AUGMENTER LA RÉCUPÉRATION - Total.com

ExpLORATION & pROduCTION
collection SAVOIR-FAIRE
EOR
augmeNter
la récupératioN

. sommaire
eor
augmenter
la récupération
sss
Page 3 avant-propos
Page 4 Contexte
L’augmentation des taux de récupération des huiles
conventionnelles sera, demain, déterminante pour
compenser le déclin inéluctable des champs.
Page 6 enjeux
En lançant un projet de Recherche et des actions
de Développement dédiés, Total veut compter parmi
les acteurs qui relèveront avec succès le défi de l’EOR.
Page 8 expertise
Injection de produits chimiques, de CO2, de vapeur
ou encore d’eau à salinité maîtrisée : les possibilités
techniques sont nombreuses pour couvrir l’éventail
des gisements cibles et, des études les plus
fondamentales aux pilotes les plus audacieux,
tous les métiers sont mobilisés.
P. 10 Des années de production additionnelle
P. 12 Les promesses de la voie chimique
P. 18 Des laboratoires intégrés
P. 20 Le dioxyde de carbone à l’étude
P. 24 un vaste champ des possibles
Page 26 groupe
Total dans le monde en 2008
Le parc national Big Bend, au Texas.

. avant-propos
Prolonger la durée
DE VIE DEs rEssourcEs
D’hyDrocarburEs
L’Exploration & Production de Total
repousse continuellement les frontières
de la production pétrolière et gazière.
C’est dans l’intégration complète
de tous ses métiers que le Groupe
puise la force d’innovation qui lui vaut
d’être pionnier dans les domaines
stratégiques d’avenir.
Huiles extra-lourdes, offshore ultraprofond,
gaz acides, hydrocarbures très
profondément enfouis à haute pression
et haute température, parfois dans
des tight sands complexes à produire,
l’Exploration & Production de Total est
présente sur tous les grands challenges
technologiques. En parallèle, elle crée
les outils et les méthodes qui lui
permettent d’accéder aux réserves
« L’innovation est le levier
majeur de la croissance
durable de nos productions. »
ultimes des champs conventionnels.
S’appuyant sur les synergies avec
les autres branches du Groupe dans
les domaines du gaz et de l’électricité,
du raffinage et du marketing ou encore
de la pétrochimie, ses solutions
technologiques s’intègrent dans toute
la chaîne de valeur, de la production
aux produits finis ou aux marchés.

100
80
60
04
EOR
s
Estimation de l’évolution de l’écart
entre demande et production d’huile.
Millions de barils par jour
Hausse de
production
nécessaire
40
Estimation de la croissance
de la demande (~ 1,1 %/an)
20
Déclin des champs en
production (~ 5 %/an)
0
2000 2005 2010 2015 2020
Source : Total
//. contexte
Une voie
technologiqUe
incontournable
sss
L’augmentation des taux de récupération des huiles
conventionnelles sera, demain, déterminante
pour compenser le déclin inéluctable des champs
et répondre à la demande mondiale d’hydrocarbures.
L’amélioration des taux de récupération des hydrocarbures conventionnels
est un impératif pour soutenir la production mondiale, et l’EOR (Enhanced
Oil Recovery) est l’un des principaux moyens. L’enjeu est de taille. Sur fond
de peak oil, et alors qu’un nombre croissant de champs des compagnies
pétrolières vient à maturité et que les cibles classiques de l’exploration
se raréfient, le socle de la production d’huile conventionnelle décroît selon
une pente annuelle d’environ 5 %. À l’inverse, dans un contexte de croissance
de l’économie mondiale sur le moyen terme, la demande augmente de
quelque 1 à 1,5 % par an. Combler l’écart entre ces deux courbes divergentes
passera bien sûr par les futures découvertes d’une exploration désormais
frontière et par l’exploitation rentable et à grande échelle de ressources
non conventionnelles grâce à de nouveaux développements technologiques.
Toutefois, l’essentiel des réserves d’huile conventionnelle est aujourd’hui
confiné dans des champs découverts il y a déjà vingt-cinq ans et plus.
Parvenir à extraire une part significative de cette huile résiduelle,
qui résiste aux méthodes classiques de récupération, est donc un défi
déterminant pour l’avenir énergétique de la planète. Aujourd’hui, la moyenne
des taux de récupération, de l’ordre de 32 %, permet d’estimer
à 1 000 milliards de barils (Gb) le volume des réserves mondiales prouvées,
soit l’équivalent de ce qui a déjà été produit. Améliorer cette performance
de cinq points ouvrirait l’accès à 300 Gb de réserves additionnelles,
soit un volume équivalent à celui ouvert par l’exploration.
Mais quels que soient les produits ou les procédés mis en œuvre,
les technologies EOR sont chères. Repousser les limites de la récupération
en agissant sur l’efficacité des écoulements à l’échelle macroscopique et
microscopique impacte les coûts techniques et nécessite parfois un prix
du baril élevé pour être rentable. Néanmoins, parce que leur mise en œuvre
sera incontournable demain, Total fait dès aujourd’hui de ces technologies
un axe prioritaire de sa stratégie de Recherche & Développement.
Bergen, Norvège.

