FR2485082A1 - Procede pour la recuperation du petrole brut contenu dans un gisement par injection d'emulsions stabilisees par le cisaillement - Google Patents

Abstract

L'INVENTION A TRAIT A L'EXTRACTION DU PETROLE. ELLE CONCERNE UN PROCEDE POUR LA RECUPERATION SECONDAIRE DU PETROLE BRUT RESIDUEL D'UN GISEMENT SOUTERRAIN PAR INJECTION DE LIQUIDES. LE LIQUIDE INJECTE EST UNE EMULSION TRANSLUCIDE CONTENANT UNE PHASE EXTERNE DE MICRO-EMULSION ET UNE PHASE INTERNE POLYMERE-EAU SALEE, CETTE EMULSION ETANT STABILISEE PAR LE CISAILLEMENT QUI LUI EST IMPOSE LORS DE SON ECOULEMENT DANS LE GISEMENT, MAIS SE ROMPANT EN L'ABSENCE DE TOUT CISAILLEMENT.

Description

La présente invention se rapporte d'une manière générale à la récupération

du pétrole contenu dans des formations souterraines. Plus précisément, elle concerne la récupération du pétrole contenu dans des formations souterraines par injection dans ces formations de liquides

contenant à la fois des agents épaississants et des micro-

émulsions. On sait depuis de nombreuses années dans l'industrie du pétrole qu'une petite fraction seulement du pétrole présent à l'origine dans un gisement peut être extraite par des mécanismes naturels. Il est également bien connu que les procédés classiques permettant de compléter l'exploitatioi naturelle sont relativement inefficaces. Un gisement peut encore contenir couramment la moitié de la quantité de pétrole contenue à l'origine après exploitation par des procédés courants de récupération secondaire. Il existe donc toujours un besoin en procédés perfectionnés de

récupération permettant d'accroître dans une mesure substan-

tielle le rendement final en pétrole extrait de gisements

souterrains.

L'injection d'eau constitue, et de loin, le procédé le plus courant pour récupérer le pétrole contenu dans une formation lorsque les forces naturelles existant dans la formation ne sont plus capables de refouler le pétrole. Le noyage à l'eau consiste à injecter de l'eau au travers d'un puits d'alimentation pour refouler le pétrole vers les puits de production. La plupart des travaux actuels dans la technologie de récupération du pétrole visent à une amélioration de l'efficacité des procédés de noyage à l'eau ou

à la mise au point d'autres procédés.

Les agents tensio-actifs ou surfactants constituent une classe de produits proposés antérieurement en vue d'améliorer l'efficacité des techniques de noyage à l'eau. La plus grande partie du pétrole retenu dans le gisement après un noyage typique à l'eau est sous la forme de globules discontinus ou de gouttelettes séparées qui sont retenus à l'intérieur des espaces poreux du gisement. Du fait que la tension interfaciale normale entre le pétrole du gisement et l'eau est forte, ces gouttelettes séparées sont incapables de se déformer suffisamment pour passer au travers des sections les plus étroites des canaux de pores. Lorsqu'on ajoute des agents tensio-actifs à l'eau d'injection, ils abaissent la tension interfaciale entre l'eau et le pétrole du gisement et permettent aux gouttelettes de pétrole de se déformer et de s'écouler avec l'eau d'injection. On admet en général que la tension interfaciale entre l'eau d'injection et le pétrole du gisement doit être abaissée à moins de 10 6 N/cm si l'on veut parvenir à une récupération

supplémentaire.-

Une technique permettant de diminuer les tensions interfaciales et d'accroître la récupération de pétrole consiste à utiliser des microémulsions. Les micro-émulsions sont des mélanges transparents ou translucides, à bonne stabilité thermodynamique, d'un hydrocarbure liquide, d'eau et d'un agent tensio-actif. Le mélange peut également contenir facultativement un. solvant auxiliaire tel qu'un alcool et des électrolytes. En général, les micro-émulsions peuvent être à phase externe huileuse, à phase externe aqueuse ou consister en micro-émulsions dans lesquelles on ne peut pas identifier de phase externe. Dans la pratique, on

injecte par exemple dans la formation un bouchon de micro-

émulsion suivi d'un bouchon d'eau épaissie par un polymère (un tampon abaissant la mobilité), et les deux bouchons sont refoulés vers un puits de production par injection d'eau ou

de saumure.

S'écartant du noyage classique par micro-

émulsion dans lequel la micro-émulsion est miscible aux liquides de la formation, au moins avant l'injection, le brevet des Etats-Unis d'Amérique NI 3 885 628 propose d'injecter des systèmes en micro-émulsion qui, à l'origine, ne sont'pas miscibles à l'huile brute de la formation et à l'eau de la formation. Dans ce brevet, on propose également d'injecter dans les formations contenant le pétrole, en vue de récupérer ce dernier, deux ou plusieurs phases non miscibles entre elles. Les différentes phases ont de préférence des propriétés physiques et chimiques qui s'approchent grossièrement de celles des liquides de la formation. Quoique cette forme de noyage par micro-émulsion semble prometteuse à l'égard de la récupération du pétrole, l'adsorption et la rétention des agents tensio-actifs et des polymères continuent à réduire l'efficacité du déplacement. Dans la demande de brevet des Etats-Unis d'Amérique- NO 972 118 au nom de R.L. Reed, on injecte simultanément dans une formation, à des débits et des viscosités réglés, une phase en micro- émulsion et une phase aqueuse non miscible. Dans les conditions spécifiées, on

pense que la phase en micro-émulsion déplace préférentielle-

ment le pétrole brut alors que la phase aqueuse non miscible déplace préférentiellement l'eau salée, d'o une

amélioration de l'efficacité du déplacement du pétrole.

Dans le brevet des Etats-Unis d'Amérique N0 4 125 156, on décrit un procédé perfectionné pour la récupération du pétrole dans lequel on utilise un système aqueux d'agents tensio-actifs capable de former après

injection dans la formation, in situ, un système de micro-

émulsion à phases multiples qui, après formation complète,

n'est pas miscible avec le pétrole brut du gisement.

Malheureusement, - la très faible tension interfaciale qui existe entre une micro-émulsion et un front huile/eau correspond à une pression capillaire négligeable et à des perméabilités relatives à peu près proportionnelles aux saturations de phases. Dans ces circonstances, la mobilité de la micro-émulsion augmente dans la zone de transition entre le front huile/eau et la micro-émulsion, favorisant- les infiltrations en doigts de gant. Au fur et à mesure que la micro-émulsion balaye le pétrole contenu dans une partie du gisement, la perméabilité effective de ce dernier augmente, favorisant l'écoulement au travers de la région balayée et incitant par nature les liquides à s'infiltrer en doigts de gant en évitant le pétrole. Pour cette raison, dans les procédés antérieurs, on propose d'ajouter à la micro-émulsion ou aux autres phases injectées un polymère abaissant la mobilité ou agent épaississant. Toutefois, il en résulte une nouvelle série de problèmes. Souvent, on ne peut pas dissoudre ou disperser dans des micro-émulsions ou d'autres phases à haute salinité une quantité de polymère suffisante pour parvenir à un bon contrôle de la mobilité. En outre, la détérioration du front au noyage conduit fréquemment à une nouvelle répartition du polymère conduisant à la rupture des phases aqueuses gélifiées ou des émulsions visqueuses, et cause une rétention accrue des agents tensio-actifs. Ce problème de partage du polymère et de bouchages en résultant, etc., devient en général encore plus aigu lors de la formation de phases multiples dans un gisement au cours du noyage. Ainsi, par exemple, on reconnaît clairement une indication d'instabilité des phases à l'addition d'un polymère à une composition habituellement optimale pour injections dans le brevet des Etats-Unis d'Amérique NO 4 125 156 précité, colonne 22, tableau VIII (voir note de bas de page "d"). Certains de ces problèmes sont l'objet de discussions, avec exposé des causes possibles, dans E.I. Sandvik et J.M. Maerker, "Application of Xanthan Gum for Enhanced Oil Recovery"l, ACS Symposium Series, NI 45, Extracellular Microbial Polysaccharides, sous la direction

de P.A. Sandford et A. Laskin, page 242 (1977).

