FR 3088088 A1 20200508 FR 1860212 A 20181106 La présente invention concerne le domaine de l'exploitation d'hydrocarbures contenus dans un réservoir géologique, plus particulièrement la récupération assistée de ces hydrocarbures par injection d'une solution aqueuse saline, dite à faible salinité. L'exploitation d'un réservoir pétrolier par 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). Les industriels manifestent ces dernières années un fort intérêt pour un procédé de récupération d'hydrocarbures par injection d'eau à salinité dite "réduite" ("Low Salinity injection" en anglais) ou encore "adaptée" ("Smart Water injection" en anglais). En effet, il s'agit d'un procédé simple de mise en oeuvre, peu onéreux (coûts de dessalement essentiellement) et qui se révèle particulièrement efficace pour la récupération de l'huile piégée dans les pores d'un réservoir géologique. 2 État de la technique Les documents suivants seront cités au cours de la description : 5 Jackson, M.D., Vinogradov, J., Hamon, G., Chamerois, M. (2016) Evidence , mechanisms and improved understanding of controlled salinity waterflooding part 1: Sandstones, Fuel 185, 772-793. Jerauld, G.R., Lin, C Y , Webb, K.J. and Seccombe, J.C. (2008) Modeling Low-Salinity Waterflooding, SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 1000-1012, December.Skauge, A. 10 (2013) Low Salinity Flooding - A Critical Review, paper All presented at the 17th European Symposium on 10R, 16-18 April 2013. Yousef, A.A., M-Saleh, S., Al-Kaahi, A. and M-Jawfi, M. (2011) Laboratory Investigation of the Impact of Injection-Water Salinity and Ionie Content on Oil Recovery From Carbonate Reservoirs, paper SPE 137634, SPE Reservoir Evaluation & Engineering Journal, 14(5), 57815 593. Comme indiqué dans le document (Jackson et al., 2016), les mécanismes physiques en jeu dans les procédés "Low Sal" (ou "faible salinité') demeurent mal compris bien que de nombreuses études aient été réalisées et de nombreuses données acquises. De ce fait, l'industrie 20 ne dispose pas de méthode d'optimisation de l'eau d'injection pour un système roche-fluides de réservoir donné. Il est toutefois aujourd'hui reconnu que les effets d'une réduction de la salinité sur la récupération d'huile en place peuvent être vus comme la conséquence d'une modification de mouillabilité du milieu poreux. Or la mouillabilité du milieu poreux impacte les données d'entrée 25 des modèles de déplacement des fluides en place dans un réservoir que sont les perméabilités relatives (Icr) et les pressions capillaires (Pc), qui sont des fonctions de la saturation. Différents modèles, plus ou moins complexes, prenant en compte une évolution de ces paramètres (rs, Pc) en fonction de la salinité ont ainsi été construits. La construction de ces modèles passe par des mesures réalisées à l'échelle du laboratoire (sur carottes provenant du 30 réservoir ou d'un analogue géologique), à partir desquelles on calibre les paramètres des modèles, paramètres qui peuvent être nombreux. 3 On connait notamment le document (Jerauld et al., 2008) qui utilise un modèle diphasique modifié pour reproduire les effets de salinité. Il consiste à fournir, sous forme de table, une loi de variation (décroissance linéaire par défaut) de la saturation résiduelle en huile Sn avec la salinité entre deux bornes maximale (HS High Salinity) et minimale (LS : Low Salinity) de salinité, et à 5 définir deux jeux de courbes de perméabilités relatives à l'eau et à l'huile et de pression capillaire correspondant à chacune de ces deux bornes de salinité HS et LS. A une salinité donnée, les valeurs de perméabilité relative et de pression capillaire sont alors interpolées linéairement entre les courbes de kr et Pc à haute et basse LS en fonction d'une variable de salinité a Plus précisément, dans ce document, les valeurs de kr et de Pc à une saturation en huile Si, donnée 10 quelconque et à une salinité donnée quelconque pour laquelle la saturation résiduelle en huile vaut S0',, sont déterminées comme suit : k' = kj,,, (S) + (1 -0)g(S) 0 es,,(S-)+ (1- C,'( S*) = Fe, (St) + - e',(S) 15 où la variable d'interpolation B est définie comme: Sans - s", fitt, - st;s, et 3* est la saturation en huile normée courante définie comme : s - I - Sw, - et où Swi est la saturation irréductible en eau. 20 De tels modèles peuvent être utilisés pour estimer l'efficacité d'un procédé de récupération de l'huile en place d'un réservoir géologique par injection d'une solution aqueuse faiblement saline, notamment en estimant l'évolution de la quantité d'huile résiduelle restant piégée dans les pores d'un réservoir géologique en fonction de la salinité. Ainsi, un procédé de récupération d'huile sera d'autant plus efficace que la saturation résiduelle en huile, après injection de l'eau 25 saline, est faible. 4 Toutefois les systèmes fluides en considération (eau-huile) sont constitués de fluides immiscibles à tension interfaciale élevée (de l'ordre de la dizaine ou quelques dizaines de mN/m), ce qui a pour conséquence d'induire des effets capillaires, qui peuvent être sensibles à l'échelle de carottes de dimension réduite. Plus précisément, les effets capillaires entraînent une rétention 5 du fluide mouillant en sortie de carotte. En conséquence, les mesures de production d'huile en °carotte sortie de carotte donnent accès à une saturation résiduelle en huile moyenne (notée iorw par la suite) et non à la véritable saturation résiduelle microscopique (notée Sn, par la suite) qui constitue pourtant l'information essentielle recherchée en fonction de la salinité de l'eau injectée. Ces effets capillaires sont évoqués dans le document (Skauge, 2013), qui préconise d'effectuer 10 des mesures locales (in situ) de saturation, de mise en oeuvre longue et difficile, puisque directement au niveau du réservoir géologique. Ainsi, les modèles actuels ne sont pas suffisamment fiables pour prédire l'efficacité d'un procédé d'injection d'eau à salinité réduite en termes de récupération d'huile et/ou nécessitent des mesures in situ difficiles et longues de mise en oeuvre, et de ce fait, coûteuses. 15 La présente invention vise à pallier ces inconvénients. Ainsi, la présente invention concerne un procédé permettant une prédiction fiable de la saturation résiduelle en huile, via la saturation résiduelle en huile microscopique, en fonction de la salinité d'une solution aqueuse injectée dans 20 un réservoir géologique, en vue du choix d'une salinité optimisant la récupération de l'huile en place. La présente invention associe pour ce faire mesures en laboratoire, en nombre limité, simples et rapides, et simulations numériques afin de calibrer un modèle représentatif de l'évolution de la saturation résiduelle microscopique en huile en fonction de la salinité injectée. 