06
Eor
s
Des collaborations
internationales
tous azimuts
De l’architecture EOR aux
recherches les plus fondamentales
sur les mécanismes de la
récupération, la R&D de Total
s’appuie sur un réseau mondial
de collaborations : en EOR
chimique, avec entre autres
l’École supérieure de physique
et de chimie industrielles
de la Ville de Paris ainsi que
les universités d’Austin et de
Houston, au Texas ; sur les thèmes
du CO2 et de l’injectivité en EOR,
avec l’université de Delft (seule
ou à la tête d’un consortium) et
l’IFP (Institut français du pétrole,
en photo) ; dans le domaine
de l’eau, avec les universités de
Bordeaux et du Wyoming…
//. enjeux
une priorité
sTRaTégIqUE
POUR TOTaL
sss
En lançant un projet de recherche et des actions
de Développement dédiés, appuyés sur une
organisation transverse qui va des chercheurs en
laboratoire aux opérationnels en filiale, le Groupe
affiche son ambition : compter parmi les acteurs
qui relèveront avec succès le défi de l’Eor.
Sont visées aussi bien les cibles offshore qu’onshore,
avec un focus particulier sur les gisements
carbonatés complexes du Moyen-orient.
l’expertise de total en matière d’Eor est ancienne.
Dès les années 1980, portée par l’envolée des cours du baril
consécutive aux chocs pétroliers de 1973 et 1979, la stratégie
de r&D s’oriente en effet largement, et avec succès, dans
cette voie. ces études pionnières permettent de tester une vaste
gamme de procédés, qu’ils soient chimiques, thermiques
ou fondés sur l’injection de gaz miscibles, et de bâtir un solide
savoir-faire. plusieurs pilotes deviennent des références
pour l’industrie pétrolière : en France, une injection de polymères
menée à l’échelle industrielle ou, au congo, le premier
pilote d’injection de vapeur en offshore. ce sont, pour les équipes
de l’Exploration & production, des laboratoires aux opérations,
dix années de fort investissement. Mais, avec l’effondrement
des cours – après avoir atteint une moyenne de 86 dollars en 1980,
le prix du baril chute en effet jusqu’à 16 dollars en 1998 –,
le coût élevé des barils additionnels extraits grâce à ces nouvelles
technologies n’est bientôt plus supportable.
Dès 2003 néanmoins, alors que les cours restent relativement bas,
l’E&p de total réinvestit le champ de l’Eor et décide de réactiver
les savoir-faire en partie mis en sommeil sous la pression
du marché pour en faire le socle d’une expertise de pointe.
Des études pour un pilote d’injection de polymères en offshore
profond sont lancées, avec une première mondiale en ligne
de mire. En 2006, la mise sur pied, au centre technologique
et scientifique Jean-Féger (cStJF), à pau, dans le Sud-ouest,
d’un projet de r&D spécifique confirme l’importance stratégique
retrouvée de l’Eor. transversal et multidisciplinaire, jouant
des synergies au sein du Groupe, en particulier avec le pôle
pétrochimique, et s’appuyant sur d’importants moyens
laboratoires, ce projet a pour objectif l’élaboration de procédés
adaptés au portefeuille total, très développé en offshore,
mais aussi à l’exploitation optimale des réservoirs carbonatés
du Moyen-orient, qui concentrent l’essentiel du potentiel
de production liquide mondial.