Les changements d-ans les caractères de phases et comportement de phases dus à la dilution à l'avant et à l'arrière du front de micro-émulsion tendent également, en général, à accroître la rétention des agents tensioactifs, par exemple en augmentant l'occlusion de phases. Une partie

du pétrole résiduel peut ne pas être atteinte par la micro-

émulsion à un moment o la concentration en agents tensio-

actifs est devenue trop basse pour permettre une mobilisa-

tion. Il existe d'autres raisons en rapport avec le prix de revient et le contrôle de la mobilité. Une diminution du prix de revient d'une opération déterminée exige une exploitation plus efficace de l'agent tensio-actif, c'est-à-dire une quantité de pétrole récupérée accrue par unité de poids d'agent tensio-actif injecté. L'agent tensio-actif contenu dans un liquide d'injection déterminé est perdu par adsorption, occlusion de phases et mélange avec l'eau salée du gisement et l'eau de refoulement contenant le polymère à un point o sa concentration devient si basse qu'il est inefficace. Lorsque l'agent tensio-actif se trouve dans une phase à caractère aqueux, il s'écoule préférentiellement au travers de petits pores dans lesquels la surface spécifique par unité de volume est forte, et il y a alors adsorption. Il existe donc un besoin en un procédé perfectionné pour récupérer le pétrole dans lequel on utiliserait des liquides conduisant à la diminution voulue de tension interfaciale avec une rétention minimale de l'agent tensio-actif, et capables d'adsorber des quantités suffisantes d'un polymère pour assurer un bon contrôle de la mobilité. L'invention concerne précisément un procédé perfectionné pour récupérer le pétrole dans lequel on utilise des produits nouveaux pour résoudre les problèmes rencontrés dans les procédés de la technique antérieure. L'invention concerne en premier lieu un produit liquide nouveau, de type inhabituel, pour injection dans les formations souterraines et qui, à l'écoulement dans ces formations, possède des propriétés spéciales. Il s'agit d'une émulsion translucide inconnue antérieurement, formée par un mélange unique d'une micro-émulsion de phase supérieure ou de phase moyenne et d'une solution aqueuse d'électrolytes contenant un agent épaississant polymère. La micro- émulsion et la phase aqueuse sont en équilibre chimique et lorsqu'on les mélange ensemble sous des efforts de cisaillement relativement faibles tels que ceux qui sont imposés au liquide s'écoulant dans une formation, il se forme une émulsion translucide. Toutefois, en l'absence de cisaillement, cette émulsion a tendance à se séparer en ses phases composantes et est donc instable du point de vue thermodynamique. La phase externe de l'émulsion consiste en la micro-émulsion de phase supérieure ou moyenne, alors que la phase interne est la solution aqueuse qui contient la plus grande partie de l'agent épaississant polymère. Le procédé perfectionné de récupération selon l'invention peut être considéré comme un procédé de noyage par une émulsion stabilisée par le cisaillement parce que l'émulsion a tendance à rester intacte sous des taux de cisaillement relativement faibles tels que ceux imposés couramment à un liquide au cours de l'écoulement dans une formation. Le noyage par une émulsion stabilisée par le cisaillement permet de diminuer dans une mesure importante l'acuité d'un grand nombre de problèmes rencontrés dans les procédés et compositions de la technique antérieure en ce qu'il permet à la fois de parvenir à des valeurs extrêmement faibles de tension interfaciale et d'incorporer des quantités de polymère suffisantes pour assurer un bon contrôle de la mobilité. Comparativement aux procédés connus de noyage par micro-émulsion, on a pu diminuer dans une mesure importante les concentrations -en agents tensio-actifs et obtenir

cependant des récupérations de pétrole égales ou supérieures.

D'autres caractéristiques et avantages de

l'invention ressortiront plus complètement de la description

détaillée donnée ci-après en référence aux figures des dessins annexés sur lesquels: la -figure 1 est un diagramme ternaire représentant des compositions pour injections permettant un noyage par émulsion stabilisée par le cisaillement; la figure 2 -est un diagramme ternaire représentant d'autres compositions pour injections permettant de réaliser un noyage par émulsion stabilisée par le cisaillement; la figure 3 est un graphique qui représente la viscosité d'une émulsion en fonction du pourcentage de phase interne; la figure 4 est un graphique qui représente le pourcentage de lumière transmise en fonction de la longueur d'ondes de la lumière pour une émulsion particulière; et la figure 5 est un graphique qui représente la saturation finale en pétrole en fonction du pourcent de phase

interne pour divers noyages de carottes.

Conformément à l'invention, on prépare une micro-émulsion de phase supérieure ou moyenne et une phase liquide aqueuse contenant des proportions substantielles d'un agent épaississant dans des conditions telles qu'elles sont en équilibre chimique pratiquement complet et, sous des efforts de cisaillement relativement faibles, se mélangent en formant une émulsion translucide. La phase externe de l'émulsion est la microémulsion de phase moyenne ou supérieure, alors que la phase interne est le liquide aqueux contenant la plus grande partie du polymère. L'émulsion est instable du point de vue thermodynamique, mais ne se casse pas sous l'effort de cisaillement relativement faible

agissant sur un liquide qui s'écoule dans une formation.

Une découverte importante réside en ce que des variations dans la concentration du polymère ont un effet extrêmement important sur la tension interfaciale phase externe/phase interne. Pour que l'émulsion translucide exigée se forme, il faut que la tension interfaciale entre la phase externe de micro-émulsion et la phase interne d'eau salée contenant un polymère soit en général inférieure à 1îO8 N/cm et de préférence inférieure à environ 10-9 N/cm0 L'invention est basée en partie sur la découverte d'émulsions translucides possédant une viscosité acceptable; la préparation de telles émulsions exige des proportions spécifiques d'agent tensio-actif, d'un agent tensio-ctif auxiliaire éventuel ou d'un co-solvant éventuel, d'huile et d'eau salée en combinaison avec un agent épaississant polymère. Les propriétés de l'émulsion sont telles que, une fois choisies les concentrations correctes des composants de la phase micro-émulsion et de la phase eau salée-polymère, on peut incorporer des proportions importantes de la phase interne d'eau salée-polymère et parvenir à une émulsion dont la mobilité est inférieure ou égale à la mobilité totale du pétrole et de l'eau salée de la formation sans affecter l'équilibre chimique du système. Le produit selon l'invention constitue un liquide dont la phase externe est capable de déplacer efficacement le pétrole brut, avec une bonne

mobilité relative (de l'ordre de 1,0 ou moins).

L'expression "micro-émulsion" telle qu'elle est utilisée dans la présente demande s'applique à une solution micellaire transparente ou translucide, thermodynamiquement stable, d'huile, d'eau et d'un agent tensio-actif. La solution peut contenir facultativement un' ou plusieurs électrolytes et un ou plusieurs agents tensio-actifs auxiliaires ou solvants auxiliaires. La micro-émulsion de phase supérieure ou de phase moyenne utilisée dans la préparation de l'émulsion translucide peut être à phase externe huileuse ou peut se situer dans la classe des structures micellaires dans laquelle il n'y a pas de phase externe identifiable. On pourra trouver une discussion sur le comportement de phases et les propriétés des systèmes en micro-émulsion dans R.N. Healy, R.L. Reed et D.G. Stenmark, "Multiphase Microemulsion Systems", Society of Petroleum Engineers Journal, pages 147-160 (1976>. On peut trouver un exposé général sur les "micro-émulsions" dans P.A. Winsor, "Solvent Properties of Amphiphilic Compounds", Butterworth's Scientific Publications, Londres (1954); voir également P.A. Winsor, "Liquid Crystallinity in Relation to Composition and Temperature in Amphiphilic Systems", présenté à la troisième Conférence Internationale sur les Cristaux

Liquides, Berlin, 24-28 Août 1970.

En référence tout d'abord à la figure 1 des dessins annexés, le diagramme de cette figure est celui d'une micro-émulsion de phase supérieure. La composition appelée SSE-1, à l'équilibre, se sépare en phases non miscibles. La phase supérieure consiste en une micro-émulsion contenant la plus grande partie de l'agent tensio-actif et des petites quantités de polymère. La phase inférieure consiste en l'eau salée en excès, contenant la plus grande partie du polymère et une très faible proportion d'agent tensio-actif. Lorsqu'on mélange soigneusement ces deux phases, on forme une émulsion dans laquelle la micro-émulsion constitue la phase externe et qui peut être injectée en totalité dans un milieu poreux pour

récupérer du pétrole.

