FR 2522360 A1 19830902 FR 8203224 A 19820226 PROCEDE D'ACCROISSEMENT OU RENDEMENT O'@XTRACTION DE PETROLE BRUT DE GIGEMENTS, La présente invention se rapporte a on protédé pour l'extraction primaire, secondaire et tertiaire de pétrole @@ot des gisements pétrolifères et alamise en oeuvre de ce porocédé en v@e d'accraitre la production da pétrble brut. Le choix des technologles d'expioitation de s gisements d'hydrocarbures notamsent des gisemants de p@trols set pratique@ent toujours détereine tout d'abord par les conditions tachniuqes ct economiques existantes. cas conditions, qui out notablement @ar,@ @@ court de l'histoire de la production du pétrole, varient encere act@@@@ement contcamment. Dans le but d'obten@@ des résultats m@illeurs et plus avantageux on poursuit encore prèseniement des rec@@@ches en @@e d'améliorer les techniques d'extraction. Au début, les giserents pétrelifères étaient exploites par des méthodes naturelles en m@@@ts@t à prei@t l'énergie du gisement. En fait. selon ce, methodes, le pét@@le elait refoulé dans les puits, excl@s@vement par l'énergie de détente de @@ @@che gazeuse, de la masse de pétrole elle-même et de la poche d'ea'@ entourant le gisement.Avec cette methode d'exploitation. on ne pouvait obtenir qu'un rendement d'extraction de 30% au maximum et encore dans des circonstances tavorables. Aussi, afin de récupérer les tres importantes quantités de pétrole qui restaient dans les gisements, on a mis aud point les procédés dits secondaires et tertiaires. Parmi ces procédés, on doit tout d'abord citer, dans l'orde chronologique de Thistorique de leur développement, l'extraction à l'aide de gaz sous pression. Le principe de ce procédé consiste à reinjecter dans la poche gazeuse les différentes quantités da gaz qui ont été extraites simultanément avec le pétrole, ce qui a pour effet @e reduire la diminution de l'énergie du gisement pétrolifere et d'ausmsmenter @e @em@@ent @n pétrole. Le procédé consistant à injecter ensuite de l'eau dans le qisement d'hydrocarbures représentait une autre solution et une amélioration du rendement en ce ui concerne la production du pétrole. Dans le cas du procédé d'injection d'eau, le rendement du refoul@- ment de ieme que le rendement volumétrique étaient plus grands et évide@ ment, on pouvait réduire la proportion de la réserve de pétrole qui rt s- tait dans le gisement après l'exploitation de ce gisement. En pratique, différentes variantes du procédé d'injection d'eau se sont imposées, par exemple ce que l'on appelle le procédé d'injection ze- riphérique, qui implique une injection a l'interface eau-pétrole et/o gaz-pétrole; l'injection produite dans des galeries ou chambres; l'in eo- tion d'eau dans les couches de pétrole, dans laquelle la masse de pet olé est subsdîvisée en plusieurs parties au moyen de puits d'injection, e: sous l'effet de laquelle la vitesse de production du pétrole peut ét@ augmentée considérablement. Toutefois, avec les technologies précitées, on ne peut extraie qu'environ 45% des réserves initiales de pétrole. L'introduction du procédé dit de formation ou de dilution de élan- ge constitue une nouvelle technologie d'extraction. Le principe de ce procédé consiste a injecter, dans le gisement des substances qui sont liquides dans les conditions de la couche p. trolifere, par exemple l'alcool, le propane-butane, etc..., ces substances se mélangeant de façon illimitée avec le pétrole se trouvant au sei I du gisement. Des régions du gisement ou les liquides injectés entrent an contact avec le pétrole brut, on peut obtenir une exploitation presque totale.Toutefois, la possibilité d'application et, en même temps, la diffusion de ce procédé sont malheureusement restreintes par le fait luxe, par suite des conditions defavorables de mobilité, il se produit ce qu'on ap- pelle des effets de formation Aermel ce qui de son côte, se traduit par un résultat sediocre de la dilution et de l'augmentation de volume .Au total, ceci a peur conséquence que l'accroissement du rendement d exploi- tation, rapporté au volume total de roche réservoir, est tres faite. Par ailleurs, un autre fait non négligeable en ce qui concerne les po > sibi'i- tés