25 Le procédé selon l'invention La présente invention concerne un procédé pour la récupération des hydrocarbures présents dans un réservoir géologique par injection d'une solution aqueuse saline dans ledit réservoir, au 30 moyen d'un simulateur numérique d'écoulement incorporant un modèle représentatif de l'évolution de paramètres d'écoulement en fonction de la salinité de ladite solution aqueuse 5 injectée, lesdits paramètres d'écoulement comprenant au moins une saturation résiduelle en huile, une perméabilité relative en eau, une perméabilité relative en huile, et une pression capillaire, ledit modèle étant fonction de constantes relatives à chacun desdits paramètres, et dans lequel : A- à partir d'au moins un échantillon représentatif dudit réservoir, ledit échantillon ayant 5 été restauré dans son état initial, on calibre ledit modèle selon au moins les étapes suivantes : on injecte dans ledit échantillon au moins deux solutions aqueuses ayant des valeurs de salinité différentes et on mesure au moins une production d'huile et une perte de charge pour chacune desdites valeurs de salinité ; 10 ii. on réalise des mesures de pression capillaire pour au moins chacune desdites valeurs de salinité : iii. à partir desdites mesures, on détermine lesdites constantes dudit modèle relatives à chacun desdits paramètres ; B- au moyen dudit simulateur incorporant ledit modèle calibré, on détermine une valeur 15 de saturation résiduelle en huile microscopique pour au moins lesdites valeurs de salinité en appliquant au moins les étapes suivantes pour chacune desdites valeurs de salinité : iv. on réalise une première simulation d'une injection d'une solution aqueuse pour ladite valeur de salinité dans ledit échantillon, ledit modèle étant appliqué pour ladite première simulation avec une pression capillaire nulle, et on détermine une 20 première valeur de ladite saturation résiduelle en huile pour ladite valeur de salinité ; y. on réalise une deuxième simulation d'une injection d'une solution aqueuse pour ladite valeur de salinité dans ledit échantillon, et on détermine une deuxième valeur de ladite saturation résiduelle en huile pour ladite valeur de salinité ; 25 vi. au moins à partir desdites première et deuxième valeurs de saturation résiduelle en huile simulées pour ladite valeur de salinité, on détermine ladite valeur de ladite saturation résiduelle en huile microscopique pour ladite valeur de salinité; C- à partir dudit simulateur d'écoulement incorporant ledit modèle calibré et desdites valeurs de saturation résiduelle microscopique en huile déterminées pour au moins 6 lesdites valeurs de salinité, on détermine un schéma d'exploitation dudit réservoir et on exploite lesdits hydrocarbures dudit réservoir selon ledit schéma d'exploitation. Selon une mise en oeuvre de l'invention, ledit modèle peut s'exprimer selon une formule du 5 type : G (V)= [Ft V fil Gif""1+ (1-[F(V)Y2 où G est un desdits paramètres d'écoulement dudit modèle, V est ladite salinité, et où Gml'd , et fi6 sont lesdites constantes dudit modèle à calibrer pour ledit paramètre, et dans lequel G peut en outre être fonction d'une saturation en eau lorsque G correspond à ladite perméabilité relative 10 à l'eau, ladite perméabilité relative à l'huile ou ladite pression capillaire. Selon une mise en oeuvre de l'invention, ladite valeur de saturation résiduelle en huile microscopique sony pour une desdites valeurs de salinité peut être déterminée selon une formule du type : (2 sna -Sono 1"`-sni )(1 SnV (Sie 15 (1- Sid er"e-s 1m) où 5,s'11,Air est ladite première valeur de saturation en huile résiduelle simulée pour ladite valeur de cwrozle-S1A4 salinité, on est ladite deuxième valeur de saturation en huile résiduelle simulée pour ladite valeur de salinité, et S'-; est une saturation en eau irréductible. 20 Selon une mise en oeuvre de l'invention, lesdits paramètres d'écoulement peuvent comprendre en outre une saturation irréductible en eau, et on peut réaliser en outre une mesure de saturation irréductible en eau pour au moins chacune desdites valeurs de salinité à partir dudit échantillon. 25 Selon une mise en oeuvre de l'invention, on peut déterminer ledit schéma d'exploitation en évaluant une pluralité de schémas d'exploitation en fonction d'au moins un critère prédéfini, ladite 7 évaluation comprenant des simulations d'injection de solutions aqueuses pour différentes valeurs de salinité dans ledit réservoir, et on peut exploiter lesdits hydrocarbures dudit réservoir selon ledit schéma satisfaisant ledit critère. 5 Selon une mise en oeuvre de l'invention, on peut exploiter lesdits hydrocarbures dudit réservoir en injectant ladite solution aqueuse saline, en forant au moins un puits injecteur et au moins un puits producteur dudit schéma d'exploitation, et en installant des infrastructures de production adaptées au développement du gisement. 10 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. 15 Présentation succincte des figures La Figure I présente un exemple de courbes de pression capillaire, dans le cas d'une salinité initiale et dans le cas d'une salinité modifiée. 20 Description détaillée du procédé De façon générale, l'un des objets de l'invention concerne un procédé pour la récupération des hydrocarbures présents dans une réservoir géologique, au moyen de l'injection d'une solution aqueuse saline dans le réservoir géologique étudié. 25 Le procédé selon l'invention requiert de disposer d'au moins un échantillon représentatif du réservoir pétrolier considéré, prélevé par carottage in situ par exemple, ou bien provenant d'un analogue géologique. Selon l'invention, le ou les échantillons de roche utilisés pour la mise en oeuvre du procédé selon l'invention sont restaurés dans leur état initial, c'est-à-dire tels qu'ils étaient dans le réservoir géologique étudié. Selon une mise en oeuvre de l'invention, le ou les 8 échantillons sont ainsi saturés en fluides présents dans le réservoir géologique étudié (huile et eau irréductible). Avantageusement, on mesure préalablement pour ce faire la saturation en eau connée ("connate saturation" en anglais). On peut avoir accès à une telle saturation au moyen par exemple de mesures diagraphiques réalisées in situ, au niveau du réservoir géologique étudié, ou 5 par mesure du contenu en eau d'une carotte extraite par forage de ce réservoir et préservée. A noter que l'on distingue en principe la saturation connée de la saturation en eau irréductible qui est la saturation minimale en eau obtenue en laboratoire par drainage à l'huile. Toutefois, de manière générale, on peut s'attendre à ce que saturation en eau irréductible et saturation connée soit égales ou très proches car le processus de mise en place de l'huile au cours des temps 10 géologiques est identique à celui simulé en laboratoire (drainage d'un réservoir initialement saturé d'eau par l'huile en migration dans ce réservoir). On considère par la suite que la saturation connée est égale à la saturation irréductible en eau et on la note Swi. Selon une conception de l'invention, pour réaliser cette restauration dans son état initial d'un échantillon de roche provenant du réservoir géologique étudié, on utilise un procédé 15 consistant à saturer en eau l'échantillon sous vide de volume poreux VP, puis à déplacer l'eau en place dans cet échantillon par l'huile au moyen d'une pompe d'injection ou par centrifugation dans l'huile, en veillant à ce que le volume d'eau de l'échantillon Eppod produit et remplacé ainsi par de l'huile conduise à une valeur de saturation irréductible en eau de l'échantillon (notée Swi) proche de la valeur de saturation connée Sw, mesurée en amont du procédé selon l'invention, soit VP - E prod S evi = S pL 20 VP . Enfin, une fois saturés en huile et eau irréductible, ce ou ces échantillons sont "vieillis" à la température du réservoir pour restaurer leur mouillabilité originelle. La procédure de vieillissement peut consister à laisser les échantillons saturés à l'intérieur d'une étuve à la température du réservoir durant quelques semaines. 25 Le procédé requiert en outre de disposer d'un simulateur numérique d'écoulement reposant sur un modèle représentatif de l'évolution de paramètres d'écoulement en fonction de la salinité d'une solution aqueuse injectée dans le réservoir géologique étudié. Selon l'invention, les paramètres d'écoulement fonction de la salinité comprennent au moins : la saturation résiduelle en huile Sor'., les perméabilités relatives à l'eau lvt.'