Expériences de Total dans le domaine de l’EOR
Joslyn
(SAGD *)
Poso Creek
(vapeur)
East Penwell
West Brahaney
(CO2)
Deep Jusepin
(WAG **)
Air
Horse Creek
(Air)
Huiles visqueuses
de mer du Nord
Châteaurenard
Nkarika
Marienbronn
(Huff & Puff)
Lacq
supérieur
(vapeur)
Pécorade,
Grenade
(CO2)
Émeraude
(Drive)
Dalia,
Camelia
CO2 Polymères Vapeur Tensioactifs WAG
* Drainage gravitaire par injection de vapeur. ** Injection alternée d’eau et de gaz.
1 2 3
Handil
(Air)
1. Forage sur le site de Dalia,
en angola.
2. plate-forme d’abu al Bukoosh,
aux émirats arabes unis.
3. chaudière de l’usine de lacq,
en France.
07

. expertise
Des teChniques
muLtipLes
à ExPLOITER
sss
Lancé en 2006, le projet de r&D eor témoigne
de l’importance stratégique de la récupération
pour total. injection de produits chimiques,
de Co2, de vapeur ou encore d’eau à salinité
maîtrisée : les possibilités techniques
sont nombreuses pour couvrir l’éventail
des gisements cibles et, des études
les plus fondamentales aux pilotes les plus
audacieux, tous les métiers sont mobilisés.

10
Eor
s
centre scientifique et technique
Jean-Féger, à pau.
Méthodes de récupération tertiaire
selon le degré de viscosité des huiles.
//. expertise
DEs annéEs
DE PRODUCTIOn
aDDitionneLLe
sss
le projet Eor vise à passer, aussi rapidement que possible,
de l’innovation aux pilotes. la clé de son architecture
réside dans l’intégration des métiers et des savoir-faire,
des laboratoires aux opérations, ainsi que dans la synergie
avec les centres de recherche de l’E&p, présents partout
dans le monde, et avec le pôle pétrochimique du Groupe.
l’industrie pétrolière n’a évidemment pas attendu que se profile l’ombre du
peak oil pour se confronter à la question cruciale de l’augmentation des taux
de récupération. l’injection d’eau, la technique la plus ancienne et la plus
courante encore à ce jour, est ainsi mise en œuvre depuis la fin du XiX e siècle.
ce procédé est, avec l’injection de gaz hydrocarboné immiscible, appelé
“récupération secondaire”, car intervenant souvent après une phase primaire
de récupération par éruption naturelle des puits. le principe consiste à
contrer le déclin des productions par le maintien de la pression du réservoir
et à pousser l’huile mobile vers les puits producteurs.
Les Défis De La réCupération tertiaire
Si, entre les murs du laboratoire, le balayage à l’eau permet de récupérer
jusqu’à 70 %, voire 80 % de l’huile piégée dans une carotte, ce chiffre tombe
à 32 % en moyenne dans les conditions réelles d’exploitation en raison
des hétérogénéités des réservoirs et varie fortement selon la viscosité
de l’huile cible : s’il atteint 40 à 50 % pour les huiles légères, il chute sous
la barre des 10 % pour une viscosité d’une centaine de centipoises (cp).
les techniques avancées Eor, aptes à franchir les seuils auxquels
Viscosité de l’huile en cP
0,1 1 10 100 1 000
Injection de gaz
Miscible, non miscible,
CO2, WAG et variantes
Méthodes chimiques
Alcalin/tensioactifs/
polymères/salinité optimisée
Méthode
microbiologique
Méthodes thermiques
Huff & Puff,
vapeur d’eau,
combustion in situ
Solvant
VAPEX
10 4 et +
Huiles conventionnelles Huiles extra-lourdes

