FR 2652381 A1 19910329 FR 8912627 A 19890925 La présente invention concerne un procédé pour la dissociation des hydrates de gaz d'un gisement et l'exploitation du gaz naturel produit. Les hydrates de gaz naturel sont des composés cristallins stables sous certaines conditions de hautes pressions (de 10 à 2.10 MPA) et de basses températures (de 100 à 400 K) et situés dans la croûte peu profonde. De grosses quantités de méthane sont piégés dans de petits volumes d'hydrates, de sorte que cela représente une source substantielle et in-situ de gaz naturel. Afin d'exploiter le gaz naturel de cette ressource, il est nécessaire de dissocier la structure constituée de molécules d'eau. Jusqu'à présent deux méthodes ont été proposées : le procédé de dépressurisation et de stimulation thermique. La figure 1 explicite ces deux procédés en les situant dans le diagramme de phase des hydrates. Le procédé de dépressurisation (Fig. 1 flèche A) consiste à creuser un simple puit dans le gisement d'hydrate, de sorte que la dissociation se fait par simple dépressurisation. Cette méthode a le gros inconvénient d'etre trop lente. Plusieurs années sont nécessaires avant l'obtention d'une quantité suffisante de gaz naturel. Le procédé de stimulation thermique (Fig. 1 flèche B) consiste à injecter de l'eau chaude ou de la vapeur dans un simple puit et ceci par cycles. Le défaut de la méthode réside en l'interdit géométrique : en effet il n'existe pas de place suffisante à l'interieur du gisement très imperméable d'hydrate afin de pouvoir reçevoir une grosse quantité de liquide. C'est pourquoi le procédé selon l'invention permet de remédier aux deux inconvénients cités et ainsi de résoudre de façon efficace ce problème de dissociation in-situ de gisement d'hydrate de gaz. I1 consiste en la fracturation hydraulique du gisement d'hydrate de gaz et en la circulation d'un solvant chaud à travers la fracture. Cette fracture peut-être induite soit préalablement à l'injection du fluide et ainsi maintenu par un proppant soit directement à l'aide du fluide injecté. Le choix étant guidé par les caractéristiques en pression-température du fluide. Le second semble être le plus facile à mettre en oeuvre. Le fluide injecté sera de l'eau chaude ou vapeur à 1500C munies si possible d'un solvant : sel (provenant d'eau saumurée de salinité suffisante : 2 5 %) ou méthanol (à une concentration > 2 % pour avoir le même effet que la saumure). Le méthanol bien que plus cher est d'une efficacité beaucoup plus grande que la saumure. Son utilisation sera privilégiée dans le cas d'exploitation continentale à moins qu'il y est une source géothermique à proximité. La flèche C de la figure 1 permet de comprendre pourquoi l'injection d'un inhibiteur est important dans la dissociation des hydrates de gaz, il permet de reculer le diagramme de phase de façon interessante. Dans le cas d'un gisement d'hydrates de gaz naturel toujours très imperméable, la fracture induite sera soit horizontale soit verticale. suivant la profondeur H de la fracture vis-à-vis de la profondeur critique Hc. Cette dernière est la profondeur pour laquelle la contrainte verticale surpasse les contraintes horizontales et dépend de la pression interne du réservoir, des caractéristiques mécaniques des hydrates et des contraintes tectoniques in-situ. Si H Si H > Hc, on a une fracture verticale ce qui est le plus courant. La figure 2 nous montre le processus de dissociation par le procédé S.T.S.F. Arrivé dans la fracture le solvant chaud aura deux actions sur le milieu hydraté 1 - Conduction thermique et action décroissante en temps de l'inhibiteur. Ceci permet la dissociation directe et efficace des hydrates de gaz. La forme du front de dissociation nous est montrée en figure 3, dans le cas d'une fracture horizontale et en figure 4, dans le cas d'une fracture verticale. 2 - Effet de leak-off : sorte de diffusion du liquide dans le milieu dissocié qui améliore l'action de l'inhibiteur. La production du gaz naturel obtenu après dissociation des hydrates peut s'effectuer de deux façons différentes * soit directement à partir du puit d'injection, * soit en créant un ou plusieurs puits en bout de fracture. Cette dernière solution a de plus l'intérêt d'avoir le contrôle du flux de liquide à travers la fracture : en effet il serait en même temps possible de pomper le liquide refroidi à partir du puit de production et de le recycler dans le puit d'injection après chauffage et complément. La figure 5 nous montre les performances du procédé S.T.S.F (C) vis à vis du procédé simple injection de vapeur (STEAM A) et simple injection de saumure chaud sans fracture (Hot Brine B). L'E.E.R (Rapport d'Efficacité Energétique) et le volume cumulé de gaz naturel produit par le procédé S.T.S.F sont en moyenne trois fois supérieur aux deux autres procédés. Remarquons que le procédé selon l'invention peut-être appliqué à l'exploitation d'un gisement de pétrole lourd sousjacent au gisement d'hydrate de gaz. On peut donc apporter au procédé de nombreuses variantes et modifications sans pour autant sortir ni de son cadre, ni de son esprit. 2 - REVENDICATIONS 1) Procédé de stimulation thermique avec ou sans solvant après fracturation hydraulique (S.T.S.F) pour l'exploitation des réserves en gaz naturel d'un gisement d'hydrate de gaz. 2) Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la fracture soit induite par fluide de stimulation. 3) Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la fracture soit complétée par un proppant avant l'injection du fluide de stimulation. 4) Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes caractérisé en ce que le solvant soit du méthanol dilué à concentration siffisante, ( > 2 % chiffre indicatif dépendant du réservoir). 5) Procédé selon l'une quelconque des revendications 1, 2, 3, caractérisé en ce que le solvant soit de la saumure contenant une quantité suffisante de sel ( > 5 % chiffre indicatif). 6) Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes caractérisé en ce que le solvant dilué soit chaud et d'une température ( > 100 C). 7) Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes caractérisé en ce que la fracture soit induite verticale. 8) Procédé selon l'une quelconque des revendications 1, 2, 3, 4, 5, 6, caractérisé en ce que la fracture soit induite horizontale. 9) Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que un ou plusieurs puits soit établis en bout de fracture afin d'avoir un contrôle du flux du liquide de stimulation à travers la fracture qui pourra être recyclé, et l'obtention d'un puit de production indépendant du puit d'injection. 10) Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'il soit appliqué à l'exploitation d'un gisement de pétrole lourd sous-jacent au gisement d'hydrate de gaz naturel.