- et à l'huile 1c1.0 (qui sont en outre fonction de la 9 saturation notée Sw pour la phase aqueuse (saumure) et Sn pour la phase hydrocarbure (huile)), ainsi que la pression capillaire du couple eau-huile Pen, (qui est en outre fonction de la saturation). Selon une mise en oeuvre de l'invention, les paramètres d'écoulement fonction de la salinité comprennent en outre la saturation irréductible en eau Swi. Ce mode de réalisation peut 5 être avantageusement utilisé dans le cas où la saturation irréductible en eau S'j varie de manière significative avec la salinité. De manière non limitative, un simulateur d'écoulement apte à la mise en oeuvre du procédé selon l'invention prédit l'impact d'un changement de salinité sur les paramètres d'écoulement à partir de valeurs de ces différents paramètres connues pour au moins deux valeurs de salinité de 10 l'eau d'injection : une valeur dite "initiale" (identifiée par l'indice "ini" par la suite) et une valeur dite "modifiée" (identifiée par l'indice "mod" par la suite). Le simulateur d'écoulement selon l'invention vise ainsi à prédire les valeurs des paramètres d'écoulement Sor'., krw, krn et 1),', (et optionnellement S',;), avantageusement pour une valeur de salinité dite "intermédiaire" par la suite, à partir au moins des valeurs de salinité initiale et modifiée fournies en entrée du 15 simulateur. De manière non limitative, on appelle par la suite "salinité initiale" la valeur de salinité la plus élevée, correspondant à la salinité de l'eau d'injection disponible à proximité du champ (telle qu'une eau de mer), et on appelle "salinité modifiée" une salinité réduite par rapport à la salinité initiale. Avantageusement, la valeur choisie pour la "salinité modifiée" peut correspondre à une valeur de salinité en-deçà de laquelle la récupération de l'huile n'augmente 20 plus, ou autrement dit, une valeur de salinité en-deçà de laquelle la saturation résiduelle en huile ne diminue plus. De manière non limitative, le modèle représentatif de l'évolution des paramètres d'écoulement en fonction de la salinité représente la salinité de la solution aqueuse injectée dans le réservoir géologique étudié par une fonction F(V) où V est un paramètre représentatif de la 25 salinité de la solution. Selon une mise en oeuvre de l'invention, V peut être, de manière non limitative : - la concentration en sels présents dans la solution : avantageusement, on peut définir une fonction F(V) par une concentration en sels normée selon une formule du type : 10 Sal ;,,; -Sal Sed F(V) = , où Sal, Sahni, Sal','d sont respectivement les concentrations en sels &d,,,,,' intermédiaire, initiale et modifiée respectivement. - la composition en ions présents dans la solution : avantageusement, on peut définir une fonction F(V) via la valeur normée de la racine carrée de la force ionique de la saumure de 5 selon une formule du type : F (V ) = , où 1, lin 1mod sont respectivement les N/ /miNW,c1 forces ioniques intermédiaire, initiale et modifiée, la force ionique I étant définie comme 1= 2 1v"" , où y: est la valence de l'ion j présent en solution à la concentration molaire val . 10 Selon l'invention, le modèle représentatif de l'évolution des paramètres d'écoulement en fonction de la salinité est fonction de constantes par rapport à la salinité, constantes qui sont à calibrer pour chaque réservoir géologique étudié. Selon une mise en oeuvre de l'invention, on peut utiliser un modèle représentatif de l'évolution des paramètres d'écoulement G en fonction de la salinité V défini selon une formule 15 du type : G(V)=EF (V )]8 (2 Gmnd +( 1 -EF (V)1fi b\ G' avec k,.', Pc',,I, et où Gr' et G i représentent les valeurs du paramètre G pour les valeurs de salinité initiale et modifiée et ,t1G est un exposant, G étant en outre fonction de la saturation en eau lorsque G= llcrw, kro, Peowl- 20 Plus précisément, selon cette mise en oeuvre de l'invention, les valeurs des paramètres d'écoulement Sm(V) et Son(V) pour une valeur de salinité intermédiaire peuvent être déterminées par une fonction d'interpolation du type : G(V ) = [ F(V )]'8G Gimd + [ F(V )] G (1) 11 avec G(V) =1S'i(V), S',(V)1, et les valeurs des paramètres d'écoulement krw(V,S), kr,-,(V,S) et Pc,'(V,S) pour une valeur de salinité intermédiaire peuvent être déterminées par une fonction d'interpolation du type : G(s,v)=[F(veGmod(s)+ -[p(v)]fle\ (S) (2) 5 avec G(S,V)={krw(S,V), kro(S,V), Pcwo(S,V)}, S étant la saturation normée entre 0 et 1, la pression capillaire eau-huile étant définie comme la différence de pression entre les deux phases à une saturation donnée soit Pe.,a'= Pc = Pemv (5) Selon cette mise en oeuvre de l'invention, les constantes du modèle représentatif de l'évolution des paramètres d'écoulement en fonction de la salinité à calibrer sont, pour chaque 10 paramètre d'écoulement, les constantes par rapport à la salinité Gnmd et G' et l'exposant iiG. Un tel modèle est par exemple implémenté dans le logiciel de simulation d'écoulement PumaFlow0 (IFP Energies nouvelles, France). Selon une variante de mise en oeuvre de l'invention, on utilise un modèle tel que décrit par les équations (I) et (2) ci-dessus, mais dans lequel les exposants sont égaux à 1. Un tel modèle est par exemple décrit dans le document 15 (Jéraud et al., 2008). Un modèle utilisant des exposants /3G différents de 1 permet toutefois un ajustement plus précis des mesures de laboratoire, et permet donc de déterminer un modèle plus fiable. Par ailleurs, un modèle permettant de représenter la salinité, non seulement par la concentration en sels mais également par la force ionique permet, dans certains cas, de mieux représenter le mécanisme physique qui contrôle les effets de la salinité. 20 Ainsi, le procédé selon l'invention comprend une phase de calibration des constantes du modèle représentatif de l'évolution des paramètres d'écoulement en fonction de la salinité, à partir de mesures réalisées en laboratoire sur un échantillon de roche du réservoir géologique étudié, puis une phase de simulations numériques réalisées à partir de ce modèle calibré et à l'échelle 25 d'un échantillon de roche afin de déterminer la saturation résiduelle en huile microscopique pour différentes salinités. Puis au moyen de simulations numériques réalisées à l'échelle du réservoir, à partir de ce modèle calibré et des valeurs de saturation résiduelle en huile microscopique pour les 12 différentes salinités , on détermine la salinité optimale dune solution aqueuse à injecter dans le réservoir géologique étudié en vue de l'exploitation des hydrocarbures qu'il contient. Le procédé selon l'invention comporte au moins les étapes ci-dessous : 5 1- Mesures de production d'huile et de perte de charge pour une pluralité de salinités 2- Mesures de courbes de pression capillaire pour une pluralité de salinités 3- Calibration du modèle représentatif de l'évolution des paramètres d'écoulement en fonction de la salinité 4- Simulations numériques d'écoulement pour une pluralité de salinités avec/sans 10 effets capillaires 5- Détermination de la saturation résiduelle en huile microscopique pour la pluralité de salinités 6- Exploitation des hydrocarbures de la formation 15 Dans le cas où le modèle représentatif de l'évolution des paramètres d'écoulement en fonction de la salinité comprend un paramètre correspondant à la saturation irréductible en eau Swi, on réalisera en outre une étape préalable 0 de mesures de la saturation irréductible en eau Swi pour une pluralité de salinités. Le procédé selon l'invention est décrit ci-après dans ce cas plus général, mais le procédé selon l'invention peut tout aussi hien être appliqué sans tenir compte de 20 l'impact de la salinité sur la saturation irréductible en eau Swt. Par ailleurs le procédé selon l'invention est décrit ci-après dans le cas où le paramètre V représentatif de la salinité d'une solution correspond à la concentration Sal en sels présents dans la solution. Toutefois, le paramètre V représentatif de la salinité d'une solution peut tout aussi bien correspondre à la composition en ions présents dans la solution. 