% taux de
récupération
80
60
40
20
Gaz miscible EOR chimiques
de 15 %
à 30 %
de 40 %
à 50 %
Injection
d’eau ou
de gaz
de 40 %
à 50 %
Injection
d’eau
de 20 % à 40 %
Alcalin/
tensioactifs/
polymères (ASP)
de 5 % à 15 %
Polymères seuls
de 20 %
à 30 %
Injection
d’eau
EOR chimiques/
thermiques
de 10 %
à 30 %
Polymères
ou ASP
de 20 % à 40 %
Thermique
70 %
de 5 % à 20 %
Déplétion et injection d’eau
0
0,1 10 100 1 000
Viscosité de l’huile en cP
se heurtent les méthodes de la récupération secondaire, relèvent donc
d’une récupération dite “tertiaire”. Elles impliquent l’injection de produits
qui – à l’exception de certains gaz : co2, H2S ou gaz hydrocarboné miscible –
ne sont normalement pas présents dans les réservoirs pétroliers : produits
chimiques, solvants, vapeur, voire air, eau faiblement salée, bactéries…
il s’agit, d’une part, d’améliorer le drainage en optimisant le balayage
macroscopique de l’huile mobile et, d’autre part, de mettre en œuvre,
à l’échelle microscopique cette fois, des processus physico-chimiques aptes
à déloger l’huile résiduelle prisonnière de la matrice réservoir, qui résiste
aux méthodes classiques de récupération. potentiellement applicables
à tous les champs conventionnels, quel que soit leur degré de maturité,
ces technologies sont particulièrement attendues pour améliorer
la productivité et les taux de récupération des réservoirs les plus difficiles :
champs d’huile visqueuse ou de faible perméabilité.
Des expertises intégrées
le champ de la recherche pour l’amélioration de la récupération est
partagé entre le projet de r&D Eor pour les huiles conventionnelles,
d’une viscosité maximale de 1 000 cp, et le projet de r&D Huiles
extra-lourdes, abrités tous les deux au cStJF. Des passerelles existent
cependant entre les entités, la frontière entre les deux domaines s’estompant
pour certains procédés, en particulier thermiques.
les équipes multidisciplinaires de la récupération améliorée couvrent
toute la chaîne des compétences, du réservoir à la surface, des études
aux opérations, en passant par l’architecture pétrolière. car, à l’instar
de toutes celles dévolues à la croissance des productions, leur vocation
est de transformer efficacement les innovations de la recherche en pilotes
opérationnels. Bénéficiant de moyens laboratoires de premier plan
– laboratoires de physico-chimie et de balayage en milieu poreux du pôle
de recherche & développement de Mont/lacq (prDMl), dans le Sud-ouest,
et laboratoire de pétrophysique du cStJF –, elles s’appuient aussi,
au-delà des frontières hexagonales, sur l’expertise des centres de recherche
internationaux de l’E&p : le Stavanger research center (norvège), le Groupe
de recherche géophysique de Houston (états-unis), le total research centre
de Doha (Qatar) et le centre de recherche géosciences d’aberdeen
(royaume-uni). avec au fondement même de l’organisation de ce vaste projet,
une intégration complète des compétences, car seule une synergie
de toutes les expertises permettra de repousser la récupération jusqu’aux
limites du possible. Et l’enjeu est considérable, car chaque point de
récupération supplémentaire gagné ouvrira l’accès à un “bonus” équivalent
à quatre années de la production mondiale actuelle.
11
accroissement des taux
de récupération en fonction
des techniques Eor employées
et de la viscosité de l’huile.

