FR2940348A1 - Amelioration de la recuperation assistee du petrole par polymere sans equipement ou produit complementaire. - Google Patents

Abstract

Procédé de récupération assistée du pétrole dans une formation pétrolière présentant des zones à perméabilité élevée constituant des passages préférentiels pour le liquide injecté selon lequel : a/ on détermine le volume des passages préférentiels à traiter, b/ on traite les passages préférentiels par injection dans la formation d'un volume correspondant d'une solution aqueuse à base de polymères à une concentration telle que la viscosité de la solution aqueuse soit supérieure à celle de l'huile, - c/ une fois l'étape b/ achevée, on injecte une solution aqueuse de composition identique à celle mise en oeuvre en b/ à une concentration en polymère inférieure.

Description

AMELIORATION DE LA RECUPERATION ASSISTEE DU PETROLE PAR POLYMERE SANS EQUIPEMENT OU PRODUIT COMPLEMENTAIRE

La présente invention est relative à un procédé perfectionné de récupération assistée du pétrole. Elle concerne, en particulier, l'utilisation d'une solution de polymère hydrophile à très forte concentration et à forte viscosité (bouchon visqueux) pendant un temps limité pour améliorer le taux de récupération assistée du pétrole par polymère lors de l'exploitation d'une formation géologique en contenant et sans matériel ou produit chimique annexe.

La plupart des champs de pétrole actuellement exploités sont devenus matures et ont, de fait, amorcé le déclin de leur production ou sont sur le point de le faire. Le taux de récupération de ces champs est actuellement de l'ordre de 30 à 35% en moyenne. Ils offrent donc un potentiel de production encore considérable. La récupération du pétrole brut contenu dans les gisements s'effectue de manière générale en plusieurs temps.

La production résulte d'abord de l'énergie naturelle des fluides et de la roche qui se 20 décompriment. A l'issue de cette phase de déplétion, la quantité d'huile récupérée en surface représente en moyenne quelque 10 à 20 % de la réserve initiale.

Il est donc nécessaire dans un deuxième temps d'employer des techniques visant à accroître le rendement de récupération. 25 La méthode la plus fréquemment mise en oeuvre consiste à injecter de l'eau, ou une saumure, dans le gisement par le biais de puits injecteurs dédiés à cette fin. On parle alors de récupération secondaire. Cette dernière phase s' arrête lorsque la teneur en eau dans le mélange produit par les puits producteurs est trop importante. Le gain, ici, 30 en termes de taux de récupération additionnels est de l'ordre de 20%.

L'efficacité du balayage par injection d'eau peut ensuite être améliorée par la réduction de la mobilité de la saumure obtenue par l'addition de polymères hydrosolubles. On parle alors de Récupération Assistée du Pétrole (RAP) par 35 polymère. Cette méthode consiste à injecter, dans la formation pétrolifère, une solution visqueuse de polymère produite à partir d'un polymère de haut poids moléculaire (PM) à travers un puits d'injection percé dans la formation. On obtient ainsi l'énergie et l'action de balayage nécessaires pour que le pétrole restant dans la15 formation soit refoulé dans des puits producteurs voisins d'une manière plus homogène. L'efficacité d'un tel procédé de récupération varie avec l'hétérogénéité de la formation, c'est-à-dire avec les variations de la perméabilité de la formation, et la viscosité du pétrole à déplacer.

La RAP par polymère s'est développée aux USA dans les années '70, toutefois, à cause de la baisse du prix du pétrole dans les années '80, la plupart des projets ont été abandonnés. Au début des années '90, le champ de Daqing en Chine a démontré qu'il était un bon candidat pour une injection de polymère et la société SNF a été choisie pour l'engineering et la construction d'une unité de 55 000 tonnes de polyacrylamide. Alors que la récupération d'huile de Daqing avec injection de saumure seule était en moyenne de 40%, cette même récupération a été montée en moyenne à 52% par injection de polymère.

