FR3106207A1 - method for determining the interfacial tension between two fluids in a porous medium - Google Patents
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Abstract
La présente invention concerne une méthode de détermination de la tension interfaciale entre un premier fluide (23) et un deuxième fluide (21) dans un milieu poreux (22). Pour se faire :a) on piège le premier fluide (23) dans le milieu poreux (22) ;b) on injecte le deuxième fluide (21) dans ledit milieu poreux (22) et on mesure la quantité du premier fluide (23) dépiégé et/ou celle restant piégé pendant ladite injection ;d) on détermine la tension interfaciale entre le premier fluide (23) et le deuxième fluide (21) à partir de la mesure de l’étape c) et d’un modèle de dépiégeage reliant la tension interfaciale à la mesure réalisée. L’invention concerne également un dispositif apte à la mise en œuvre de la méthode et un procédé de récupération assistée du pétrole. Figure 2 à publierThe present invention relates to a method for determining the interfacial tension between a first fluid (23) and a second fluid (21) in a porous medium (22). To do this: a) the first fluid (23) is trapped in the porous medium (22); b) the second fluid (21) is injected into said porous medium (22) and the quantity of the first fluid (23) is measured. de-trapped and / or that remaining trapped during said injection; d) the interfacial tension between the first fluid (23) and the second fluid (21) is determined from the measurement of step c) and from a de-trapping model connecting the interfacial tension to the measurement carried out. The invention also relates to a device suitable for implementing the method and a process for enhanced oil recovery. Figure 2 to publish
Description
La présente invention concerne le domaine de la détermination de la tension interfaciale entre deux fluides, notamment pour la récupération assistée d’hydrocarbures (EOR: de l’anglais «Enhanced Oil Recovery»).The present invention relates to the field of determining the interfacial tension between two fluids, in particular for enhanced oil recovery (EOR: “Enhanced Oil Recovery”).
La tension interfaciale est une propriété essentielle notamment dans les projets de récupération assistée de pétrole (EOR) par voie chimique. Elle décrit l’énergie, par unité de surface, existante à l’interface entre deux fluides immiscibles (ou faiblement miscibles c’est-à-dire pour lesquels la tension interfaciale est supérieure à 20 mN/m). Par exemple, la tension interfaciale se situe autour de 30mN/m entre une huile d’un réservoir pétrolier et une saumure standard. Cette énergie de surface est en partie responsable du piégeage de l’huile dans la structure des roches poreuses lorsque ces dernières (les roches) sont dites mouillables à l’eau, l’eau et l’huile du réservoir étant très peu miscibles. L’une des principales voies d’amélioration de la récupération en huile est la réduction de cette tension interfaciale entre le fluide injecté (généralement sur la base d’une saumure) et l’huile du réservoir. Cette réduction de la tension interfaciale est traditionnellement faite par l’ajout de molécules particulières, appelées tensio-actifs, dans le fluide injecté et dont la fonction est de faire diminuer la tension interfaciale avec l’huile. L’objectif des études EOR par voie chimique est donc la recherche d’une formulation permettant d’atteindre des tensions interfaciales basses (par exemple entre 10-2et 10-4mN/m) avec l’huile du réservoir. Les performances de récupération en huile de cette formulation sont directement pilotées par la tension interfaciale atteinte entre ces deux fluides dans la roche. Cette propriété est donc cruciale à mesurer.Interfacial tension is an essential property especially in chemical enhanced oil recovery (EOR) projects. It describes the energy, per unit area, existing at the interface between two immiscible fluids (or slightly miscible, that is to say for which the interfacial tension is greater than 20 mN/m). For example, the interfacial tension is around 30 mN/m between an oil from a petroleum reservoir and a standard brine. This surface energy is partly responsible for trapping oil in the structure of porous rocks when the latter (the rocks) are said to be water-wettable, the water and the oil in the reservoir being very poorly miscible. One of the main ways of improving oil recovery is the reduction of this interfacial tension between the injected fluid (generally based on a brine) and the oil in the reservoir. This reduction of the interfacial tension is traditionally made by the addition of specific molecules, called surfactants, in the injected fluid and whose function is to reduce the interfacial tension with the oil. The objective of the EOR studies by chemical means is therefore the search for a formulation making it possible to achieve low interfacial tensions (for example between 10 -2 and 10 -4 mN/m) with the oil in the reservoir. The oil recovery performance of this formulation is directly driven by the interfacial tension reached between these two fluids in the rock. This property is therefore crucial to measure.
De nombreuses méthodes de mesure de la tension interfaciale entre deux fluides existent déjà. Pour la plupart, la tension interfaciale est déterminée à partir d’une seule interface: par exemple, une unique goutte immergée dans un fluide, un unique ménisque (surface libre) entre deux fluides dans un capillaire (tube vertical). La mesure réalisée par ces méthodes est donc basée sur une seule interface, ce qui ne permet pas de prendre en compte la disparité inhérente à une telle mesure d’une part, et ne permet pas de prendre en compte la diversité des formes et des dimensions des interfaces d’autre part.Many methods for measuring the interfacial tension between two fluids already exist. For the most part, the interfacial tension is determined from a single interface: for example, a single drop immersed in a fluid, a single meniscus (free surface) between two fluids in a capillary (vertical tube). The measurement carried out by these methods is therefore based on a single interface, which does not make it possible to take into account the disparity inherent in such a measurement on the one hand, and does not make it possible to take into account the diversity of shapes and dimensions. interfaces on the other hand.
En outre, dans les méthodes existantes, l’un des deux fluides est souvent en large excès volumique par rapport à l’autre (par exemple, une unique goutte d’huile dans un grand volume d’un autre fluide, appelée formulation, pour une mesure par goutte tournante). Ce large excès peut fausser les équilibres chimiques entre les deux phases, ce qui peut donner une mesure de la tension interfaciale erronée ou imprécise dans le contexte réel d’utilisation des fluides.Moreover, in the existing methods, one of the two fluids is often in large volume excess compared to the other (for example, a single drop of oil in a large volume of another fluid, called formulation, to one measurement per spinning drop). This large excess can distort the chemical balances between the two phases, which can give an erroneous or imprecise measurement of the interfacial tension in the real context of use of the fluids.
De plus, ces méthodes ne prennent pas en considération l’interaction des fluides avec le milieu poreux, une roche par exemple. En effet, le milieu poreux peut générer par exemple un effet de confinement et/ou une rugosité de surface qui peuvent influer sur les mesures. Ces phénomènes interviennent sur la tension interfaciale dite «apparente», c’est-à-dire la tension interfaciale dans son environnement réel. Autrement dit, dans les méthodes existantes, les deux fluides sont décontextualisés de leur environnement; la tension interfaciale estimée n’est pas nécessairement représentative de la tension interfaciale dans l’environnement réel.Moreover, these methods do not take into consideration the interaction of the fluids with the porous medium, a rock for example. Indeed, the porous medium can generate for example a confinement effect and/or a surface roughness which can influence the measurements. These phenomena affect the so-called “apparent” interfacial tension, i.e. the interfacial tension in its real environment. In other words, in the existing methods, the two fluids are decontextualized from their environment; the estimated interfacial tension is not necessarily representative of the interfacial tension in the actual environment.
En sus, les formulations injectées pour dépiéger l’huile résiduelle (c’est-à-dire l’huile restant piégée dans le milieu poreux, la roche par exemple) dans la roche sont des agencements complexes de plusieurs molécules. Une troisième phase stable peut alors se former lorsque la formulation est mise en contact avec l’huile. Lorsque cette troisième phase se produit, un système à au moins trois fluides avec au moins trois types d’interfaces fluide/fluide existent alors. La mesure de la tension interfaciale issue d’une seule mesure entre deux phases est alors généralement insuffisante et ne permet pas de bien appréhender la capacité de récupération d’huile du système fluide ainsi produit.In addition, the formulations injected to de-trap the residual oil (i.e. the oil remaining trapped in the porous medium, the rock for example) in the rock are complex arrangements of several molecules. A stable third phase can then form when the formulation is brought into contact with the oil. When this third phase occurs, a system with at least three fluids with at least three types of fluid/fluid interfaces then exist. The measurement of the interfacial tension resulting from a single measurement between two phases is then generally insufficient and does not allow a good understanding of the oil recovery capacity of the fluid system thus produced.
De plus, l’injection des formulations dans une roche réservoir (objectif final des formulations pour l’EOR) entraîne également la rétention, souvent préférentielle, d’un ou plusieurs des composés de la formulation (adsorption, piégeage …). Cette rétention modifie donc la composition de la formulation dans l’espace et dans le temps. Une unique mesure de la tension interfaciale, sans prise en compte du milieu poreux dans lequel se trouvent les fluides, ne permet donc pas d’appréhender l’évolution de la formulation et donc de la tension interfaciale au cours de l’injection.In addition, the injection of the formulations into a reservoir rock (final objective of the formulations for EOR) also leads to the retention, often preferential, of one or more of the compounds of the formulation (adsorption, trapping, etc.). This retention therefore modifies the composition of the formulation in space and time. A single measurement of the interfacial tension, without taking into account the porous medium in which the fluids are found, does not therefore make it possible to understand the evolution of the formulation and therefore of the interfacial tension during the injection.
Par conséquent, les méthodes existantes de détermination de la tension interfaciale entre deux fluides ne permettent pas de prendre en compte les phénomènes qui peuvent se produire lors de l’injection dans une formation souterraine. De plus, elles consistent généralement à réaliser une seule et unique interface entre les fluides, à travers une goutte ou un ménisque par exemple, donnant un faible poids de représentativité à la mesure.Therefore, the existing methods for determining the interfacial tension between two fluids do not take into account the phenomena that can occur during injection into a subterranean formation. Moreover, they generally consist in making a single and unique interface between the fluids, through a drop or a meniscus for example, giving a low representativeness weight to the measurement.
La présente invention consiste à augmenter la fiabilité des mesures de tension interfaciale et à prendre en compte l’ensemble des phénomènes qui peuvent influer sur ces mesures, afin d’estimer une tension interfaciale apparente, représentative de ses performances en conditions réelles (dans le contexte réel de l’application). Par tension interfaciale «apparente», on entend la tension interfaciale dans un environnement représentatif, tel qu’un milieu poreux.The present invention consists in increasing the reliability of interfacial tension measurements and in taking into account all the phenomena which can influence these measurements, in order to estimate an apparent interfacial tension, representative of its performance in real conditions (in the context real of the application). By "apparent" interfacial tension is meant the interfacial tension in a representative environment, such as a porous medium.
L’invention concerne une méthode de détermination de la tension interfaciale entre un premier fluide et un deuxième fluide au sein d’un milieu poreux. Dans cette méthode, on réalise les étapes suivantes:
a) on piège au moins une partie du premier fluide dans le milieu poreux;
b) on injecte le deuxième fluide dans le milieu poreux en dépiégeant le premier fluide du milieu poreux;
c) on mesure la quantité du premier fluide dépiégée et/ou la quantité du premier fluide restant piégée pendant l’injection;
d) on détermine la tension interfaciale entre le premier fluide et le deuxième fluide à partir de la mesure réalisée à l’étape c) et à partir d’un modèle de dépiégeage du milieu poreux, le modèle de dépiégeage reliant la tension interfaciale à la mesure réalisée à l’étape c).The invention relates to a method for determining the interfacial tension between a first fluid and a second fluid within a porous medium. In this method, the following steps are carried out:
a) at least a portion of the first fluid is trapped in the porous medium;
b) the second fluid is injected into the porous medium by detrapping the first fluid from the porous medium;
c) the quantity of the first fluid detrapped and/or the quantity of the first fluid remaining trapped during the injection is measured;
d) the interfacial tension between the first fluid and the second fluid is determined from the measurement carried out in step c) and from an untrapping model of the porous medium, the untrapping model linking the interfacial tension to the measurement carried out in step c).
