FR 2927938 A1 20090828 FR 0800980 A 20080221 10 La présente invention concerne le domaine de la production d'un gisement d'hydrocarbures. En particulier l'invention concerne un procédé de récupération améliorée d'hydrocarbures. La production d'hydrocarbures d'un gisement pétrolier consiste à faire remonter 15 les hydrocarbures contenus dans le sous-sol vers la surface. Pour cela, on réalise des forages, appelés puits producteurs, à travers le gisement. Le principe de production consiste à maintenir au fond des puits producteurs une pression inférieure à la pression du réservoir et supérieure au poids de la colonne de fluides présente dans le puits. Ainsi, les hydrocarbures se dirigent vers le puits et remontent à la surface. 20 Si la pression initiale est bien supérieure au poids des fluides dans le puits, aucune énergie n'est requise pour permettre la production du gisement, dont l'huile est alors expulsée naturellement vers la surface : on parle de récupération primaire. La production résulte alors de l'énergie naturelle des fluides et de la roche qui se décomprime. Cet effet est parfois renforcé par l'activité d'un aquifère sous-jacent qui 25 retarde la chute de pression dans le gisement, ou par la présence d'un chapeau de gaz si l'huile est initialement à une pression proche de sa pression de saturation (qualifiée encore de point de bulle). Au fur et à mesure que l'on produit, la pression au sein du réservoir diminue, et par conséquent la différence de pression est moindre, impliquant une baisse de 30 production. Pour maintenir/assister la production d'hydrocarbures, il est nécessaire de mettre en place un système pour stimuler la production, tel que des pompes, ou d'alléger la colonne de fluide présente dans le tube de production en y injectant du gaz (technique dite de gas-lift). Cette phase de production primaire, éventuellement assistée, atteint ses limites lorsque la différence de pression conduit à un débit d'hydrocarbure trop faible pour que la production demeure rentable, ou lorsque les proportions de gaz et d'eau produits avec l'huile sont trop importantes. Au cours de cette étape, la récupération n'excède pas souvent 10% des hydrocarbures en place. Il est donc nécessaire dans un deuxième temps d'employer des techniques visant à accroître la récupération. On parle alors de récupérations secondaire puis tertiaire. État de la technique On connaît des techniques de récupération secondaire, dans lesquelles un fluide externe, tel que de l'eau ou du gaz, est injecté dans le réservoir par des puits injecteurs, forés en des positions optimales vis-à-vis des puits producteurs au sein du réservoir ou sur sa périphérie. Cette injection permet d'une part de maintenir la pression dans le réservoir donc sa capacité à produire, d'autre part de déplacer les hydrocarbures vers les puits de production. La récupération secondaire atteint ses limites lorsque le fluide injecté est produit en grande quantité par les puits de production, et la production n'est alors plus économique. Ces techniques permettent d'extraire un supplément d'hydrocarbure, et l'on récupère en général entre 15% et 40% des hydrocarbures initialement en place. La récupération tertiaire désigne un ensemble de techniques très diverses, qui visent à améliorer le balayage des hydrocarbures et à réduire leur piégeage au sein des pores de la roche-réservoir. Le balayage peut être amélioré en injectant un fluide moins mobile que le fluide en place de manière à mieux pousser ce dernier. Le piégeage de l'huile peut être réduit via diverses méthodes modifiant les propriétés originelles de l'huile, telles que sa viscosité, ou par le choix d'un fluide déplaçant modifiant les propriétés interfaciales entre le fluide injecté et l'huile et/ou entre l'huile et la roche. Le choix de l'une ou l'autre méthode dépend des caractéristiques des fluides et du réservoir ainsi que de multiples contraintes techniques et économiques liées à l'état (potentiel de production restant) du gisement, sa localisation, la disponibilité des fluides/agents de récupération, le coût des installations requises. Cette récupération tertiaire peut néanmoins commencer avant la fin de la récupération secondaire : elle peut débuter à tout moment de la vie du champ en production. Mis à part le cas des huiles lourdes très visqueuses requérant le plus souvent l'utilisation de méthodes thermiques, l'efficacité du balayage par injection d'eau est généralement améliorée par la réduction de la mobilité de l'eau par addition de polymères (ou de gels) hydrosolubles. Plusieurs procédés sont proposés pour accroître l'efficacité