25 13 0- Mesures de la saturation irréductible en eau pour une pluralité de salinités Au cours de cette étape, qui est optionnelle, on réalise des mesures de saturation irréductible en eau Swi pour une pluralité de valeurs de salinité, et au moins pour les valeurs de salinité initiale et modifiée. 5 Selon une mise en oeuvre de l'invention, ces mesures sont réalisées sur un unique échantillon de roche représentatif du réservoir géologique étudié, restauré à son état initial tel que décrit ci-dessus entre chacune des injections à salinité différente. Alternativement, ces mesures sont réalisées sur un échantillon différent pour chaque salinité, les échantillons étant préalablement restaurés à leur état initial tel que décrit ci-dessus. 10 Selon une conception de l'invention, pour réaliser ces mesures, on sature en eau à salinité donnée l'échantillon sous vide de volume poreux VP, puis on déplace l'eau en place dans cet échantillon par de l'huile au moyen d'une pompe d'injection ou par centrifugation dans l'huile, et on mesure le volume d'eau produite E','d On détermine alors, pour la valeur de salinité 15 considérée, une valeur de saturation irréductible en eau Swi selon une formule du type VP S VP A l'issue de cette étape optionnelle, on obtient une valeur de saturation irréductible en eau Swi pour chaque valeur de salinité, et au moins pour les valeurs de salinité initiale et modifiée. 20 1. Mesures de production d'huile et de perte de charge pour une pluralité de salinités Au cours de cette étape, on réalise des mesures en laboratoire de production d'huile et de perte de charge pour une pluralité de valeurs de salinité, mesures à partir desquelles on détermine des valeurs des paramètres G={Sorw, k,, km} pour au moins les valeurs de salinité initiale et modifiée. 25 Au cours de cette étape, on injecte une pluralité de solutions aqueuses caractérisées par au moins deux valeurs de salinité différentes dans au moins un échantillon de roche provenant du réservoir géologique étudié, et on mesure l'évolution de la production d'huile en sortie de l'échantillon et la perte de charge (soit une différence de pression entre l'amont et l'aval de 30 l'échantillon de roche considéré, mesurée par exemple au moyen d'un capteur de pression) pour chacune de ces valeurs de salinité. 14 Selon une mise en oeuvre de l'invention, ces mesures sont réalisées sur un unique échantillon de roche représentatif du réservoir géologique étudié, restauré à son état initial tel que décrit ci-dessus entre chacune des injections à salinité différente. Alternativement, ces mesures sont réalisées sur un échantillon différent pour chaque salinité, les échantillons étant 5 préalablement restaurés à leur état initial tel que décrit ci-dessus. Selon une mise en oeuvre de l'invention, on prépare au préalable une pluralité d'échantillons de solutions aqueuses, caractérisés par différentes salinités, et on débute la séquence d'injection par l'échantillon de solution aqueuse ayant la plus forte salinité, dite salinité initiale. Avantageusement, la première solution injectée selon cette séquence d'injection a une salinité se 10 rapprochant de la saumure disponible à proximité du réservoir géologique étudié (eau de mer par exemple). Puis, on injecte successivement des solutions de salinités distinctes, obtenues soit par dilutions successives (concentration en sels divisée par 2, puis par 10, puis 20 puis 100 par exemple), soit par changement de la composition en certains ions (remplacement des ions divalents par des ions monovalents par exemple). 15 Selon une mise en oeuvre de l'invention, on procède à l'injection de solutions aqueuses ayant deux valeurs de salinité distinctes, appelées comme décrit ci-dessus et de manière non limitative, valeur de salinité initiale et valeur de salinité modifiée, la salinité initiale étant la plus élevée des deux valeurs de salinité. Cette mise en oeuvre de l'invention permet de calibrer des modèles représentatifs simples selon lesquels les paramètres d'écoulement varient linéairement en 20 fonction de la salinité (cf équations 1 et 2 décrites ci-dessus, dans lesquelles les exposants /30 valent 1). Selon une mise en oeuvre préférée de l'invention, on procède à l'injection de solutions aqueuses ayant trois valeurs de salinité distinctes, appelées comme décrit ci-dessus et de manière non limitative, salinité initiale, salinité modifiée et salinité intermédiaire, la salinité intermédiaire 25 étant comprise entre la salinité initiale et la salinité modifiée. Cette mise en oeuvre de l'invention permet de calibrer des modèles représentatifs plus précis selon lesquels les paramètres d'écoulement ne varient pas uniquement linéairement en fonction de la salinité (cf équations 1 et 2 décrites ci-dessus, dans lesquelles les exposants ficjpeuvent être différents de 1). Avantageusement, le nombre d'injections à salinités différentes vaut préférentiellement 5. 30 En effet, un tel nombre d'injections permet de déterminer des modèles représentatifs de l'évolution des paramètres d'écoulement en fonction de la salinité de manière encore plus réaliste que pour le mode de réalisation précédemment décrit. 15 Selon l'invention, on détermine ensuite, à partir de ces mesures, les valeurs des paramètres d'écoulement G={S.,, krw, kro} tels que définis par les équations ) et (2) ci-dessus pour au moins la valeur de salinité modifiée et la valeur de salinité initiale. Selon une mise en oeuvre de l'invention, on détermine une valeur de la saturation résiduelle raltotte 5 en huile apparente moyenne, notée Jon' , pour une valeur de salinité donnée à partir de la mesure de la production totale d'huile récupérée en sortie de carotte pour cette salinité selon une formule du type : VP (3) où '' désigne le volume d'huile initialement en place dans la carotte (volume mesuré lors de la 10 saturation de l'échantillon à l'étape 1 : y,n, = (1- S '')VP ), et H désigne le volume d'huile récupéré (produit) en sortie de carotte, et VP le volume des pores de la carotte. Selon une mise en oeuvre de l'invention, on détermine les perméabilités à l'huile et à l'eau lcr', et kro pour une valeur de salinité en utilisant une représentation des perméabilités relatives 15 selon des fonctions puissances de la saturation normée. Plus précisément, pour une phase p donnée (p = 'w' (pour l'eau) (w) ou 'o' (pour l'huile), on définit la perméabilité relative krp selon une formule du type kr, (S) = kr pmax(S) où a, est un exposant pour la phase p, Sw- est la saturation normée, et kr Pm" est une constante pour la phase p. Selon 1 Swi S on, cette mise en oeuvre de l'invention , on peut déterminer les constantes kr 0,'' et ai, (p=w, o) de la 20 manière suivante : on détermine la perméabilité relative à l'huile maximale à la saturation irréductible en eau et la perméabilité relative maximale à l'eau mesurée à la fin de l'injection d'eau à partir des mesures de différence de la pression entre l'amont et l'aval de l'échantillon (c'est-à-dire la perte de charge) pour une salinité donnée, et par application de la loi de Darcy 25 généralisée, soit selon une formule du type : Q L krnix(Sal)- kr,,(Sw P=1- Son'(Sal))- . AKAP,,,(Sal) kro .