L’invention concerne aussi un dispositif de détermination de la tension interfaciale entre un premier fluide et un deuxième fluide dans un milieu poreux, le dispositif comprenant une cellule apte à recevoir le milieu poreux, des moyens d’injection de premier fluide et de deuxième fluide, et au moins un moyen de mesure permettant de mesurer la quantité de premier fluide dépiégée et/ou la quantité de premier fluide restant piégée, le dispositif étant apte à la mise en œuvre de la méthode décrite précédemment.The invention also relates to a device for determining the interfacial tension between a first fluid and a second fluid in a porous medium, the device comprising a cell capable of receiving the porous medium, means for injecting first fluid and second fluid , and at least one measuring means making it possible to measure the quantity of first fluid detrapped and/or the quantity of first fluid remaining trapped, the device being capable of implementing the method described previously.
L’invention concerne également un procédé de récupération assistée d’hydrocarbures dans un réservoir poreux, dans lequel:
i) On détermine ou on prélève la composition des hydrocarbures du réservoir poreux;
ii) On détermine la tension interfaciale entre la composition des hydrocarbures déterminée ou prélevée et des fluides prédéterminés par la méthode indiquée précédemment;
iii) On sélectionne un fluide parmi les fluides prédéterminés, la tension interfaciale du fluide sélectionné avec la composition des hydrocarbures déterminée ou prélevée étant inférieure ou égale à la tension interfaciale de la composition déterminée avec l’un quelconque des autres fluides prédéterminés;
iv) On injecte le fluide sélectionné dans le réservoir poreux; et
v) On récupère une quantité d’hydrocarbures du réservoir par injection du fluide sélectionné dans le réservoir poreux.The invention also relates to a process for the enhanced recovery of hydrocarbons in a porous reservoir, in which:
(i) The composition of the hydrocarbons in the porous reservoir is determined or sampled;
ii) The interfacial tension between the composition of the determined or sampled hydrocarbons and the predetermined fluids is determined by the method indicated above;
iii) A fluid is selected from among the predetermined fluids, the interfacial tension of the selected fluid with the hydrocarbon composition determined or sampled being less than or equal to the interfacial tension of the composition determined with any one of the other predetermined fluids;
iv) The selected fluid is injected into the porous reservoir; And
v) Recovering a quantity of hydrocarbons from the reservoir by injecting the selected fluid into the porous reservoir.
L’invention concerne une méthode de détermination de la tension interfaciale entre un premier fluide et un deuxième fluide au sein d’un milieu poreux, pour laquelle on réalise les étapes suivantes:
a) on piège au moins une partie dudit premier fluide dans ledit milieu poreux;
b) on injecte ledit deuxième fluide dans ledit milieu poreux en dépiégeant ledit premier fluide dudit milieu poreux;
c) on mesure la quantité du premier fluide dépiégé et/ou la quantité du premier fluide restant piégé pendant ladite injection;
d) on détermine la tension interfaciale entre le premier fluide et le deuxième fluide à partir de la mesure réalisée à l’étape c) et à partir d’un modèle de dépiégeage dudit milieu poreux, le modèle de dépiégeage reliant la tension interfaciale à la quantité mesurée du premier fluide dépiégé et/ou la quantité mesurée du premier fluide restant piégé.The invention relates to a method for determining the interfacial tension between a first fluid and a second fluid within a porous medium, for which the following steps are carried out:
a) trapping at least a portion of said first fluid in said porous medium;
b) said second fluid is injected into said porous medium by detrapping said first fluid from said porous medium;
c) the quantity of first fluid detrapped and/or the quantity of first fluid remaining trapped during said injection is measured;
d) the interfacial tension between the first fluid and the second fluid is determined from the measurement carried out in step c) and from an untrapping model of said porous medium, the untrapping model linking the interfacial tension to the measured quantity of the first fluid detrapped and/or the measured quantity of the first fluid remaining trapped.
De manière avantageuse, on construit un modèle de dépiégeage dudit milieu poreux en réalisant les étapes suivantes:
1) on piège au moins une partie d’un troisième fluide dans ledit milieu poreux;
2) on injecte un quatrième fluide dans ledit milieu poreux en dépiégeant ledit troisième fluide dudit milieu poreux;
3) on mesure la quantité dudit troisième fluide dépiégé et/ou la quantité dudit troisième fluide restant piégé pendant ladite injection,
la tension interfaciale entre ledit troisième fluide et ledit quatrième fluide étant prédéterminée, les étapes d’injection et de mesure étant réalisées pour au moins trois conditions d’injection; puis
4) on construit ledit modèle de dépiégeage à partir des mesures réalisées avec lesdits troisième et quatrième fluides.Advantageously, a detrapping model of said porous medium is constructed by carrying out the following steps:
1) trapping at least a portion of a third fluid in said porous medium;
2) injecting a fourth fluid into said porous medium by detrapping said third fluid from said porous medium;
3) the quantity of said third fluid detrapped and/or the quantity of said third fluid remaining trapped during said injection is measured,
the interfacial tension between said third fluid and said fourth fluid being predetermined, the steps of injecting and measuring being performed for at least three injection conditions; Then
4) said detrapping model is constructed from the measurements carried out with said third and fourth fluids.
De préférence, le modèle de dépiégeage relie la tension interfaciale à la mesure réalisée, au moyen de caractéristiques des fluides, lesdites caractéristiques comprenant la vitesse d’injection et/ou la viscosité des fluides.Preferably, the detrapping model links the interfacial tension to the measurement carried out, by means of characteristics of the fluids, said characteristics comprising the injection speed and/or the viscosity of the fluids.
Selon une mise en œuvre de l’invention, le modèle de dépiégeage s’écrit:
[Math 1]
[Math 1]
Avec γ la tension interfaciale entre ledit premier fluide et ledit deuxième fluide, ν la vitesse d’injection du deuxième fluide, μ la viscosité du deuxième fluide, Nc0, a et Sorwétant des paramètres prédéterminés et S la quantité d’huile restant piégée dans le milieu poreux.With γ the interfacial tension between said first fluid and said second fluid, ν the injection speed of the second fluid, μ the viscosity of the second fluid, N c0 , a and S orw being predetermined parameters and S the quantity of oil remaining trapped in the porous medium.
Selon une configuration de l’invention, on réitère l’étape d’injection et l’étape de mesure pour d’autres conditions d’injection, lesdites conditions d’injection comprenant la vitesse d’injection du deuxième fluide, la viscosité du deuxième fluide et de préférence la température et la pression d’injection.According to one configuration of the invention, the injection step and the measurement step are repeated for other injection conditions, said injection conditions comprising the injection speed of the second fluid, the viscosity of the second fluid and preferably the injection temperature and pressure.
Selon un mode de réalisation de l’invention, on mesure la quantité de premier fluide dépiégée par au moins une analyse de la nature du fluide et de la quantité de ce fluide sortant dudit milieu poreux.According to one embodiment of the invention, the quantity of first fluid detrapped is measured by at least one analysis of the nature of the fluid and of the quantity of this fluid leaving said porous medium.
De manière alternative ou complémentaire, on mesure la quantité de premier fluide restant piégée dans ledit milieu poreux par résonance magnétique nucléaire ou par radiographie à rayons X, de préférence par tomographie.Alternatively or additionally, the quantity of first fluid remaining trapped in said porous medium is measured by nuclear magnetic resonance or by X-ray radiography, preferably by tomography.
Selon une variante de l’invention, on dépiège graduellement le premier fluide, de préférence en augmentant graduellement le débit d’injection du deuxième fluide et/ou la viscosité du deuxième fluide.According to a variant of the invention, the first fluid is gradually removed, preferably by gradually increasing the injection rate of the second fluid and/or the viscosity of the second fluid.
Préférentiellement, les étapes d’injection et de mesure sont réalisées avec une pression prédéterminée et avec une température prédéterminée.Preferably, the injection and measurement steps are carried out with a predetermined pressure and with a predetermined temperature.
Selon une mise en œuvre avantageuse, on piège le premier fluide dans ledit milieu poreux en réalisant les étapes suivantes:
- on injecte un cinquième fluide dans ledit milieu poreux jusqu’à saturation dudit cinquième fluide dans ledit milieu poreux puis;
- on injecte ledit premier fluide dans ledit milieu poreux puis;
- on injecte ledit cinquième fluide dans ledit milieu poreux,
de préférence la tension interfaciale entre ledit premier fluide et ledit cinquième fluide étant supérieure à 20mN/m.According to an advantageous implementation, the first fluid is trapped in said porous medium by carrying out the following steps:
- a fifth fluid is injected into said porous medium until said fifth fluid is saturated in said porous medium and then;
- said first fluid is injected into said porous medium then;
- said fifth fluid is injected into said porous medium,
preferably the interfacial tension between said first fluid and said fifth fluid being greater than 20 mN/m.
De manière préférée, le premier fluide comprend une huile et/ou le deuxième fluide comprend de l’eau, de préférence le deuxième fluide comprenant au moins un additif, tel qu’un tensioactif, et/ou un polymère.Preferably, the first fluid comprises an oil and/or the second fluid comprises water, preferably the second fluid comprising at least one additive, such as a surfactant, and/or a polymer.
L’invention concerne également un dispositif de détermination de la tension interfaciale entre ledit premier fluide et ledit deuxième fluide dans ledit milieu poreux, le dispositif comprenant une cellule apte à recevoir ledit milieu poreux, des moyens d’injection de premier fluide et de deuxième fluide, et au moins un moyen de mesure permettant de mesurer la quantité de premier fluide dépiégée et/ou la quantité de premier fluide restant piégée, le dispositif étant apte à la mise en œuvre de la méthode décrite précédemment.The invention also relates to a device for determining the interfacial tension between said first fluid and said second fluid in said porous medium, the device comprising a cell suitable for receiving said porous medium, means for injecting first fluid and second fluid , and at least one measuring means making it possible to measure the quantity of first fluid detrapped and/or the quantity of first fluid remaining trapped, the device being capable of implementing the method described previously.
En outre, l’invention concerne aussi un procédé de récupération assistée d’hydrocarbures dans un réservoir poreux, dans lequel:
i) On détermine ou on prélève la composition desdits hydrocarbures dudit réservoir poreux;
ii) On détermine la tension interfaciale entre la composition des hydrocarbures déterminée ou prélevée et des fluides prédéterminés par la méthode selon l’une des variantes décrites précédemment;
iii) On sélectionne un fluide parmi lesdits fluides prédéterminés, la tension interfaciale dudit fluide sélectionné avec ladite composition des hydrocarbures déterminée ou prélevée étant inférieure ou égale à la tension interfaciale de la composition déterminée avec l’un quelconque des autres fluides prédéterminés;
iv) On injecte ledit fluide sélectionné dans ledit réservoir poreux; et
v) On récupère une quantité d’hydrocarbures dudit réservoir par injection dudit fluide sélectionné dans ledit réservoir poreux.Furthermore, the invention also relates to a process for the enhanced recovery of hydrocarbons in a porous reservoir, in which:
i) determining or sampling the composition of said hydrocarbons from said porous reservoir;
ii) The interfacial tension between the composition of the determined or sampled hydrocarbons and the predetermined fluids is determined by the method according to one of the variants described above;
iii) A fluid is selected from among said predetermined fluids, the interfacial tension of said selected fluid with said determined or sampled hydrocarbon composition being less than or equal to the interfacial tension of the determined composition with any one of the other predetermined fluids;
iv) said selected fluid is injected into said porous reservoir; And
v) A quantity of hydrocarbons is recovered from said reservoir by injecting said selected fluid into said porous reservoir.
