Récupération assistée du pétrole

Formation du pétrole et des roches réservoirs

 Au cours du temps, l’érosion des roches produit des sédiments qui s’accumulent dans les fonds marins tout en piégeant de la matière organique. Ces accumulations successives vont former des strates qui vont subir des contraintes de pression et de température croissantes au cours de leur enfoncement. A partir d’une pression et température seuils, la dégradation thermique des éléments organiques d’origine biologique appelés kérogène commence : le pétrole est synthétisé par craquage thermique. Cette réaction chimique conduit à un mélange complexe de molécules organiques telles que des paraffines (alcanes linéaires), des naphtènes (cycloalcanes), des molécules aromatiques, des acides naphténiques, des résines ou encore des asphaltènes (molécules organiques encore peu connues, de taille importante, généralement composées de plusieurs cycles aromatiques et de quelques hétéroatomes). Les atomes majoritairement présents sont le carbone et l’hydrogène mais le pétrole contient également des atomes de soufre, d’azote et d’oxygène. Moins denses que l’eau, le pétrole et les gaz synthétisés quittent la roche mère et commencent un long processus de migration aux travers des roches poreuses. Lorsqu’ils rencontrent une roche imperméable, dite roche couverture, la migration s’arrête, le pétrole et le gaz s’accumulent dans ce milieu confiné et forment un réservoir (Figure 2). Une roche réservoir est donc une roche perméable et poreuse dont la mouillabilité dépend de la nature des minéraux qui la composent. Nous verrons par la suite l’importance de ces trois paramètres étudiés en pétrophysique, sur la production du pétrole.Après avoir vu la structure d’un réservoir, nous allons voir les différentes étapes de sa production. 

Production d’un réservoir 

La production d’un réservoir se déroule en plusieurs étapes. Dans un premier temps, l’exploitation du réservoir se fait grâce à la récupération primaire : ce type de production est induit par des mécanismes naturels tels que l’expansion du ciel gazeux ou encore la remontée de l’eau provenant d’un aquifère [3]. Un autre mécanisme, à savoir la compaction de la roche due à la diminution de la pression au sein des pores, est pris en compte uniquement dans les cas de subsidence forte (enfoncement lent de la lithosphère1 qui, dans ce cas, est provoqué par l’extraction du pétrole). L’ensemble de ces mécanismes contribuent au maintien de la pression au sein du réservoir pendant un certain temps de production. Cette première étape permet de produire entre 5 et 25 % de la quantité de pétrole initialement en place, le pourcentage dépendant notamment du degré API2 (American Petroleum Institute) du brut (i.e. la densité du pétrole). Ensuite, pour poursuivre l’exploitation du réservoir, avoir recours à une récupération dite améliorée ou secondaire est indispensable. Ce type de récupération consiste principalement à pallier la diminution de la pression au sein du réservoir due à la mise en production. Deux méthodes de récupération secondaire sont principalement employées : la réinjection du gaz sortant en tête de puits et l’injection d’eau, appelée « Waterflooding ». Cette dernière méthode est généralement privilégiée pour des raisons de coûts, malgré une efficacité moindre comparativement à celle obtenue par l’injection de gaz [4], [5], [6]. Elle consiste à injecter de très grandes quantités d’eau à la base du gisement afin de balayer le réservoir pour « pousser » le pétrole vers le puits de production. Cette méthode ne fonctionne qu’un temps puisque les forces capillaires conduisent à la rétention de quantités importantes de brut derrière le front d’écoulement. Suivant la mouillabilité de la roche réservoir (mouillable par l’eau ou par le pétrole brut), le pétrole brut piégé dans les interstices des pores peut avoir des configurations différentes ; si la roche est mouillée par l’eau, le brut va devenir discontinu et la production va s’arrêter [6]. Dans le cas contraire, la production peut continuer après la percolation de l’eau, tant que la production de pétrole reste économiquement viable. Toutefois, la quantité de pétrole brut moyenne, produite par cette méthode, correspond à seulement 20 % de la quantité initialement en place. Pour continuer la production des 55 à 75 % restant, la récupération assistée (« Enhanced Oil Recovery ») ou récupération tertiaire doit être mise en place. Il existe trois grandes catégories de récupération tertiaire : la méthode thermique, l’EOR chimique et la miscibilité [7]. La méthode thermique consiste, par exemple, à injecter de la vapeur afin de diminuer la viscosité du brut. L’injection de CO2 supercritique (méthode miscible) possède un triple effet : la solvatation du pétrole brut facilitant sa mobilisation, une augmentation du balayage du réservoir comparativement à l’injection d’une phase liquide et la diminution de la tension interfaciale [1]. Enfin, l’EOR chimique présente plusieurs voies, qui peuvent, suivant les cas, être effectuées conjointement. Ainsi, il est possible d’injecter des viscosifiants (P) (polymères tels que des polyacrylamides partiellement hydrolysés) et/ou des tensioactifs (S) et/ou des alcalins (A). Lorsque l’on combine ces trois méthodes d’EOR chimiques, on parle de procédés ASP (Alcalin, Surfactant, Polymère). Quelques autres méthodes de récupération tertiaire commencent à être (ou ont été) étudiées : on peut notamment citer l’injection de microorganismes, de gels ou encore de mousses [7]. Nous allons maintenant détailler la récupération tertiaire par voie chimique tensioactive qui nécessite l’injection d’une formulation appelée formulation EOR. Ces formulations sont spécifiques à un réservoir et à un brut donnés et doivent, par conséquent, être optimisées ; ce dernier point faisant l’objet de ces travaux.  

L’EOR chimique par voie tensioactive

L’intérêt et le procédé

 Nous avons vu précédemment lors de l’étape d’injection d’eau que des quantités importantes de pétrole brut restent piégées derrière le front d’écoulement à cause des forces capillaires. Afin de poursuivre la compréhension de ce phénomène, Lenormand [8], [9], [10], dès le début des années 1980, a développé des milieux poreux modèles transparents à l’échelle millimétrique. Ces milieux, fabriqués en résine transparente, servent à modéliser les écoulements qui se produisent au sein d’un réservoir lors du déplacement de deux phases nonmiscibles. Il étudie le cas d’imbibition et le cas de drainage, le premier correspondant au déplacement d’une phase dite « non-mouillante » par une phase dite « mouillante » et le second correspond au déplacement d’une phase dite « mouillante » par une phase dite « nonmouillante ». Généralement, les réservoirs sont préférentiellement mouillables à l’eau, les minéraux ayant été en équilibre avec une phase aqueuse pendant des millénaires. Néanmoins, certains réservoirs sont préférentiellement mouillables par le pétrole ; cela étant notamment dû à l’adsorption des asphaltènes sur les minéraux après un contact prolongé de la roche avec le pétrole. Le terme « préférentiellement » témoigne d’une mouillabilité non-uniforme sur l’ensemble du réservoir. Par conséquent, les mécanismes d’imbibition et de drainage sont représentatifs de ce qui se passe au sein de ces derniers.