de déplacement microscopique du fluide injecté : injection de solvants (gaz hydrocarbonés, gaz carbonique, alcools, gaz de pétrole liquéfié, etc.), injection d'eau alcaline et de solutions d'agents tensioactifs sous diverses formes : solutions aqueuses, microémulsions, etc. En ce qui concerne l'utilisation des agents tensioactifs, elle est habituellement combinée avec celle des polymères (ou de gels) hydrosolubles afin de contrôler la progression des fluides déplaçants. La mise en oeuvre de ces méthodes tertiaires peut conduire à une récupération "ultime" de l'ordre de 50, voire 70 % du volume d'huile initialement en place. Si l'existence et l'efficacité de telles solutions aqueuses (eau+tensioactifs, ...) sont avérées, la difficulté pratique de mise en oeuvre sur les champs consiste à assurer l'accès de la solution aqueuse � améliorée � à l'intégralité du volume de réservoir imprégné. C'est pourquoi des procédés complexes combinant l'injection de bouchons de telles solutions avec celle d'autres bouchons, destinés à contrôler/guider le déplacement de la solution, ont été mis au point. On peut citer la méthode Tensio-Actif-Polymère, consistant à injecter un bouchon de solution tensioactive suivi d'un bouchon de solution de polymères destiné à contrôler la mobilité du premier. Dans le cas de réservoirs fracturés poreux, compte tenu du rôle de court-circuit joué par les fractures, la pénétration d'une solution aqueuse au sein de la matrice rocheuse ne se produit principalement que sous l'effet de déplacements spontanés régis par la capillarité, la gravité ou les mécanismes de diffusion (pour les constituants dissous), et non plus sous l'effet des forces visqueuses de déplacement liées à l'injection. Dans le cas de l'injection d'eau, l'imbibition capillaire est un mécanisme essentiel de pénétration de l'eau dans les blocs poreux s'ils sont mouillables à l'eau. Or, dans de nombreux cas, et notamment pour les champs carbonatés, la matrice est mouillée par l'huile ou très peu mouillable à l'eau. La capillarité tend à retenir l'huile au sein des blocs et dans la plupart des cas, les seules forces de gravité ne parviennent pas à assurer une expulsion significative et/ou suffisamment rapide d'huile des blocs matriciels. Des travaux expérimentaux, menés à l'échelle de la carotte du laboratoire, montrent que l'usage d'une solution aqueuse chargée d'agents modificateurs des propriétés interfaciales entre l'huile et l'eau et/ou entre l'huile et la roche, peut accroître la récupération d'huile. A titre d'exemple, les deux références suivantes de tels travaux : - George Hirasaki and Danhua Leslie Zhang : "Surface Chemistry of Oil Recovery from Fractured, Oil-Wet, Carbonate Formations", SPE Journal, June 2004. - W.M. Stoll, J.P. Hofman, D.J. Ligthelm, M.J. Faber and P.J. van den Hoek (Shell Int. E&P B.V.): "Field-Scale Wettability Modification - The Limitations of Diffusive Surfactant Transport", SPE 107095 prepared for presentation at the SPE Europec/EAGE Ann. Conf. and Exh., June 2007. Toutefois, le succès de ce procédé d'injection d'eau améliorée à l'échelle d'un réservoir fracturé dépend largement de la vitesse de pénétration des agents améliorants au sein des blocs. Dans le cas d'une mouillabilité défavorable, seules les forces de gravité et la diffusion moléculaire peuvent assurer la migration des agents vers l'intérieur des blocs, mais le plus souvent à des vitesses trop faibles, incompatibles avec les débits de production requis pour une exploitation rentable des réservoirs, pour les deux raisons suivantes : - une perméabilité de matrice souvent faible (de l'ordre de quelques milliDarcys, voire moins) défavorable au flux gravitaire, lui-même encore réduit si l'huile est relativement visqueuse, - des dimensions de bloc souvent d'un ou plusieurs ordres de grandeur (10 à 1000) supérieures à celles de la carotte de laboratoire, qui impliquent des durées de diffusion, donc de récupération améliorée, accrues dans des rapports dissuasifs (102 à 106). Ainsi, l'objet de l'invention concerne un procédé alternatif de production d'un gisement pétrolier, par injection d'une solution aqueuse améliorant la récupération d'huile, grâce notamment, à une séquence opératoire favorisant la pénétration de la solution aqueuse au sein de la matrice poreuse du gisement. 