d'application réside dans le fait que les frais de production de ces fluides de dilution et de déplacement sont relativement élevés. On connaît également différentes variantes des procédés tt emiques comme, par exemple, la combustion humide, la combustion seche, 1 injection de vapeur, etc... mais la diffusion de ces procédés est fortement limitez par les différences de composition et par la grande profondeur des gisements pétrolifères. La production de pétrole au moyen de micro-organismes est d'un caractère tres différent des procédés enuméres plus haut. Toutefois, la réussite de ce procédé dépend de nombreuses circonstances qu'il n'a pas été possible d'élucider jusqu'à présent, même avec les techniques très élaborées dont on dispose actuellement. C est ainsi que la production de pétrole au moyen de bacteries ne peut pas encore être considérée comme techniquement au point. L'amélioration du rendement qu'on en attend n'est pas garantie et le procédé dans son ensemble est considéré comme d'un caractere expérimental. Pour résumer les exposés ci-dessus, cn peut constater que le procéde le plus répandu est encore actuellement le procédé d'injection d'eau ou de refoulement par l'eau. Au contraire, l'orientation génerale du développement tend a de nouveaux perfectionnements des technologies actuelles d'injection d'eau. Avec les procédes d'injection d'eau améliorée, on peut en général atteindre un accroissement de production de 5 à 10%. On connait les types améliorés suivants d'injection d'eau: - utilisation d'émulsion aqueuse; - utilisation de polymères dissous dans l'eau; - utilisation d'eau traitée par des substances tensio-actives; - utilisation d'eau contenant du gaz carbonique; au cours de l'expansion (injection d'eau). Le procédé traditionnel d'injection d'eau et l'injection d'eau amé- liorée peuvent être considérés comme indentiques en principe. Au cours de la mise en oeuvre du procédé amélioré, les substances dissoutes dans l'eau modifient essentiellement la mobilité des fluides propulseurs et propulsés dans un sens favorable et, de cette façon, accroissent le rendement de la récupération. Au sujet de l'utilisation des émulsions, des polymères et des substances tensio-actives, il convient d'indiquer que, dans la littérature technique, on n'a rapporté que des essais dont les résultats sont relativement contradictoires. Sur la base des expériences dont on dispose actuellement, on peut observer que le rendement et l'efficacité du procédé dépendent considérablement du type du brut et de la roche réservoir du gisement, cependant que l'ensemble des paramètres distincts intéractions qui se produisent n'a pas encore été expliqué. Compte tenu du fait que les gisements et les fluides des gisements sont d'une composition extrêmement compliquée, les conditions d'application demandent de nouvelles recherches pour permettre de mettre en oeuvre a l'échelle industrielle les procédés précites qui sont encore actuellement coûteux ainsi que pour pouvoir appliquer l'un ou l'autre de ces procédés dans la pratique réelle. Actuellement, l'utilisation de grandes quantités de gaz naturel contenant plus de 60 moles % de gaz carbonique ou d'un gaz carbonique pos sédant un degré de pureté industriel commence à s'imposer pour améliorer le rendement de la récupération ou la production de pétrole. Le principe de ce procédé consiste à injecter un gaz contenant du gaz carbonique dans le gisement pétrolifère en une quantité déterminée et avec une pression de couche déterminée. En entrant en contact avec le pétrole, ce mélange réduit la viscosité de ce dernier, et accroît le coefficient de volume du gisement c'est-à-dire que, sous cet effet, le pétrole subit un accroissement de volume. L'injection d'eau consécutive, qui peut être effectuée de la meme façon avec de l'eau saturée ou non saturée en gaz carbonique, ou de l'eau saturée ou non en carbonate, permet un accroissement du taux de récupération du pétrole. Comparativement au procédé traditionnel de refoulement par l'eau, ce procédé permet de réduire d'environ 5 à 10% la quantité de brut qui reste dans le gisement. Bien que le mécanisme de l'accroissement du rendement apporte par ce