Dans l’ingénierie pétrolière, les réserves désignent le volume de pétrole récupérable, à partir de champs de pétrole découverts, sur la base des contraintes économiques et techniques actuelles. Ce volume est estimé à partir de la quantité de pétrole présente dans des champs déjà connus, affectée d’un coefficient minorant dépendant de la capacité à extraire du sol ce pétrole. Ce coefficient dépend de chaque champ, il peut varier de 10 à 50 %, avec une moyenne mondiale de l’ordre de 35% en 2009 (Panorama, 2011). On peut noter que 60 % des réserves de pétrole et de gaz mondial se trouvent dans des réservoirs carbonatés, et que 90 % des puits producteurs de pétrole et de gaz sont forés dans des réservoirs siliclastiques. Actuellement, la plupart des découvertes ont été réalisées dans des formations sableuses non consolidées ou bien des grés faiblement consolidés et cimentés.

La majorité des réservoirs pétroliers présente une couche d’eau naturelle qui s’appelle « eau de formation » située entre les couches d’hydrocarbure. Pour accélérer et/ou maintenir la production, on injecte une quantité supplémentaire d’eau. Lors de la production, l’huile produite peut être associée avec de l’eau. Le liquide ainsi produit se présente donc sous la forme d’un mélange d’eau libre, émulsion d’huile/eau et huile. Il peut arriver que la quantité d’eau produite devienne jusqu’à 3 à 6 fois supérieure à celle de l’huile (Kevin et al., 2003). Les réglementations environnementales de plus en plus strictes encouragent le secteur pétrolier et gazier à réduire son empreinte environnementale et à mettre au point des solutions efficaces pour le traitement de l’eau en vue de sa réutilisation. Cette eau contient en général des matières qui sont défavorables à l’environnement. Il faut donc utiliser des équipements pour le traitement de l’eau produite qui sont très coûteux. De ce fait, la technique de réinjection d’eau produite (ou eau de production) dans les réservoirs s’est imposée et s’est développée. Cette technique, appelée PWRI (Produced Water Re-Injection ; Wong et al. 2010, Farajzadeh 2004, Al Abduwani et al., 2003), a le grand avantage de maintenir la pression de réservoir et par conséquent le taux de production. Cependant, elle présente quelques inconvénients du fait que, malgré une filtration avant la réinjection, l’eau produite contient fréquemment des particules solides (diamètre de quelques microns) provenant de la formation géologique, l’huile résiduelle et le soluté d’autres produits chimiques. Par leur transport et leur dépôt, ces particules peuvent réduire considérablement les espaces poreux disponibles, dégrader la perméabilité du milieu et donc réduire l’efficacité d’injection et d’exploitation (Baghdikian et al. 1989 ; Li et al. 2008). De plus, dans le cas de la réinjection à débit imposé, la diminution de la perméabilité provoque une augmentation de la pression d’injection, parfois au-delà de la capacité des pompes. La connaissance des mécanismes du transport et du dépôt des particules solides dans un milieu poreux et leurs conséquences en termes de diminution de la perméabilité sont donc très importants pour un meilleur contrôle des opérations de PWRI.

Dans la littérature, les travaux publiés sur les phénomènes de transport et de dépôt des particules est extrêmement riche dans plusieurs domaines à savoir les domaines pétrolier, environnemental, génie civil, etc. Les recherches sur les phénomènes ont probablement débuté avec les travaux de Iwasaki (1937) et se sont poursuivis par plusieurs travaux, on peut citer ceux de Herzig et al. 1970 et Tien (1979). Il existe de nombreuses études qui traitent du phénomène de manière générale (Herzig et al., 1970 ; Ryan et Elimelech, 1996 ; Benamar et al. 2007 ; Zamani et Maini, 2009). Dans ces recherches, le phénomène de colmatage est étudié soit à partir d’essais en laboratoire dans différentes conditions d’essais (Ison et Ives, 1969 ; Khilar et Fogler. 1984 ; Moghadasi et al., 2004 ; Wong et Mettananda, 2009 ; Elkawafi 2010), soit à partir d’une modélisation du phénomène (Barkman et Davidson, 1972 ; Tien, 1979 ; Gruesbeck et Collins, 1982 ; McDowell-Boyer et al., 1986 ; Sharma et Yortsos, 1987 ; Sharma et al., 1997 ; Ahfir et al., 2006 ; Ochi et al., 2007 ; Wong, 2008). Ces travaux ont beaucoup enrichi les approches théoriques et expérimentales à différentes échelles (microscopique, macroscopique et à l’échelle du site étudié). Les difficultés rencontrées dans ces études se trouvent dans la grande variété de paramètres influençant ce phénomène tels que les caractéristiques du milieu poreux (taille et forme des grains, taille des pores), les caractéristiques de la suspension (taille et forme des particules, concentration) et les conditions hydrauliques (débit ou vitesse d’injection, nombre de Reynolds). C’est pour cela que le phénomène du transport et du dépôt des particules dans un milieu poreux reste encore relativement mal connu.

La production des hydrocarbures est généralement accompagnée par une production d’eau qui vient de la formation et/ou de la quantité d’eau préalablement injectée dans la formation afin d’améliorer la productivité des hydrocarbures .

Dans la littérature pétrolière, il est souvent admis que le rapport taille des particules / taille des pores est un paramètre clé qui prédit le colmatage de milieu. Si ce rapport est plus grand 1/3, la formation d’une structure formée par les particules bloquées à l’entrée du milieu appelée « cake externe » peut se produire ; si ce rapport est inférieur à 1/3 mais supérieur à 1/7, les particule vont envahir le milieu former un cake interne ; enfin, si ce rapport est plus inférieur à 1/7, les particules peuvent pénétrer facilement dans le milieu sans causer de baisse significative de perméabilité (Barkman et Davidson 1972, Abrams 1977)  .

Les particules solides peuvent se déposer lors de leur déplacement dans le milieu poreux en provoquant un colmatage progressif du milieu et une diminution de sa perméabilité. Selon Remize (2006) on distingue trois types de colmatages  :
– Dépôt de particules en surface : les particules ayant une taille supérieure à celle des pores du milieu se déposent à la surface de celui-ci et forment une couche qui freine l’écoulement
– blocage des pores : les particules plus petites que les pores peuvent pénétrer et bloquer partiellement ou totalement ces pores. Ce phénomène dépend de la forme et de la taille relative des pores et des particules ainsi que des conditions hydrodynamiques.
– adsorption : Ce phénomène, qui se produit généralement avec les macromolécules (e.g des protéines) présentes dans le fluide, dépend de la nature du couple soluté/milieu, des conditions du milieu (températures, pH) et des conditions opératoires de filtration (concentration en soluté, vitesse de circulation).