12 //. expertise
Eor
s
Qu’est-ce
que la mobilité ?
La mobilité d’un fluide
exprime le rapport entre la
perméabilité relative de ce fluide
dans un milieu poreux donné
et la viscosité de ce fluide.
La viscosification de l’eau par
des polymères vise à tendre
vers un rapport de mobilité
entre l’eau et l’huile égal à 1,
c’est-à-dire à obtenir une
mobilité équivalente pour
les deux fluides. En milieu
peu salé, une concentration
de polymères à 300 ppm (parties
par million), soit 0,3 g/l, permet
d’augmenter aisément la viscosité
de l’eau d’un facteur 10.
Les promesses
DE La vOIE
ChImIqUE
sss
la mise en œuvre de polymères et de tensioactifs
pour améliorer l’efficacité de l’injection d’eau concentre
aujourd’hui une part très importante des recherches
du projet Eor. cette option s’avère en effet particulièrement
bien adaptée au portefeuille de total. Bénéficiant d’importants
moyens d’études en laboratoires, ces techniques sont
d’ores et déjà évaluées par des pilotes. À l’horizon,
une première mondiale, signe de la capacité d’innovation
et de l’audace de total.
la voie chimique de la récupération améliorée concerne d’abord les réservoirs
argilo-gréseux contenant des huiles d’une viscosité inférieure à 50 cp.
potentiellement bien adaptée à la tranche conventionnelle du portefeuille
de total, nettement dominée par l’offshore, elle concentre une part
importante des efforts de r&D du Groupe en matière d’Eor. le processus
de qualification de polymères et de tensioactifs aptes à doper la production
et la récupération s’appuie sur une étroite synergie entre les expertises
et les moyens d’études de l’E&p et ceux de total petrochemicals France.
Les poLymères,
aCCéLérateurs De réCupération
le constat est simple : dans les conditions de fond des réservoirs, l’eau
a presque toujours une viscosité plus faible que l’huile. or, tout en assurant
le maintien de la pression du réservoir, l’eau injectée devrait aussi idéalement
pousser l’huile, tel un piston. Mais, parce qu’elle est plus mobile que l’huile,
elle faillit souvent à cette mission, se faufilant par les chemins de moindre
résistance que lui offre le réservoir (voir l’encadré). remédier à ce problème
est, dans le principe, tout aussi simple : il s’agit de réduire la mobilité de l’eau
en augmentant sa viscosité, de manière à rapprocher autant que possible ses
propriétés de celles de l’huile cible. comment ? En lui ajoutant un polymère,
longue chaîne moléculaire qui répète à l’identique et un grand nombre de fois
le même motif de base. À la condition que ce polymère soit soluble dans l’eau,
il pourra s’y déplier et augmenter la viscosité de cette dernière.
ainsi, une augmentation potentielle des taux de récupération de 5 à 15 %
peut être obtenue grâce à un “effet piston” beaucoup plus efficace.
une expérienCe inDustrieLLe
De premier pLan
la grande efficacité potentielle du contrôle de la mobilité de l’eau par
l’adjonction de polymères est démontrée depuis longtemps par total.
En 1977, le Groupe lance en effet sa première opération pilote,
sur le champ français argilo-gréseux de châteaurenard, dans le sud du
Bassin parisien. ce réservoir peu profond, d’une température de 30 °c
et composé de sables inconsolidés d’excellente perméabilité, recèle

Injection d’eau
Fort rapport de mobilité
(a) Injection d’eau
Fort rapport de mobilité
Eau
Injection d’eau
Injection de polymères
Faible rapport de k1 mobilité
Huile k2
k3
(a)
Injection d’eau
k2>k3>k1
k1
Eau Huile k2
Injection d’eau
Fort rapport de mobilité (b)
Injection Injection de polymères de polymères
Faible rapport de mobilité
Polymères k2>k3>k1 Huile
k3
k1
k2
(a)
Eau
Injection d’eau
(b)
k3
Injection de (k = perméabilité)
k1polymères
Huile k2
k1
Polymères k3
Huile k2
k3
k2>k3>k1
(k = perméabilité)
u
bilité
Injection (b) de polymères Injection de polymères
Faible rapport de mobilité
k1
Polymères Huile k2
Injection d’eau
k3
(k = perméabilité)
Huile
k1
k2
k3
Comparaison du balayage : eau versus polymères
k2>k3>k1 une huile visqueuse de 40 cp en conditions réservoir. l’opération pilote,
comptant un puits injecteur et sept producteurs, conduite jusqu’au
Injection milieu de polymères des années 1980, présente d’excellents résultats sur quatre
des puits producteurs. Elle k1 justifie la mise en œuvre industrielle
es Huile k2
de l’injection de polymères sur le champ satellite de courtenay, champ
k3
mature d’huile (k visqueuse = perméabilité) (40 cp) où la production d’eau atteint 80 %.
lancée à l’échelle pilote en 1985, cette seconde opération est déployée
à l’échelle industrielle à partir de 1989 avec quatre puits injecteurs et
seize producteurs. l’eau injectée (420 m3 /j) atteint une viscosité de 23 cp
via un polyacrylamide dont la concentration est maintenue à 900 ppm
pendant les vingt-sept premiers mois du développement avant d’être
progressivement réduite à 100 ppm au cours des deux années suivantes.
au final, l’efficacité du procédé est largement démontrée : 56 700 m3 d’huile additionnelle sont produits, soit une amélioration de 9 % du taux
de récupération initial de 22 %. Expérience industrielle très concluante
au regard de la viscosité de l’huile cible, courtenay fait toujours figure
de référence mondiale.
pp
Résultats de l’injection de polymères à Courtenay
Production d’huile (m3 /j)
120
100
80
60
40
20
Simulation avec
l’injection de polymères
Réalisé avec l’injection
de polymères
Simulation sans
l’injection de polymères
0
1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995
Injection de polymères
Faible rapport de mobilité
Bureau du siège social
de la filiale de total E&p uSa,
à Houston, au texas.