Parallèlement, l'utilisation de composés tensioactifs en récupération assistée du pétrole a également été abondamment décrite. De très nombreux types d'agents tensio-actifs ont été proposés pour la récupération assistée du pétrole. Les agents tensio-actifs les plus couramment utilisés, pour des raisons de coût et de stabilité, sont du type sulfonate. Leur utilisation a pour rôle de diminuer la tension interfaciale entre l'eau et le pétrole et ainsi favoriser l'emulsification de l'huile (pétrole) dans la phase aqueuse. Cependant, les quantités de composés tensioactifs nécessaires pour solubiliser efficacement le pétrole en place sont très élevées (proportion de 5000 à 15 000 ppm en masse de la saumure injectée), ce qui n'est pas viable économiquement.

Pour palier à cet inconvénient majeur, une technique appelée ASP (= Alcalin / Surfactant / Polymère) a été mise au point. Elle requiert l'utilisation de soude ou de carbonate de sodium, habituellement combinés avec des polymères hydrosolubles, afin de permettre d'abaisser les concentrations de tensioactifs utilisées (de l'ordre de 1000 à 5000 ppm). Cette technique nécessite, toutefois, une purification de l'eau d'injection, ce qui implique d'importantes contraintes industrielles. En effet, les ions divalents présents dans les saumures d'injection réagissent avec les alcalins pour former des précipités et doivent donc être retirés de l'eau d'injection pour éviter tout colmatage du réservoir. Ces problèmes expliquent, en particulier, pourquoi le développement de l'ASP à Daqing a été freiné. Toutefois, ces essais ont prouvé qu'on pouvait augmenter d'au moins 20% le taux de récupération pour un water cut (pourcentage d'eau de production par rapport à l'huile produite) de 98%.

Enfin, des essais ont été effectués en augmentant de façon permanente (à savoir en continu) la concentration de polymère (SPE 101202) mais les productivités obtenues se sont avérées faibles à cause de la diminution d'injectivité tout en montrant que l'on pouvait s'attendre, à très long terme, à un taux récupération supplémentaire de l'ordre de celle de l'ASP.

Traditionnellement, l'augmentation de la production par injection de polymère a été expliquée par l'augmentation du volume balayé et non par une amélioration de l'efficacité par volume unitaire. Toutefois, lorsque des polymères de très haut poids moléculaires (PM > 18 millions) sont utilisés, les résultats observés en laboratoire sur carotte (montrant qu'on améliorait le déplacement microscopique de l'huile) n'ont pu être confirmés en champ. Ce phénomène s'explique par la viscoélasticité du polymère.

Cela s'explique par le fait que les essais sur carotte utilisent des polymères définis non dégradés alors le polymère dans le champ subit des modifications profondes qui ne sont habituellement pas reproduites au laboratoire. Depuis 1995, la société SNF a analysé ces modifications sur de nombreux échantillons d'eau produite dans des projets de RAP. Les résultats obtenus montrent que la dégradation du polymère sur champ peut parfois être extrêmement importante confirmant ainsi que les tests sur carottes ne permettent qu'une étude partielle portant uniquement sur l'injectivité.

Sur les champs de Daqing ou Shengli en Chine, où le polymère est injecté sans élimination de l'oxygène, on s'aperçoit d'une dégradation très importante : - par radicaux libres : quand la solution injectée contient de l'oxygène, celui-ci réagit avec l'inhibiteur d'oxygène (hydrosulfite d'ammonium), le fer, le sulfure d'hydrogène en créant des radicaux libres qui, par réactions en chaîne, détruisent le poids moléculaire et ceci seulement en quelques heures voire en quelques jours après injection. La dégradation est d'autant plus importante que le poids moléculaire est élevé. - due aux contraintes mécaniques : le polymère, au moment de l'injection subit une accélération élevée, jusqu'à 5 à 20 m/sec à la fois à cause de la surface d'injection faible et de la réduction de celle-ci dans le temps : sables, argiles, rouilles, hard gels (polymères réticulés non dégradables), ou par des équipements mécaniques (cluses)... Cette vitesse de passage instantanée peut dégrader fortement le polymère et d'autant plus que son poids moléculaire est élevé. due à une dégradation chimique, avec pour effet une augmentation de l'hydrolyse de certaines fonctions du polymère et la possibilité de précipitation en présence en particulier de Cal+ ce qui conduit à une diminution de concentration et de viscosité.