La figure 2 est un diagramme ternaire à la salinité optimale. La composition pour injection de la partie inférieure, appelée SSE-2, se sépare en trois phases à l'équilibre: une phase inférieure constituée de l'eau salée en excès et contenant la plus grande partie du polymère et une petite quantité d'agent tensio-actif, une phase moyenne consistant en une micro-émulsion qui contient la plus grande partie de l'agent tensio- actif et des petites quantités de polymère, et une phase supérieure constituée par l'huile en excès contenant une petite quantité d'agent tensio-actif et des quantités insignifiantes de polymère. On peut injecter les deux phases inférieures ou les trois phases à l'état d'émulsion en vue de réaliser un noyage par émulsion stabilisée par le cisaillement. La composition pour injection de la partie supérieure de la figure 2, appelée SSE-3 sur le diagramme ternaire (dans la partie supérieure gauche) se sépare à l'équilibre en deux phases, une micro- émulsion de phase supérieure qui contient la plus grande partie de l'agent tensio-actif et une quantité du polymère fonction de la concentration totale en polymère, et une phase inférieure d'eau salée qui contient la plus grande partie du polymèrer La structure micellaire de ces micro-émulsions particulières de phase supérieure est telle qu'elles sont plus étroitement apparentées à des micro-émulsions de phase moyenne qu'aux micro-émulsions ordinaires de phase supérieure telles que représentées dans la figure 1. En fait, elles passent souvent à l'état de phase moyenne par simple addition d'huile, et pour cette raison on peut les appeler des micro-émulsions de phase moyenne déficientes en huile (ou micro-émulsion de "pseudo-phase supérieure"). Ces micro-émulsions de phase moyenne déficientes en huile sont spécialement appréciées

pour l'utilisation en phase externe des émulsions trans-

lucides comme on le verra plus en détail dans les exemples ci-après. On peut trouver d'autres renseignements concernant ce type particulier de micro-émulsions dans l'article "Multiphase Microemulsion Systems", loc. cit., quoique l'on n'y trouve pas explicitement l'expression "microémulsion de

phase moyenne déficiente en huile".

De toute manière, une fois choisies les proportions chimiques correctes, un mélange soigné de la micro-émulsion de phase moyenne ou supérieure avec la phase eau salée contenant le polymère donne une émulsion translucide convenant à l'utilisation pour un noyage par émulsion stabilisée par le cisaillement. Les compositions SSE des graphiques annexés ont des teneurs en huile beaucoup plus fortes que nécessaire, simplement pour des raisons de clarté d'exposition. On notera que ces mélanges se séparent relativement rapidement au repos, et constituent par conséquent des émulsions vraies. Toutefois, ils sont également très translucides, et par conséquent les gouttelettes de la phase interne sont petites, de l'ordre du

micromètre ou au-dessous.

Pour tous ces mélanges, il est essentiel que les produits chimiques injectés soient mélangés à l'entrée dans la formation et soient d'une nature teile que, si l'on permet une séparation de phases, il coexiste au moins deux phases, une phase interne contenant principalement de l'eau salée et un polymère, et la ou les phases externes restantes contenant la plus grande partie de l'agent tensio-actif. En outre, au moins une des phases externes restantes doit consister en une micro-émulsion. On notera que, dans les applications réelles,

il n'est pas nécessaire de procéder à une opération inter-

médiaire de coalescence des phases pour autant que l'émulsion se forme à l'entrée dans la formation. Cela signifie simplement que les concentrations et proportions appropriées peuvent être déterminées au laboratoire puis utilisées pour former directement l'émulsion translucide. Il n'est pas nécessaire de préparer les phases séparément, puis de procéder

à un-mélange.

Il est important d'utiliser les proportions correctes des constituants prévus pour obtenir l'émulsion translucide exigée. Le choix initial d'une micro-émulsion à utiliser comme point de départ dans la préparation de la phase externe peut être fait selon des techniques bien connues (voir, par exemple, brevet des Etats-Unis d'Amérique

NI 3 981 361). Ainsi, à l'origine, on choisit de préférence-

une huile et une eau salée de manière qu'elles possèdent à peu près les mêmes caractéristiques physiques et chimiques que le pétrole et l'eau salée de la formation; toutefois, le choix final dépend de l'huile et de l'eau salée qui, dans des essais de noyage de carottes, conduiront à la récupération optimale de pétrole; il dépend également des possibilités d'approvisionnement des matières et du prix du produit rendu sur les lieux d'exploitation. Cependant, les matières préférées constituent en général un point de départ approprié. On choisit également une température à peu-près égale à la température de la formation pour effectuer les études de micro-émulsions; on-procède à des essais de tri préliminaires pour identifier un agent tensio-actif, un agent tensio- actif auxiliaire, un solvant auxiliaire et un polymère

pour lesquels le comportement de phases conviendra vraisem-

blablement pour les conditions de la formation. La salinité optimale, C0 sera de préférence voisine de celle de la salinité de la formation ou égale à cette salinité, quoique les résultats d'essais de noyage de carottes puissent donner d'autres indications, comme on le verra ci-après. Toute variation notable de la salinité optimale effectuée dans le mode opératoire adopté sera compensée par réglage d'une ou plusieurs variables du système ou par balayage préalable de l'eau salée en place par une eau salée à la nouvelle salinité optimale. 20. A titre de référence, la salinité optimale pour le comportement de phases (C0) est la salinité d'une phase

aqueuse à laquelle le rapport en volume huile/agent tensio-

actif (Vo/Vs) et le rapport en volume de la phase aqueuse a l'agent tensio-actif (V w/V) dans la phase micro-émulsion formée sont pratiquement égaux pour des systèmes dans lesquels la micro-émulsion formée est saturée à-la fois de la phase huileuse et de la phase aqueuse. La salinité optimale pour le comportement de phases dépend de la nature de l'huile, de l'agent tensio-actif, de la concentration en agent tensio- actif et également de la température. On a pu établir que VO/VS croît avec la salinité, alors que Vvs

diminue avec la salinité.

Fréquemment, la valeur voulue de salinité optimale sera réglée égale à la salinité de l'eau salée contenue dans la formation à noyer. Cette manière d'opérer réduira fréquemment au minimum un comportement défavorable de phases lors du mélange d'un liquide injecté avec l'eau salée de la formation. Cependant, cela n'est pas toujours vrai et occasionnellement, les résultats obtenus au noyage de carottes indiquent que les récupérations optimales de pétrole seront obtenues avec une salinité optimale différente de la salinité de l'eau salée de la formation. En fait, des résultats de noyage peuvent même indiquer qu'une micro- émulsion ne doit pas être exactement à la salinité optimale

pour une récupération optimale du pétrole.

La préparation d'une émulsion translucide est répétitive, c'est-à-dire que le changement d'une variable quelconque du système (par exemple à la concentration en agent tensio-actif) exige un changement dans une ou plusieurs autres variables (par exemple la concentration ou la nature de l'agent tensio-actif auxiliaire ou du solvant auxiliaire) pour parvenir à une composition appropriée. Dans certains cas, les variations nécessaires sont si faibles qu'elles deviennent inutiles. Le mode opératoire décrit ci-après vise à diminuer le nombre des répétitions par une appréciation

systématique de l'effet de chaque variable sur le comporte-

ment du système. Une caractéristique importante réside en ce que, pour mettre au point une émulsion translucide à la viscosité appropriée, il faut procéder à des changements dans

certaines variables du système, changements qui habituelle-

ment n'auraient pas été suggérés. En particulier, on a découvert que la concentration en polymère avait un effet très important sur la tension interfaciale et que l'ajustement de variables autres que la concentration du polymère était déterminant dans le réglage d'une viscosité

appropriée pour un système efficace.

Mode opératoire préféré pour la préparation d'une émulsion translucide 1. Salinité initiale et proportions agent tensio-actif/solvant auxiliaire Avec des parties égales d'huile et d'eau salée, on détermine la salinité optimale pour le comportement de phases d'une micro-émulsion en principe utilisable en notant la salinité à laquelle les volumes d'huile et d'eau salée solubilisés par une micro-émulsion de phase moyenne sont égaux. Habituellement, on détermine les salinités optimales d'un certain nombre de systèmes différents de micro-émulsions en faisant varier la nature et la concentration de l'agent tensio-actif, avec facultativement des agents tensio-actifs auxiliaires et/ou des solvants auxiliaires, afin de permettre ultérieurement des choix lorsqu'il s'agira de trouver les conditions opératoires optimales pour l'exploitation réelle. On parvient ainsi à une micro-émulsion finale dont la salinité optimale (C0) est voisine de la salinité qui aura le plus de chances de donner de bonnes récupérations de pétrole ou qui sera égale à cette salinité, habituellement la

salinité du gisement.

Ainsi par exemple, une micro-émulsion choisie à l'origine peut contenir typiquement une concentration totale en agent tensio-actif (plus agent tensio-actif auxiliaire

facultatif) de 2 % en poids et un rapport agent tensio-

actif/solvant auxiliaire <lorsqu'on en utilise un) de 3.1.