(Sol)- kr'(So=1- S ,'(San)- p Q L AKAP0(Sal) où L, A, K, Qw, Q0, AP,,,(Sal), AP0(Sal) désignent respectivement la longueur de la carotte, sa section, sa perméabilité monophasique, le débit d'injection d'eau, le débit d'injection 30 d'huile, la différence de pression entre l'entrée et la sortie de la carotte à la fin de l'injection d'eau à salinité Sal donnée, et la différence de pression entre l'entrée et la sortie de la carotte à la fin de la mise en place de l'huile (phase initiale de saturation en huile et eau 16 irréductible décrite au début de cette étape 1). kr.,,,ax(S(d) est ainsi déduit de la mesure APty(Sal) à la fin de chaque étape d'injection à salinité donnée et en particulier des deux étapes d'injection à salinité initiale et modifiée, alors que kro,''x(Sal) est déduit des mesures de AP,(Sal) à la fin de la mise en place d'huile et d'eau irréductible aux salinités 5 initiale (Sali,,;) et modifiée (Salmod). - ap l'exposant ap de la loi puissance donnée pl us haut (i.e. kr, (S) = kr pmax(S) modélise la forme des courbes, c'est-à-dire leur évolution de 0 à kr,,,ax ou kromax en fonction de la saturation à une salinité donnée. Selon une mise en oeuvre de l'invention, ap peut être estimé à partir de courbes relatives au réservoir géologique étudié déjà existantes, relatives 10 au réservoir géologique étudié ou bien provenant d'un analogue géologique. Selon une mise en oeuvre de l'invention, si de telles courbes ne sont pas disponibles, l'exposant ap peut être calibré à partir de l'ajustement par simulation numérique des mesures réalisées à l'étape 1 (c'est-à-dire des mesures de production d'huile et de pertes de charges) de la première injection d'eau à salinité initiale qui amène l'échantillon de la saturation en eau Swi à la 15 saturation en eau maximale pour cette même salinité soit Sw = 1 - Sonv(Salini)- Une telle simulation peut être réalisée au moyen du simulateur d'écoulement diphasiquc utilisé à l'étape 4 décrite ci-dessous, ou bien de tout autre simulateur d'écoulement diphasique classique ne tenant pas compte de la salinité. 20 Le tableau 1 donne, à titre illustratif, l'évolution des saturations résiduelles en huile (en pourcentage du volume des porcs, % VP), notées Jon, par la suite, constatée à l'échelle d'une carotte au terme de 5 injections successives d'une eau de mer progressivement diluée, les valeurs :roue de salinité différentes résultant de concentrations en sels Sal (en ppm) différentes. Ces résultats, extraits du dominent (Yousef et al., 2011), sont issus de mesures de récupération d'huile sur une 25 carotte composite de 16.2 cm de longueur représentative d'un réservoir carbonaté, la saturation initiale en huile étant de 89.6 % VP (saturation irréductible en saumure égale à 10.4 % VP). Environ 10 volumes de pores de saumure ont été injectés à chacune des 5 étapes d'injection à salinité donnée, à un débit de 1 cm3/mn, augmenté à 2 puis 4 cm3/min en fin d'étape. On observe que la saturation résiduelle en huile Sorw déduite des mesures de production d'huile en sortie de 30 carotte décroît en fonction de la salinité de l'eau d'injection niais demeure constante pour des coefficients de dilution égaux ou supérieurs à 20. Il apparait donc inutile de modéliser les impacts de la salinité pour des valeurs de salinité inférieures à 2883 ppm. Ainsi, pour cet exemple de mise en oeuvre, on considère Sa1,il=57670 et Sal'md=2883. 35 17 Tableau I Sal (PPM) al' (% VP) 57670 29.5 28835 23.3 5767 15.1 2883 I 3.5 577 13.5 2. Mesures de courbes de pression capillaire pour une pluralité de salinités 5 Au cours de cette étape, on mesure des courbes de pressions capillaires relatives à l'eau et à l'huile pour une pluralité de valeurs de salinité, et au moins pour les valeurs de salinité initiale et modifiée, mesures à partir desquelles on détermine des valeurs des paramètres d'écoulement Pen, pour au moins les valeurs de salinité initiale et modifiée. Selon une mise en oeuvre de l'invention, ces mesures sont réalisées sur un unique 10 échantillon de roche représentatif du réservoir géologique étudié, qui doit alors être restauré à son état initial tel que décrit ci-dessus entre chacune des injections à salinité différente. Alternativement, les mesures de pression capillaire sont réalisées sur un échantillon différent pour chaque salinité, les échantillons devant être préalablement restaurés à leur état initial tel que décrit ci-dessus. 15 Selon une mise en oeuvre de l'invention, pour une salinité donnée Sal, on réalise des mesures de la pression capillaire pour différentes valeurs de la saturation réparties sur un intervalle de saturation 1S,,q(Sal), 1-S0,(Sal)1 selon les deux étapes suivantes : On réalise une imbibition spontanée de l'échantillon saturé d'huile et d'eau irréductible 20 dans l'eau de saturation considérée, pour la valeur de salinité considérée. Plus précisément, l'échantillon saturé est immergé dans l'eau et on mesure la production d'huile en fonction du temps pour cette valeur de salinité. On simule de manière numérique cette imbibition, au moyen d'un simulateur d'écoulement tel que le logiciel PUMAFLOW®, et on ajuste les pressions capillaires pc' = P, - = pcom,(S) pour les 25 valeurs de S couvrant l'intervalle de variation de saturation. 18 On réalise une imbibition forcée, en soumettant l'échantillon à la fin de l'étape d'imbibition spontanée dans une centrifugeuse : cette centrifugation permet, par mesure de l'huile expulsée pour une vitesse de centrifugation donnée, de déterminer la saturation de l'échantillon pour la valeur de pression capillaire imposée par cette vitesse de rotation de 5 la centrifugeuse. On mesure ainsi un point de la courbe de pression capillaire pc''(5w) , pour la saturation S fixée telle que S, > S,(Pc,-', =0), sachant que Sw(Pcow =0) est la valeur maximale de saturation en eau obtenue par l'imbibition spontanée. En réitérant la mesure pour diverses valeurs croissantes de la vitesse de rotation de la centrifugeuse, on obtient autant de mesures permettant d'échantillonner la partie négative de la courbe 10 pc,(Stt) et notamment l'intervalle de saturation [S'(Pc,'' =0), 1-Son'(Sal)]. On obtient, à l'issue de ces deux étapes appliquées pour chacune des valeurs de salinité, dont au moins des valeurs de salinité initiale et modifiée, une courbe de pression capillaire en fonction de la saturation. Selon une mise en oeuvre de l'invention, lorsque les courbes de pression capillaire n'ont été 15 mesurées que pour les valeurs de salinité initiale et modifiée, on peut interpoler les courbes de pression capillaire ainsi mesurées pour déterminer des courbes de pression capillaire pour les autres valeurs de salinité de la pluralité de valeurs de salinité. 3- Calibration du modèle représentatif de l'évolution des paramètres 20 d'écoulement en fonction de la salinité Au cours de cette étape, il s'agit de calibrer, à partir des mesures réalisées aux étapes 1 et 2, le modèle représentatif de l'évolution des paramètres d'écoulement en fonction de la salinité d'une solution aqueuse injectée dans le réservoir géologique étudié, tel que le modèle décrit ci-dessus par les équations (1) et (2). 25 Selon une mise en oeuvre de l'invention selon laquelle le simulateur d'écoulement utilisé repose sur une description des paramètres d'écoulement définis selon les équations ( I ) et (2) avec nmd des exposants fie= I, et G= {S',, S,'', on attribue aux termes G et Gini définis dans ces équations ( I) et (2) les valeurs mesurées respectivement aux valeurs de salinité modifiée et initiale lors des étapes 0 et 1 pour chacun de ces paramètres G= (S'i, S,',, kr, kro, P IC - cow,. Ce 30 mode de mise en oeuvre de l'invention requiert ainsi que les mesures de l'étape I décrites ci- dessus comprennent au moins des injections de solutions aqueuses à salinités initiale et modifiée. 19 Selon un mode de mise en oeuvre de l'invention selon lequel le simulateur d'écoulement utilisé repose sur une description des paramètres d'écoulement définis selon les équations (1) et (2) avec des exposants différents de 1, avec G= {Swi, Soi nilloct termes LT et G définis dans ces équations (1) et (2) les valeurs mesurées respectivement aux 5 valeurs de salinité modifiée et initiale lors des étapes 0 et 1 pour chacun de ces paramètres G= {S'.' S, , krw, k,-', Pc','}. En outre, on peut déterminer une valeur de l'exposant fia, avec G= {Swi, km, à partir des valeurs mesurées aux valeurs de salinité initiale, modifiée et intermédiaire lors de l'étape I pour chacun de ces paramètres. Ce mode de mise en oeuvre de l'invention requiert ainsi que les mesures des étapes 0 et 1 décrites ci-dessus comprennent au 10 moins des injections de solutions aqueuses à salinités initiale, modifiée et intermédiaire(s). Selon une première variante de l'invention, on peut déterminer à cette étape l'exposant Na relatif à la saturation résiduelle en huile selon une formule suivante : , kr',, P.