C'est ainsi que, en particulier lorsqu'en champ les conditions d'injection ne sont pas optimales, il est possible d'observer comparativement aux essais menés en laboratoire : - une baisse de la viscosité du fluide d'injection pouvant aller de 5 à 20 fois, 10 - une réduction de poids moléculaire du polymère de 3 à 20 fois, - une baisse de concentration par précipitation ou dilution de 2 à 5 fois.

Pour cela, la société SNF a développé et breveté des solutions pratiques pour réduire ces effets négatifs : 15 - matériel spécialisé pour dissoudre le polymère sous de faibles cisaillements à forte concentration sous azote de manière à ramener à l'injection un minimum d'oxygène, - l'utilisation effective d'un minimum de réducteur d'oxygène pour une réduction de la formation de radicaux libres, 20 - l'utilisation d'absorbeurs de radicaux libres qui évitent que ceux-ci viennent détruire le polymère par réaction en chaîne, - la production de polymères n'ayant pas de gels durs non injectables et des quantités minimum de gels mous, c'est-à-dire injectables à faible pression, - le contrôle du fer dans l'eau utilisée, 25 - le contrôle de la distribution du taux d'hydrolyse en utilisant les méthodes de copolymérisation et non de co-hydrolyse ou de post-hydrolyse favorisant la précipitation dans le champ, - l'adaptation du taux d'hydrolyse en particulier à la température du champ pour éviter ou limiter sa précipitation, 30 - l'introduction de monomères fonctionnels moins sensibles à l'hydrolyse et à la précipitation.

De même, pour limiter l'impact des dégradations sur le polymère, des études ont montré qu'il existe un poids moléculaire optimum, souvent situé entre 12 et 18 35 millions suivant le champ, sa température, sa salinité, sa perméabilité, ses conditions d'injection, qui permet d'offrir le meilleur ratio coût-performance.

Malgré toutes ces précautions, il faut tenir compte que la dégradation de poids moléculaire sera de l'ordre de 5 à 20% demandant une surconcentration à l'injection et que la dilution dans le réservoir est spécifique à celui-ci.

Toutefois, contrairement à ce qui été testé à Daqing (SPE 101202), une dégradation très importante ne peut pas être compensée qu'en augmentant simplement la concentration du polymère dans l'eau d'injection car en faisant cela on se heurte aux problèmes d'injectivité (capacité d'injection) lorsqu'on multiplie par 2 ou plus cette concentration. Il existe donc des impossibilités physiques qu'il faut surmonter pour obtenir un débit convenable par puits.

En plus des problèmes engendrés par la dégradation du polymère, le problème principal soulevé pour l'obtention d'une récupération efficace repose sur le fait qu'il n'existe pratiquement pas de formation pétrolifère ayant une perméabilité uniforme.

Au contraire, les formations pétrolifères typiques comprennent des couches multiples de roches ayant des perméabilités et des porosités différentes pouvant aller de 1 à 30.000 millidarcies (avec par exemple avec des porosités de 5 à 30%) et créant des pertes de charges très différentes en fonction des liquides (saumure, pétrole, eau d'acquifère...). Dans de telles circonstances, on comprendra qu'un milieu de déplacement tend à suivre sélectivement le trajet de moindre résistance, par exemple une zone à imperméabilité élevée, et à s'y infiltrer rapidement tout en contournant le pétrole. Dans ces conditions adverses, les puits producteurs fournissent rapidement une quantité de milieu de déplacement si élevée, par rapport au pétrole, que le procédé de récupération assistée cesse d'être rentable.

Les solutions adoptées pour modifier le profil et réduire ces passages préférentiels sont : A- le water shut-off où une injection de polymère et d'un réticulant permettent de créer un gel prioritairement dans ces passages préférentiels. Cependant, beaucoup de water shut-off ont été un échec soit par manque d'effet soit pas blocage de l'injection qui doit ensuite être résolu par une dégradation chimique de polymère. B- L'injection de polymères réticulés dont la viscosité augmente dans le réservoir avec le temps : - Dow (US4182417) qui injecte une émulsion de polyacrylamide réticulé visqueux, - BJ avec une injection d'une émulsion réticulée dans une saumure qui diminue sa viscosité et qui prend son effet par dilution dans le champ (US 5735 349) - BJ avec l'injection, d'une émulsion à double réticulation (stable et labile) dans un hydrocarbure qui prend sa viscosité par hydrolyse (US 5466792) - Nalco (US2003-149212 & US2003-155122) par l'injection, en suspension dans l'eau d'une émulsion de polyacrylamide à double réticulation (stable et labile) qui devient visqueuse par hydrolyse à la température du champ ou par injection d'une base.

