FR 3060636 A1 20180622 FR 1662889 A 20161220 1 La présente invention concerne le domaine de l'exploitation et/ou de la surveillance de l'exploitation d'un fluide contenu dans une formation souterraine. Plus particulièrement, la présente invention peut concerner le pilotage d'un procédé de récupération assistée des hydrocarbures contenus dans un réservoir géologique, par injection d'un fluide de balayage. L'exploitation d'un réservoir d'hydrocarbures par récupération primaire consiste à extraire, via un puits dit de production, les hydrocarbures présents au sein 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 des hydrocarbures contenus dans le réservoir (de l'ordre de 10 à 15%). Pour permettre de poursuivre l'extraction des hydrocarbures d'un réservoir, notamment lorsque la pression au sein du réservoir devient insuffisante pour déplacer les hydrocarbures encore en place, c'est-à-dire insuffisante pour dépasser la pression capillaire de la roche réservoir, des méthodes de production dites secondaires sont employées. 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, en vue d'exercer au sein de ce réservoir une surpression propre et un balayage permettant d'entraîner les hydrocarbures 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 des hydrocarbures qu'elle rencontre et les 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). Afin de récupérer au mieux le reste des hydrocarbures qui demeure dans les formations souterraines à l'issue de la mise en oeuvre 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 tensioactifs solubles dans l'eau (on parle alors de « surfactant flooding ») ou encore des 3060636 2 polymères. L'emploi d'agents tensioactifs 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. L'emploi de polymère a pour conséquence l'augmentation de la viscosité de l'eau, permettant ainsi une meilleure affinité avec l'huile en 5 place et donc une meilleure efficacité de balayage. On connaît également la récupération assistée par injection de gaz, miscibles ou non (gaz naturel, azote ou 002). 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 10 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. 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. La mobilité de la mousse est ainsi réduite par rapport au gaz qui, lui, a 15 tendance à ségréger et à percer rapidement aux puits producteurs, notamment dans les réservoirs hétérogènes et/ou épais. La récupération assistée par injection de mousse est particulièrement attractive car elle requiert l'injection de volumes moindres que pour d'autres procédés de récupération assistée à base de fluides non moussants. A noter qu'il existe aussi des procédés consistant en une alternance d'injection de mousse et de gaz tels que du 20 002, permettant un meilleur contrôle de la mobilité des produits hydrocarbonés en présence dans le réservoir, l'objectif étant d'avoir une bonne conformance (effet piston homogène) du procédé. On connaît également la récupération assistée de type thermique, au cours de laquelle un fluide chaud, tel qu'un fluide caloporteur ou encore un gaz sous forme de vapeur 25 (par exemple la vapeur d'eau dans le cas de procédés dits « SAGD » pour « Steam-Assisted Gravity Drainage » en anglais) est injectée dans un gisement pétrolier. Les procédés thermiques permettent, par apport de calories et augmentation de la température, de réduire la viscosité des hydrocarbures, notamment des bruts lourds, et ainsi de les rendre quelque peu plus productibles. 30 Dans tous les cas, suite à l'injection de produits chimiques au sens large, de fluides gazeux ou suite à un procédé thermique, la salinité au sein du réservoir évolue. Par exemple, l'injection d'un fluide miscible quel qu'il soit a pour conséquence la dilution des sels en présence dans le réservoir. Mais, il est aussi possible que la salinité soit modifiée du fait 35 de l'injection d'un fluide salin, tel qu'une saumure ou une eau de mer, lors d'un procédé EOR 3060636 3 ou d'un test de puits. En tout état de cause, la salinité d'un gisement d'hydrocarbures évolue lors de l'extraction elle-même de ces hydrocarbures, par la production de saumure contenant le gaz et l'huile. Or la salinité joue un rôle important dans l'affinité du milieu poreux avec l'huile en 5 place dans ce milieu poreux et réciproquement. Par conséquent, il est important de pouvoir suivre l'évolution de la salinité au sein d'un gisement d'hydrocarbures lors de son exploitation, afin notamment d'anticiper les mécanismes d'interaction « fluides-roches » intervenant dans un réservoir pétrolier au cours de son exploitation, et par voie de conséquence de mieux piloter les procédés EOR. De plus, en cas de fuite au sein d'un 10 compartiment voisin (tel qu'un réservoir secondaire, un aquifère), la salinité est un paramètre à surveiller de manière à mettre en évidence cette fuite et son évolution dans le temps. Etat de la technique 15 Les documents suivants seront cités dans la suite de la description : Chapellier, D., 2009, Diagraphies Pétrole, Cours online de Géophysique, Université de Lausanne, Institut Français du Pétrole, http://www-klunil.ch/cours/pdf/doc dia/diapet f.pdf. Esmaeili, S., Rahbar, M., Pahlavanzadeh, H. and Ayatollahi, S. (2016), Investigation of 20 streaming potential coupling coefficients and zeta potential at low and high salinity conditions: Experimental and modeling approaches, Journal of Petroleum Science and Engineering, Volume 145, September 2016, Pages 137-147, ISSN 0920-4105. Glover, P. W. J., E. Walker, and M. D. Jackson (2012), Streaming-potential coefficient of reservoir rock: A theoretical model, Geophysics, 77(2), D17-D43, doi:10.1190/geo2011- 25 0364.1. Jaafar, M. Z., J. Vinogradov, and M. D. Jackson (2009), Measurement of streaming potential coupling coefficient in sandstones saturated with high salinity NaCI brine, Geophys. Res. Lett., 36, L21306, doi:10.1029/2009GL040549. Vinogradov, J., M. Z. Jaafar, and M. D. Jackson (2010), Measurement of streaming 30 potential coupling coefficient in sandstones saturated with natural and artificial brines at high salinity, J. Geophys. Res., 115, B12204, doi:10.1029/2010JB007593. 