30 Le procédé selon l'invention L'objet de l'invention concerne un procédé de production d'un gisement pétrolier, par extraction du pétrole contenu dans une matrice poreuse du gisement au moyen d'au moins un puits producteur foré à travers le gisement. Le procédé comprend les étapes suivantes : - on augmente une saturation en gaz de la matrice poreuse, de façon à favoriser une pénétration d'eau au sein de la matrice ; puis - on injecte une solution aqueuse dans le gisement, pour favoriser la récupération du pétrole du gisement, l'augmentation de la saturation en gaz favorisant une pénétration de la solution aqueuse dans la matrice et l'expulsion concomitante de pétrole de la matrice ; et - on extrait le pétrole du gisement au moyen du puits producteur. Selon l'invention, on peut augmenter la saturation en gaz en libérant un gaz dissous dans le pétrole contenu dans la matrice poreuse, par exemple en réalisant une déplétion du gisement jusqu'à atteindre une pression dans le gisement inférieure à la pression de saturation du pétrole en place. Selon un mode de réalisation, préalablement à l'augmentation de saturation en gaz de la matrice poreuse, on injecte un gaz ou de l'eau au sein du gisement. Dans le cas où le gisement comporte des fractures, on peut produire un gaz présent dans les fractures au début de l'étape d'injection de la solution aqueuse. Dans ce cas, on peut également optimiser un volume de solution aqueuse injecté, en intercalant une ou plusieurs injections d'un bouchon de polymère ou de gel, de façon à contrôler une progression de la solution aqueuse dans les fractures. Il peut être avantageux, d'observer un temps de latence à l'issue de l'injection de solution aqueuse, avant de passer à l'étape de production. Enfin, la solution aqueuse peut comporter au moins un additif permettant une augmentation de la mouillabilité à l'eau de la matrice poreuse des blocs et un dépiégeage de l'huile contenue dans ladite matrice. 530 Présentation succincte des figures 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. - la figure 1 illustre schématiquement le principe du procédé de récupération d'hydrocarbure permettant d'améliorer la production des gisements d'hydrocarbures à l'issue d'une éventuelle phase de production primaire la figure 2 présente les étapes du procédé selon l'invention. Description détaillée du procédé La figure 1 illustre schématiquement le principe du procédé de récupération améliorée d'hydrocarbure consistant à améliorer la production d'hydrocarbure (HC) d'un puits producteur (PP) en injectant un fluide via un puits injecteur (PI). 15 Le principe de l'invention consiste à augmenter la saturation en gaz de la matrice poreuse du réservoir exploité, de façon à faciliter la pénétration dans cette matrice d'une solution aqueuse injectée ultérieurement. En effet, la matrice étant mouillable à l'huile, la solution aqueuse que l'on injecte, et qui circule via les fissures, ne peut pénétrer dans les blocs par imbibition capillaire en raison de propriétés "hydrophobes" 20 des surfaces de pore. L'injection de cette solution peut par contre se révéler efficace si on augmente préalablement la saturation en gaz de la matrice poreuse, car la compressibilité et le caractère non mouillant du gaz (par comparaison aux phases liquides, eau et huile) permettent ensuite à la solution injectée de pénétrer dans les blocs, par recompression / (re)dissolution du gaz, et imbibition capillaire. L'intensité de 25 ces deux phénomènes dépend du degré de recompression et du niveau de saturation en gaz établi au sein des blocs. On entend par solution aqueuse, de l'eau contenant un ou plusieurs additifs, tels que des tensioactifs, agents modificateurs des propriétés interfaciales du système eauhuile-roche. De tels additifs permettent une réduction de la tension interraciale eau- 30 huile et/ou de l'affinité de la roche pour l'huile. Ils peuvent ainsi diminuer considérablement le piégeage microscopique d'huile dans les pores de la matrice rocheuse (bloc poreux). 6 10 La figure 2 présente les étapes du procédé, selon l'invention, de récupération améliorée d'huile présente dans un réservoir pétrolier fracturé, notamment peu ou pas mouillable à l'eau (cas fréquent de nombreux champs carbonatés). Ce procédé comprend la mise en place (ou l'accroissement) d'une phase gazeuse au sein des blocs matriciels, et l'injection d'une solution aqueuse permettant une récupération plus efficace de l'huile demeurée en grande partie piégée dans ces blocs. Ce procédé comporte les étapes suivantes : - on augmente la saturation en gaz (T SG) au sein des blocs poreux : cette étape permet de favoriser la pénétration ultérieure d'une solution aqueuse dans ces blocs poreux. La compressibilité et le caractère non mouillant de ce gaz confèrent une plus grande efficacité à l'injection de la solution aqueuse qui suit. - on injecte (INJ) une solution aqueuse éventuellement