Toutefois, la mise en place de ces procédés nécessite l'utilisation de moyens importants et spécifiques qui ne sont décidés qu'en dernier recours. De plus, le nombre de puits d'injection (plusieurs milliers sur certains champs) de polymère nécessite à la fois des solutions simples et peu coûteuses. Les méthodes de modification de profil actuelles ne permettent pas d'atteindre ce but.

La présente invention palie tous les inconvénients décrits ci-dessus et en particulier vise à réduire les passages préférentiels tout en utilisant des quantités faibles de polymère et avec des débits de production importants.

La présente invention concerne un procédé nouveau et extrêmement efficace pour la récupération assistée du pétrole. Il a été trouvé, de manière surprenante, qu'il est possible de maintenir la qualité du fluide moteur pour la récupération assistée du pétrole : - tout d'abord en injectant un bouchon visqueux, de viscosité supérieure à l'huile en place, dans les zones à perméabilité élevée, - puis, une fois le passage préférentiel ainsi traité, en ramenant la viscosité du fluide moteur injecté à la normale.

Plus précisément, l'invention vise à bloquer les passages préférentiels de l'eau présents dans la formation pétrolifère en injectant le polymère à une viscosité plus élevée que l'huile, c'est-à-dire en injectant un bouchon visqueux pour modifier le profil. Ainsi, le bouchon visqueux vient remplir la zone à forte perméabilité envahie par l'eau et diminuer proportionnellement la vitesse de passage. La restauration de la viscosité initiale à l'injection permet de revenir aux débits initiaux de production mais avec un oil-cut (proportion huile / eau) beaucoup plus important. L'effet annexe est de réduire la quantité de polymère nécessaire par baril de pétrole produit.

En d'autres termes, l'invention a pour objet un procédé de récupération assistée du pétrole dans une formation pétrolière présentant des zones à perméabilité élevée constituant des passages préférentiels pour le liquide injecté selon lequel : a/ on détermine le volume des passages préférentiels à traiter, b/ on traite les passages préférentiels par injection dans la formation d'un volume correspondant d'une solution aqueuse à base de polymères à une concentration telle que la viscosité de la solution aqueuse soit supérieure à celle de l'huile (bouchon visqueux), - c/ une fois l'étape b/ achevée, on injecte une solution aqueuse de composition identique à celle mise en oeuvre en b/ à une concentration en polymère inférieure.

Selon un premier mode de réalisation de l'invention, pour déterminer le volume des passages préférentiels à traiter : - au temps Ti, on injecte dans la formation pétrolifère une solution aqueuse contenant un traceur, - puis on mesure la quantité de solution aqueuse injectée jusqu'à l'apparition du traceur au temps T2 dans l'eau de production en multipliant le débit d'injection par la différence entre T2 et Ti.

Selon un second mode de réalisation de l'invention, pour déterminer le volume des passages préférentiels à traiter : - au temps Ti, on injecte dans la formation pétrolifère une solution aqueuse de polymère contenant un traceur, - puis on mesure la quantité de solution aqueuse injectée jusqu'à l'apparition du traceur au temps T2 dans l'eau de production en multipliant le débit d'injection par la différence entre T2 et Ti.

Dans ce second mode de réalisation, le polymère présent dans la solution aqueuse contenant le traceur est identique au polymère présent dans la solution d'injection destinée à traiter les passages préférentiels. Avantageusement, la concentration du polymère présent dans la solution aqueuse contenant le traceur est inferieure relativement à la concentration du polymère présent dans la solution d'injection destinée à traiter les passages préférentiels.

Selon une autre caractéristique, la concentration du polymère présent dans la solution aqueuse contenant le traceur est identique à la concentration du polymère injecté en solution à l'issue de l'étape b/.