Une mesure des volumes relatifs de phases d'échantillons de microémulsions à salinité variable à ces proportions agent tensioactif/solvant auxiliaire indiquera la salinité optimale. Le rapport agent tensio-actif/solvant auxiliaire et la concentration en agent tensio-actif peuvent être réglés ultérieurement dans l'opération de préparation de l'émulsion de manière à améliorer la -viscosité et/ou les relations

tension interfaciale/comportement de phases.

Le mode opératoire de détermination de la salinité optimale pour le comportement de phases est connu: on pourra consulter par exemple l'article "Multiphase Microemulsion Systemsl' cité ci-dessus. Il arrive que le comportement de phases soit une fonction atypique de la salinité; ainsi par exemple, on peut observer plusieurs phases de micro-émulsion en équilibre à une salinité déterminée, ou bien les paramètres desolubilisation peuvent ne pas être strictement monotoniques. Toutefois, les techniciens expérimentés seront capables d'apprécier la salinité optimale même dans de tels cas complexes. En outre, on déterminera la valeur finale de salinité et du rapport agent tensio-actif/solvant auxiliaire en réalisant les récupérations optimales de pétrole par des noyages de

carottes. On pourra trouver des renseignements complé-

mentaires sur ces cas exceptionnels dans "Compositional Effects on Surfactantflood Optimization" par J.H. Hedges et G.R. Glinsmann, SPE 8324, présenté au 54ème Annual Fall SPE

Meeting, Las Vegas, Nevada, 23-26 Septembre 1979.

Dans certains cas, il peut être préférable d'utiliser un mélange de deux agents tensio-actifs pour parvenir à la salinité optimale voulue. Dans un tel cas, on détermine le rapport agent tensio-actif/agent tensio-actif auxiliaire en étudiant le comportement de phases en fonction du rapport à une salinité déterminée et à une concentration déterminée en solvant auxiliaire {si on en a utilisé un), et en notant le rapport auquel la solubilisation de l'huile est égale à celle de l'eau salée dans une microémulsion de phase moyenne. 2. Limite de la concentration d'huile Pour la concentration déterminée en agent tensio-actif (et en solvant auxiliaire et agent tensio-ctif auxiliaire si on en a utilisé), on réduira systématiquement la concentration d'huile jusqu'à ce qu'on atteigne une limite de cette concentration au-dessous de laquelle il n'existe ni excès de phase huileuse ni excès de phase eau salée. On disposera ainsi d'une limite supérieure appropriée pour une détermination systématique ultérieure de l'effet de la teneur en huile sur la viscosité de la microémulsion de phase

externe.

3. Limite de mobilité Pour le gisement particulier considéré, on déterminera la viscosité minimale qu'une émulsion translucide doit avoir pour déplacer un front de pétrole/eau salée sans infiltration en doigts de gant. On y parviendra en reportant sur un graphique la "mobilité relative totale" d'un front d'huile/eau salée en fonction de la saturation d'eau salée (ou d'huile) pour parvenir à une mobilité minimale du frontd'huile/eau, Xmin (1/m Pa.s)onpourraconsulter"Mobility Control Design for Miscible-Type Waterfloods Using Micellar Solutions", par W.B. Gogarty, H.P. Meabon et H.W. Milton Jr., J. Pet. Tech., volume 22, pages 141-147 (Février 1970). A titre d'information, la mobilité totale est la somme des mobilités de l'huile et de l'eau, telles que déterminées par les courbes de perméabilité relative de l'huile et de l'eau salée pour le gisement particulier, en utilisant les viscosités du pétrole et de l'eau salée du gisement. On supposera à l'origine que la perméabilité effective pour que l'émulsion s'écoule représente la moitié de la perméabilité absolue. Cette hypothèse est basée sur l'expérience, mais il peut être nécessaire d'augmenter ultérieurement la valeur en se basant sur les résultats de noyages de carottes; on

pourra consulter par exemple "A Laboratory Study of Micro-

émulsion Flooding" par R.N. Healy, R.L. Reed et C.W.

Carpenter, Jr., Soc. Pet. Eng. J., page 99 (Février 1975).

Il s'ensuit que la viscosité minimale de

l'émulsion, pmin est égale à 05/Xmin-

4. Choix et caractérisation de la micro-émulsion de base On déterminera le comportement de viscosité des micro-émulsions à la salinité optimale choisie. On y

parviendra en préparant une série d'échantillons de micro-

émulsions dans lesquels on fera varier la concentration d'huile (et la concentration du solvant auxiliaire éventuel) dans les limites indiquées en 2 ci-dessus, aux concentrations constantes en agent tensio-actif (et agent tensio-actif

auxiliaire éventuel) et eau salée, telles que déterminées ci-

dessus en 1. On mesure la viscosité de chaque échantillon.

Lorsqu'il y a un solvant auxiliaire, on établit la corrélation entre les valeurs de viscosité obtenues afin de

déterminer la relation entre la viscosité de la micro-

émulsion et la concentration d'huile et de solvant auxiliaire. On choisit la concentration d'huile (et du solvant auxiliaire éventuel) pour une micro-émulsion de base susceptible de réglages ultérieurs pour parvenir à une micro-émulsion finale qui, mise en équilibre avec une phase polymèreeau salée, donne une émulsion translucide dont la viscosité soit supérieure à la viscosité minimale, pmin' Cette opération est importante au cours de la préparation pour le choix de la concentration finale en huile de la phase micro-émulsion externe. Ainsi, par exemple, une

concentration d'huile donnant une viscosité de micro-

émulsion de 10 mPa.s à 11 s pour une perméabilité particulière peut être considérée comme donnant un contrôle de mobilité favorable pour du pétrole brut de viscosité 6 mPa.s, mais peut conduire expérimentalement à une viscosité d'émulsion de 4 mPa.s. Les chiffres de viscosité donneront

alors des indications claires relativement aux concentra-

tions appropriées: il peut en résulter une diminution du nombre des répétitions à la préparation de l'émulsion, spécialement lorsqu'il faut des concentrations nettement

différentes de celles choisies à l'origine.

5. Choix de la phase polymère-eau salée-

On détermine le comportement de partage du polymère entre la phase externe de micro-émulsion et la phase

interne de polymère-eau salée, afin de parvenir aux propor-

tions des composants propres à donner une émulsion à viscosité appropriée (naturellement, les autres composants se partagent également entre les phases, mais le but central des essais réside dans les effets du polymère) . On prépare des solutions polymère-eau salée à une salinité optimale qui varient quant à la quantité d'agent épaississant polymère incorporée, c'est-à-dire qu'on prépare des échantillons à viscosités variées. On mélange ensuite chacune des solutions polymère-eau salée à viscosité différente avec des quantités variables de la micro-émulsion de base dans les mêmes conditions de cisaillement, c'est-à-dire par exemple qu'on fait tourner tous les échantillons à vitesse constante de 12 tours/mn dans des tubes à essai de mêmes dimensions, pendant la même durée minimum pour un mélange complet, etc. On peut exploiter d'autres techniques de mélange pour autant que, pour chacun des échantillons, les conditions et les durées de cisaillement sont les mêmes. On fait varier le volume de la micro-émulsion de base, par exemple de 10 à 90 % du volume total, par échelons de 10 %. Chacune des combinaisons est mélangée avec soin jusqu'à obtention d'une viscosité stable pour le mélange (la viscosité du mélange est mesurée de temps à autre sur des très petites quantités de divers échantillons). On laisse ensuite se séparer les phases des divers échantillons jusqu'à ce que les volumes de phases soient pratiquement constants. On notera que les volumes finals de la phase micro-émulsion et de la phase polymère-eau salée sont différents des volumes initiaux pour chaque mélange à la suite d'un partage des divers composants entre les phases. Un point important réside en ce que l importance de ce partage dépend non seulement de la composition chimique initiale, mais également des volumes relatifs initiaux des phases. On établit ensuite la relation entre les viscosités des divers mélanges et les volumes relatifs finals des phases. A partir de cette relation, on peut choisir pour la phase polymère-eau salée une concentration en polymère qui conduit à une émulsion translucide présentant une viscosité supérieure à imint 6. Formulation de l'émulsion de base On détermine alors par l'analyse les teneurs en polymère, sel et agent tensio-actif (et solvant et agent tensio-actif auxiliaires éventuels) dans les phases eau

salée-polymère et micro-émulsion-du mélange choisi en 5 ci-

dessus, en équilibre final. On confirme ces valeurs en préparant séparément, directement, une phase micro-émulsion et une phase polymèreeau salée qu'on mélange ensuite aux proportions existant dans le mélange choisi. Lors d'un mélange et d'un équilibrage, ces volumes de phases doivent rester constants. Avec la composition chimique prévue pour donner des volumes de phases constants, on peut mélanger les

phases micro-émulsion et polymère-eau salée dans des propor-

tions quelconques voulues pour autant que les concentrations chimiques des composants des phases interne et externe restent identiques à l'analyse. Il ne se produira pas de variations notables du partage des composants entre les phases et par conséquent les volumes relatifs de phases resteront constants. Dans la pratique, pour des raisons économiques, on utilisera des grandes quantités de la phase

polymère-eau salée.