procédé ait déja été expliqué et soit bien connu, la diffusion du procédé est limitée par les facteurs suivants: - à la suite des intéractions entre le pétrole et le gaz carbonique il se dépose des résines et des asphaltènes dans les pores de la roche, ce qui est préjudiciable à la perméabilité de la roche; - le gaz carbonique est très soluble dans l'eau et en conséquence, une partie de ce gaz se dissout également dans l'eau qui est tou jours présente dans le gisement et cette partie ne peut pas parti ciper au refoulement du pétrole;; - en raison de la présence de gaz carbonique, il existe un grand ris que de corrosion aussi bien dans les appareillages transportant le fluide à injecter que dans l'installation de production et l'éli- mination de ce risque implique d'importants investissements; - le gaz carbonique injecté contamine le pétrole et le gaz naturel extraits dans une mesure qui, dans de nombreux cas, compromet les possibilités de l'application du procédé du refoulement du pétrole par le gaz carbonique. C'est ainsi que, par exemple, pour les rai sons précitées, on n'a pratiquement pas encore obtenu actuellement grace à l'emploi de gaz carbonique une réelle augmentation des taux de récupération dans le cas de gisements de pétrole comportant une grosse poche de gaz. L'invention vise a éliminer les inconvénients énumérés plus haut et elle concerne un procédé qui conserve tous les avantages de l'injection de gaz carbonique sans cependant présenter les inconvénients de cette techni- que. L'invention concerne un procédé destiné à augmenter le rendement de l'extraction de pétrole brut des gisements, dont la caractéristique essentielle consiste en ce que, sans interruption de la production pendant le processus d'extraction, on gazéifie à peu près la moitie du volume des pores du gisement pétrolifère par injection, grace à l'emploi d'un gaz qui contient une grande proportion d'éthane et de constituants lourds. La teneur du gaz injecté en constituants lourds est d'au moins 30 à 40% et le rapport molaire entre l'éthane et les constituants lourds est d'au moins de 2,5:1. Selon l'invention le rapport entre le volume de gaz injecté et le volume de pétrole produit est choisi de manière que, à la fin de l'injection de gaz, la pression du gisement présente à peu près la même valeur qu'au début. Lorsque l'on opère en continu, l'injection de gaz est interrompue au moment où le gaz injecté dans les puits de production de pétrole est détecté. Ensuite, on poursuit sans modification l'extraction du pétrole, on procede à une injection d'eau et on règle les conditions de fonctionnement de manière que la pression du gisement ne subisse aucune diminution. On arrete l'extraction de pétrole lorsque les puits sont en tièrement envahis par l'eau.Après la mise en oeuvre avantageuse du rocédé, on procede à l'injection de gaz dans la masse de pétrole et/ou dans la région de l'interface eau-pétrole dans la couche d'eau. De préférence, ce procédé est caractérisé par le fait que le débit de l'injection de gaz et celui de l'extraction sont cnoisis de manière que, au début de l'injection de gaz, la pression du gisement atteigne à peu près la valeur de la pression initiale du gisement et que, dans le courant de l'extraction continue, on interrompt l'injection lorsque le gaz apparaît dans les puits en production ou mis en production et que, ensuite, dans une deuxième phase, et avec prolongation sans changement de l'activité d'extraction, on procède à une injection d'eau ou d'eau traitée et qu'on règle le procédé par injection du fluide de telle manière que la pression du gisement reste inchangée ou à peu pres inchangée et que, finalement on termine la production lorsque les puits sont entièrement envahis par l'eau. Suivant un autre mode de mise en oeuvre, on procède à l'injection du gaz contenant de l'éthane et des constituants lourds jusqu'à ce que les puits de production soient remplis de gaz ou de bouchons d'eau, de telle manière que la masse gaz-bouchon d'eau présente, dans la couche en volume, une valeur comprise entre 2 et 10% du volume des pores de la roche pétrolifère. Le procédé peut également être mis en oeuvre en procédant à