Plus précisément, les étapes du procédé sont en pratique les suivantes :

ETAPE 1 (analyse) : Détermination préalable de la présence de polymère dans l'eau de production et/ou d'un traceur ou d'une augmentation importante du water cut. Cette étape permet de vérifier l'existence éventuelle de passages préférentiels et de l'excès de polymère à injecter à cause de sa dégradation.

ETAPE 2 (analyse) : Lorsque l'existence de passage(s) préférentiel(s) est validée, on détermine le temps de passage du fluide moteur dans les zones à perméabilité élevée. Cette mesure s'effectue à l'aide d'un traceur (généralement l'iode) que l'on injecte dans le puits d'injection, on détermine alors le temps nécessaire pour qu'on retrouve sa trace dans les eaux de production des puits. Il suffit alors à convertir ce temps en volume injecté (V) (débit x temps), le volume ainsi mesuré correspondant au volume à traiter.

ETAPE 3 (injection) : On injecte alors dans la formation un volume de l'ordre du volume V de bouchon visqueux en tenant compte si possible de la dégradation du polymère. Par bouchon visqueux on entend un fluide moteur ayant une viscosité supérieure au pétrole en place aux vitesses de propagation avec un facteur de sécurité de l'ordre 10 à 30%. Due au déplacement de l'huile pendant cette période, on peut injecter des quantités supplémentaires par rapport au volume V déterminé.

Plus précisément, pour atteindre cette concentration, on réduit progressivement la dilution de la solution de polymère tout en maintenant par le volume injecté la pression d'injection pour éviter la fracturation de la formation. Ceci s'effectue seulement en changeant sur le tableau de contrôle les paramètres d'injection sur matériel ou produit annexe.

Cette injection à forte concentration peut durer en fonction de V dans les cas difficiles de 1 à 5 semaines.

ETAPE 4 (injection) : Une fois le volume V de bouchon visqueux injecté, on augmente lentement la dilution pour reprendre l'injection normale de polymère tout 35 en vérifiant la pression d'injection. Selon l'invention, les polymères hydrosolubles utilisés ne nécessitent pas de développement de procédé de polymérisation particulier. Ils peuvent être obtenus par toutes les techniques de polymérisation bien connues par l'homme de métier (polymérisation en solution, polymérisation en gel, polymérisation par précipitation, polymérisation en émulsion (aqueuse ou inverse) suivie ou non d'une étape de spray drying, polymérisation en suspension, polymérisation micellaire suivie ou non d'une étape de précipitation). En pratique, le polymère utilisé est constitué : a/ d'au moins un monomère choisi parmi les monomères non ioniques : acrylamide, methacrylamide, N-vinyl pyrrolidone, vinylacetate, alcool vinylique, esters acrylate, alcool allylique, le N-vinyl acetamide, la N-vinylformamide, b/ et éventuellement un ou plusieurs monomères ioniques : on citera, en particulier les monomères anioniques possédant une fonction carboxylique (ex : acide acrylique, acide methacrylique, et leurs sels...) ou possédant une fonction acide sulfonique (ex : acide 2-acrylamido-2-méthylpropane sulfonique (ATBS) et leurs sels...). En pratique, le polymère a un poids moléculaire supérieur à 8 millions g/mol, notamment lorqu'il s'agit de traiter des passages préférentiels de perméabilité supérieure à 500 millidarcies.

De préférence, les polymères sont hydrosolubles, anioniques à base d'acrylamide, et sont de masse molaire généralement comprise entre 8 et 30 millions g/mol. L'anionicité résulte d'un procédé de copolymérisation, de co-hydrolyse ou de post- hydrolyse. Selon l'invention, la concentration de polymère présent dans la solution aqueuse contenant le traceur varie entre 500 et 3000 ppm massiques.