}, on attribue aux Ln[ (Sal) - st"' (Sal (3) (Sa! 5="e (Sal 'd) Ln Sal',; - Sal _Sal - Sul ined Nsures Selon une deuxième variante de linvention, mise en oeuvre avantageusement lorsque les 15 effets capillaires sont très importants, on attribue dans un premier temps à l'étape 3, la valeur de I à l'exposant flo relatif à la saturation résiduelle en huile, et on détermine une valeur de l'exposant /Ir relatif à la saturation résiduelle en huile à l'étape 5, tel que décrit ci-après. Selon une mise en oeuvre de l'invention, on peut déterminer l'exposant fik, selon une formule analogue à celle de l'équation (3) où la mesure en"r" est remplacée par (tel que 20 déduite de la mesure de LIP, à la salinité considérée), soit selon une formule du type : Ln max (Sa!) - knnmax (Sa' ini) _ k,',max(Sal Ln[Sal Sa/ Salin; - Sa! inud _ (4) 20 Selon une mise en oeuvre de l'invention, on attribue la valeur de I aux paramètres 13pco', et igs'.; . En effet, le choix des valeurs des exposants , fipcow et fiswi n'a pas d'incidence sur la modélisation en fonction de la salinité de l'état final de saturation en huile quantifié par Sor', (on rappelle que Sin est déduit de la mesure de récupération d'huile en sortie 5 de carotte à la fin de l'étape d'injection à la salinité considérée), ainsi que sur la modélisation de la différence de pression entre l'amont et l'aval de la carotte à la fin de l'étape d'injection à la salinité considérée). Alternativement, le choix des valeurs des exposants fikm, &cm,' et fis,',; peut de manière facultative faire l'objet d'ajustements ultérieurs par des simulations cherchant à reproduire les mesures "transitoires" acquises avant les mesures stationnaires obtenues en fin 10 d'étape d'injection à une salinité donnée. Avantageusement, si on dispose de courbes de pression capillaire pour des salinités intermédiaires entre la salinité initiale et la salinité modifiée (obtenues par mesures ou bien par interpolation tel que décrit à l'étape 2 ci-dessus), on peut déterminer des valeurs de fipeow selon une formule du type : Peow(Sal '') Peow(Sal) - Pe,-(Sal '') 15 Ln[Sal - Sal Sal in; - Sal mod _ (5). Selon une mise en oeuvre de l'invention, différentes valeurs de 13 Pc n'peuvent être déterminées au moyen des mesures de 13,0w acquises pour différentes valeurs de saturation, à partir desquelles on peut définir une valeur moyenne représentative. 20 Ainsi, à l'issue de cette étape, on obtient un modèle représentatif de l'évolution des paramètres d'écoulement en fonction de la salinité tel que décrit pas les équations (1) et (2) ci-dessus calibré par : - Dans le cas des paramètres d'écoulement G= {Sm, Serw, kr,, km}, les valeurs des constantes G 'd et Cri à partir des mesures décrites aux étapes 0 et 1, et de manière 25 préférentielle, lorsque des mesures ont été réalisées pour au moins trois valeurs de 21 salinité, par les valeurs des exposants eçon, et fis,, déterminées tel que décrit ci-dessus. Avantageusement, le modèle est également paramétré par des exposants /6° différents de 1 pour G= IS'.i, kroj, et déterminés tels que décrit ci-dessus ; - Dans le cas du paramètre d'écoulement G=Peow, les valeurs des constantes u et en' 5 déterminées à partir des mesures décrites à l'étape 2 ci-dessus, et le cas échéant, lorsque des mesures ont été réalisées pour au moins trois valeurs de salinité, par la valeur de l'exposant fi P"' 10 4- Simulations numériques d'écoulement pour une pluralité de salinités avec/sans effets capillaires Au cours de cette étape, on réalise, au moyen du simulateur d'écoulement incorporant le modèle calibré tel que décrit ci-dessus, des simulations numériques simulant des injections de solutions aqueuses à différentes salinités dans un échantillon de roche, avec et sans effets 15 capillaires, et ce pour au moins les valeurs de salinité initiale et modifiée. Ainsi, les simulations de cette étape sont réalisées à l'échelle de l'échantillon de roche. Plus précisément, on réalise, pour chacune des valeurs de salinité, et au moins pour les valeurs de salinité initiale et modifiée : une première simulation numérique dans laquelle on annule les effets capillaires (c'est- 20 à-dire avec Pcow= 0) pour la salinité considérée : cette première simulation fournit une première valeur notée s otm, de la saturation en huile moyenne de la carotte à la fin la valeur de salinité considérée. 11 est à noter que cette première valeur simulée de la saturation moyenne en huile de fin d'étape coïncide avec la saturation en huile S`ar mesurée à l'échelle de la carotte à partir des données de production d'huile (et appelée 25 saturation résiduelle apparente expérimentale par la suite) pour les valeurs de salinité pour lesquelles des mesures ont été effectuées à l'étape 1, puisque le modèle est calibré à partir de ces mesures, soit 5,,1Z = Senr,r . Elle cst également équivalente à une saturation 22 résiduelle (microscopique) simulée car la capillarité a été ignorée lors de cette simulation, mais elle diffère de la saturation résiduelle (microscopique expérimentale) recherchée. une deuxième simulation numérique, dans laquelle on tient compte des effets capillaires (c'est-à-dire que le modèle tient compte de l'évolution de 13,0w en fonction de la salinité 5 telle que déterminée à l'issue des étapes 2 et 3 ci-dessus), et qui fournit une deuxième f-sim valeur, notée Son,' , de la saturation en huile moyenne de la carotte à la fin de chaque étape d'injection pour une valeur de salinité donnée. Cette deuxième valeur de la saturation moyenne en huile simulée (à la salinité considérée) ne correspond plus à une saturation en huile résiduelle (microscopique) et sa valeur diffère de la saturation 10 résiduelle apparente mesurée (à l'échelle de la carotte) en raison des effets capillaires plus ou moins marqués pris en compte dans la simulation. C'est pourquoi on la qualifie également de saturation résiduelle apparente simulée. Avantageusement, on réalise les deux simulations numériques décrites ci-dessus pour une pluralité de valeurs de salinité différentes, en plus des valeurs des deux valeurs de salinité 15 initiales et modifiées. En effet, le modèle étant calibré, il permet de prédire les véritables valeurs de saturation résiduelle (microscopique) pour différentes valeurs de salinité, et notamment des valeurs de salinité intermédiaire. 20 5- Détermination de la saturation résiduelle en huile microscopique pour la pluralité de salinités Au cours de cette étape, on détermine, pour chacune des valeurs de salinité pour lesquelles une simulation a été réalisée à l'étape 4 ci-dessus, les valeurs de saturation résiduelle en huile microscopique, notées à partir des valeurs simulées de la saturation moyenne en huile Kztte-srm 25 (saturation résiduelle apparente simulée) obtenues en tenant compte des effets capillaires et des valeurs simulées de la saturation moyenne en huile sosf.'i, (égales aux valeurs S,`;',"' de la saturation résiduelle apparente expérimentale) obtenues sans tenir compte des effets capillaires selon une formule du type : 23 s (521, S e Si i")(1 S wi) (5' e S - S rvi S carotte-5419 e- SEM ) formule dans laquelle les saturations sont données entre 0 et 1. En effet, la variation de saturation résiduelle en huile simulée en intégrant les pressions capillaires mesurées à l'étape 2, normée sur l'intervalle de variation de la saturation en huile simulé [ (= 5;; t) I - est la même que 5 la variation de saturation résiduelle en huile mesurée, normée sur le véritable intervalle de variation de la saturation en huile [ S1,]. Selon une deuxième variante