l'in- jection des gaz contenant de l'éthane au début de la mise en production des gisements pétrolifères ou à un stade intermédiaire de la production ou encore après la fin de l'exploitation du gisement par production primaire et/ou par injection d'eau. Les modes de mise en oeuvre de l'invention sont encore expliqués avec plus de détails par les exemples donnés ci-après sans que l'invention ne soit limitée par ces exemples. EXEMPLE 1 Le gisement pétrolifère choisi comme exemple, qui possède une grosse poche de gaz est un réservoir anticlinal dont la profondeur de gisement est d'environ 1880 à 1970 m. Le rapport du volume de pores entre la poche de gaz et la masse de pétrole (coefficient de rapport) est de 1,7. La réserve initiale de pétrole est de 15 millions de m3, la pression initiale du gisement est d'environ 200 bars. La densité du pétrole brut est de 0,83 g/cm3 a une température de 150C sous une pression de 0,98 bar. L'exploitation du gisement est effectuée a pression constante avec injection bilatérale d'eau. La rangee de puits de production est disposée dans l'axe de la masse de pétrole, avec des écartements entre puits de 300 m. La rangée des forages d'injection a la limite gaz-pétrole, a l'interface gaz-pétrole avec des écartements entre forages de 400 m; la rangée des forages d'injection d'eau périphérique dans la masse d'eau aux alentours de l'interface eau-pétrole avec des écartements entre forages de 600 m. A l'instant possible de début de l'application de procédé d'exploitation ou d'extraction suivant 1 'invention, le refoulement effectue avec injection d'eau approche de sa fin et les puits de production travaillent avec une teneur en eau d'environ 80 à 90%. Le gisement choisi comme exemple est situé dans un champ producteur de pétrole et de gaz où la production de gaz libre et de gaz d'accompagnement atteint annuellement environ 3 milliards de m3. Les gaz contiennent de grandes quantités d'éthane dont la présence dans les produits liquides n'est pas souhaitable et est inutile dans les gazoducs et qu'il est, par conséquent, nécessaire de séparer du gaz naturel pour cette raison. La préparation du gaz peut s'effectuer sur le site par séparation par refroidissement et détente. La séparation des produits finaux liquides s'effectue par absorption à basses températures. L'un des sous-produits de la préparation du gaz qu'on obtient pendant ce traitement est le gaz de tête de la tour de séparation de l'éthane. Ce gaz de tete contient en moyenne 33% d'éthane et 10 de constituants plus lourds que l'éthane. Le gaz possédant cette composition convient déjà pour réduire la masse de pétrole restant dans le gisement par le procédé suivant l'invention. Avec une technologie simple, par exemple une condensation partielle, on peut encore enrichir le gaz, principalement en éthane, ce qui est encore plus favorable pour le procédé d'exploitation. Si, par exemple la quantité d'éthane et des constituants plus lourds, est de 65 moles %, le rapport entre l'thane et les constituants plus lourds étant d'environ 3:1., on injecte environ 40 à 50 m3 de ce gaz pour 1 m3 de pétrole, le volume de pétrole est augmenté d'environ 10X par cette opération et sa viscosité diminue de 30%. Compte tenu d'un taux d'exploitation spatial ou volumique de 0,5, (la quantité de gaz disponible dans un tel champ atteignant en général 70 mill. de m3/an) le procédé suivant l'invention peut être étendu à une partie de gisement ayant une réserve initiale de pétrole géologique corresponsant à 4 milliards de m3. Suivant l'invention, l'injection du gaz contenant une forte teneur en éthane est effectuee par des forages d'injection "sécants" orientés perpendiculairement à l'axe de la masse de pétrole. Ceci exige l'exécution de neuf nouveaux forages. L'injection du gaz s'effectue par étapes, en trois à quatre phases, sur l'ensemble du gisement. L'injection de gaz peut être réalisée sur une année dans une zone de production. On arrête l'injection du gaz suivant l'invention dans des conditions données, c'est-à-dire lorsque la pression du gisement devient égale ou à peu prés égale à la pression qui régnait au début dans ce gisement et lorsque le gaz injecté