14 //. expertise
Eor
s
1
2
1. FpSo de Dalia,
au large de l’angola.
2. Suivi de l’évolution
de la viscosité du polymère
dans les conditions de fond.
pp
première en granDs fonDs
c’est aujourd’hui un challenge de plus vaste envergure que relèvent
les spécialistes Eor de total, avec, en ligne de mire, une première
mondiale : l’injection de polymères dans le domaine extrême des grands
fonds, en l’occurrence sur Dalia, immense champ de l’angolais développé
sous des profondeurs d’eau variant de 1 200 à 1 500 m.
les gisements de l’offshore profond apparaissent en effet comme
d’excellents candidats à cette technique. En général faiblement enfouis
sous le fond de la mer, ils affichent souvent une température modérée
allant de pair avec des huiles relativement visqueuses. De plus, l’injection
d’eau y est le mécanisme de récupération le plus fréquemment mis
en œuvre. le lancement de ce projet en 2003, trois ans avant l’entrée
en production de Dalia, marque une étape déterminante dans la stratégie
de total : l’Eor n’est plus, désormais, réservée aux seuls champs
matures, mais peut et doit trouver sa place, chaque fois que le besoin
s’en fait ressentir, sur de nouveaux champs. les opérations débutent
fin 2008 avec la réalisation d’un test d’injectivité de l’eau viscosifiée
sur site. ce délai de cinq ans témoigne de l’ampleur de l’étude
multidisciplinaire requise pour démontrer la faisabilité et la rentabilité
de la technique. Quatre thèmes majeurs sont traités, mêlant géosciences,
chimie et architecture pétrolière :
– la sélection, via un programme laboratoire dédié, d’un polymère
adapté au réservoir et à l’huile de Dalia ;
− l’estimation, au travers d’importantes simulations réservoir nourries
par les paramètres acquis en laboratoire et scrutant différentes
stratégies, des ressources additionnelles susceptibles d’être apportées
par la viscosification de l’eau d’injection ;
− le design et la définition des objectifs d’une installation pilote ;
− la logistique et l’étude/évaluation des équipements opérationnels
additionnels requis pour mettre en œuvre le procédé sur le site de Dalia.
Le Défi De La saLinité
À chaque champ, “son” polymère. Sa salinité, sa température, la composition
et les propriétés de l’huile, la dynamique des fluides à l’œuvre dans
le réservoir sont quelques-uns des paramètres qui président au choix
de l’assemblage moléculaire idoine. Si les polymères s’accommodent
de températures de 70, voire 80 °c, ils perdent en revanche leur pouvoir
viscosifiant dans une eau fortement saline. Sous l’action du sel,
ces longues chaînes flexibles, qui ne sont efficaces que dépliées, se mettent
en effet ”en pelote”. l’amélioration de leur tenue au sel est donc un axe
majeur des recherches. parmi les molécules candidates, les biopolymères,
fabriqués par des levures ou des bactéries. il s’agit notamment
de polysaccharides, dont la solubilité est excellente et dont la structure
rigide résiste au sel. autre avantage majeur, ils peuvent s’accommoder
de températures allant jusqu’à 100, voire 110 °c. pp