De même la concentration du polymère dans le bouchon visqueux varie entre 1000 ppm et 10.000 ppm massiques. Selon l'invention, les traceurs utilisés ne nécessitent pas de développement de particulier. Ils sont généralement bien connus par l'homme de métier et peuvent être : - de type colorant, par comparaison de couleur. Des dérivés de fluoresceine ou d'uranine sont généralement utilisés, - de type isotope radioactif tel que le Na24, le Ca47, le J131 le cesium, le tritium... - de type salin, par mesure microchimique. Parmi eux, on citera l'iodure de sodium ou de potassium, le chlorure de potassium, le sulfate de zinc ou de cuivre... Le procédé de traitement selon l'invention peut être unique ou repris si la concentration de pétrole dans l'eau de production se met à diminuer.

Le procédé perfectionné de récupération assistée du pétrole selon l'invention permet d'augmenter la proportion d'huile dans l'eau produite d'un facteur compris entre 2 et 10.

De plus, on a constaté que la mise en oeuvre de l'invention, en plus d'accroitre la vitesse de production et de la production totale d'un champ, permet également de diminuer la quantité de polymère nécessaire par baril de pétrole produit, ce qui constitue une avancée spectaculaire par rapport aux procédés existants.

L'invention va maintenant être plus complètement illustrée à l'aide d'exemples non limitatifs et en particulier qui ne sauraient être considérés comme se limitant aux compositions et aux formes des polymères.

EXEMPLE Le réservoir choisi a les caractéristiques suivantes : - Pression :100 bars - Température : 45°C - Salinité : 5000 ppm TDS - Viscosité de l'huile : 25 cps - Viscosité de l'eau : 0,6 cps - Perméabilité verticale/Horizontale (Kv/Kh) : 01 - Swir Irreducible Water Saturation : proportion d'eau présente dans le puit : 0,25 - Sor Residual Oil Saturation : proportion d'huile non récupérable dans le puit: 0,30 Le schéma d'exploitation est le suivant :

Débit d'injection 200m3/h.

Pression du fond de puits est maintenue en dessous de la fracturation 170 bars. Début de production 80m3/jour par puits. Ce début peut-être modulé pour maintenir la pression minimale de fond de puits 5 producteur de 10 bars. Le polymère injecté est un copolymère acrylamide / acrylate de sodium de poids moléculaire 15 millions. Il est dissout en solution mère par l'utilisation d'un PSU (WO 2008/107492) sous azote contenant moins de 200 ppm d'oxygène à une concentration de 10 gr /litre, avec une concentration initiale d'oxygène de 20 ppb. 10 Il est ensuite dilué par une eau de production traitée contenant 10 ppb d'oxygène. Cette solution mère est diluée à 800 ppm donnant une viscosité Brookfield UL 6 rpm et de 19 cps et une viscosité à vitesse zéro (Bohlin Gemini) de 35 cps. Le champ a été préalablement traité par injection d'eau jusqu'à une concentration d'huile dans l'eau de 4% avec une récupération calculée Théorique à 2% d'huile à 15 24,3%. Puis on a injecté une solution de polymère à 800 ppm durant 3 ans jusqu'à une concentration de pétrole de 7% qui donne par calcul à 2% d'huile une récupération de 32,5%. On a injecté un traceur iode qui se retrouve dans l'eau de production au bout de 17 20 jours et un volume injecté de 3 400 m3. Le polymère produit a un poids moléculaire de 12,5 millions. Avec ces éléments, il a été décidé d'augmenter la concentration du polymère à 1 200 ppm pour obtenir une viscosité Brookfield UL 6 rpm de 35 cps et une viscosité à vitesse zéro (Bohlin Gemini) de 70 cps pour tenir compte à la fois de la dégradation 25 et de la dilution. Le débit d'eau est progressivement diminué tout en maintenant la pression d'injection et un équilibre est trouvé pour 1200 ppm de polymère à un débit de 130 m3 /jour. Ce débit est maintenu pendant 26 jours. Puis le débit d'eau et de polymère sont restaurés tout en surveillant la pression 30 d'injection sous 8 jours. Le taux de pétrole dans l'eau de production est remonté à 26% et le calcul montre que la récupération à la concentration finale de 2% se situe vers 44%: La consommation de polymère par rapport au pétrole produit a été diminuée de plus de 3 fois sur une période de 2 ans. 35 L'utilisation de ce procédé ne nécessite aucune modification des équipements de surface et aucun produit chimique nouveau.