Liste des figuresList of Figures
D'autres caractéristiques et avantages du dispositif et/ou de la méthode selon l'invention, apparaîtront à la lecture de la description ci-après d'exemples non limitatifs de réalisations, en se référant aux figures annexées et décrites ci-après.Other characteristics and advantages of the device and/or of the method according to the invention will appear on reading the following description of non-limiting examples of embodiments, with reference to the appended figures and described below.
La figure 1 représente un premier mode de réalisation d’un dispositif apte à la mise en œuvre de la méthode selon l’invention.FIG. 1 represents a first embodiment of a device capable of implementing the method according to the invention.
La figure 2 représente le piégeage d’un premier fluide dans un milieu poreux et le dépiégeage par injection d’un deuxième fluide, d’un mode de réalisation de l’invention.FIG. 2 represents the trapping of a first fluid in a porous medium and the detrapping by injection of a second fluid, of an embodiment of the invention.
La figure 3 représente un exemple de courbe de désaturation capillaire utilisée pour la méthode selon l’invention.Figure 3 shows an example of capillary desaturation curve used for the method according to the invention.
La figure 4 représente un premier exemple montrant la reproductibilité de la courbe de désaturation capillaire pour la méthode selon l’invention.FIG. 4 represents a first example showing the reproducibility of the capillary desaturation curve for the method according to the invention.
La figure 5 représente un deuxième exemple montrant la reproductibilité de la courbe de désaturation capillaire pour la méthode selon l’invention.FIG. 5 represents a second example showing the reproducibility of the capillary desaturation curve for the method according to the invention.
La figure 6 représente un troisième exemple montrant la reproductibilité de la courbe de désaturation capillaire pour la méthode selon l’invention.FIG. 6 represents a third example showing the reproducibility of the capillary desaturation curve for the method according to the invention.
La figure 7 représente une comparaison de la courbe de désaturation capillaire obtenue avec huit points de mesure pour la méthode selon l’invention avec celle obtenue avec cinq points de mesure pour la méthode selon l’invention.FIG. 7 represents a comparison of the capillary desaturation curve obtained with eight measurement points for the method according to the invention with that obtained with five measurement points for the method according to the invention.
La figure 8 représente une comparaison de la courbe de désaturation capillaire obtenue avec huit points de mesure pour la méthode selon l’invention avec celle obtenue avec trois points de mesure pour la méthode selon l’invention.FIG. 8 represents a comparison of the capillary desaturation curve obtained with eight measurement points for the method according to the invention with that obtained with three measurement points for the method according to the invention.
La figure 9 compare les courbes de désaturation capillaire d’un milieu poreux avec différents fluides d’injection et montre ainsi que la courbe de désaturation capillaire permet de représenter le milieu poreux, indépendamment des fluides d’injection et de piégeage, pour la méthode selon l’invention.Figure 9 compares the capillary desaturation curves of a porous medium with different injection fluids and thus shows that the capillary desaturation curve makes it possible to represent the porous medium, independently of the injection and trapping fluids, for the method according to the invention.
La figure 10 représente un premier exemple de tension interfaciale déterminée à partir de la méthode selon l’invention.Figure 10 represents a first example of interfacial tension determined from the method according to the invention.
La figure 11 représente la courbe de désaturation capillaire du milieu poreux utilisé pour un deuxième exemple de la méthode selon l’invention.FIG. 11 represents the capillary desaturation curve of the porous medium used for a second example of the method according to the invention.
La figure 12 illustre la tension interfaciale déterminée à partir du deuxième exemple de la méthode selon l’invention, la courbe de désaturation capillaire de la figure 11 étant utilisée pour construire un modèle de dépiégeage.Figure 12 illustrates the interfacial tension determined from the second example of the method according to the invention, the capillary desaturation curve of Figure 11 being used to construct a detrapping model.
L’invention concerne une méthode de détermination de la tension interfaciale entre un premier fluide et un deuxième fluide (également appelé formulation) au sein d’un milieu poreux, par exemple un réservoir pétrolier. Par poreux, on entend qu’au moins une partie du premier fluide et/ou du deuxième fluide, peut se déplacer dans le milieu en question. Dans cette méthode, on réalise les étapes suivantes:
a) on piège au moins une partie du premier fluide dans le milieu poreux; Cette quantité du premier fluide est «piégée» dans les pores du milieu poreux. En piégeant ainsi le premier fluide dans le milieu poreux, on multiplie le nombre de gouttes de premier fluide, la diversité de leurs formes, dépendantes des pores, et de leurs dimensions.
b) on injecte le deuxième fluide dans le milieu poreux en dépiégeant le premier fluide du milieu poreux; En effet, l’injection d’un deuxième fluide permet d’aider le dépiégeage en «poussant» le premier fluide des pores dans lesquels il est piégé. Cette étape permet de reproduire sensiblement par exemple l’injection d’une formulation pour la récupération assistée du pétrole. Notamment lors de l’injection du deuxième fluide dans le milieu poreux, au moins une troisième phase peut se créer, ce qui permet de mieux représenter la réalité des phénomènes se produisant lors des procédés de récupération assistée du pétrole;
c) on mesure la quantité du premier fluide dépiégée et/ou la quantité du premier fluide restant piégée pendant l’injection; Par pendant l’injection, on entend qu’on peut mesurer la quantité dépiégée ou restant piégée en continu ou bien seulement une fois que le régime permanent est établi, c’est-à-dire lorsque la quantité dépiégée ou restant piégée n’évolue plus. Ainsi, on peut établir une corrélation entre des conditions d’injection, par exemple, composition du deuxième fluide, vitesse d’injection, pression, température, viscosité du deuxième fluide, et la quantité de fluide dépiégée ou restant piégée.
d) on détermine la tension interfaciale entre le premier fluide et le deuxième fluide à partir de la mesure réalisée à l’étape c) et à partir d’un modèle de dépiégeage du milieu poreux, le modèle de dépiégeage reliant la tension interfaciale à la quantité mesurée du premier fluide dépiégé et/ou la quantité mesurée du premier fluide restant piégé aux conditions d’injection. En effet, le modèle de dépiégeage est intrinsèque au milieu poreux dans lequel les fluides sont testés.The invention relates to a method for determining the interfacial tension between a first fluid and a second fluid (also called formulation) within a porous medium, for example an oil reservoir. By porous, it is meant that at least a part of the first fluid and/or of the second fluid can move in the medium in question. In this method, the following steps are carried out:
a) at least a portion of the first fluid is trapped in the porous medium; This quantity of the first fluid is "trapped" in the pores of the porous medium. By thus trapping the first fluid in the porous medium, the number of drops of first fluid, the diversity of their shapes, dependent on the pores, and of their dimensions are multiplied.
b) the second fluid is injected into the porous medium by detrapping the first fluid from the porous medium; Indeed, the injection of a second fluid makes it possible to help the detrapping by “pushing” the first fluid from the pores in which it is trapped. This step makes it possible to substantially reproduce, for example, the injection of a formulation for enhanced oil recovery. In particular during the injection of the second fluid into the porous medium, at least one third phase can be created, which makes it possible to better represent the reality of the phenomena occurring during enhanced oil recovery processes;
c) the quantity of the first fluid detrapped and/or the quantity of the first fluid remaining trapped during the injection is measured; By during the injection, we mean that we can measure the quantity detrapped or remaining trapped continuously or only once the steady state is established, that is to say when the quantity detrapped or remaining trapped does not change. more. Thus, a correlation can be established between injection conditions, for example, composition of the second fluid, injection speed, pressure, temperature, viscosity of the second fluid, and the quantity of fluid detrapped or remaining trapped.
d) the interfacial tension between the first fluid and the second fluid is determined from the measurement carried out in step c) and from an untrapping model of the porous medium, the untrapping model linking the interfacial tension to the measured quantity of the first fluid detrapped and/or the measured quantity of the first fluid remaining trapped at the injection conditions. Indeed, the detrapping model is intrinsic to the porous medium in which the fluids are tested.
Le piégeage est le phénomène selon lequel un fluide, par exemple le premier fluide, est emprisonné dans des pores d’un matériau poreux, tel que le milieu poreux. Les forces visqueuses et de frottement aux parois du matériau poreux, ainsi que la tension interfaciale avec un autre fluide (dit fluide de balayage), tel que le deuxième fluide, sont telles que l’extraction du fluide piégé n’est pas possible en conditions normales (c’est-à-dire sans additif, sans augmentation de température ou autre artifice). On dit alors que le fluide est piégé dans le matériau poreux.Entrapment is the phenomenon whereby a fluid, for example the first fluid, is trapped in pores of a porous material, such as the porous medium. The viscous and frictional forces at the walls of the porous material, as well as the interfacial tension with another fluid (known as the sweeping fluid), such as the second fluid, are such that the extraction of the trapped fluid is not possible under conditions normal (i.e. without additives, without temperature increase or other artifice). The fluid is then said to be trapped in the porous material.
La figure 2 présente, de manière schématique et non limitative, le phénomène de piégeage à partir d’images issues d’un moyen de mesure de la quantité de premier fluide 23 piégé dans un milieu poreux 22. Un milieu poreux 22, dans lequel un premier fluide 23 est piégé est mis en place dans une cellule 20 d’un dispositif apte à la mise en œuvre de la méthode décrite ici. Un deuxième fluide 21, dit de balayage, traverse la cellule 20. Il est injecté à une extrémité de la cellule 20, passe à travers le milieu poreux 22 et ressort à l’autre extrémité de la cellule 20. Le premier fluide 23 est représenté en noir. Lorsqu’il est piégé, il forme des ganglions, sous forme de gouttes de formes et de dimensions très diverses, dépendantes de la structure des pores du milieu poreux 22. Le milieu poreux 22 est représenté par les espaces hachurés. Sur le rectangle le plus à droite de la Figure 2, on observe les interfaces 24 entre les ganglions de premier fluide 23 et le deuxième fluide 21. Tout comme les ganglions, ces interfaces 24 sont de formes et dimensions très diversifiées.FIG. 2 presents, schematically and without limitation, the trapping phenomenon from images taken from a means for measuring the quantity of first fluid 23 trapped in a porous medium 22. A porous medium 22, in which a first fluid 23 is trapped and placed in a cell 20 of a device capable of implementing the method described here. A second fluid 21, called sweeping, passes through cell 20. It is injected at one end of cell 20, passes through porous medium 22 and exits at the other end of cell 20. The first fluid 23 is shown in black. When it is trapped, it forms ganglia, in the form of drops of very different shapes and sizes, depending on the structure of the pores of the porous medium 22. The porous medium 22 is represented by the hatched spaces. On the rightmost rectangle of FIG. 2, the interfaces 24 are observed between the nodes of the first fluid 23 and the second fluid 21. Like the nodes, these interfaces 24 are of very diversified shapes and dimensions.