Pour parvenir à la meilleure récupération de pétrole, on préparera un certain nombre de systèmes différents en émulsion et on les soumettra à des essais de noyages de carottes de manière à déterminer les conditions optimales précises. Ces essais indiqueront la valeur à choisir comme salinité optimale ou bien si le système se trouve déjà à la salinité optimale; également s'il faut utiliser un solvant auxiliaire ou un agent tensio-actif auxiliaire; le type d'huile; etc. Egalement, pour un système d'émulsion quelconque choisi, du fait que les réglages effectués sur les concentrations de polymère, d'huile et d'agent tensio-actif peuvent avoir affecté la salinité optimale du système, il peut être nécessaire de répéter les opérations 1 à 6 pour parvenir à une émulsion

translucide dont la salinité possède la valeur voulue.

De toute manière, et quels que soient les moyens utilisés pour parvenir à un système final optimal, on aura trouvé par le mode opératoire ci-dessus une émulsion de base translucide dont la mobilité sera inférieure à celle

d'un front de pétrole brut/eau salée dans la formation visée.

Composants de l'émulsion Pour préparer une émulsion translucide appropriée, on peut utiliser un agent quelconque capable d'augmenter la viscosité, pour autant qu'on observe les proportions appropriées. Parmi les substances qui conviennent, on citera une grande variété de gommes, de

sucres et de polymères synthétiques. Parmi les agents épais-

sissants préférés, on citera des polymères hydrosolubles, y compris des polysaccharides, par exemple les produits du commerce vendus sous la marque "Kelzan XC" par la firme Kelco Corporation et le biopolymère Pfizer 1035. On peut également utiliser des polyacrylamides à haut poids moléculaire et plus précisément des polyacrylamides partiellement hydrolysés tels que les produits existant dans le commerce sous la

marque "Pusher" de la firme Dow Chemical Company.

On peut utiliser dans l'invention tous les agents tensio-actifs capables de donner une micro-émulsion de phase moyenne ou supérieure. Ainsi, par exemple, on peut utiliser tous les agents tensio-actifs énumérés dans les brevets des Etats-Unis d'Amérique ci-après, dont la liste n'est nullement limitative: NO 3 254 714; NO 3 301 325; NO 3 330 344;

N0 3 368 621; N0 3 455 386; N0 3 348 611; NO 3 455 385;

n 3 455 389; N 3 443 635; N 3 443 636; N 3 406 754

N 3 261 399; N 3 297 985, N 3 480 080; N 3 478 823

N 3 477 511; N 3 469 630; N 3 799 263; N 3 885 626 et N 3 977 471. On peut également utiliser dans le procédé selon l'invention les agents tensio-actifs mentionnés dans la demande de brevet des Etats-Unis d'Amérique déposée le Janvier 1978 sous le N 870 313 et intitulée "Propoxylated Ethoxylated Surfactants and Method of

Recovering Oil Therewith'".

Les agents tensio-actifs utilisés dans les émulsions selon l'invention peuvent être de caractère

anionique, non ionique ou cationique, et les agents tensio-

actifs convenant particulièrement sont des sulfonates de pétrole et des sulfonates synthétiques ainsi que des matières organiques polyoxyalkylées et leurs sulfates ou sulfonateso Comme exemples d'agents tensio-actifs anioniques du type sulfonate, on citera des sels de métaux ou d'ammonium de sulfonates tensio-actifs, par exemple des sels de métaux alcalins ou d'ammonium de sulfonates d'hydrocarbures -de pétrole tels que les alkylnaphtalène-sulfonates, les

alkylbenzène-sulfonates; ou les sels d'acides sulfo-

carboxyliques et les agents tensio-actifs analogues. Comme exemples de sulfonates, on citera les sels de métaux alcalins (Na, K, Li) ou d'ammonium de sulfonates de pétrole tels que

des (alkylaryle en C15-C30)-sulfonates, des alkylbenzène-

sulfonates et des produits analogueso On trouve des substances de ce type dans le commerce sous des marques variées; on citera par exemple les sulfonates de pétrole vendus par la firme Bray Chemical Company ou la firme Bryton Chemical Company sous les marques Bryton Sulfonate, F, 430, 467; 500; ou les produits vendus sous la marque Petronates par la firme Sonneborn Chemical Company; les "Promor" sulfonates des séries SS-6, SS20 de la Mobil Oil Company; l'"Aerosol OT" de la firme American Cyanamid qui est un

dioctylsulfosuccinate de sodium; et-les produits analogues.

Parmi les mélanges de sulfonates qui conviennent, on citera un sel de sodium d'un sulfonate de pétrole dont le poids moléculaire se situe dans l'intervalle de 350 à 420 et un sel de sodium d'un sulfonate de pétrole dont le poids moléculaire se situe dans l'intervalle de 420 à 580, ou un sel de sodium d'un mélange de sulfonates de pétrole dont le poids moléculaire moyen se situe dans l'intervalle d'environ 430 à 470 et les mélanges des sulfonates ci-dessus à bas poids moléculaire et haut poids moléculaire et autres sels de ces

sulfonates de pétrole.

Parmi les agents tensio-actifs du type sulfonate convenant tout spécialement à l'utilisation dans l'invention, on citera les sulfonates synthétiques qu'on peut considérer d'une manière générale comme les benzène-, toluène- ou xylène-sulfonates portant une chaîne en C6-C24 et dans lesquels le cation salifiant est choisi parmi les métaux alcalins, le cation ammonium et les cations d'amines telles que les mono-, di- et tri-alcanolamines en C1 à C4, par

exemple la mono-éthanolamine. Un exemple d'agent tensio-

actif présentant de bonnes caractéristiques dans les

conditions de l'invention consiste en un ortho-xylène-

sulfonate de mono-éthanolamine portant une chaîne carbonée

principalement en C12.

Parmi les autres agents tensio-actifs utilisables, on citera des produits polyoxyalkylés et sulfatés ou sulfonés, y compris des composés alcooliques éthoxylés tels que des alcanols oxyalkylés qu'on peut représenter par la formule RO(C2H40)2 à 10-H dans laquelle R représente un radical alkyle en C10-C24, l'alcool utilisé à

l'éthoxylation consistant en un mélange d'alcools en C10-

C24; on citera également des propiosulfonates d'alcools polyéthoxylés qu'on peut représenter par la formule RO(CH2CH2O)nCH2CH2CH2SO3M dans laquelle R est un radical alkyle en C14-C24, n est un nombre de 2 à 10 et M est un cation de métal alcalin, d'amine ou d'ammonium, et par exemple les composés décrits dans le brevet britannique

N 1 560 346.

Parmi les sulfonates synthétiques du commerce, on peut citer le produit Witco ER 200, sulfonate d'alcanol éthoxylé; et le produit Amoco Sulfonate 151, sulfonate de

polyoléfine synthétique.

On trouve des sulfates d'alcools primaires éthoxylés dans le commerce auprès de la Shell Chemical Company sous les marques Neodol 23-23A à la formule C12 à 13(Ca2CH20)3SO3NH4 et Neodol 25-35 à la formule C12 à 150(CH2CH2O)3So3Na. On peut trouver d'autres alcools éthoxylés sulfatés, de type anionique auprès de la firme Union Carbide

sous les marques Tergitol S, par exemple Tergitol Anionie 14-

S-3A (sel d'ammonium) ou 15-S-3,0 (sel de sodium>0 Les émulsions translucides selon l'invention contiendront également des électrolytes additionnels permettant de parvenir à une phase aqueuse possédant la salinité voulue, habituellement semblable à celle de l'eau salée du gisement et également, en général, la salinité

optimale pour le comportement de phases du système micro-

émulsion/polymère-eau salée. il peut alors être nécessaire d'ajouter des électrolytes tels que le chlorure de sodium et d'autres sels de métaux alcalins ou d'ammonium d'anionas tels que les chlorures, sulfates, nitrates, carbonates, phosphates ou analogues et leurs mélanges pour parvenir à une phase eau salée interne dont la composition soit

semblable à celle de l'eau salée du gisement.