réapparaît dans les puits de production au cours de l'exploitation ininterrompue. Dans la phase suivante du travail, on procède à l'injection d'eau en une quantité qui correspond à un volume de pores d'environ 0,5. Sous l'effet de l'augmentation de volume et de la diminution de la viscosité du pétrole brut ainsi que de sa saturation en gaz libre, on peut obtenir par l'application de l'invention un accroissement du rendement de l'extraction atteignant environ 7 à 8%. Dans le cas du gisement pris comme exemple, cette amélioration du rendement se traduit par une quantité additionnelle de pétrole d'environ 1,0 à 1,2 mill. de ma pendant un temps d'exploitation de 10 à 15 ans. EXEMPLE 2 Le gisement pris comme exemple correspond, en ce qui concerne ses caractéristiques, au gisement décrit à l'exemple 1. La quantité et la qualité du gaz disponible pour la mise en oeuvre du procédé d'extraction sont également analogues. Avant l'application du procédé suivant l'invention, la production a également été effectuée par introduction d'eau peripheriquement selon deux directions latérales (injection d'eau) avec un réseau de puits analogue à celui utilisé à l'exemple précédent. Le réseau de puits du gisement est complété, en vue de la récuperation tertiaire (procédé tertiaire) par des rangées de puits sécantes ou obliques qui entourent deux ou éventuellement trois puits de production. L'injection de gaz riche en éthane débutedans les forages d'injection marginaux, auquel cas on procède à une injection d'eau, effectuée selon une cadence rapide à l'interface gaz-pétrole. L'injection et le refoulement maintiennent l'équilibre dans le volume de la couche. En vue d'atteindre un degre d'injection favorable, on doit fermer le puits de production dès que la concentration de l'éthane dans le gaz du puits de production atteint 50% de la teneur en éthane du gaz injecte. Dans les unités des différents domaines, l'injection de gaz péri- phérique doit cesser après la fermeture de tous les puits de production et doit etre envoyée vers les rangées de puits sécantes. Dès que le gaz injecté dans les rangées de puits sécantes fait irruption dans chaque puits de production, on conunence à injecter de l'eau ou de l'eau traitée dans les puits des rangées de puits périphériques et/ou sécantes et on conserve de cette façon l'équilibre volumique de l'injection et de la production. La quantité d'eau à injecter représente ici, également, un volume de pores de 0,5. Dans ce cas, le rendement volumique de la gazéification est plus favorable que dans l'exemple cité en premier en raison du fait que l'injection de gaz est également effectuee à la périphérie. Pour cette raison, l'accroissement de rendement atteint est également plus grand: 8 à 10%. L'accroissement du rendement d'extraction se traduit par une production supplémentaire de 1,2 à 1,5 millions de m3 de pétrole pendant 10 à 15 ans pour le gisement considéré. EXEMPLE 3 Le gisement de pétrole choisi comme exemple est un réservoir anticlinal d'une profondeur de 1720 à 1790 m. Le pétrole contenu dans le gisement est saturé mais il ne dispose cependant pas de poche de gaz. La densité du pétrole est de 0,81 g/cm3 à une température de 15"C et à une pression 1 atm. La réserve initiale de pétrole est de 8 mill. de m3 et la pression initiale du gisement de 180 atm. L'exploitation du gisement a été prévue avec injection d'eau et sous pression constante. Pour l'extraction par injection d'eau, on a foré un réseau de puits de 400 m. La récupération finale envisagée par injection sur toute la surface étant de 46%. Dans le voisinage du champ pétrolifère contenant le gisement de pétrole, se trouve un champ de gaz naturel dont la production annuelle est de 2 milliards de m3. Les gaz contiennent en moyenne 8% d'éthane, en dehors du propane et du butane. Les produits cibles liquides propulsés et le propane et le butane propulseur sont séparés. Le gaz de tête de la tour de séparation de l'é- thane qui constitue un sous-produit de la technologie de préparation du gaz, contient 33; d'éthane et 10% de constituants plus lourds que l'éthane. Par condensation partielle, on peut encore accroitre la teneur en éthane jusqu'à 