Il se substitue à l'augmentation permanente et massive de la consommation de polymère qui a été choisie comme solution lorsque les dégradations de champs sont très élevées.

Claims (2)

1. REVENDICATIONS1/ Procédé de récupération assistée du pétrole dans une formation pétrolière présentant des zones à perméabilité élevée constituant des passages préférentiels pour le liquide injecté selon lequel : a/ on détermine le volume des passages préférentiels à traiter, b/ on traite les passages préférentiels par injection dans la formation d'un volume correspondant d'une solution aqueuse à base de polymères à une concentration telle que la viscosité de la solution aqueuse soit supérieure à celle de l'huile, c/ une fois l'étape b/ achevée, on injecte une solution aqueuse de composition identique à celle mise en oeuvre en b/ à une concentration en polymère inférieure. 2/ Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que pour déterminer le volume des passages préférentiels à traiter : - au temps Ti, on injecte dans la formation pétrolifère une solution aqueuse contenant un traceur, - puis on mesure la quantité de solution aqueuse injectée jusqu'à l'apparition du traceur au temps T2 dans l'eau de production en multipliant le débit d'injection par la différence entre T2 et Ti. 3/ Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que pour déterminer le volume des passages préférentiels à traiter : - au temps Ti, on injecte dans la formation pétrolifère une solution aqueuse de polymère contenant un traceur, - puis on mesure la quantité de solution aqueuse injectée jusqu'à l'apparition du traceur au temps T2 dans l'eau de production en multipliant le débit d'injection par la différence entre T2 et Ti. 4/ Procédé selon la revendication 3, caractérisé en ce que le polymère présent dans la solution aqueuse contenant le traceur est identique au polymère présent dans la solution d'injection destinée à traiter les passages préférentiels. 5/ Procédé selon la revendication 3, caractérisé en ce que la concentration du polymère présent dans la solution aqueuse contenant le traceur est inferieure relativement à la concentration du polymère présent dans la solution d'injection destinée à traiter les passages préférentiels.6/ Procédé selon la revendication 3, caractérisé en ce que la concentration du polymère présent dans la solution aqueuse contenant le traceur est identique à la concentration du polymère injecté en solution à l'issue de l'étape b/. 7/ Procédé selon la revendication 3, caractérisé en ce que l'injection de la solution aqueuse à base de polymères destinée à traiter les passages préférentiels est effectuée par réduction progressive de la dilution de la solution aqueuse de polymère contenant le traceur tout en conservant la même pression d'injection. 8/ Procédé selon la revendication 3, caractérisé en ce que l'injection de la solution aqueuse à l'issue de l'étape b/ est effectuée par dilution de la solution d'injection destinée à traiter les passages préférentiels. tout en conservant la même pression d'injection. 9/ Procédé selon la revendication 3, caractérisé en ce que la concentration en polymère de la solution aqueuse de polymère contenant un traceur est comprise entre 500 et 3000 ppm massiques. 20 10/ Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la concentration en polymère de la solution aqueuse destinée à traiter les passages préférentiels est comprise entre 1000 et 10000 ppm massiques. 11/ Procédé selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce que le 25 polymère a un poids moléculaire supérieur à 8 millions g/mol. 12/ Procédé selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce que le polymère est constitué : a/ d'au moins un monomère choisi parmi les monomères non ioniques : 30 acrylamide, methacrylamide, N-vinyl pyrrolidone, vinylacetate, alcool vinylique, esters acrylate, alcool allylique, le N-vinyl acetamide, la N-vinylformamide, b/ et éventuellement un ou plusieurs monomères ioniques choisi parmi les monomères anioniques possédant une fonction carboxylique : acide acrylique, acide methacrylique, et leurs sels, ou possédant une fonction acide sulfonique : acide
2. 2- 35 acrylamido-2-méthylpropane sulfonique (ATBS) et leurs sels. 10 1513/ Procédé selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce que le traceur est : - de type colorant, choisi parmi les dérivés de fluoresceine ou d'uranine, - de type isotope radioactif choisi parmi le Na244, le Ca47, le J131 le cesium, le tritium. - de type salin choisi parmi l'iodure de sodium ou de potassium, le chlorure de potassium, le sulfate de zinc ou de cuivre.