Les micro-émulsions formant la phase externe de l'émulsion translucide peuvent encore contenir un ou plusieurs agents tensio-actifs auxiliaires ou solvants

auxiliaires servant à ajuster la tolérance de l'agent tensio-

actif à l'égard de l'eau salée; toutefois, cette utilisation

est facultative et ne constitue pas la base de l'invention.

Comme exemples représentatifs de solvants auxiliaires, on citera des alcools, des amides, des composés aminés, des esters, des aldéhydes et des cétones contenant 1 à environ atomes de carbone ou plus. Un solvant auxiliaire particulier présentant de l'intérêt consiste en l'alcool sec.butylique. On pourra trouver d'autres exemples dans le

brevet des Etats-Unis d'Amérique NO 3 981 361 précité.

A la préparation de la phase externe de micro-

émulsion, on choisira en général un composant huileux qui sera proche de la composition du pétrole brut du gisement en ce sens qu'il possède pratiquement le même nombre équivalent d'atomes de carbone d'alcanes, "EACN"; pour plus de détails sur le concept EACN, on pourra consulter "The Application of Interfacial Tension Scaling Rules to Binary Hydrocarbon Mixtures" par L. Cash, J.L. Cayias, G. Fournier, D.

MacAlister, T. Schares, W.H. Wade et R.S. Schechter, J. Coll.

Int. Sci., volume 59, page 39 (1977); et également

"Surfactantflooding With Microemulsions Formed In-Situ-

Effect of Oil Characteristics" par G.R. Glinsman, SPE 8326,

-présenté au 54ème Annual SPE Meeting, Las Vegas, Nevada, 23-

26 septembre 1979). Cependant, l'huile peut présenter un EACN plus élevé si les essais de noyages de carottes effectués pour parvenir aux conditions optimales l'indiquent. La nature particulière de l'huile utilisée est également fonction des possibilités d'approvisionnement et du prix rendu au site du noyage. Comme on l'a dit précédemment, la salinité du composant aqueux de l'émulsion est de préférence pratiquement égale à la salinité de l'eau salée du gisement, mais ici encore, les résultats obtenus dans des essais de noyages de carottes peuvent conduire à d'autres décisions. Récupération du pétrole Lorsqu'on a préparé une émulsion translucide pour les conditions particulières du gisement, de préférence aux conditions optimales de salinité, de nature d'huile, etc., pour la plus forte récupération de pétrole, on peut exploiter le procédé pour -récupérer des compléments de pétrole à partir d'une formation souterraine en faisant appel à des techniques classiques de noyage. Ainsi, on peut injecter un bouchon d'émulsion dans un ou plusieurs puits d'injection et dans la formation afin de déplacer le pétrole vers un ou plusieurs puits de production séparés. On peut aussi injecter dans un puits, séparément, la micro-émulsion et la phase eau salée contenant le polymère, les deux phases se mélangeant complètement au cours du transit en formant l'émulsion translucide requise qui pénètre dans la formation pour déplacer le pétrole. On notera qu'une fois déterminées les proportions correctes des composants, l'émulsion peut être préparée directement et maintenue à l'état d'émulsion par un dispositif quelconque capable de lui imposer un effort de cisaillement (par exemple un mélangeur du type à hélice ou

une pompe de circulation).

Comme on l'a dit plus haut, à la préparation d'une émulsion pour injection dans une formation, on peut utiliser des volumes importants de la phase polymère-eau salée par rapport au volume de la micro-émulsion. Lorsqu'on opère avec de forts volumes de polymère-eau salée, les concentrations de l'agent tensio-actif, de l'huile, du

solvant auxiliaire, etc., dans la phase externe de micro-

émulsion restent constantes, telles que définies par les études de préparation, quoique la quantité totale d'agent tensio-actif par rapport au volume total d'émulsion devienne très faible lorsque les volumes de polymère-eau salée augmentent. On peut alors supposer que l'émulsion se comporte

comme s'il s'agissait d'une micro-émulsion à forte concentra-

tion en agent tensio-actif, car c'est la phase externe de micro-émulsion qui entre en contact en premier avec la

formation. On sait que dans les noyages classiques par micro-

émulsions des concentrations plus fortes en agent tensio-

actif conduisent en général à-un déplacement plus efficace du pétrole brut. Par conséquent, une caractéristique importante de l'invention réside en ce que la phase externe contient l'agent tensio-actif à une concentration modérée, même si la quantité totale d'agent tensio-actif utilisée pour un volume déterminé de l'émulsion peut être très basse. On pense également que la phase interne contenant le polymère peut contribuer à refouler le pétrole de la formation en bouchant sélectivement lesespaces poreux contenant de l'eau, facilitant ainsi l'écoulement de l'émulsion dans les espaces poreux contenant le pétrole brut. Cependant, ces théories concernant les mécanismes par lesquels le procédé selon l'invention permet de parvenir à de plus fortes récupérations

de pétrole ne doivent pas être considérées comme limitatives.

L'émulsion ne subit pas de coalescence et est stabilisée par l'écoulement dans la formation en raison des efforts de cisaillement qui lui sont imposés, au moins jusqu'au moment o elle est diluée par le pétrole brut et l'eau salée au point de se rompre en phases séparées. A cet égard, comme dans tous les procédés de noyage faisant appel à des milieux d'injection complexes, une dilution peut toujours modifier le comportement du milieu lors de son écoulement dans une formation. Toutefois, le comportement à la dilution des émulsions selon l'invention est identique et souvent supérieur à celui qui existe dans le noyage classique par micro-émulsions. Et ce résultat est atteint avec une fraction seulement de la quantité d'agent tensio-actif nécessaire pour

des noyages classiques par micro-émulsions.

En général,- des vitesses d'écoulement relativement basses, de 30 cm par jour (vitesse moyenne de l'avance du front) dans la formation conduisent à un cisaillement suffisant pour stabiliser l'émulsion, et même on a pu parvenir à un cisaillement suffisant avec des vitesses d'écoulement tombant à 3 cm par jour. Des vitesses encore plus basses sont possibles, et la limite inférieure n'a pas été déterminée avec précision. Naturellement, on peut opérer à des vitesses d'écoulement plus fortes (et par conséquent à de plus forts cisaillements) à l'intérieur des limites dans lesquelles le gisement peut accepter un débit de liquide sans fracture. Les vitesses d'écoulement observées couramment dans le noyage par micro-émulsions suffisent pour stabiliser l'émulsion translucide selon l'invention. On notera que les niveaux de cisaillement sont indiqués ici en "tours/min!' en référence à dès résultats obtenus par mélange au laboratoire, et par des vitesses d'écoulement en référence à des résultats obtenus dans des noyages de carottes et des noyages de

gisements.

Après injection de l'émulsion, on injecte de préférence dans la formation de l'eau épaissie qui sert à déplacer l'émulsion injectée dans la formation vers un ou plusieurs puits de production. L'eau épaissie peut consister en eau ordinaire ou eau salée contenant un ou plusieurs agents épaississants de type courant. Parmi les agents épaississants qui conviennent, on citera les agents épaississants classiques mentionnés cidessus en référence à la préparation de l'émulsion translucide. La salinité de l'eau peut être réglée de manière à provoquer un comportement de phases

approprié et une meilleure récupération de pétrole.

En général, la quantité totale démulsion translucide injectée dans la formation souterraine conformément à l'invention représente jusqu'à 2,5 volumes de pores de la formation souterraine à noyer. Pour des raisons d'ordre économique, il est préférable que la quantité de la phase externe de micro-émulsion contenue dans l'émulsion injectée soit réduite au minimum, pour diminuer les quantités d'agent tensio-actif utilisées, mais que la dimension du front soit aussi grande que possible à l'intérieur des

contraintes économiques imposées par la durée des opérations.

En fait, un avantage de l'invention réside en ce que l'on peut utiliser une quantité déterminée d'agent tensia-actif beaucoup plus efficacement dans le déplacement du pétrole que la quantité équivalente utilisée dans le noyage micellaire classique. Ainsi par exemple, dans une opération de noyage micellaire classique, un front de 0,25 volume de pores d'une microémulsion contenant 2 % d'agent tensio-actif permet de récupérer 80 % du pétrole résiduel dans la région atteinte d'un gisement. Pour un front de même dimension d'une émulsion stabilisée par le cisaillement, on peut récupérer la même

quantité de pétrole avec 1 % seulement d'agent tensio-actif.