de l'invention, on détermine la valeur de l'exposant fi Sonv intervenant dans l'équation (1) décrite ci-dessus pour G=Se, au cours de la présente étape (et non à l'étape 3), en particulier si les effets capillaires sont supposés jouer un rôle important. Selon 10 cette variante, on réalise l'étape 4 avec /3 =1, et on détermine /3 au moyen des valeurs de ,',' n S,'.', déterminées à la présente étape soit : fl Sort' [ Ln S wn,(Sal) - S,,,,,(Salmi) S on,'(Salmod)- S wm,(Sal'') Ln SaliSal;,,;- Sal 1 _Sali,,i- Salmod 15 6- Exploitation des hydrocarbures de la formation Au cours de cette étape, il s'agit de déterminer au moins un schéma d'exploitation des hydrocarbures contenus dans la formation, à partir des saturations résiduelles en huile microscopiques déterminées pour au moins deux valeurs de salinité tel que décrit ci-dessus, et au moyen d'un simulateur d'écoulement incorporant le modèle calibré tel que décrit ci-dessus. Dans 20 le cas de cette étape, le simulateur d'écoulement est utilisé à l'échelle du réservoir, c'est-à-dire qu'il est utilisé pour simuler des écoulements dans le réservoir géologique étudié (et non pas dans un échantillon de roche tel que décrit à l'étape 4). 24 De manière générale, un schéma d'exploitation comprend un nombre, une géométrie et une implantation (position et espacement) des puits injecteurs et producteurs. Mais un schéma d'exploitation des hydrocarbures comprend également la définition d'un type de récupération (injection d'eau, de gaz, de polymères etc). Dans le cas de la présente invention qui concerne une 5 récupération assistée des hydrocarbures par injection d'une solution aqueuse saline, la sélection d'un schéma d'exploitation comprend la sélection d'une salinité de la solution aqueuse à injecter, qui peut être elle-même définie par une concentration en sels et/ou une composition ionique. De manière classique, on évalue différents schémas d'exploitation d'un réservoir géologique au moyen d'un simulateur d'écoulement et on sélectionne un schéma satisfaisant au moins un critère 10 prédéfini. Un schéma d'exploitation d'un réservoir d'hydrocarbures optimal peut par exemple permettre un fort taux de récupération des hydrocarbures piégés dans le réservoir géologique, sur une longue durée d'exploitation, et nécessitant un nombre de puits limité Le simulateur d'écoulement selon l'invention, calibré tel que décrit ci-dessus et tenant compte des valeurs de saturation résiduelle en huile microscopiques déterminées tel que décrit ci-dessus, 15 permet de modéliser l'impact de la salinité sur la récupération de l'huile en place dans un réservoir géologique. Un tel simulateur d'écoulement est de manière classique un logiciel mise en oeuvre par ordinateur. Un exemple de simulateur d'écoulement (aussi appelé simulateur de réservoir) permettant la prise en compte de l'impact de la salinité sur les écoulements est le logiciel PumaFlow® (IFP Energies 20 nouvelles, France). Selon l'invention, à tout instant t de la simulation, le simulateur d'écoulement résout l'ensemble des équations d'écoulement propres à chaque maille et délivre des valeurs solutions des inconnues (saturations, pressions, concentrations, température,...) prédites à cet instant t. De cette résolution, découle la connaissance des quantités d'huile produites et de l'état du gisement (distribution des pressions, saturations, etc...) à l'instant considéré. 25 Le simulateur d'écoulement selon l'invention intègre notamment les valeurs des salinités initiale et modifiée, et pour chacune de ces deux valeurs de salinité, au moins des valeurs des paramètres d'écoulement 0= {Swi, Sorw, krw, kro, Pcow} pour ces deux valeurs de salinité, ainsi que les valeurs des exposants fit' déterminées le cas échéant, et qui par défaut sont égaux à I . 25 Selon un mode de mise en oeuvre de l'invention, on définit différents schémas d'exploitation des hydrocarbures de la formation étudiée comprenant notamment des injections de solutions aqueuses à différentes salinités, et on simule les écoulements dans le réservoir géologique étudié pour au moins ces différentes salinités. On définit au moins un critère, tel que la quantité 5 d'hydrocarbures produit selon chacun des différents schémas d'exploitation, la courbe représentative de l'évolution de la production dans le temps au niveau de chacun des puits etc. Le schéma d'exploitation finalement sélectionné peut alors correspondre à celui satisfaisant au moins un des critères d'évaluation des différentes schémas d'exploitation. Puis, une fois le schéma d'exploitation sélectionné, les hydrocarbures piégés dans la formation 10 sont exploités en fonction de cc schéma d'exploitation, notamment en injectant la solution aqueuse ayant la salinité telle que sélectionnée ci-dessus, en forant les puits injecteurs et producteurs du schéma d'exploitation ainsi déterminés, de manière à produire les hydrocarbures, et en installant les infrastructures de production nécessaires au développement du gisement. 11 est bien entendu que le schéma d'exploitation peut être évolutif sur la durée d'une exploitation 15 d'un réservoir géologique, en fonction des connaissances relatives au réservoir acquises pendant l'exploitation, des améliorations dans les différents domaines techniques intervenant lors d'une exploitation d'un gisement d'hydrocarbures (améliorations dans le domaine du forage, de la récupération assistée par exemple). 20 Equipement et produit programme d'ordinateur Il est bien clair que le procédé selon l'invention comprend des étapes mises en oeuvre au moyen d'un équipement (par exemple un poste de travail informatique) comprenant des moyens de traitement des données (un processeur) et des moyens de stockage de données (une mémoire, 25 en particulier un disque dur), ainsi qu'une interface d'entrée et de sortie pour saisir des données et restituer les résultats du procédé. En particulier, les moyens de traitement de données sont configurés pour mettre en oeuvre les étapes 4 et 6 décrites ci-dessus, ces étapes nécessitant la mise en oeuvre d'un simulateur numérique d'écoulement. 26 En outre, l'invention concerne un produit programme d'ordinateur téléchargeable depuis un réseau de communication et/ou enregistré sur un support lisible par ordinateur et/ou exécutable par un processeur, comprenant des instructions de code de programme pour la mise en oeuvre du procédé tel que décrit précédemment, lorsque ledit programme est exécuté sur un ordinateur. 5 Exemple de réalisation Les caractéristiques et avantages du procédé selon l'invention apparaîtront plus clairement à la lecture de l'exemple d'application ci-après. 10 Pour cet exemple d'application, on applique le procédé selon l'invention à une modélisation des essais d'injection d'eau de mer progressivement diluée dont les résultats sont donnés dans le Tableau 1, et tels que décrits dans le document (Youssef et al. 2011). On mesure en outre des courbes de pression capillaire, dans ce cas d'application pour les valeurs de salinité initiales et modifiées uniquement. La Figure 1 présente des exemples de 15 courbes de pression capillaire, à salinité initiale (représentée par des losanges) et à salinité modifiée (représentée par des canés), en fonction de la saturation Sw (en %VP). On détermine les valeurs des exposants ,8','; pour chacune des salinités intermédiaires de la manière décrite à l'étape 3 ci-dessus. Les exposants ainsi déterminés sont égaux 20 respectivement à 1.48 et à 1.95. Une valeur de fis',., fournie en entrée du simulateur, comprise entre 1.5 et 2 doit donc permettre de prédire correctement les valeurs expérimentales Zr de Sin. A titre d'illustration, nous donnons dans le tableau 2 les valeurs simulées numériquement en négligeant la pression capillaire (première simulation numérique de l'étape 4) pour figor', égal soit à 1, soit à 2. On constate que les prévisions du modèle sont globalement meilleures avec 25 fis',.,.