chargée d'un additif modifiant les propriétés interfaciales du système roche-fluides (matrice, eau, huile) : (a) du fait de la présence de gaz dans les blocs, la pénétration de la solution au sein des blocs est désormais permise ou amplifiée par compression et/ou imbibition capillaire eau/gaz, (b) de plus, une modification des propriétés de surface de la matrice poreuse (i.e. ses propriétés de mouillabilité) est rendue possible par contact intime de la solution avec les surfaces poreuses, ce qui permet la mobilisation d'une fraction de l'huile piégée dans ces blocs, et son expulsion dans les fractures limitrophes où le flux de solution circulant l'entraînera vers les puits de production. On note qu'en l'absence de gaz, d'une part la solution aqueuse ne peut pénétrer de manière significative dans les blocs, d'autre part, les éventuels additifs de cette solution ne peuvent modifier les propriétés de mouillabilité de ces blocs qu'après diffusion de ces additifs à l'intérieur des blocs, c'est-à-dire à l'issue d'un temps éventuellement long (jours/mois voire années) si les blocs sont de grande dimension (métrique-décamétrique). Ainsi, selon un exemple particulier de réalisation, le procédé comporte la mise en oeuvre du scénario d'exploitation détaillé ci-après. Selon cet exemple, on considère un gisement fortement hétérogène ou fracturé, comportant un ensemble de blocs poreux mouillables à l'huile et contenant l'huile à récupérer. Le scénario proposé s'adresse plus particulièrement aux champs hétérogènes et/ou fracturés car les hétérogénéités ou fractures conductrices constituent autant de chemins d'accès préférentiel de la solution aqueuse à la périphérie des blocs, les phases spécifiques décrites plus haut assurant de plus la pénétration de cette solution au sein des blocs afin d'optimiser l'usage effectif des additifs pour accroître la production et récupération du champ. 1- Déplétion du champ à une pression déterminée (T SG) Selon cet exemple de réalisation, on augmente la saturation en gaz au sein des blocs poreux au moyen d'une déplétion du réservoir. On réalise cette déplétion du gisement, par production de manière analogue au schéma classique de récupération primaire. Selon l'invention, cette déplétion est menée jusqu'à une pression suffisamment inférieure à la pression de saturation (point de bulle) du réservoir, de telle sorte que le gaz dissous dans l'huile soit libéré et génère ainsi une saturation en phase gazeuse significative au sein des blocs matriciels dans les conditions (pression, température) du réservoir. 2- Recompression du champ par injection d'une solution aqueuse (INJ) A la fin de l'étape spécifique précédente, le gisement est à une pression inférieure à la pression de saturation. En l'absence de toute autre intervention, la production d'huile, réduite dans ces conditions, amènerait le producteur à abandonner le gisement par fermeture des puits en raison d'une pression de fond de puits devenue largement insuffisante pour permettre la remontée des liquides, par ailleurs produits en quantité négligeable dans ces conditions. L'invention préconise alors, en tant que seconde étape spécifique, d'injecter (ou réinjecter) une solution aqueuse. Selon un mode de réalisation préféré, le gaz présent dans les fractures est produit (ProdG) au début de cette étape afin d'assurer une meilleure distribution de la solution aqueuse à l'échelle du réservoir via le réseau conducteur. La solution aqueuse est alors amenée à pénétrer dans les blocs sous les effets conjugués d'une compression-redissolution de la phase gazeuse présente dans les blocs matriciels, et d'une imbibition capillaire eau-gaz des blocs. Ce dernier mécanisme joue un rôle variable suivant le niveau de saturation en gaz atteint dans les blocs à l'issue des phases précédentes : (i) si cette saturation est élevée (cas favorable), le mécanisme d'imbibition peut déjà permettre une pénétration significative de solution au sein des blocs matriciels en l'absence de recompression notable du réservoir : la production (étape 3 ci-dessous) s'effectue alors en maintenant la pression du champ à un niveau proche de la pression atteinte en fin de déplétion (étape 1 du procédé) ; (ii) dans le cas contraire (saturation en gaz faible, dans le cas d'une huile pauvre en gaz dissous par exemple), l'imbibition capillaire eau-gaz des blocs est très réduite et le mécanisme de recompression-dissolution assurera l'essentiel du transfert de solution aqueuse au sein des blocs, sachant toutefois que ce transfert demeurera faible au total compte tenu de la faible quantité de gaz en