50 à 55%. Le gaz contenant 50 à 55% d'éthane et des constituants lourds est déjà bien approprié pour la mise en oeuvre du procédé suivant l'invention. La gazéification effectuée avec un gaz contenant une haute teneur en éthane est effectuée avant l'injection d'eau. D'apres les résultats des examens de laboratoire, l'accroissement du rendement comparativement à l'injection d'eau est de cette façon de 1,5 fois l'accroissement de rendement obtenuenl'utilisant comme procédé tertiaire. Le gaz enrichi par condensation partielle est acheminé au champ pétrolifère par un gazoduc. La quantité disponible de 40 mill. de m3 par an suffit pour injecter ce gaz une réserve initiale de pétrole de 2,5 mill. de m3. Le gaz possédant une haute teneur en éthane est injecté dans les puits centraux des éléments à cinq points. L'injection de gaz est prolongée jusqu'à ce que la teneur en éthane du gaz accompagnant sortant des puits de production ait atteint 50% de la teneur en éthane du gaz injecté. L'injection de gaz durera vraisemblablement 3 à 4 ans. L'injection de gaz est suivie d'une injection d'eau ou d'eau traitée. L'eau ou eau traitée injecter représente 1,5 fois le volume des pores. L'accroisseient du rendement d'extraction que l'on peut attendre de la mise en oeuvre du procédé suivant l'invention est de 10,5 à 12% ce qui représente une production supplémentaire de pétrole de 0,840 à 0,860 mili. de m3, par rapport à l'injection d'eau dans le cas du gisement qui présente les caractéristiques indiquées. L'avantage de l'invention consiste en ce que la récupération de pétrole du gisement peut être considérablement augmentée sans investissements coûteux et que l'on peut amener au Jour une quantité de pétrole qu'il n'était pas possible de récupérer avec les procédés connus actuellenìent. REVENDICATIONS 1.- Procédé d'accroissement du rendement d'extraction de pétrole brut de gisements, caractérisé en ce que, dans une première phase, et pendant l'opération d'extraction, on gazéifie la couche dans une mesure qui atteint à peu près la moitié de volume des pores du gisement, par injection du gaz possédant une haute teneur en éthane et en constituants lourds, la teneur du gaz à injecter en constituants lourds représentant au moins 30 à 40, le rapport molaire de l'éthane et des constituants lourds atteignant avantageusement la valeur de 2,5::1, ce procédé étant encore caractérisé par le fait que le débit de l'injection de gaz et celui de l'extraction sont choisi sis de manière que, au début de l'injection de gaz, la pression du gisement atteigne à peu près la valeur de la pression initiale du gisement et que, dans le courant de l'extraction continue, on interrompt l'injection lorsque le gaz apparaît dans les puits en production ou mis en production et que, ensuite, dans une deuxième phase, et avec prolongation sans chanyement de l'activité d'extraction, on procède à une injection d'eau ou d'eau traitée et qu'on règle le procédé par injection du fluide de telle manière que la pression du gisement reste inchangée ou à peu près inchangée et que, finalement on termine la production lorsque les puits sont entièrement envahis par l'eau. 2.- Procédé suivant la revendication 1, caractérisé en ce qu'on procède à l'injection du gaz dans la masse de pétrole et/ou dans la masse d'eau dans le voisinage de la limite eau-pétrole. 3.- Procédé suivant l'une des revendications 1 ou 2.- caractérisé en ce-qu'on procède à l'injection du gaz contenant de l'éthane et des constituants lourds jusqu'à ce que les puits de production soient envahis par le gaz en alternance avec des bouchons d'eau ou d'eau traitée de telle manière que les masses de gaz et de bouchon d'eau contenues dans le volume des couches représentent 2 à 10% du volume des pores du gisement de pétrole. 4.- Procédé suivant l'une quelconque des revendications 1 à 3, caractérisé en ce que l'injection du gaz contenant de l'éthane est réalisée au début de l'extraction du gisement de pétrole ou à un stade intermédiaire de l'extraction ou après la fin de l'exploitation primaire du gisement de pétrole et/ou l'exploitation effectuée avec injection d'eau et en qualité de procédé secondaire ou tertiaire.