on injecte dans ladite formation, au moins au niveau dudit puits, une mousse ayant ladite viscosité apparente déterminée. Selon une mise en œuvre de l’invention, préalablement à l’injection de ladite mousse, on peut déterminer un schéma d’exploitation de la phase organique présente dans la formation, on fore au moins un puits injecteur et/ou producteur issu dudit schéma d’exploitation et on installe des infrastructures de production. D'autres caractéristiques et avantages du procédé 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. Liste des figures [Fig 1] La présente un diagramme de la viscosité apparente de la mousse en fonction de la tension interfaciale schématisant les trois seuils de viscosité apparente de la mousse du procédé selon l’invention pour un exemple d’application. Procédé pour déterminer au moins une viscosité apparente d’une mousse à injecter dans une formation souterraine en vue de récupérer au moins une phase organique présente dans ladite formation souterraine, ladite formation souterraine comportant un réseau de fractures et au moins un puits, ladite mousse étant formée par une phase gazeuse dispersée dans une solution comprenant un tensio-actif, au moyen d’une représentation double milieu de ladite formation comportant ledit réseau de fractures, ladite représentation double milieu comprenant un milieu matriciel représentatif d’une matrice non fracturée de ladite formation, un milieu fractures représentatif desdites fractures de ladite formation orientées, lesdites fractures dudit milieu fractures étant orientées selon des directions orthogonales entre elles, caractérisé en ce qu’on réalise au moins les étapes suivantes pour au moins ledit puits : A) on détermine un premier seuil d’une viscosité apparente de ladite mousse correspondant à une valeur maximale de ladite viscosité apparente de ladite mousse permettant d’éviter une fracturation de ladite formation lors de ladite récupération par injection de ladite mousse dans ledit puits, B) on détermine un deuxième seuil de ladite viscosité apparente de ladite mousse correspondant à une valeur maximale de ladite viscosité apparente de la mousse permettant à la fois de maximiser un gradient de pression dans ledit milieu fractures et de limiter la pénétration de ladite phase gazeuse de ladite mousse dans ledit milieu matriciel, C) on détermine un troisième seuil de ladite viscosité apparente de ladite mousse permettant de maximiser un rapport entre ladite viscosité apparente et une tension interfaciale entre ladite solution comprenant ledit tensio-actif et ladite phase organique à récupérer, ladite tension interfaciale étant prédéterminée de manière à minimiser une saturation en huile résiduelle dans ledit milieu matriciel et à garantir une stabilité de ladite mousse, et en ce qu’on détermine ladite au moins une valeur de ladite viscosité apparente de ladite mousse à injecter dans ledit au moins un puits en choisissant une valeur comprise entre ledit troisième seuil et un minimum pris entre lesdits premier et deuxième seuils. Procédé selon la revendication 1, dans lequel on détermine ledit premier seuil de ladite viscosité apparente à partir d’une expression d’une pression de fond de puits en fonction de ladite viscosité apparente de ladite mousse et à partir d’une pression de fracturation du milieu matriciel Procédé selon la revendication 2, dans lequel on détermine ledit premier seuil de ladite viscosité apparente à partir d’une formule du type : où Q bh est un débit d’injection dudit puits, H est une épaisseur de ladite formation, e c est un exposant d’une loi de dépendance en vitesse de la viscosité apparente de ladite mousse, r w est un rayon dudit puits, k f est une perméabilité dudit milieu fractures, P res est une pression au sein de ladite formation, P frac est ladite pression de fracturation dudit milieu matriciel, R d est un rayon de drainage dudit puits. Procédé selon l’une des revendications précédentes, dans lequel on détermine ledit deuxième seuil de ladite viscosité apparente à partir d’une expression d’un gradient de pression dans ledit milieu fractures en fonction de ladite viscosité apparente de ladite mousse, et d’une pression de seuil de pénétration de ladite phase gazeuse au sein dudit milieu matriciel. Procédé selon la revendication 4, dans lequel on détermine ledit deuxième seuil de ladite viscosité apparente selon une formule du type : où GT est un rapport entre ladite pression de seuil de pénétration de ladite phase gazeuse dans ledit milieu matriciel et une dimension caractéristique des blocs matriciels, H est ladite épaisseur de ladite formation, k f est ladite perméabilité dudit milieu fractures, R d est ledit rayon de drainage dudit puits, e c est ledit exposant de ladite loi de dépendance en vitesse de la viscosité apparente de ladite mousse, Q bh est ledit débit d’injection dudit puits, est une valeur minimale prédéfinie d’une fraction volumique dudit milieu matriciel balayée par ladite solution comprenant ledit tensio-actif, de préférence valant au moins 95%. Procédé selon l’une des revendications précédentes, dans lequel on détermine ledit troisième seuil de ladite viscosité apparente à partir d’une expression de ladite viscosité apparente de ladite mousse en fonction de ladite tension interfaciale entre ladite solution comprenant ledit tensio-actif et ladite phase organique et d’une valeur minimale d’un nombre capillaire permettant de minimiser la phase organique résiduelle après une injection d’eau. Procédé selon la revendication 6, dans lequel on détermine ledit troisième seuil de ladite viscosité apparente selon une formule du type : où est ladite valeur minimale du nombre capillaire permettant de minimiser la phase organique résiduelle après une injection d’eau, k f et k m sont des perméabilités respectives dudit milieu fractures et dudit milieu matriciel, k rwmax est une perméabilité relative à l’eau en présence d’une phase organique résiduelle, H est ladite épaisseur de ladite formation, Q bh est ledit débit d’injection dudit puits, R d est ledit rayon de drainage dudit puits, est un rayon moyen de l’aire drainée, e c est ledit exposant de ladite loi de dépendance en vitesse de la viscosité apparente de ladite mousse, IFT so est une valeur de ladite tension interfaciale entre ladite phase aqueuse et ladite phase organique supérieure à une valeur minimale garantissant une stabilité de ladite mousse et inférieure à une valeur maximale en-dessous de laquelle la saturation en huile résiduelle est diminuée dans ledit milieu matriciel. Procédé selon l’une des revendications précédentes, dans lequel on détermine ladite représentation en double milieu à partir au moins de mesures de propriétés relatives à ladite formation ou à une formation analogue géologiquement à ladite formation, à partir desquelles on définit au moins des paramètres statistiques relatifs audit réseau de fractures. Procédé pour récupérer au moins ladite phase organique présente dans une formation souterraine comprenant un réseau de fractures et un puits, dans lequel on applique le procédé pour déterminer au moins une viscosité apparente d’une mousse selon l’une des revendications précédentes pour au moins ledit puits, et dans lequel on injecte dans ladite formation, au moins au niveau dudit puits, une mousse ayant ladite viscosité apparente déterminée. Procédé pour récupérer au moins ladite phase organique selon la revendication 9, dans lequel, préalablement à l’injection de ladite mousse, on détermine un schéma d’exploitation de la phase organique présente dans la formation, on fore au moins un puits injecteur et/ou producteur issu dudit schéma d’exploitation et on installe des infrastructures de production.