présence. Par ailleurs, la pénétration de la solution au sein des blocs peut être facilitée par la charge gravitaire liée au contraste de masse volumique entre la solution aqueuse (présente dans les fractures) et les fluides hydrocarbures saturant les blocs d'une part, et par le gradient de pression imposé sur chacun des blocs si le réseau de fractures n'est pas très conducteur d'autre part. La configuration d'injection, à l'échelle du réservoir, c'est-à-dire les positions respectives des puits injecteurs et producteurs, est définie/choisie à partir de simulations numériques de mise en oeuvre du scénario complet d'exploitation, tenant compte des caractéristiques propres au réservoir, à savoir sa géologie, les fluides en place, les propriétés (distribution, densité, conductivité, .) des fractures, etc.....DTD: Les étapes 1 et 2 peuvent être entreprises, comme une phase spécifique additionnelle à une exploitation classique, ou selon une phase spécifique seule. En effet ces étapes peuvent être appliquées : (a) soit au début de la vie du champ. Dans ce cas, le procédé d'exploitation du champ ne comporte que la phase spécifique, qui comprend les étapes suivantes : -Déplétion du champ jusqu'à une pression suffisamment inférieure à la pression de saturation (point de bulle) du réservoir, pour libérer du gaz au sein des blocs poreux ou augmenter la saturation en gaz (si du gaz est déjà présent à l'issue des phases précédentes). Cette étape permet de favoriser la pénétration ultérieure d'une solution aqueuse dans ces blocs poreux. - Injection d'une solution aqueuse éventuellement chargée d'un additif modifiant les propriétés interfaciales du système roche-fluides (matrice, eau, huile). (b) soit à l'issue d'une phase de récupération secondaire par injection d'eau. Cette situation correspond au scénario complet d'exploitation du champ suivant : - Phase de production primaire du réservoir (Prod_P) : au cours de cette étape l'énergie naturelle du réservoir permet le déplacement des hydrocarbures, du réservoir vers les perforations des puits de production, puis vers la surface. Cette production entraîne une baisse de pression (déplétion) du réservoir. -Phase de production secondaire (Prod_S) : elle est initiée à un stade plus ou moins avancé de la production primaire, au cours de laquelle de l'eau est injectée pour maintenir ou remonter la pression du réservoir et déplacer plus efficacement l'huile qu'il renferme. - Phase additionnelle spécifique : déplétion du champ jusqu'à une pression suffisamment inférieure à la pression de saturation (point de bulle) du réservoir, pour mettre en place (ou accroître) une phase gazeuse au sein des blocs matriciels, puis injection d'une solution aqueuse éventuellement chargée d'un additif modifiant les propriétés interfaciales du système roche-fluides (matrice, eau, huile). (c) soit encore l'issue d'une phase de récupération secondaire par injection de gaz. Pour ce dernier cas, le procédé est appliqué en vue de récupérer l'huile résiduelle des blocs. Les étapes du procédé sont identiques au cas de l'injection d'eau, sauf pour la phase de production secondaire où, bien entendu, l'eau est remplacée par du gaz. 3- Mise en production avec maintien de pression par injection d'eau (PROD) Sous réserve de l'efficacité des agents améliorants de la solution aqueuse utilisée lors de l'injection/recompression de l'étape 2, l'huile demeurée piégée au sein des blocs sera mobilisée grâce aux forces capillaires désormais favorables (en complément des autres forces en présence, telles que les forces gravitaires), transférée vers les fissures limitrophes et enfin collectée aux puits de production via le réseau de fissures. L'eau produite est recyclée comme dans les procédés classiques d'injection de solution aqueuse, l'arrêt de cette phase intervenant lorsque le rapport eau-huile atteint la limite économique. 4- Déplétion finale (DepF) Éventuellement, une déplétion finale peut contribuer à l'expulsion d'huile additionnelle, à nouveau favorisée par la présence des agents améliorants dans les blocs, rendant l'huile résiduelle de ces derniers plus facilement mobilisable (voire émulsifiable) lors de la libération du gaz résiduel. Variantes Selon un mode de réalisation, le gisement étant fortement sous-saturé, ou à point de bulle très bas et faible GOR, on réalise, en préalable de l'étape 1 (c'est-à-dire en tant que phase de production secondaire dans le scénario général d'exploitation), une injection de gaz, au lieu de diminuer la pression du réservoir, dans les situations où ce gaz est capable de chasser (drainer) en partie l'huile des