On nomme «dépiégeage» le phénomène qui consiste à extraire le fluide piégé. Le dépiégeage dépend donc des conditions (artificielles) qui sont alors créées pour extraire le fluide piégé. Ces conditions consistent par exemple à augmenter la température pour diminuer les forces visqueuses et/ou à ajouter des additifs dans le fluide de balayage, tensioactifs tels que des surfactants par exemple ou des polymères, de manière à réduire la tension interfaciale et à favoriser l’extraction. Les conditions de dépiégeage peuvent être évaluées par la quantité de fluide dépiégée et/ou restant piégée. Ainsi, les conditions de dépiégeage les plus favorables sont celles qui correspondent à la plus grande quantité de fluide extraite (dépiégée) ou à plus faible quantité de fluide restant piégée dans le milieu poreux.The phenomenon which consists in extracting the trapped fluid is called “detrapping”. Detrapping therefore depends on the (artificial) conditions which are then created to extract the trapped fluid. These conditions consist, for example, in increasing the temperature to reduce the viscous forces and/or in adding additives to the scanning fluid, surfactants such as surfactants for example or polymers, so as to reduce the interfacial tension and to promote the extraction. The detrapping conditions can be evaluated by the amount of fluid detrapped and/or remaining trapped. Thus, the most favorable detrapping conditions are those which correspond to the greatest quantity of fluid extracted (detrapped) or to the smallest quantity of fluid remaining trapped in the porous medium.
Le milieu poreux utilisé pour déterminer la tension interfaciale peut être n’importe quel milieu poreux: un échantillon de roche, un polymère, un milieu granulaire comme du sable, ou encore un échantillon de béton par exemple. Il ne correspond pas nécessairement au milieu réel dans lequel sont les fluides dans l’application réelle.The porous medium used to determine the interfacial tension can be any porous medium: a rock sample, a polymer, a granular medium such as sand, or a concrete sample for example. It does not necessarily correspond to the real medium in which the fluids are in the real application.
L’utilisation d’un milieu poreux quelconque permet de multiplier les interfaces entre les fluides. Ainsi, les mesures sont réalisées sur une multitude d’interfaces et une multitude de gouttes au lieu d’une seule interface et d’une très faible proportion d’un fluide par rapport à l’autre comme sur les méthodes de l’art antérieur.The use of any porous medium makes it possible to multiply the interfaces between the fluids. Thus, the measurements are carried out on a multitude of interfaces and a multitude of drops instead of a single interface and a very small proportion of one fluid relative to the other as in the methods of the prior art. .
De plus, la géométrie des interfaces peut être très diversifiée au sein du milieu poreux car elle va notamment dépendre des pores intégrés au milieu poreux. Au contraire, les méthodes de l’art antérieur utilisent des géométries fixes: une goutte ou un ménisque. La variabilité des géométries des interfaces qui est possible par la méthode selon l’invention permet une meilleure représentativité des interfaces réelles. De plus, la variabilité des pores et les effets des frottements visqueux avec les parois sont également pris en compte dans la méthode selon l’invention, contrairement à l’art antérieur.In addition, the geometry of the interfaces can be very diversified within the porous medium because it will in particular depend on the pores integrated into the porous medium. On the contrary, the methods of the prior art use fixed geometries: a drop or a meniscus. The variability of the geometries of the interfaces which is possible by the method according to the invention allows a better representativeness of the real interfaces. In addition, the variability of the pores and the effects of viscous friction with the walls are also taken into account in the method according to the invention, unlike the prior art.
En outre, cette méthode ne nécessite pas un large excès d’un fluide par rapport à l’autre pour déterminer la tension interfaciale. Ainsi, les répartitions des fluides dans le milieu sont plus proches de ce qui est réalisé dans l’application finale, ce qui permet une détermination de la tension interfaciale plus précise pour l’application finale.Also, this method does not require a large excess of one fluid over the other to determine interfacial tension. Thus, the distributions of the fluids in the medium are closer to what is achieved in the final application, which allows a more precise determination of the interfacial tension for the final application.
Cette méthode permet également de prendre en compte au moins une troisième phase qui pourrait se créer lors de l’injection. Lorsqu’elle se crée, le milieu poreux va alors contenir non plus deux phases mais au moins trois phases avec des interfaces entre ces trois fluides. La mesure de tension interfaciale «apparente» qui est déterminée par la méthode selon l’invention permet de prendre en compte une moyenne des tensions interfaciales créées sur de multiples interfaces entre les différentes phases qui peuvent se produire lors de l’injection. Cette tension interfaciale «apparente» est donc plus représentative de la réalité de l’application, notamment lors de l’injection d’une formulation pour l’EOR. Elle permet de mieux appréhender la quantité d’hydrocarbures récupérables à partir de l’injection d’une formulation, dans des conditions réelles, et de mieux choisir la formulation d’injection la plus adaptée aux conditions réelles de récupération assistée du pétrole par exemple.This method also makes it possible to take into account at least a third phase which could be created during the injection. When it is created, the porous medium will then no longer contain two phases but at least three phases with interfaces between these three fluids. The “apparent” interfacial tension measurement which is determined by the method according to the invention makes it possible to take into account an average of the interfacial tensions created on multiple interfaces between the different phases which can occur during injection. This “apparent” interfacial tension is therefore more representative of the reality of the application, in particular during the injection of a formulation for EOR. It makes it possible to better understand the quantity of hydrocarbons recoverable from the injection of a formulation, in real conditions, and to better choose the injection formulation most suited to the real conditions of enhanced oil recovery, for example.
Lorsque le milieu poreux correspond au milieu réel, par exemple, la roche dans laquelle sont les deux fluides pour lesquels on veut connaître la tension interfaciale, la précision est améliorée.When the porous medium corresponds to the real medium, for example, the rock in which are the two fluids for which one wishes to know the interfacial tension, the precision is improved.
De manière avantageuse, on peut construire un modèle de dépiégeage du milieu poreux en réalisant les étapes suivantes:
- on réalise les étapes a) à c), de piégeage, d’injection et de mesure, décrites précédemment avec comme le premier fluide, un troisième fluide et avec comme deuxième fluide, au moins un quatrième fluide, la tension interfaciale entre ledit troisième fluide et ledit quatrième fluide étant connue, les étapes b) et c) étant réalisées pour au moins trois conditions d’injection (par exemple trois débits d’injection différents) afin de déterminer par exemple une courbe de désaturation capillaire caractéristique du milieu poreux. Ainsi, on caractérise le milieu poreux en utilisant des troisième et quatrième fluides qui sont choisis pour leur tension interfaciale connue. De préférence, les conditions d’injection réalisées permettent de bien reproduire la courbe de désaturation capillaire.
- on construit le modèle de dépiégeage à partir des mesures réalisées avec lesdits troisième et quatrième fluides. Le modèle de dépiégeage peut notamment être basée sur la courbe de désaturation capillaire, et peut notamment être une représentation mathématique permettant de calculer la tension interfaciale à partir d’une modélisation de la courbe de désaturation capillaire.Advantageously, a detrapping model of the porous medium can be constructed by carrying out the following steps:
- steps a) to c), of trapping, injection and measurement, described above are carried out with, as the first fluid, a third fluid and with, as the second fluid, at least a fourth fluid, the interfacial tension between said third fluid and said fourth fluid being known, steps b) and c) being carried out for at least three injection conditions (for example three different injection flow rates) in order to determine, for example, a capillary desaturation curve characteristic of the porous medium. Thus, the porous medium is characterized by using third and fourth fluids which are chosen for their known interfacial tension. Preferably, the injection conditions carried out allow the capillary desaturation curve to be well reproduced.
- the detrapping model is constructed from the measurements carried out with said third and fourth fluids. The detrapping model may in particular be based on the capillary desaturation curve, and may in particular be a mathematical representation making it possible to calculate the interfacial tension from a modeling of the capillary desaturation curve.
La courbe représentant l'évolution du premier fluide piégé dans le milieu poreux en fonction du nombre capillaire est appelée CDC (Courbe de Désaturation Capillaire), le nombre capillaire étant le rapport entre d’une part, le produit de la viscosité du deuxième fluide avec sa vitesse d’injection, et d’autre part la tension interfaciale du premier fluide et du deuxième fluide. Elle peut par exemple représenter la quantité d'huile productible par un procédé EOR par injection d’une composition aqueuse comprenant au moins un tensioactif. La Courbe de Désaturation Capillaire joue donc un rôle important, notamment dans le cadre de l’utilisation de tensioactifs pour la récupération assistée du pétrole, notamment pour déterminer quelle formulation aqueuse est la plus prometteuse car elle donne la cible en terme de nombre capillaire pour obtenir une désaturation notable de la roche. Cette courbe est une caractéristique intrinsèque du milieu poreux.The curve representing the evolution of the first fluid trapped in the porous medium as a function of the capillary number is called CDC (Capillary Desaturation Curve), the capillary number being the ratio between on the one hand, the product of the viscosity of the second fluid with its injection speed, and on the other hand the interfacial tension of the first fluid and of the second fluid. It can for example represent the quantity of oil producible by an EOR process by injection of an aqueous composition comprising at least one surfactant. The Capillary Desaturation Curve therefore plays an important role, particularly in the context of the use of surfactants for enhanced oil recovery, in particular to determine which aqueous formulation is the most promising because it gives the target in terms of capillary number to obtain significant desaturation of the rock. This curve is an intrinsic characteristic of the porous medium.
La Courbe de Désaturation Capillaire est la représentation de la quantité de premier fluide restant piégé dans le milieu poreux dans lequel il se trouve à chaque fin de plateau (régime permanent) correspondant à des conditions d’injection spécifiques (vitesse d’injection, viscosité, pression et/ou température par exemple) en fonction du nombre capillaire.The Capillary Desaturation Curve is the representation of the quantity of first fluid remaining trapped in the porous medium in which it is found at each end of the plateau (steady state) corresponding to specific injection conditions (injection speed, viscosity, pressure and/or temperature for example) depending on the capillary number.
La figure 3 illustre, de manière schématique et non limitative, un exemple de courbe de désaturation capillaire. Sur cette figure, on observe une courbe représentant la quantité de fluide restant piégé S (en pourcentage du volume des pores disponibles dans le milieu poreux) dans un milieu poreux, en fonction du nombre capillaire Nc. Plus le nombre capillaire Nc augmente et plus la quantité de premier fluide restant piégé S diminue.FIG. 3 illustrates, schematically and without limitation, an example of a capillary desaturation curve. In this figure, a curve is observed representing the quantity of fluid remaining trapped S (as a percentage of the volume of pores available in the porous medium) in a porous medium, as a function of the capillary number Nc. The more the capillary number Nc increases, the more the quantity of first fluid remaining trapped S decreases.
Sur cette figure, la courbe de désaturation capillaire peut s’écrire sous la forme:In this figure, the capillary desaturation curve can be written as:
AvecWith
- la quantité de premier fluide restant piégé S dépendante de la vitesse d’injection v du deuxième fluide, de la viscosité μ du deuxième fluide et de la tension interfaciale γ entre le premier fluide et le deuxième fluide;- the quantity of first fluid remaining trapped S dependent on the injection speed v of the second fluid, the viscosity μ of the second fluid and the interfacial tension γ between the first fluid and the second fluid;
- Nc0, a et Sorwqui sont des paramètres dépendant du milieu poreux.- N c0 , a and S orw which are parameters depending on the porous medium.
- Et- And
AvecWith
Comme erf(x) est une fonction inversable, la mesure de la quantité de premier fluide restant piégé permet, par inversion de la fonction de [Math 2] de déterminer la tension interfaciale.As erf(x) is an invertible function, the measurement of the quantity of first fluid remaining trapped makes it possible, by inversion of the function of [Math 2], to determine the interfacial tension.