Si on le désire, avant d'injecter l'émulsion, on peut injecter un front d'eau contenant l'agent épaississant, c'est-à-dire injecter une solution de balayage préalable. La composition du front de balayage préalable est couramment identique à celle de la phase polymère-eau salée utilisée pour préparer l'émulsion translucide, ceci bien que la composition exacte dépende du comportement de phases de l'émulsion. Quoiqu'il soit quelquefois avantageux d'injecter une solution de balayage préalable afin de s'assurer que l'émulsion n'entre pas en contact avec l'eau du gisement, ce qui pourrait être néfaste pour le système en émulsion, on insistera sur le fait que l'invention ne dépend pas de l'utilisation d'un tel balayage préalable. Nénamoins, un bouchon préalable d'eau salée correctement préparée permet d'empêcher une dégradation de l'émulsion sous l'action des cations divalents de la formation en déplaçant et en échangeant ces cations divalents en avant de l'émulsion. On

pourra consulter par exemple à cet égard le brevet des Etats-

Unis d'Amérique N 4 074 755. La salinité du balayage préalable éventuel et la salinité de l'eau de refoulement contenant le polymère peuvent différer de la salinité de l'eau salée du gisement, mais la salinité finale du gisement dictera en- général la salinité de l'émulsion translucide injectée. Une discussion détaillée du choix des valeurs appropriées de salinité est inutile et sort du cadre de la

présente description. Toutefois, on pourra trouver une telle

discussion dans S.P. Gupta et S.P. Trushenski, "Micellar FloodingCompositional Effects on Oil Displacement", SPE 7063, présentée au 5ème Symposium on Improved Methods for Oil

Recovery, SPE of AIME, Tulsa, Oklahoma, 16-19 Avril 1978.

Les exemples suivants illustrent l'invention sans toutefois la limiter; dans ces exemples, les indications de parties et de % s'entendent en poids sauf

indication contraire.

Exemple 1

On procède à des essais visant à mettre en évidence les caractéristiquesen émulsion d'une composition liquide préparée conformément à l'invention. On prépare un système en émulsion à partir d'une micro-émulsion initiale à la composition ci-après en %: agent tensio-actif - 4 % (sel de monoéthanolamine d'un ortho-xylène-sulfonate portant une chaîne en C12) solvant auxiliaire - 0,7 % (alcool sec.-butylique) huile - 4 % (91 % de l'huile aliphatique du commerce Isopar M et 9 % d'une huile aromatique blanche du commerce A150) eau salée - complément (1,94 % de NaCl) et une phase polymère-eau salée à la composition suivante: polymère - 200 ppm (produit du commerce Pfizer 1035, hétéropolysaccharide)

eau salée - complément (1,94 % de NaCl).

On mélange avec soin les phases micro-émulsion et polymère-eau salée choisies à des proportions en volume de :60 et on laisse reposer. On mélange dans des conditions de cisaillement déterminées en faisant tourner les deux phases dans un tube à essai autour de son axe transversal à une vitesse constante de 12 tours/min. Le rapport final en volume

des phases après équilibre est de 82:18 (micro-

émulsion/polymère-eau salée; on dira ci-après en abrégé "système 82/18"'). On notera que la phase micro-émulsion résultante en équilibre est une micro-émulsion de phase moyenne "déficiente en huile". En d'autres termes, il s'agit d'une composition analogue à la composition SSE-3 représentée

dans la partie gauche du diagramme ternaire de la figure 2.

Une telle micro-émulsion est particulièrement appréciée en tant que phase externe en raison de son aptitude à solubiliser et déplacer le pétrole sans former de phases qui

auraient tendance à boucher une formation.

On a déterminé les compositions chimiques des deux phases du système final équilibré 82/18 et on les a utilisées pour préparer des quantités complémentaires de l'émulsion translucide. On a mesuré la tension interfaciale entre la phase externe de midro-émulsion et la phase interne de polymère-eau salée; on a trouvé environ 4 x 10-10 N/cm0 La valeur de gmin' déterminée par le mode opératoire décrit ci-dessus, est de 6 mPa.s à 11 s 1 pour une carotte particulière de grès de Berea et la viscosité du -1 système 82/18 est d'environ 10 mPa.s à 11 s, Ainsi donc, on peut s'attendre à un bon contrôle de mobilité dans un noyage

par le système 82/18.

On a ensuite préparé une série d'échantillons d'émulsions dans lesquels on a fait varier la quantité relative de micro-émulsions et de phase polymère-eau salée

avec une concentration chimique constante pour chaque phase.

On a mesuré la viscosité de chacun des échantillons et on l'a portée sur un graphique en fonction du volume relatif de la phase interne (polymèreeau salée). Ce graphique est représenté dans la figure 3 des dessins annexés et il met clairement en évidence l'existence d'une émulsion à phase

interne polymère-eau salée et phase externe micro-émulsion.

De 0 à 5 % de polymère-eau salée, les.gouttelettes de phase interne sont si rares que la rhéologie du système est à peine reproductible. De 10 à 50 % de polymère-eau salée, la viscosité de l'émulsion est pratiquement indépendante de la

concentration des gouttelettes de polymère-eau salée, c'est-

à-dire qu'elle se comporte comme une dispersion diluée et que les gouttelettes de polymère se comportent indépendamment les unes des autres. Finalement, de 60 à 100 % de polymère, il y a une forte interaction sphère-sphère, et la viscosité est une fonction linéaire de la concentration des gouttelettes de polymère. Le comportement de viscosité est celui attendu d'un

mélange émulsionné de deux liquides non miscibles.

Exemple 2

Pour caractériser plus complètement la nature du système 82/18 de l'exemple 1, on détermine la dimension des gouttelettes de la phase interne polymère-eau salée par des essais de filtration sur filtres Nucleopore (TM). Les filtres Nucleopore (TM) ont des pores cylindriques nettement définis, de diamètre connu. On a procédé à des essais de filtration avec des filtres de 0,4, 0,2, 0,1 et 0,05 9m. L'émulsion 82/18 passe au travers des filtres de 0,4 et 0,2 pm pratiquement sans résistance à l'écoulement. Sous une pression de 0,21 MPa, la vitesse de filtration au travers du filtre de 0,1 pm tombe à presque 0 en 1 heure, ce qui indique une grande résistance à l'écoulement et une -déformation probable de la phase interne. Aucune émulsion ne peut être refoulée au travers du filtre de 0,05 pm. On peut donc en conclure que la dimension des gouttelettes de la phase interne polymère-eau salée se situe entre 0, 1 et 0,2 pm et probablement plus près de 0,1 pm pour le système 82/18. La dimension des gouttelettes de l'émulsion stabilisée par le cisaillement est nettement plus faible que la dimension des gouttelettes d'émulsions ordinaires et est responsable en partie des résultats - supérieurs de noyages de carottes

décrits ci-après.

Exemple 3

On étudie la translucidité du système 82/18 en faisant passer de la lumière à des longueurs d'ondes variées au travers d'un échantillon. Les résultats obtenus sont représentés graphiquement sur la figure 4 des dessins annexés. En général, quoique la quantité de lumière transmise soit légèrement inférieure à celle transmise par la phase externe de micro-émulsion seule, on peut constater que l'émulsion est tout à fait translucide. En fait, entre 420 et 500 Pm, le coefficient de transmission lumineuse de l'émulsion est essentiellement équivalent à celui de la phase externe de micro-émulsion seule. Par contre, une émulsion ordinaire ne transmettrait que près de O % de 1 umière à

toutes les longueurs d'ondes de la figure 4.

On notera également que lorsque les émulsions sont préparées par utilisation d'huiles brutes (huiles "sales"), elles peuvent ne pas apparaître translucides au sens ordinaire quoiqu'elles apparaîtraient presque aussi translucides que la phase externe de micro-émulsion. Dans la plupart des cas, ce phénomène est dû simplement à la présence de corps colorés dans l'huile brute, ces corps gênant la transmission de la lumière, indépendamment de la vraie nature

physique du liquide examiné (par exemple même une micro-

émulsion peut ne pas apparaître "translucide";). Toutefois, si l'on remplace l'huile brute par une huile blanche synthétique présentant le même nombre équivalent d'atomes de carbone d'alcane, les émulsions apparaîtront translucides. Ainsi donc, l'expression "émulsion translucide" doit être comprise comme s'appliquant à des émulsions dans lesquelles on a utilisé des huiles sales et qui ne transmettent pas la lumière en0raison de la présence de corps colorés dans ces huiles, mais qui transmettraient la lumière dans un composant huileux équivalent ne contenant pas de corps colorés gênant

la transmission de la lumière.