Dalia, le polyacrylamide chez un géant des grands fonds
Entré en production en 2006,
Dalia compte parmi les plus
grands développements par
grands fonds du monde. Les
chiffres parlent d’eux-mêmes :
230 km 2 de champ, 4 réservoirs
et 71 puits sous-marins, dont
37 producteurs, 31 injecteurs
d’eau et 3 injecteurs de gaz.
L’injection de polymères sur
l’intégralité de ce géant, prévue
à l’horizon 2013, devrait
conduire à une récupération
incrémentale moyenne estimée
à 5 % des réserves sur vingt ans
après un minimum de trois ans
d’injection d’eau “classique”.
Le polyacrylamide sélectionné,
d’une masse moléculaire
de 18 millions de daltons, a été
qualifié par rapport à sa facilité
de dissolution (rapide
et homogène), à son pouvoir
viscosifiant dans une large
gamme de salinité (25 à 52g/l),
à sa capacité à résister au
cisaillement lors de son passage
par les duses et les vannes
des puits d’injection, à son
aptitude à rester stable pendant
les années passées dans
la formation avant qu’il arrive
jusqu’aux puits producteurs,
distants de 500 à 1 500 m
des injecteurs, ou bien encore
à la faisabilité de l’injection.
D’autres paramètres
déterminants, en particulier
son prix et sa disponibilité, ont
également été pris en compte.
Caractéristiques
du champ
Température des réservoirs : 50°C
Perméabilité moyenne : 1 D
Viscosité de l’huile en conditions
réservoir : de 3 à 7 cP
Viscosité de l’eau en conditions
réservoir : 0,5 cP
Salinité de l’eau de formation :
130 g/l
Volume maximal d’eau injectée :
375 000 b/j via 4 lignes d’injection
d’une longueur cumulée de 35 km
Volume moyen d’injection par
puits : 12 500 b/j
Développement
phasé
Décembre 2008-janvier 2009 :
test d’injectivité sur un puits,
au moyen de 60 t de polymères
sous forme de poudre.
2009 : lancement d’un pilote
d’au moins un an sur une ligne
d’injection alimentant
3 puits injecteurs, avec une
consommation quotidienne
de 5 à 6 t de polymères.
2013 : généralisation du
procédé à l’ensemble du
champ, soit une injection de 40
à 50 t de polymères par jour.

16 //. expertise
Eor
s
1
2
1. étude du comportement
physico-chimique de
mélange brut/solution aqueuse
de tensioactif.
2. les équipes du prDMl
ont pour vocation
de transformer les innovations
de la recherche
en expérimentations
opérationnelles.
pp
prometteurs pour des gisements chauds et à forte salinité,
ils présentent toutefois une faiblesse majeure : générés par des bactéries,
ils sont aisément biodégradables. une propriété qu’il est primordial
de pallier pour garantir leur pérennité face aux bactéries présentes dans
les réservoirs.
Des savons pour huiLe résiDueLLe
au-delà de la simple accélération de la récupération que permettent
les polymères en optimisant le drainage de l’huile mobile, c’est désormais
une véritable amélioration des performances qui est visée avec
les tensioactifs, seconde classe des molécules mises en jeu par l’Eor
chimique. ces derniers ont en effet le pouvoir de déloger la fraction
d’huile immobile piégée dans le réservoir, dite “résiduelle”, et laissent
entrevoir des perspectives d’augmentation de l’extraction de l’huile
de 20 à 40 %. À l’instar des savons, les tensioactifs possèdent une tête
hydrophile et une queue lipophile. cette propriété les pousse à venir
se placer à l’interface de l’huile et de l’eau, ce qui a pour conséquence
de faire s’effondrer la tension interfaciale (voir l’encadré) et de créer
une micro-émulsion, mélange stable d’huile et d’eau. En pratique,
ils présentent toutefois le défaut de s’accrocher, au fil de leur avancée
dans la formation, sur la surface de la roche réservoir et il faut, pour
limiter ce phénomène d’adsorption, ajouter des alcalins à la solution
aqueuse injectée : ces molécules basiques augmentent la charge négative
sur la surface des roches et repoussent les tensioactifs, eux-mêmes
chargés négativement.
Des tensioaCtifs sur mesure
il existe de nombreuses familles de tensioactifs, aux arrangements
moléculaires très variés, et toute la difficulté en matière d’Eor consiste
à trouver la juste formulation, parfaitement adaptée aux caractéristiques
du champ candidat à leur mise en œuvre (qualité de l’eau, salinité,
pH, composition de l’huile, température, etc.). la solution passe par
la connaissance fondamentale du rapport entre la structure des
molécules et leurs propriétés. il s’agit en effet d’obtenir les interactions
les plus fortes possible, et d’égale énergie, entre la queue du tensioactif
et l’huile d’une part, et entre la tête du tensioactif et l’eau d’autre part.
la micro-émulsion créée, quant à elle, doit être la plus volumineuse
possible, mais rester fluide, et donc exempte des microgels susceptibles
d’être induits par l’arrangement spatial des tensioactifs à l’interface
huile/eau. Et c’est parfois le comportement d’un mélange de deux
tensioactifs qu’il faut comprendre et maîtriser…
les recherches sur la mise au point de nouvelles formulations, menées
en étroite collaboration avec l’industrie chimique, sont conduites
par l’équipe de total petrochemicals France. celle-ci, qui travaille pour
le compte du projet Eor dans ses laboratoires de lacq, s’appuie