La courbe en pointillés correspond à une équation correspondant à [Math 2] avec a=1,36, Nc0=9,5.10-5et Sorw=0,429. Ces paramètres ont été déterminés grâce à plusieurs points de mesure matérialisés par les points ronds gris.The dotted curve corresponds to an equation corresponding to [Math 2] with a=1.36, N c0 =9.5.10 -5 and S orw =0.429. These parameters were determined using several measurement points materialized by the gray round dots.
Préférentiellement, le modèle de dépiégeage peut relier la tension interfaciale à la mesure réalisée au moyen de caractéristiques des fluides, les caractéristiques comprenant la vitesse d’injection et/ou la viscosité des fluides.Preferably, the detrapping model can link the interfacial tension to the measurement carried out by means of characteristics of the fluids, the characteristics including the injection speed and/or the viscosity of the fluids.
En effet, comme le nombre capillaire, utilisé pour la courbe de désaturation capillaire, correspond au rapport entre d’une part le produit de la viscosité du deuxième fluide avec sa vitesse d’injection et d’autre part la tension interfaciale du premier fluide et du deuxième fluide et comme la courbe de désaturation capillaire permet de relier le nombre capillaire au premier fluide dépiégé (ou restant piégé) dans le milieu poreux, une modélisation mathématique inverse de [Math 2] permet donc, à partir des quantités de premier fluide dépiégé (ou restant piégé) de déterminer le nombre capillaire et par conséquent à la tension interfaciale, la viscosité et la vitesse d’injection du deuxième fluide étant connues.Indeed, as the capillary number, used for the capillary desaturation curve, corresponds to the ratio between on the one hand the product of the viscosity of the second fluid and its injection speed and on the other hand the interfacial tension of the first fluid and of the second fluid and as the capillary desaturation curve makes it possible to link the capillary number to the first detrapped fluid (or remaining trapped) in the porous medium, an inverse mathematical modeling of [Math 2] therefore makes it possible, from the quantities of first detrapped fluid (or remaining trapped) to determine the capillary number and therefore the interfacial tension, the viscosity and the injection speed of the second fluid being known.
Selon une mise en œuvre avantageuse de l’invention, le modèle de dépiégeage peut s’écrire sous la forme suivante, notamment par inversion de l’équation de [Math 2]:
[Math 5]
[Math 5]
La fonction erfinv est la fonction inverse de la fonction erf.The erfinv function is the inverse function of the erf function.
Comme la courbe de désaturation capillaire ne dépend que du milieu poreux, on peut alors déterminer Nc0, a et Sorwpar exemple en réalisant les différentes étapes a) à c) de la méthode décrite précédemment avec un troisième fluide et un quatrième fluide, le troisième fluide étant piégé dans le milieu poreux et le quatrième fluide étant injecté pour dépiéger le troisième fluide. Les troisième et quatrième fluides sont choisis notamment car leur tension interfaciale est connue. Il est alors possible de déterminer les paramètres Nc0, a et Sorwpar une calibration de [Math 2] et les utiliser dans [Math 5]. A partir d’au moins trois mesures de quantité de premier fluide dépiégé ou restant piégé, on peut déterminer les trois paramètres Nc0, a et Sorw. Des mesures supplémentaires permettent d’obtenir des valeurs plus fiables de ces trois paramètres. Ainsi, le modèle de dépiégeage est plus précis.As the capillary desaturation curve only depends on the porous medium, we can then determine N c0 , a and S orw for example by carrying out the different steps a) to c) of the method described above with a third fluid and a fourth fluid, the third fluid being trapped in the porous medium and the fourth fluid being injected to de-trap the third fluid. The third and fourth fluids are chosen in particular because their interfacial tension is known. It is then possible to determine the parameters N c0 , a and S orw by a calibration of [Math 2] and use them in [Math 5]. From at least three measurements of the quantity of first fluid detrapped or remaining trapped, the three parameters N c0 , a and S orw can be determined. Additional measurements make it possible to obtain more reliable values of these three parameters. Thus, the detrapping model is more accurate.
De ce fait, le modèle de piégeage permet de calculer la tension interfaciale facilement à partir d’une seule mesure de la quantité de premier fluide dépiégée ou restant piégée dans le milieu poreux et des conditions d’injection (notamment de la vitesse et de la viscosité du deuxième fluide).Therefore, the trapping model makes it possible to calculate the interfacial tension easily from a single measurement of the quantity of first fluid detrapped or remaining trapped in the porous medium and the injection conditions (in particular the speed and the viscosity of the second fluid).
En variante, le modèle utilisé pour la méthode et le dispositif selon l’invention peut être de toute forme analogue.As a variant, the model used for the method and the device according to the invention can be of any analogous form.
De préférence, on peut réitérer l’étape d’injection et l’étape de mesure pour d’autres conditions d’injection, lesdites conditions d’injection comprenant la vitesse d’injection du deuxième fluide, la viscosité du deuxième fluide et de préférence la température et la pression d’injection. Ainsi, on réalise des mesures de quantité de premier fluide dépiégée ou restant piégée dans le milieu poreux pour différentes conditions d’injection, par exemple, différents débits d’injection ou différentes viscosités (on peut modifier la viscosité par exemple en modifiant la température). En effet, en multipliant les mesures, on peut déterminer plus précisément la tension interfaciale et on peut également déterminer son écart-type (variabilité).Preferably, the injection step and the measurement step can be repeated for other injection conditions, said injection conditions comprising the injection speed of the second fluid, the viscosity of the second fluid and preferably injection temperature and pressure. Thus, measurements are taken of the quantity of first fluid detrapped or remaining trapped in the porous medium for different injection conditions, for example, different injection flow rates or different viscosities (the viscosity can be modified for example by modifying the temperature) . Indeed, by multiplying the measurements, the interfacial tension can be determined more precisely and its standard deviation (variability) can also be determined.
En réalisant les mesures dans les conditions de pression et température correspondantes à l’application réelle, la tension interfaciale apparente est plus précise et permet de mieux appréhender la potentielle récupération d’huile produite par exemple.By carrying out the measurements under the pressure and temperature conditions corresponding to the real application, the apparent interfacial tension is more precise and makes it possible to better understand the potential recovery of oil produced, for example.
Selon une variante de l’invention, on peut mesurer la quantité de premier fluide dépiégée par au moins une analyse de la nature du fluide et de la quantité de ce fluide sortant dudit milieu poreux. Cette analyse peut se faire par exemple, en sortie du milieu poreux par un moyen d’analyse tel qu’un analyseur. Cet analyseur peut notamment être positionné en ligne pour plus de rapidité d’acquisition des données.According to a variant of the invention, the quantity of first fluid detrapped can be measured by at least one analysis of the nature of the fluid and of the quantity of this fluid leaving said porous medium. This analysis can be done for example, at the outlet of the porous medium by an analysis means such as an analyzer. This analyzer can in particular be positioned online for faster data acquisition.
Cette mesure est réalisée de préférence une fois que le régime permanent est établi, après la mise en place des conditions d’injection. Par exemple, lorsqu’on augmente le débit d’injection, la quantité de premier fluide dépiégée augmente tant que de petites quantités de premier fluide ressortent du milieu poreux. Afin de ne pas fausser les mesures, il est donc préférable d’avoir collecté tout le premier fluide ressortant du milieu poreux dans cette condition d’injection avant de réaliser la mesure.This measurement is preferably carried out once the steady state is established, after the injection conditions have been set up. For example, when the injection rate is increased, the quantity of first fluid detrapped increases as long as small quantities of first fluid come out of the porous medium. In order not to falsify the measurements, it is therefore preferable to have collected all the first fluid emerging from the porous medium in this injection condition before carrying out the measurement.
Dans une alternative, la mesure pourrait être réalisée en continue dès que la condition d’injection est établie. Dans ce cas, la mesure est arrêtée seulement après que le régime permanent est établi, de manière à ne pas fausser la mesure.Alternatively, the measurement could be performed continuously as soon as the injection condition is established. In this case, the measurement is stopped only after the steady state is established, so as not to distort the measurement.
En augmentant les conditions d’injection jusqu’à une condition finale pour laquelle on ne détecte plus aucune quantité de premier fluide dépiégée, on peut alors déterminer la quantité de premier fluide restant piégée à une condition d’injection déterminée comme étant la somme des quantités de premier fluide dépiégées pour toutes les conditions d’injection suivant la condition d’injection déterminée, jusqu’à la condition finale.By increasing the injection conditions up to a final condition for which no more quantity of detrapped first fluid is detected, it is then possible to determine the quantity of first fluid remaining trapped at a determined injection condition as being the sum of the quantities of first fluid detrapped for all the injection conditions following the determined injection condition, up to the final condition.
Selon une autre variante, qui peut ou non être combinée à la précédente, on peut mesurer la quantité de premier fluide restant piégée dans le milieu poreux par résonance magnétique nucléaire (RMN) ou par radiographie à rayons X, de préférence par tomographie. Ainsi, on peut évaluer directement la quantité de premier fluide toujours piégée, cette mesure étant directement exploitable pour la détermination de la tension interfaciale.According to another variant, which may or may not be combined with the previous one, the quantity of first fluid remaining trapped in the porous medium can be measured by nuclear magnetic resonance (NMR) or by X-ray radiography, preferably by tomography. Thus, the quantity of first fluid still trapped can be directly evaluated, this measurement being directly exploitable for the determination of the interfacial tension.
Une combinaison des mesures d’une part de la quantité de premier fluide dépiégée et de la quantité de fluide restant piégée permet d’améliorer la précision des résultats.A combination of measurements on the one hand of the quantity of first fluid detrapped and of the quantity of fluid remaining trapped makes it possible to improve the precision of the results.
Selon un mode de réalisation avantageux de l’invention, on peut dépiéger graduellement le premier fluide, de préférence en augmentant graduellement le débit d’injection du deuxième fluide et/ou la viscosité du deuxième fluide. Par augmentation graduelle, on entend qu’on augmente le débit par palier maintenu sur une durée prédéterminée. En effet, en maintenant le débit sur cette durée, on peut mesurer la quantité de premier fluide dépiégée et/ou restant piégée une fois que les conditions sont stabilisées (régime permanent atteint). Par exemple, lorsqu’on augmente le débit, on dépiège un peu plus le premier fluide du milieu poreux. Il est donc préférable d’attendre que tout le premier fluide, dans cette conditions d’injection, soit dépiégé pour effectuer les mesures afin d’éviter les risques d’erreur.According to an advantageous embodiment of the invention, the first fluid can be gradually de-trapped, preferably by gradually increasing the injection rate of the second fluid and/or the viscosity of the second fluid. By gradual increase, we mean that the flow rate is increased in stages maintained over a predetermined period. Indeed, by maintaining the flow rate over this period, it is possible to measure the quantity of first fluid detrapped and/or remaining trapped once the conditions have stabilized (steady state reached). For example, when the flow rate is increased, the first fluid from the porous medium is de-trapped a little more. It is therefore preferable to wait until all the first fluid, under this injection condition, is detrapped before performing the measurements in order to avoid the risk of error.
Augmenter le débit d’injection est un moyen simple et facile de modifier les conditions d’injection pour dépiéger peu à peu un peu plus de premier fluide. Pour cela, on peut utiliser tout moyen permettant d’injecter le fluide à un débit contrôlé, par exemple un débitmètre.Increasing the injection rate is a simple and easy way to modify the injection conditions to gradually untrap a little more first fluid. For this, it is possible to use any means making it possible to inject the fluid at a controlled rate, for example a flow meter.