3060636 4 Classiquement, l'estimation de la salinité au sein d'une formation souterraine s'effectue soit 1) au laboratoire, après prélèvement du fluide présent au sein de la formation et au moyen d'un conductimètre, soit 2) in situ, à partir d'une mesure de la résistivité électrique réalisée au moyen d'un outil de diagraphie qui est descendu au sein d'un puits traversant la 5 formation d'intérêt. Dans le cas d'une estimation de la salinité en laboratoire, il est nécessaire de réaliser un prélèvement du fluide présent dans la formation d'intérêt. Les réservoirs d'hydrocarbures étant situés à des profondeurs de l'ordre du kilomètre, parfois sous une épaisse couche d'eau, l'opération n'est jamais simple à réaliser techniquement, notamment du fait de la 10 nécessité que l'échantillon soit bien préservé des fluides environnants (par exemple le fluide prélevé doit être préservé des fluides présents dans le puits). Puis une mesure de conductimétrie est réalisée sur l'échantillon de fluide prélevé. A partir d'un abaque standard représentant l'évolution de la conductivité en fonction de la salinité, on peut en déduire la salinité du fluide d'intérêt. Toutefois, étant donné la complexité du prélèvement à réaliser, ce 15 type d'approche ne permet pas une surveillance en temps réel d'un site d'exploitation d'hydrocarbures (notamment la surveillance de fuites de fluides vers un compartiment voisin), et en particulier ne permet pas son pilotage en temps réel. Dans le cas d'une estimation de la salinité in situ par des mesures de type diagraphie électrique, cela nécessite de réaliser des opérations de descente et de montée des outils de 20 diagraphies au sein d'un puits de forage, de réaliser les mesures au moyen de ces outils, puis d'estimer la salinité via des abaques réalisés en tenant compte de la relation résistivité température - salinité. Parmi les paramètres mesurés par les outils de diagraphie électrique, on peut notamment mesurer la résistivité électrique des roches. La résistivité électrique des roches est, dans la plupart des cas, de type électrolytique (c'est à dire que les roches 25 conduisent le courant électrique grâce au fluide qu'elles contiennent). La résistivité électrique d'une roche dépend essentiellement de la qualité de l'électrolyte (c'est-à-dire de la résistivité Rw du fluide d'imbibition et, par conséquent, de la quantité de sels dissous), de la quantité d'électrolyte contenue dans l'unité de volume de la roche (c'est-à-dire de la porosité de la couche géologique), du type de distribution de l'électrolyte (c'est-à-dire que l'on est jamais à 30 Sw = 1 mais à Sw 1, i 1, i REVENDICATIONS1. Procédé pour l'exploitation et/ou la surveillance de l'exploitation d'un fluide tel qu'un fluide hydrocarboné présent dans au moins une couche géologique d'une formation souterraine, au moins un puits traversant au moins ladite couche de ladite formation, au moyen d'au moins un abaque représentatif de l'évolution du coefficient de couplage électrocinétique en fonction de la salinité pour ladite couche, caractérisé en ce qu'on détermine la salinité au sein d'au moins ladite couche en au moins un point de mesure situé dans ledit puits et au niveau de ladite couche pour au moins un instant Ti prédéfini de l'exploitation dudit fluide en réalisant au moins les étapes suivantes : a) on mesure une pression au niveau dudit point de mesure pour au moins ledit instant Ti, un instant Ti-1 précédant ledit instant Ti et un instant Ti+1 suivant ledit instant Ti ; b) on mesure un potentiel spontané au niveau dudit point de mesure pour lesdits instants Ti-1, Ti et Ti+1 ; c) à partir desdites mesures de pression et desdites mesures de potentiel spontané pour lesdits instants Ti-1, Ti et Ti+1 audit point de mesure, on détermine la pente d'une courbe représentant l'évolution du gradient de potentiel spontané en fonction du gradient de pression entre lesdits instants Ti-1 et Ti+1 ; d) à partir de ladite pente et dudit abaque, on détermine une valeur de ladite salinité audit point de mesure et audit instant Ti ; et en ce qu'on exploite et/ou on surveille ladite exploitation dudit fluide en prenant en compte ladite valeur de ladite salinité. 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel on détermine préalablement ledit abaque, en réalisant, en laboratoire et au moyen d'un échantillon de roche représentatif de ladite couche géologique, des mesures de pression et de potentiel spontané pour une pluralité de valeurs de salinité d'une saumure saturant ledit échantillon. 3060636 22 3. 5 4. 10 5. 15 6. 20 Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel ledit puits est un puits producteur, un puits injecteur ou un puits destiné à la surveillance de ladite exploitation dudit fluide. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel on réalise lesdites mesures de pression et lesdites mesures de potentiel spontané en au moins deux points de mesures situés dans au moins deux puits traversant au moins ladite couche de ladite formation, et on détermine une évolution de ladite salinité dans ladite couche entre lesdits deux puits. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel, en sus de ladite valeur de ladite salinité, on détermine une valeur de la perméabilité absolue de ladite couche en réalisant, en plus desdites mesures de pression et desdites mesures de potentiel spontané, des mesures de débit dudit fluide exploité en au moins ledit point de mesure et pour au moins lesdits instants Ti, Ti-1 et Ti+1. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel, en sus de ladite valeur de ladite salinité, on détermine une valeur de la perméabilité relative audit point de mesure en réalisant, en plus desdites mesures de pression et desdites mesures de potentiel spontané, des mesures de résistivité électrique en au moins ledit point de mesure et pour au moins lesdits instants Ti, Ti-1 et Ti+1.