blocs. Selon un autre mode de réalisation, compte tenu de l'effet attendu des agents améliorants sur l'affinité préférentielle de la roche pour l'huile, on observe un temps de latence (LAT) à l'issue de l'étape 2 du procédé. Ce temps de latence peut être optimisé au moyen de simulations, qui tiendront compte du temps de transfert vers les fissures de l'huile matricielle mobilisée par la solution aqueuse grâce aux agents améliorants. Ce temps de transfert dépend notamment des dimensions de bloc. Dans le cas de temps de transfert longs (de l'ordre de semaines, mois, voire plus), ce temps de latence, de même que le choix d'un débit d'injection adapté (étape 3) permettent d'optimiser l'économie du projet d'exploitation, en évitant de devoir recycler des quantités de solution aqueuse trop grandes par rapport aux quantités d'huile récupérée. Selon un mode supplémentaire de réalisation, et compte tenu de la nécessité d'optimiser le volume de solution aqueuse à injecter (et à recycler), on peut être amené à intercaler un ou plusieurs bouchons de polymère ou de gel (InjB) au cours de l'injection de solution aqueuse, de façon à contrôler la progression de cette solution dans les fissures, c'est-à-dire à éviter le cheminement préférentiel par quelques grandes fractures très conductrices, si la présence de tels objets géologiques est avérée ou soupçonnée. On a décrit un exemple où l'augmentation de la quantité de gaz libre au sein des blocs poreux, était réalisée par une déplétion conduisant à une pression au sein du réservoir inférieure à la pression de saturation. On ne sortirait pas du cadre de l'invention, en utilisant tout autre moyen pour augmenter la saturation en gaz des blocs poreux. L'invention est particulièrement intéressante dans le cadre d'un réservoir fracturé peu ou pas mouillable à l'eau, dont les blocs n'imbibent pas spontanément l'eau que l'on injecte. La mise en oeuvre du procédé de récupération améliorée, objet de la présente invention, n'exclut pas l'usage des réservoirs concernés comme réservoirs de stockage de CO2, mais repousse simplement ce dernier usage à un stade ultime. Ce stockage ultime de CO2 peut s'avérer essentiel afin de fermer les champs dans des conditions de pression voisines des conditions initiales, afin de minimiser les risques géomécaniques associés aux champs déplétés. REVENDICATIONS 1. Procédé de production d'un gisement pétrolier, par extraction du pétrole contenu dans une matrice poreuse dudit gisement au moyen d'au moins un puits producteur foré à travers ledit gisement, caractérisé en ce qu'il comprend les étapes suivantes : - on augmente une saturation en gaz de ladite matrice poreuse, de façon à favoriser une pénétration d'eau au sein de ladite matrice ; puis - on injecte une solution aqueuse dans ledit gisement, pour favoriser la récupération du pétrole dudit gisement, l'augmentation de la saturation en gaz favorisant une pénétration de ladite solution aqueuse dans ladite matrice et l'expulsion concomitante de pétrole de ladite matrice ; puis - on extrait le pétrole dudit gisement au moyen dudit puits producteur. 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel on augmente la saturation en gaz en libérant un gaz dissous dans le pétrole contenu dans la matrice poreuse. 3. Procédé selon la revendication 2, dans lequel on libère le gaz dissous par une déplétion du gisement jusqu'à atteindre une pression dans le gisement inférieure à la pression de saturation du pétrole en place. 4. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel, préalablement à l'augmentation de saturation en gaz de ladite matrice poreuse, on injecte un gaz ou de l'eau au sein dudit gisement. 5. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel, le gisement comportant des fractures, on produit un gaz présent dans lesdites fractures au début de l'étape d'injection de la solution aqueuse. 6. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel on observe un temps de latence à l'issue de l'injection de solution aqueuse, avant de passer à l'étape de production. 7. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel, le gisement comportant des fractures, on optimise un volume de solution aqueuse injecté, en intercalant une ou plusieurs injections d'un bouchon de polymère ou de gel, de façon à contrôler une progression de la solution aqueuse dans les fractures. 8. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel ladite solution aqueuse comporte au moins un additif permettant une augmentation de la mouillabilité à l'eau de la matrice poreuse des blocs et un dépiégeage de l'huile contenue dans ladite matrice.