Pour modifier graduellement, la viscosité du deuxième fluide, on peut par exemple, modifier la température du deuxième fluide au cours du temps. Augmenter la viscosité, en diminuant la température, peut permettre de dépiéger peu à peu le premier fluide du milieu poreux.To gradually modify the viscosity of the second fluid, it is possible, for example, to modify the temperature of the second fluid over time. Increasing the viscosity, by decreasing the temperature, can make it possible to gradually untrap the first fluid from the porous medium.
De préférence, les étapes d’injection et de mesure peuvent être réalisées avec une pression prédéterminée et avec une température prédéterminée. Ainsi, on peut par exemple réaliser les mesures dans les conditions de pression et température représentatives de l’application réelle, par exemple, la pression et la température du réservoir pétrolier.Preferably, the injection and measurement steps can be carried out with a predetermined pressure and with a predetermined temperature. Thus, it is for example possible to carry out the measurements under the pressure and temperature conditions representative of the real application, for example, the pressure and the temperature of the oil reservoir.
Selon une configuration de l’invention, on peut piéger le premier fluide dans le milieu poreux en réalisant les étapes suivantes:
- on injecte un cinquième fluide dans le milieu poreux jusqu’à saturation du cinquième fluide dans le milieu poreux. Cet état de saturation correspondant de préférence à la saturation totale du milieu poreux par ce cinquième fluide. Puis;
- on injecte le premier fluide dans le milieu poreux puis;
- on injecte le cinquième fluide dans le milieu poreux de manière à piéger le premier fluide dans le milieu poreux.
De préférence, la tension interfaciale entre le premier fluide et le cinquième fluide peut être supérieure à 20mN/m. De ce fait, les premier et cinquième fluides sont très peu miscibles, ce qui favorise les conditions de piégeage du premier fluide dans le milieu poreux.According to one configuration of the invention, the first fluid can be trapped in the porous medium by carrying out the following steps:
- A fifth fluid is injected into the porous medium until the fifth fluid is saturated in the porous medium. This state of saturation preferably corresponds to the total saturation of the porous medium by this fifth fluid. Then;
- the first fluid is injected into the porous medium then;
- the fifth fluid is injected into the porous medium so as to trap the first fluid in the porous medium.
Preferably, the interfacial tension between the first fluid and the fifth fluid can be greater than 20 mN/m. As a result, the first and fifth fluids are not very miscible, which favors the conditions for trapping the first fluid in the porous medium.
Selon une mise en œuvre préférée de l’invention, le premier fluide peut comprendre une huile et/ou le deuxième fluide peut comprendre de l’eau. De ce fait, ce mode de réalisation est adapté à l’injection de formulation pour la récupération assistée de pétrole. De préférence, le deuxième fluide peut comprendre au moins un additif, tel qu’un tensioactif, et/ou un polymère. Ainsi, la méthode est particulièrement adaptée pour la recherche de formulation optimale pour répondre aux besoins d’EOR. En effet, il est possible de tester différentes formulations aqueuses, comme des saumures, et de tester différents additifs ou combinaisons d’additifs pour déterminer celle qui présente la tension interfaciale apparente la plus basse, et donc qui pourra permettre une récupération maximale d’hydrocarbures.According to a preferred implementation of the invention, the first fluid can comprise an oil and/or the second fluid can comprise water. Therefore, this embodiment is suitable for injection of formulation for enhanced oil recovery. Preferably, the second fluid can comprise at least one additive, such as a surfactant, and/or a polymer. Thus, the method is particularly suitable for the search for optimal formulation to meet the needs of EOR. Indeed, it is possible to test different aqueous formulations, such as brines, and to test different additives or combinations of additives to determine which has the lowest apparent interfacial tension, and therefore which will allow maximum recovery of hydrocarbons. .
L’invention concerne également un dispositif de détermination de la tension interfaciale entre le premier fluide et le deuxième fluide dans le milieu poreux. Le dispositif comprend une cellule apte à recevoir le milieu poreux, des moyens d’injection d’au moins un premier fluide et d’au moins un deuxième fluide (et préférentiellement d’au moins un troisième fluide, au moins un quatrième fluide et au moins un cinquième fluide), et au moins un moyen de mesure permettant de mesurer la quantité de premier fluide dépiégée et/ou la quantité de premier fluide restant piégée (par exemple un analyseur en ligne, un moyen de radiographie à rayons X, un scanner), le dispositif étant apte à la mise en œuvre de la méthode décrite précédemment. Ainsi, la détermination de la tension interfaciale apparente est facilitée.The invention also relates to a device for determining the interfacial tension between the first fluid and the second fluid in the porous medium. The device comprises a cell capable of receiving the porous medium, means for injecting at least one first fluid and at least one second fluid (and preferably at least one third fluid, at least one fourth fluid and at at least a fifth fluid), and at least one measurement means making it possible to measure the quantity of first fluid detrapped and/or the quantity of first fluid remaining trapped (for example an on-line analyzer, an X-ray radiography means, a scanner ), the device being capable of implementing the method described previously. Thus, the determination of the apparent interfacial tension is facilitated.
En outre, l’invention concerne un procédé de récupération assistée d’hydrocarbures dans un réservoir poreux, dans lequel:
i) On détermine ou on prélève la composition des hydrocarbures du réservoir poreux. En effet, si on détermine la composition des hydrocarbures, on peut par exemple pour le premier fluide reproduire une formulation proche de la composition déterminée. Si on réalise un prélèvement, on peut directement utiliser ce prélèvement pour le premier fluide. La détermination de la formulation optimale sera alors plus précise;
ii) On détermine la tension interfaciale entre la composition des hydrocarbures déterminée (à partir d’une formulation reproduite et proche de cette composition) ou prélevée et des fluides prédéterminés par la méthode décrite précédemment. En fait, on teste différentes formulations préétablies. Par exemple, on peut choisir des formulations adaptées au hydrocarbures identifiés dans le réservoir, par exemple en préétablissant des formules basées sur des expériences réalisées antérieurement avec des compositions d’hydrocarbures proches de la composition des hydrocarbures du réservoir qui nous intéresse.
iii) On sélectionne un fluide parmi les fluides prédéterminés, pour lequel la tension interfaciale avec la composition des hydrocarbures déterminée ou prélevée est inférieure ou égale à la tension interfaciale de la composition déterminée avec l’un quelconque des autres fluides prédéterminés. De ce fait, on choisit, parmi les formulations préétablies, la formulation qui donne la tension interfaciale la plus basse, et qui est donc la plus prometteuse, parmi les formulations préétablies testées, pour récupérer le maximum d’huiles possible. Par exemple, les formulations préétablies peuvent être des formulations ASP (ASP pour Alcalin, Surfactant, Polymère) incluant des additifs alcalins et/ou surfactants et/ou polymères.Furthermore, the invention relates to a process for the enhanced recovery of hydrocarbons in a porous reservoir, in which:
i) The composition of the hydrocarbons in the porous reservoir is determined or sampled. Indeed, if the composition of the hydrocarbons is determined, it is possible, for example, for the first fluid, to reproduce a formulation close to the determined composition. If a sample is taken, this sample can be used directly for the first fluid. The determination of the optimal formulation will then be more precise;
ii) The interfacial tension between the composition of the hydrocarbons determined (from a formulation reproduced and close to this composition) or sampled and the predetermined fluids is determined by the method described previously. In fact, we are testing different pre-established formulations. For example, it is possible to choose formulations adapted to the hydrocarbons identified in the reservoir, for example by pre-establishing formulas based on experiments carried out previously with compositions of hydrocarbons close to the composition of the hydrocarbons of the reservoir which interests us.
iii) A fluid is selected from among the predetermined fluids, for which the interfacial tension with the hydrocarbon composition determined or sampled is less than or equal to the interfacial tension of the composition determined with any one of the other predetermined fluids. Therefore, among the pre-established formulations, the formulation which gives the lowest interfacial tension, and which is therefore the most promising, among the pre-established formulations tested, is chosen to recover the maximum possible oils. For example, the pre-established formulations can be ASP formulations (ASP for Alkaline, Surfactant, Polymer) including alkaline additives and/or surfactants and/or polymers.
iv) On injecte le fluide sélectionné dans le réservoir poreux,
v) On récupère une quantité d’hydrocarbures du réservoir par injection du fluide sélectionné dans le réservoir poreux.iv) The selected fluid is injected into the porous reservoir,
v) Recovering a quantity of hydrocarbons from the reservoir by injecting the selected fluid into the porous reservoir.
La figure 1 présente, de manière schématique et non limitative, un dispositif apte à la mise en œuvre de la méthode selon l’invention décrite précédemment. Le dispositif comprend une cellule 3 dans laquelle est mis en place un milieu poreux. Le dispositif comprend également des moyens d’injection 2 (par exemple un injecteur) pour injecter un ou plusieurs fluides. De ce fait, le ou les fluides peuvent être injectés dans le milieu poreux de manière soit à réaliser le piégeage d’un des fluides (premier fluide et/ou troisième fluide), soit pour réaliser un balayage avec un autre fluide (deuxième fluide, quatrième fluide et/ou cinquième fluide) pour dépiéger le premier fluide et/ou le troisième fluide. Le dispositif comprend également des moyens de mesure 4 afin de mesurer la quantité de premier fluide dépiégée ou restant piégée dans le milieu poreux. Ce moyen de mesure 4 peut être connecté à un système de collecte des données tel qu’un ordinateur 1 via un réseau informatique. Ce système de collecte peut également être connecté au moyen d’injection et servir ainsi de commande du moyen d’injection par exemple pour augmenter le débit d’injection lorsque le régime permanent du débit d’injection précédent est établi (la quantité de premier fluide dépiégée ou restant piégée n’évolue plus). Ainsi, on peut piloter le dispositif de manière automatique.Figure 1 presents, in a schematic and non-limiting manner, a device capable of implementing the method according to the invention described above. The device comprises a cell 3 in which a porous medium is placed. The device also comprises injection means 2 (for example an injector) to inject one or more fluids. Therefore, the fluid(s) can be injected into the porous medium so as either to trap one of the fluids (first fluid and/or third fluid), or to perform sweeping with another fluid (second fluid, fourth fluid and/or fifth fluid) to de-trap the first fluid and/or the third fluid. The device also comprises measuring means 4 in order to measure the quantity of first fluid detrapped or remaining trapped in the porous medium. This measuring means 4 can be connected to a data collection system such as a computer 1 via a computer network. This collection system can also be connected to the injection means and thus serve as a control of the injection means, for example to increase the injection flow rate when the steady state of the previous injection flow rate is established (the quantity of first fluid untrapped or remaining trapped no longer evolves). Thus, the device can be controlled automatically.
Les figures 4 à 6 illustrent, de manière schématique et non limitative, la reproductibilité des courbes de désaturation capillaire. Pour ces trois figures, le premier fluide est du dodécane, une huile synthétique, et le deuxième fluide est une solution aqueuse comprenant des tensioactifs (0,5% en volume de SDBS (Sodium Dodécyl-Benzène Sulfonate), 2,25% en volume d’AIP (Alcool Iso-Propyl)) et 15g/l de NaCl. Le cinquième fluide utilisé pour piéger le premier fluide est une saumure comprenant 15g/l de NaCl. La tension interfaciale entre le premier fluide et le cinquième fluide est de 40 mN/m; la tension interfaciale entre le premier et le deuxième fluide est de 0,43 mN/m.Figures 4 to 6 illustrate, in a schematic and non-limiting way, the reproducibility of the capillary desaturation curves. For these three figures, the first fluid is dodecane, a synthetic oil, and the second fluid is an aqueous solution comprising surfactants (0.5% by volume of SDBS (Sodium Dodecyl-Benzene Sulfonate), 2.25% by volume of AIP (Alcohol Iso-Propyl)) and 15g/l of NaCl. The fifth fluid used to trap the first fluid is a brine comprising 15g/l of NaCl. The interfacial tension between the first fluid and the fifth fluid is 40 mN/m; the interfacial tension between the first and the second fluid is 0.43 mN/m.