*Exemple 4

On procède à des essais de noyages de carottes à l'aide du système 82/18 afin de mettre en évidence l'efficacité des émulsions translucides stabilisées par le cisaillement dans le déplacement du pétrole à des basses concentrations en agent tensio-actif. Par établissement de corrélations entre les chiffres, on définit habituellement un "facteur d'utilisation" qui indique la quantité d'agent tensio-actif utilisée par rapport à la dimension du front d'émulsion injecté. Le facteur d'utilisation est défini comme le produit de la concentration totale en agent tensio-actif, Cs (% du volume du front d'émulsion) par la dimension du

front (volume de pores % de la carotte, % PV).

Dans chacun des noyages, on a injecté des fronts de grandeurs variées dans une carotte de Berea de 1,20 m de longueur à un facteur d'utilisation constant de 25. Ainsi, pour une émulsion au système 82/18 contenant la phase externe de micro-émulsion et la phase interne polymère- eau salée dans des proportions relatives de 50:50, on a injecté un front de ,8 % de manière à obtenir un produit Cs x B de ; pour des proportions de 30:70, on a injecté un front de

42,9 % pour parvenir au même produit C5 x B = 25.

La concentration totale d'agent tensio-actif est diminuée quoique la concentration en agent tensio-actif de la phase micro-émulsion seule reste constante. Comme on l'a indiqué précédemment, on peut faire varier les volumes relatifs de la phase externe et de la phase interne pour autant qu'on opère aux proportions chimiques correctes en équilibre dans les phases interne et externe,. telles qu'établies antérieurement pour parvenir à la micro-émulsion translucide; dans ce cas,

on a travaillé à la composition du système 82/18.

La carotte de Berea utilisée pour chaque noyage contenait, en tant qu'huile résiduelle et eau salée en place,

l'huile et l'eau salée utilisées pour préparer l'émulsion.

Chaque front d'émulsion a été injecté à une vitesse frontale de 30 cm par jour, et après injection d'une quantité correspondant à un produit Cs x B de 25, on a déterminé la saturation finale en pétrole de la carotte pour chaque noyage. Les résultats obtenus sont représentés graphiquement sur la figure 5 des dessins annexés. On peut constater que pour le système 82/18, les saturations finales en pétrole varient de 5,2 % PV pour un rapport 30:70 <volume de la phase externe/volume de la phase interne) à 12,7 % PV pour un

rapport 4:96.

Ces résultats montrent que l'on peut parvenir à

d'excellentes récupérations de pétrole à de faibles concen-

trations en agent tensio-actif. En outre, les résultats représentés sur la figure 5 montrent que l'on peut utiliser de grandes dimensions de front contenant des volumes importants de phase polymère-eau salée sans augmenter dans une mesure notable les saturations finales en pétrole, au moins jusqu'aux très fortes quantités de polymère-eau salée (par exemple au rapport 4:96). Même dans ce cas d'ailleurs, la récupération de pétrole est acceptable. La capacité d'utiliser de grandes dimensions de front est importante car elle permet de retarder la dégradation du front due à la dilution à l'avant et à l'arrière du front d'émulsion. Un point encore plus important réside en ce qu'un front de grande dimension est capable de balayer plus efficacement un volume de gisement hétérogène important simplement en raison du plus

grand débit de liquides.

A titre de comparaison, dans les noyages classiques par micro-émulsion, on observe des facteurs d'utilisation de l'ordre de 50 à 200, et les saturations finales en pétrole sont habituellement plus grandes même lorsqu'on travaille avec des quantités plus fortes d'agent tensio-actif. L'invention, en fait, permet de diminuer dans une mesure importante les quantités d'agent tensio-actif

utilisées comparativement au noyage classique par micro-

émulsion, ceci tout en parvenant à des récupérations équivalentes ou supérieures de pétrole. Souvent, on peut travailler avec la moitié seulement, ou même moins, de la

quantité d'agent tensio-actif nécessaire habituellement.

Il est clair que l'invention n'est nullement limitée aux modes de réalisation préférés décrits ci-dessus à titre d'exemples et que l'homme de l'art peut y apporter des

modifications sans pour autant sortir de son cadre.

Claims (17)

REVENDICATIONS

1. Procédé pour récupérer le pétrole brut contenu dans un gisement souterrain pénétré par un puits d'injection et un puits de production, caractérisé en ce que l'on injecte dans ledit gisement par ledit puits d'injection une émulsion translucide contenant une phase externe de microémulsion et une phase interne de polymère-eau salée, ladite émulsion ayant tendance à être stabilisée par toute force de cisaillement imposée au cours de l'écoulement au travers dudit gisement, on refoule ladite émulsion et ledit pétrole brut au travers du gisement vers le puits de production et on

recueille le pétrole brut au puits de production.

2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la phase externe de l'émulsion est constituée d'une micro-émulsion de phase moyenne ou de phase supérieure, et la phase interne de l'émulsion est constituée d'une solution aqueuse non miscible contenant des sels minéraux et un agent épaississant, les phases externe et interne étant

pratiquement en équilibre chimique.

3. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que a) on prépare une micro-émulsion de phase moyenne ou de phase supérieure, b) on prépare une solution aqueuse contenant un agent épaississant, la solution aqueuse et la micro-émulsion étant non miscibles entre elles mais capables de former une émulsion translucide à phase externe de micro-émulsion sous un effort de cisaillement relativement faible tel que celui qui est imposé à un liquide se déplaçant dans la formation, c) on injecte la microémulsion et la solution aqueuse dans le puits d'injection de manière qu'elles pénètrent dans la formation sous la forme de l'émulsion translucide, d) on refoule l'émulsion et le pétrole au travers de la formation vers le puits de production à une vitesse calculée pour imposer à l'émulsion au moins l'effort de cisaillement relativement faible provoquant sa stabilisation; et e) on recueille le pétrole brut au puits de production.

4. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la tension interfaciale entre la micro-émulsion et la solution aqueuse est inférieure à 10-8 N/cm.

5. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la quantité d'agent épaississant est suffisante pour que l'émulsion ait une viscosité supérieure à celle du pétrole.

6. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que l'on forme l'émulsion pour injection dans le puits d'injection en mélangeant au préalable la micro-émulsion et

la solution aqueuse.

7. Procédé selon la revendication 1D caractérisé en ce que l'on prépare la micro-émulsion et la solution aqueuse dans des conditions telles qu'elles sont en équilibre

chimique entre elles.

8. Procédé selon la revendication 1, caractérisé

en ce que l'émulsion contient un solvant auxiliaire.

9. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que: (a) on injecte dans le puits d'injection l'émulsion translucide contenant une phase externe et une

phase interne, la phase externe consistant en une micro-

émulsion de phase supérieure ou de phase moyenne et la phase interne consistant en une phase aqueuse contenant un agent épaississant polymère, la tension interfaciale entre la phase interne et la phase externe étant inférieure à 10-8 N/cm; (b) on refoule l'émulsion translucide et le pétrole brut au travers de la formation vers le puits de production, l'émulsion étant stabilisée par le cisaillement qui lui est imposé au cours de son écoulement dans la formation; et (d) on recueille le pétrole brut au puits de

production.

10. Procédé selon la revendication 9, caractérisé en ce que le volume de la phase interne est

supérieur au volume de la phase externe.

11. Procédé selon la revendication 9, caractérisé en ce que la formation contient une eau salée présentant une salinité caractéristique et en ce que la phase

interne a une salinité voisine de cette salinité caractéris-

tique.

12. Procédé selon la revendication 9, catactérisé en ce que la micro-émulsion est préparée à une

salinité optimale pour le comportement de phases.

13. Procédé selon la revendication 9,

caractérisé en ce que la micro-émulsion est une micro-

émulsion de phase moyenne déficiente en huile.

14. A titre de produit industriel nouveau, une émulsion contenant une phase interne dispersée à l'état de gouttelettes dans une phase externe, et caractérisée en ce que la phase externe consiste en une micro-émulsion de phase moyenne ou de phase supérieure et la phase interne consiste en une solution aqueuse de sels minéraux et d'un agent épaississant, ladite émulsion étant translucide et stabilisée sous un effort de cisaillement relativement faible

mais tendant à se rompre en l'absence de cisaillement.

15. Emulsion selon la revendication 14, caractérisée en ce que lesgouttelettes ont un diamètre

d'environ 1,0 pm ou au-dessous.

16. Emulsion selon la revendication 14,

caractérisée en ce que l'agent épaississant est un hétéro-

polysaccharide ou un polyacrylamide.

17. Emulsion selon la revendication 14, caractérisée en ce que la tension interfaciale entre la phase

interne et la phase externe est inférieure à 10-8 N/cm.