= 2 qu'avec fis',.,= 1. Plus précisément : pour la salinité 5767 ppm, avec l'exposant fis',',= 2, le modèle prédit quasi-exactement la saturation résiduelle en huile mesurée comme attendu (car la valeur précalculéc de Aso,, 1.95, est très proche de 2), 27 pour la salinité 28835 ppm, les valeurs de saturation résiduelle prédites par le modèle avec fis''.'= 2 et fis',, =1 encadrent la saturation résiduelle en huile mesurée comme attendu également (car la valeur 1.48 pré-calculée de /3,0,' est intermédiaire entre 1 et 2). 5 Tableau 2 Sal (ppm) Sorw Sorw avec Simulé Sorw avec Simulé s,,, = 2, expérimental, (% PV) (% PV) s,'-', = 1, (% PV) 28835 23.3 21.22 25.21 5767 15.1 14.34 15.14 On illustre par la suite les étapes 3 à 5 du procédé selon l'invention sur la valeur de salinité initiale uniquement. On calibre le modèle représentatif de l'évolution des paramètres d'écoulement en fonction 10 de la salinité tel que décrit à l'étape 3, selon toutefois la deuxième variante décrite dans cette étape (ou autrement dit on attribue une valeur de 1 à [exposant fisom). On réalise ensuite une simulation numérique l'injection d'eau à salinité initiale en tenant compte cette fois de la pression capillaire. 15 Comme attendu, la saturation résiduelle apparente simulée à l'échelle de la carotte eaio/te-SIM n'est plus égale à 29.5 % VP mais à 32.6 % VP en raison de la rétention capillaire d'huile au sein de la carotte. La véritable saturation résiduelle microscopique est alors calculée à partir des valeurs str= 29.5 % VP' s,,zotte-srm = 32.6 % VP et Swi = 10.4 % VP selon la formule de correction 20 spécifiée à l'étape 5, soit : (2 * 0.295 - 0.326)(1 - 0.104)- ( 0.295)2 - 0.262 (= 26.2 % VP). (1- 0.104 - 0.326) 28 On constate donc qu'en adoptant la saturation résiduelle apparente mesurée à partir des données de production en sortie de carotte, l'erreur effectuée sur la véritable saturation résiduelle en huile excède 3 % PV (29.5 - 26.2 = 3.3 % VP), ce qui est considérable en termes de prévision d'efficacité de récupération. Cet écart résulte de la rétention d'huile à l'intérieur de la carotte 5 (égale à 32.6 - 29.5 = 3.1 % du volume des pores). Il est important de réaliser ces corrections des mesures de saturation résiduelle en huile car l'usage courant de carottes de faible longueur accroît l'importance relative de l'huile retenue par capillarité en sortie de carottes non mouillables à l'eau. Ceci justifie ainsi la nécessité d'intégrer les étapes 2 à 5 dans l'évaluation et l'optimisation de la salinité d'une eau d'injection. 1 0 Les valeurs de saturation résiduelle en huile fiables ainsi prédites pour différentes salinités permettent de déterminer une salinité d'injection permettant une exploitation optimale des hydrocarbures présents dans un réservoir géologique, c'est-à-dire par exemple une valeur de salinité conduisant à une saturation résiduelle en huile faible, REVENDICATIONS1. Procédé pour la récupération des hydrocarbures présents dans un réservoir géologique par injection d'une solution aqueuse saline dans ledit réservoir, au moyen d'un simulateur numérique d'écoulement incorporant un modèle représentatif de l'évolution de paramètres d'écoulement en fonction de la salinité de ladite solution aqueuse injectée, lesdits paramètres d'écoulement comprenant au moins une saturation résiduelle en huile, une perméabilité relative en eau, une perméabilité relative en huile, et une pression capillaire, ledit modèle étant fonction de constantes relatives à chacun desdits paramètres, caractérisé en ce que : A- à partir d'au moins un échantillon représentatif dudit réservoir, ledit échantillon ayant été restauré dans son état initial, on calibre ledit modèle selon au moins les étapes suivantes : i. on injecte dans ledit échantillon au moins deux solutions aqueuses ayant des valeurs de salinité différentes et on mesure au moins une production d'huile et une perte de charge pour chacune desdites valeurs de salinité ; ii. on réalise des mesures de pression capillaire pour au moins chacune desdites valeurs de salinité ; iii. à partir desdites mesures, on détermine lesdites constantes dudit modèle relatives à chacun desdits paramètres ; B- et en ce que, au moyen dudit simulateur incorporant ledit modèle calibré, on détermine une valeur de saturation résiduelle en huile microscopique pour au moins lesdites valeurs de salinité en appliquant au moins les étapes suivantes pour chacune desdites valeurs de salinité : iv. on réalise une première simulation d'une injection d'une solution aqueuse pour ladite valeur de salinité dans ledit échantillon, ledit modèle étant appliqué pour ladite première simulation avec une pression capillaire nulle, et on détermine une première valeur de ladite saturation résiduelle en huile pour ladite valeur de salinité ; 30 v. on réalise une deuxième simulation d'une injection d'une solution aqueuse pour ladite valeur de salinité dans ledit échantillon, et on détermine une deuxième valeur de ladite saturation résiduelle en huile pour ladite valeur de salinité ; au moins à partir desdites première et deuxième valeurs de saturation résiduelle en 5 huile simulées pour ladite valeur de salinité, on détermine ladite valeur de ladite saturation résiduelle en huile microscopique pour ladite valeur de salinité; D- et en ce que, à partir dudit simulateur d'écoulement incorporant ledit modèle calibré et desdites valeurs de saturation résiduelle microscopique en huile déterminées pour au moins lesdites valeurs de salinité, on détermine un schéma d'exploitation dudit 10 réservoir et on exploite lesdits hydrocarbures dudit réservoir selon ledit schéma d'exploitation. 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel ledit modèle s'exprime selon une formule du type : 15 G(V)=EF(Ver-Gmc'd+ 1-EF(V)je- où G est un desdits paramètres d'écoulement dudit modèle, V est ladite salinité, et où ell'd , cit"t et fi; sont lesdites constantes dudit modèle à calibrer pour ledit paramètre, et dans lequel G est en outre fonction d'une saturation en eau lorsque G correspond à ladite perméabilité relative à l'eau, ladite perméabilité relative à l'huile ou ladite pression 20 capillaire. 3. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel ladite valeur de saturation résiduelle en huile microscopique son, pour une desdites valeurs de salinité est déterminée selon une formule du type : 25 (2 sr -00-s,,)-(se)2 (1-s,,- S'orné 5'1 31 où ses;,',',1, est ladite première valeur de saturation en huile résiduelle simulée pour ladite valeur de salinité, est ladite deuxième valeur de saturation en huile résiduelle simulée pour ladite valeur de salinité, et Swi est une saturation en eau irréductible. 5 4. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel lesdits paramètres d'écoulement comprennent en outre une saturation irréductible en eau, et dans lequel on réalise en outre une mesure de saturation irréductible en eau pour au moins chacune desdites valeurs de salinité à partir dudit échantillon. 10 5. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel on détermine ledit schéma d'exploitation en évaluant une pluralité de schémas d'exploitation en fonction d'au moins un critère prédéfini, ladite évaluation comprenant des simulations d'injection de solutions aqueuses pour différentes valeurs de salinité dans ledit réservoir, et on exploite lesdits hydrocarbures dudit réservoir selon ledit schéma satisfaisant ledit critère. 15 6. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel on exploite lesdits hydrocarbures dudit réservoir en injectant ladite solution aqueuse saline, en forant au moins un puits injecteur et au moins un puits producteur dudit schéma d'exploitation, et en installant des infrastructures de production adaptées au développement du gisement. 20