Chacune des figures 4 à 6 représente des courbes de désaturation capillaire pour un même échantillon de matériau rocheux: un Béréa pour la figure 4, un échantillon de Bentheimer pour la figure 5 et un autre échantillon de Bentheimer pour la figure 6. Sur chacune de ces figures, plusieurs essais sont réalisés.Each of Figures 4 to 6 represents capillary desaturation curves for the same sample of rocky material: a Berea for Figure 4, a Bentheimer sample for Figure 5 and another Bentheimer sample for Figure 6. On each of these figures, several tests are carried out.
Sur ces figures, l’abscisse Nc correspond au nombre capillaire et l’ordonnée S correspond à la quantité de premier fluide (dodécane) restant piégée dans l’échantillon considéré.In these figures, the abscissa Nc corresponds to the capillary number and the ordinate S corresponds to the quantity of first fluid (dodecane) remaining trapped in the sample considered.
Sur la figure 4, trois courbes en pointillées sont réalisées à partir de points de mesure correspondant à différents débits d’injection, chaque courbe correspondant à un essai avec une augmentation graduelle du débit d’injection. Chaque essai, correspondant respectivement aux points ronds, triangles gris foncés et carrés en gris clair, comprend différentes mesures. On peut observer que les trois courbes obtenues sont quasiment confondues.In Figure 4, three dotted curves are produced from measurement points corresponding to different injection flow rates, each curve corresponding to a test with a gradual increase in the injection flow rate. Each trial, corresponding respectively to round dots, dark gray triangles and light gray squares, includes different measurements. It can be observed that the three curves obtained are almost identical.
Sur la figure 5, deux courbes en pointillées sont réalisées à partir de points de mesure correspondant à différents débits d’injection, chaque courbe correspondant à un essai avec une augmentation graduelle du débit d’injection. Chaque essai, correspondant respectivement aux points ronds et aux triangles, comprend différentes mesures. On peut observer que les deux courbes obtenues sont très proches.In Figure 5, two dotted curves are produced from measurement points corresponding to different injection flow rates, each curve corresponding to a test with a gradual increase in the injection flow rate. Each trial, corresponding respectively to round dots and triangles, includes different measurements. It can be observed that the two curves obtained are very close.
Sur la figure 6, deux courbes en pointillées sont réalisées à partir de points de mesure correspondant à différents débits d’injection, chaque courbe correspondant à un essai avec une augmentation graduelle du débit d’injection. Chaque essai, correspondant respectivement aux carrés et aux triangles, comprend différentes mesures. On peut observer que les deux courbes obtenues sont superposées.In Figure 6, two dotted curves are produced from measurement points corresponding to different injection flow rates, each curve corresponding to a test with a gradual increase in the injection flow rate. Each trial, corresponding respectively to squares and triangles, includes different measurements. It can be observed that the two curves obtained are superimposed.
Les figures 4 à 6 permettent de montrer que la courbe de désaturation capillaire est reproductible et ce pour différents types d’échantillons.Figures 4 to 6 show that the capillary desaturation curve is reproducible for different types of samples.
Les figures 7 et 8 illustrent, de manière schématique et non limitative, des comparaisons de courbes de désaturation capillaire avec différents points de mesures avec un échantillon de Bentheimer et les mêmes fluides que pour les figures 4 à 6. Les abscisses Nc et ordonnées S correspondent aux mêmes paramètres que pour les figures 4 à 6.Figures 7 and 8 illustrate, in a schematic and non-limiting manner, comparisons of capillary desaturation curves with different measurement points with a Bentheimer sample and the same fluids as for Figures 4 to 6. The abscissas Nc and ordinates S correspond with the same parameters as for figures 4 to 6.
Sur la figure 7, la courbe passant par les points ronds a été réalisée à partir de huit points de mesure; la courbe passant par les triangles a été réalisée à partir de cinq points de mesure. On peut remarquer que les deux courbes sont quasiment confondues.In FIG. 7, the curve passing through the round points has been produced from eight measurement points; the curve passing through the triangles was made from five measurement points. We can notice that the two curves are almost identical.
Sur la figure 8, la courbe passant par les points ronds a été réalisée à partir de huit points de mesure; la courbe passant par les triangles a été réalisée à partir de trois points de mesure. On peut remarquer que les deux courbes sont quasiment confondues.In FIG. 8, the curve passing through the round points has been produced from eight measurement points; the curve passing through the triangles was made from three measurement points. We can notice that the two curves are almost identical.
Sur ces deux figures, la courbe représentée par les huit points de mesure (points ronds) peut s’écrire selon la formulation de [Math 2] avec a=1,95, Nc0=1,1.10-4et Sorw=0,403.On these two figures, the curve represented by the eight measurement points (round dots) can be written according to the formulation of [Math 2] with a=1.95, N c0 =1.1.10 -4 and S orw =0.403 .
Les figures 7 et 8 montrent donc que trois mesures sont suffisantes pour établir une courbe de désaturation capillaire suffisamment précise. Ces trois points de mesure sont de préférence sur la partie de la courbe en pente, entre le plateau supérieur (proche de 0.4 sur les figures 7 et 8) et le plateau inférieur (proche de 0).Figures 7 and 8 therefore show that three measurements are sufficient to establish a sufficiently precise capillary desaturation curve. These three measurement points are preferably on the sloping part of the curve, between the upper plateau (close to 0.4 in FIGS. 7 and 8) and the lower plateau (close to 0).
La figure 9 illustre, de manière schématique et non limitative, un exemple de comparaison de réalisation d’une courbe de désaturation capillaire pour le même échantillon que celui de la figure 6. Les courbes passant par les carrés et les triangles correspondent à celles de la figure 6. Les points de mesure ronds en gris clair sont des points obtenus avec un deuxième fluide différent de celui utilisé pour la figure 6. En effet, alors que la tension interfaciale entre le premier et le deuxième fluide de la figure 6 est de 0,43 mN/m, la tension interfaciale des fluides utilisés pour la mesure des points ronds st d’environ 3,2 mN/m. La figure 9 montre une excellente corrélation entre les courbes de désaturation capillaire obtenues avec des fluides différents pour un même échantillon. Cela démontre que la courbe de désaturation capillaire est une caractéristique dépendante du milieu poreux, indépendamment des fluides utilisés. Ainsi, un milieu poreux peut être caractérisé à partir de cette courbe, pour créer un modèle de dépiégeage par exemple. Le modèle de dépiégeage peut ensuite être utilisé pour d’autres fluides afin de déterminer la tension interfaciale entre ces fluides.FIG. 9 illustrates, in a schematic and non-limiting manner, an example of comparison of the production of a capillary desaturation curve for the same sample as that of FIG. 6. The curves passing through the squares and the triangles correspond to those of the figure 6. The round measurement points in light gray are points obtained with a second fluid different from that used for figure 6. Indeed, while the interfacial tension between the first and the second fluid of figure 6 is 0 .43 mN/m, the interfacial tension of the fluids used for the measurement of round dots is approximately 3.2 mN/m. Figure 9 shows an excellent correlation between the capillary desaturation curves obtained with different fluids for the same sample. This demonstrates that the capillary desaturation curve is a porous medium-dependent characteristic, independent of the fluids used. Thus, a porous medium can be characterized from this curve, to create a detrapping model for example. The detrapping model can then be used for other fluids to determine the interfacial tension between those fluids.
ExemplesExamples
Les caractéristiques et avantages du procédé et du dispositif selon l'invention apparaîtront plus clairement à la lecture des exemples d'application ci-après.The characteristics and advantages of the method and of the device according to the invention will appear more clearly on reading the examples of application below.
La figure 10 illustre un exemple de détermination de la tension interfaciale obtenue par la méthode selon l’invention. Dans cet exemple, la courbe de la figure 9 représente un modèle de dépiégeage d’un échantillon de Bentheimer (celui utilisé pour la figure 9). Elle est utilisée pour déterminer la tension interfaciale entre une formulation, appelée A, et le dodécane, utilisé comme premier fluide. La courbe de désaturation capillaire de la figure 9 peut s’écrire selon l’équation [Math 2] avec les paramètres Sorw= 0,429, a = 1,36 et Nc0= 9,5.10-5.FIG. 10 illustrates an example of determination of the interfacial tension obtained by the method according to the invention. In this example, the curve in Figure 9 represents a detrapping model of a Bentheimer sample (the one used for Figure 9). It is used to determine the interfacial tension between a formulation, called A, and dodecane, used as the first fluid. The capillary desaturation curve of FIG. 9 can be written according to the equation [Math 2] with the parameters S orw = 0.429, a = 1.36 and N c0 = 9.5×10 -5 .
Pour mesurer la tension interfaciale de la formulation A avec le dodécane, on piège des gouttelettes de dodécane dans l’échantillon de Bentheimer. On injecte ensuite la formulation A avec cinq débits croissants: 0.09, 0.5, 1., 1.5 et 2 ml/min. Pour chaque débit d’injection, la quantité de dodécane restant piégée dans l’échantillon est mesurée par interprétation de radiographies aux rayons X. Ces mesures permettent de déterminer la tension interfaciale apparente entre la formulation A et le dodécane. Les cinq estimations, une par débit d’injection, sont données sur la figure 10. En abscisse, on chacune des cinq mesures réalisées; en ordonnée, est donnée la valeur de la tension interfaciale calculée pour chacune des mesures correspondantes. Une tension interfaciale moyenne est calculée à 3.3mN/m. Cette valeur est obtenue en moyennant les cinq estimations des tensions interfaciales.To measure the interfacial tension of formulation A with dodecane, droplets of dodecane are trapped in the Bentheimer sample. Formulation A is then injected with five increasing flow rates: 0.09, 0.5, 1., 1.5 and 2 ml/min. For each injection rate, the quantity of dodecane remaining trapped in the sample is measured by interpretation of X-ray radiographs. These measurements make it possible to determine the apparent interfacial tension between formulation A and the dodecane. The five estimates, one per injection rate, are given in Figure 10. The abscissa shows each of the five measurements taken; the ordinate gives the value of the interfacial tension calculated for each of the corresponding measurements. An average interfacial tension is calculated at 3.3mN/m. This value is obtained by averaging the five estimates of the interfacial tensions.
Pour comparaison, la tension interfaciale entre la formulation A et le dodécane a été mesurée par la méthode de la goute tournante à deux reprises et a été respectivement définie à 3.0mN/m et 3.4mN/m. La méthode selon l’invention est donc en cohérence avec les méthodes de l’art antérieur pour cet exemple.For comparison, the interfacial tension between formulation A and dodecane was measured by the rotating drop method on two occasions and was respectively defined at 3.0 mN/m and 3.4 mN/m. The method according to the invention is therefore consistent with the methods of the prior art for this example.
