Viscoélasticité et récupération améliorée du pétrole

La production d’un gisement pétrolier comprend généralement plusieurs étapes. Après la récupération primaire (qui utilise la pression du gisement comme moteur de la production) et la récupération secondaire (qui utilise l’injection d’eau ou de gaz pour maintenir la pression dans le gisement), la récupération améliorée du pétrole ou récupération tertiaire comprend tous les différents procédés qui peuvent être employés pour modifier la mobilité et/ou la saturation des hydrocarbures dans le gisement. Ces procédés permettent d’extraire entre 5 et 20 % supplémentaires de l’huile en place dans le gisement, en plus des 30 % obtenus en moyenne après les étapes de récupérations conventionnelles.

Les procédés de récupération améliorée sont considérablement plus coûteux que les méthodes de récupération conventionnelle, mais avec le prix du brut avoisinant les 100 $/baril en 2011, beaucoup de procédés de récupération tertiaire peuvent être considérés comme rentables et le développement et l’optimisation de ces technologies sont jugés comme des investissements importants.

Après les opérations de récupération conventionnelle qui vont contribuer à récupérer l’huile « mobilisable » dans le réservoir, une certaine quantité d’huile résiduelle reste piégée dans la roche par des effets capillaires. Pour pouvoir déplacer ces hydrocarbures restants, il est nécessaire d’utiliser des procédés (et des fluides) pour contrecarrer ces effets ou les diminuer. Du fait des limitations en pression l’augmentation de la viscosité ou la vitesse d’injection pour accroître la récupération ne sont pas des solutions acceptables. Ce qui laisse le plus de marge de manœuvre est la réduction de la tension interfaciale avec l’injection de tensioactifs (surfactants), procédé qui reste relativement coûteux.

Une des autres méthodes de récupération assistée du pétrole (EOR) consiste à injecter dans les puits des solutions aqueuses de polymère comme le polyacrylamide ou le xanthane, pour améliorer le rapport de mobilité entre le fluide injecté et le pétrole qui reste dans le puits. Ce processus, connu sous le nom « polymer flooding » est communément caractérisé par la viscosité à faible gradient de vitesse du fluide injecté, bien que les solutions employées présentent une forte rhéofluidification et également des propriétés élastiques mises en évidence par l’apparition de contraintes normales. Avec l’adition des polymères la viscosité du fluide déplaçant augmente et la conséquence est une amélioration – par une augmentation des forces visqueuses -de la mobilité, effet que ne devrait pas modifier les conditions microscopiques de piégeage dans le gisement. La saturation d’huile résiduelle n’est donc pas affectée de façon appréciable dans le réservoir, mais la quantité de fluide injecté nécessaire pour déplacer l’huile mobilisable est plus faible. En théorie, il n’y a donc pas moyen de modifier la saturation d’huile résiduelle avec l’injection de polymère. Cependant, certaines observations expérimentales récentes, particulièrement des équipes du champ pétrolier de Daqing (Chine) (qui est un des seuls champs où l’injection de polymère a été réalisé à grande échelle depuis une vingtaine d’années), suggèrent que le caractère viscoélastique des solutions de polyacrylamide contribue à améliorer la mobilisation de l’huile piégée à l’échelle microscopique des pores et donc diminue la saturation résiduelle en huile.

Depuis 2000, plusieurs publications de cette équipe ont présenté des expériences de déplacement dans des micromodèles comparant fluide newtonien (glycérine) et fluide viscoélastique (polyacrylamide), des simulations mathématiques de l’écoulement dans des géométries de pore prenant en compte la viscosité, l’élasticité et le caractère rhéofluidifiant des solutions polymériques, ainsi que des analyses basées sur plusieurs années de production. L’ensemble des résultats, bien que souvent peu détaillés, suggère que l’efficacité de déplacement est plus importante pour des polymères viscoélastiques – par rapport à des fluides newtoniens – et augmente au fur et à mesure que l’élasticité augmente. Malheureusement, la complexité des écoulements présentés, ainsi que le peu de détails présentés ou l’analyse un peu confuse des résultats, rendent délicate l’identification et la modélisation des mécanismes physiques à l’œuvre en lien avec des propriétés rhéologiques bien décrites et contrôlées.