Selon l’invention, la méthode de calcul permet également de calculer des incertitudes (barre verticale associée à chaque valeur estimée de tension interfaciale matérialisée par un rond) associées à chaque estimation. Ce calcul peut par exemple se baser sur la calibration des mesures de viscosités et de vitesses d’injection. Elles peuvent être exploitées afin de savoir quelle(s) estimation(s) individuelle(s) sont les plus pertinentes/fiables pour caractériser le système considéré. La figure 10 montre par exemple que la première estimation (point expérimental 1), associée au plus faible débit d’injection, est la plus incertaine et pourrait être écartée des mesures.According to the invention, the calculation method also makes it possible to calculate uncertainties (vertical bar associated with each estimated value of interfacial tension materialized by a circle) associated with each estimate. This calculation can for example be based on the calibration of the measurements of viscosities and injection speeds. They can be used to find out which individual estimate(s) are the most relevant/reliable for characterizing the system under consideration. Figure 10 shows for example that the first estimate (experimental point 1), associated with the lowest injection rate, is the most uncertain and could be discarded from the measurements.
La multiplicité des mesures permet également de mesurer un écart-type représentatif de la variabilité des estimations. Cet écart-type est représenté par la bande grisée passant par les différentes estimations correspondant aux ronds. L’écart-type ici est de 7,6.10-1.The multiplicity of measurements also makes it possible to measure a standard deviation representative of the variability of the estimates. This standard deviation is represented by the gray band passing through the different estimates corresponding to the circles. The standard deviation here is 7.6.10 -1 .
Les figures 11 et 12 présentent un deuxième exemple de l’invention.Figures 11 and 12 show a second example of the invention.
Dans cet exemple, on cherche à déterminer la tension interfaciale entre une formulation B et une huile Y.In this example, we are trying to determine the interfacial tension between a formulation B and an oil Y.
Plusieurs estimations de cette tension interfaciale ont été réalisées et estimées à 5.10-3mN/m puis 2.6*10-2, 1.9*10-2et 2.5*10-2mN/m par des méthodes de l’art antérieur. Ces résultats très différents montrent que les méthodes de l’art antérieur ne sont pas fiables, ni précises.Several estimates of this interfacial tension have been made and estimated at 5.10 -3 mN/m then 2.6*10 -2 , 1.9*10 -2 and 2.5*10 -2 mN/m by methods of the prior art. These very different results show that the methods of the prior art are neither reliable nor precise.
Les méthodes de l’art antérieur ne permettent donc pas d’estimer correctement et de manière fiable la tension interfaciale entre la formulation B et l’huile Y.The methods of the prior art therefore do not make it possible to correctly and reliably estimate the interfacial tension between formulation B and oil Y.
La courbe de désaturation capillaire de l’échantillon de milieu poreux utilisé pour la méthode selon l’invention est construite avec des fluides de références et est donnée à la figure 11. Cette courbe peut s’écrire selon l’équation de [Math 2] avec les paramètres Sorw= 0,399, a = 1,68 et Nc0= 6,4.10-5.The capillary desaturation curve of the sample of porous medium used for the method according to the invention is constructed with reference fluids and is given in figure 11. This curve can be written according to the equation of [Math 2] with the parameters S orw = 0.399, a = 1.68 and N c0 = 6.4.10 -5 .
Selon la méthode de l’invention, on vient piéger des gouttelettes de l’huile Y dans l’échantillon de milieu poreux, grâce à une saumure à 15g/L de NaCl (sel de Chlorure de Sodium). Puis on injecte la formulation B avec deux débits croissants: 0.005 et 0.02 ml/min. Pour chaque débit d’injection, la quantité d’huile Y restant piégée dans le milieu poreux est mesurée et permet de déterminer la tension interfaciale par inversion de l’équation de [Math 2], correspondant à [Math 5]. Les deux estimations sont données en Figure 12, chaque abscisse correspondant à un débit d’injection différent (un point expérimental). Une tension interfaciale moyenne est calculée à 2,6.10-2mN/m en moyennant les deux estimations.According to the method of the invention, droplets of oil Y are trapped in the sample of porous medium, using a brine containing 15 g/L of NaCl (sodium chloride salt). Then formulation B is injected with two increasing flow rates: 0.005 and 0.02 ml/min. For each injection rate, the quantity of oil Y remaining trapped in the porous medium is measured and makes it possible to determine the interfacial tension by inverting the equation of [Math 2], corresponding to [Math 5]. The two estimates are given in Figure 12, each abscissa corresponding to a different injection rate (an experimental point). An average interfacial tension is calculated at 2.6.10 -2 mN/m by averaging the two estimates.
La méthode selon l’invention donne des résultats proches de certaines mesures de l’art antérieur et permet également, contrairement à l’art antérieur, de déterminer un écart-type, dans ce cas de 3,7.10-3. De plus, l’estimation donnée est vraisemblablement plus précise compte tenu de la multiplicité du nombre de gouttes réalisées dans le milieu poreux, la multiplicité de la forme et de la dimension des interfaces.The method according to the invention gives results close to certain measurements of the prior art and also makes it possible, unlike the prior art, to determine a standard deviation, in this case of 3.7×10 −3 . Moreover, the given estimate is probably more precise taking into account the multiplicity of the number of drops carried out in the porous medium, the multiplicity of the form and the dimension of the interfaces.
De plus, comme la méthode de l’invention tient compte des phénomènes complexes qui peuvent se produire lors de l’injection de la deuxième phase (rétention, troisième phase éventuel, forces visqueuses et de frottement aux parois), la tension interfaciale apparente est plus représentative des conditions réelles d’exploitation et notamment permet de mieux estimer la quantité d’huile qui pourra être récupérée et de mieux estimer la formulation la mieux adaptée pour la récupération assistée du pétrole dans un réservoir pétrolier.Moreover, as the method of the invention takes into account the complex phenomena which can occur during the injection of the second phase (retention, possible third phase, viscous forces and friction at the walls), the apparent interfacial tension is more representative of real operating conditions and in particular makes it possible to better estimate the quantity of oil that can be recovered and to better estimate the formulation best suited for enhanced oil recovery in an oil reservoir.
Claims (13)
a) on piège au moins une partie dudit premier fluide (23) dans ledit milieu poreux (22);
b) on injecte ledit deuxième fluide (21) dans ledit milieu poreux (22) en dépiégeant ledit premier fluide (23) dudit milieu poreux (22);
c) on mesure la quantité du premier fluide dépiégée et/ou la quantité du premier fluide restant piégée (S) pendant ladite injection;
d) on détermine la tension interfaciale entre le premier fluide (23) et le deuxième fluide (21) à partir de la mesure réalisée à l’étape c) et à partir d’un modèle de dépiégeage dudit milieu poreux (22), le modèle de dépiégeage reliant la tension interfaciale à la quantité mesurée du premier fluide dépiégé et/ou la quantité mesurée du premier fluide restant piégé.Method for determining the interfacial tension between a first fluid (23) and a second fluid (21) within a porous medium (22), characterized in that the following steps are carried out:
a) trapping at least a portion of said first fluid (23) in said porous medium (22);
b) said second fluid (21) is injected into said porous medium (22) by detrapping said first fluid (23) from said porous medium (22);
c) the quantity of first fluid detrapped and/or the quantity of first fluid remaining trapped (S) during said injection is measured;
d) the interfacial tension between the first fluid (23) and the second fluid (21) is determined from the measurement taken in step c) and from a detrapping model of said porous medium (22), the detrapping model relating the interfacial tension to the measured quantity of the first fluid detrapped and/or the measured quantity of the first fluid remaining trapped.
1) on piège au moins une partie d’un troisième fluide dans ledit milieu poreux (22);
2) on injecte un quatrième fluide dans ledit milieu poreux (22) en dépiégeant ledit troisième fluide dudit milieu poreux (22);
3) on mesure la quantité dudit troisième fluide dépiégée et/ou la quantité dudit troisième fluide restant piégée pendant ladite injection,
la tension interfaciale entre ledit troisième fluide et ledit quatrième fluide étant prédéterminée, les étapes d’injection et de mesure étant réalisées pour au moins trois conditions d’injection; puis
4) on construit ledit modèle de dépiégeage à partir des mesures réalisées avec lesdits troisième et quatrième fluides.Method according to claim 1, for which said detrapping model of said porous medium (22) is constructed by carrying out the following steps:
1) trapping at least a portion of a third fluid in said porous medium (22);
2) injecting a fourth fluid into said porous medium (22) de-trapping said third fluid from said porous medium (22);
3) the quantity of said third fluid detrapped and/or the quantity of said third fluid remaining trapped during said injection is measured,
the interfacial tension between said third fluid and said fourth fluid being predetermined, the steps of injecting and measuring being performed for at least three injection conditions; Then
4) said detrapping model is constructed from the measurements carried out with said third and fourth fluids.
[Math 6]
Avec γ la tension interfaciale entre ledit premier fluide (23) et ledit deuxième fluide (21), ν la vitesse d’injection du deuxième fluide (21), μ la viscosité du deuxième fluide (21), Nc0, a et Sorwétant des paramètres prédéterminés, S étant la quantité de premier fluide restant piégée (S) dans le milieu poreux (22).Method according to one of the preceding claims, for which the detrapping model is written:
[Math 6]
With γ the interfacial tension between said first fluid (23) and said second fluid (21), ν the injection speed of the second fluid (21), μ the viscosity of the second fluid (21), N c0 , a and S orw being predetermined parameters, S being the amount of first fluid remaining trapped (S) in the porous medium (22).
- on injecte un cinquième fluide dans ledit milieu poreux (22) jusqu’à saturation dudit cinquième fluide dans ledit milieu poreux (22) puis;
- on injecte ledit premier fluide (23) dans ledit milieu poreux (22) puis;
- on injecte ledit cinquième fluide dans ledit milieu poreux (22),
de préférence la tension interfaciale entre ledit premier fluide (23) et ledit cinquième fluide étant supérieure à 20mN/m.Method according to one of the preceding claims, for which the first fluid (23) is trapped in the said porous medium (22) by carrying out the following steps:
- a fifth fluid is injected into said porous medium (22) until said fifth fluid is saturated in said porous medium (22) then;
- said first fluid (23) is injected into said porous medium (22) then;
- said fifth fluid is injected into said porous medium (22),
preferably the interfacial tension between said first fluid (23) and said fifth fluid being greater than 20 mN/m.
i) On détermine ou on prélève la composition desdits hydrocarbures dudit réservoir poreux;
ii) On détermine la tension interfaciale entre la composition des hydrocarbures déterminée ou prélevée et des fluides prédéterminés par la méthode selon l’une des revendications 1 à 11;
iii) On sélectionne un fluide parmi lesdits fluides prédéterminés, la tension interfaciale dudit fluide sélectionné avec ladite composition des hydrocarbures déterminée ou prélevée étant inférieure ou égale à la tension interfaciale de la composition déterminée avec l’un quelconque des autres fluides prédéterminés;
iv) On injecte ledit fluide sélectionné dans ledit réservoir poreux; et
v) On récupère une quantité d’hydrocarbures dudit réservoir par injection dudit fluide sélectionné dans ledit réservoir poreux.A process for enhanced oil recovery in a porous reservoir, wherein:
i) determining or sampling the composition of said hydrocarbons from said porous reservoir;
ii) The interfacial tension between the composition of the determined or sampled hydrocarbons and the predetermined fluids is determined by the method according to one of Claims 1 to 11;
iii) A fluid is selected from among said predetermined fluids, the interfacial tension of said selected fluid with said determined or sampled hydrocarbon composition being less than or equal to the interfacial tension of the determined composition with any one of the other predetermined fluids;
iv) said selected fluid is injected into said porous reservoir; And
v) A quantity of hydrocarbons is recovered from said reservoir by injecting said selected fluid into said porous reservoir.
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