Récupération dopée à Châteaurenard
Mené de 1983 à 1985, le Pilote
de micro-émulsion industriel
de Châteaurenard (sud du
Bassin parisien) a démontré
l’extraordinaire potentiel
des tensioactifs sur une huile
visqueuse (40 cP). Avant sa
mise en œuvre, la récupération
atteignait 40 % et le champ
produisait 90 % d’eau.
Les réservoirs sableux, enfouis
à 600 m de profondeur, avaient
une bonne perméabilité et
une faible salinité. Déployée
sur un dispositif de quatre puits
injecteurs et neuf producteurs,
l’injection d’une micro-émulsion
préparée en surface (huile,
en la matière sur l’expérience et le savoir-faire physico-chimique
acquis lors du développement du pilote de micro-émulsion industriel
de châteaurenard (voir encadré).
un piLote en perspeCtive
c’est à la définition d’un nouveau pilote que se consacrent aujourd’hui
les équipes. ce pilote en five spots (un puits injecteur au centre d’un carré
de 100 m de côté borné par quatre producteurs) sera implanté sur
un champ mature situé dans un environnement offshore. il visera, dans
une zone du champ produisant à fort pourcentage d’eau, des réservoirs
inconsolidés de bonne perméabilité. l’objectif est de démontrer la capacité
des tensioactifs à y produire, de manière économique, l’huile résiduelle
ayant résisté aux méthodes classiques de récupération. l’opération, prévue
pour se dérouler durant trois mois environ avant la fin 2011, verra l’injection
de bouchons de tensioactifs/alcalins, puis de bouchons de polymères pour
améliorer le contrôle de la mobilité de l’eau. Si le test est positif, l’extension
de ce procédé à l’ensemble du champ ouvrirait la voie à une récupération
additionnelle estimée à 20 % de l’accumulation d’huile initiale.
outre la mise au point des tensioactifs adéquats, d’importantes études
ont été menées pour estimer aussi précisément que possible la saturation
de l’huile résiduelle de ce champ, une question stratégique, puisque
à la base de l’estimation de la récupération incrémentale potentielle.
Elles ont porté notamment sur la redéfinition des modèles géologiques
et réservoir dans la zone du pilote ainsi que sur la mise au point d’une
stratégie de monitoring par injection de traceurs.
L’enjeu Des Carbonates
les réservoirs carbonatés sont plus difficiles d’accès aux procédés chimiques
de récupération améliorée. un défi pour les équipes de r&D alors que le
Moyen-orient, dont on estime qu’il recèle près de 60 % des réserves d’huile
conventionnelle encore à produire, reste une zone stratégique pour l’avenir.
adapter les techniques chimiques aux spécificités des carbonates
suppose en effet de surmonter deux écueils majeurs, ce dont la r&D
de total a fait l’une de ses priorités. le premier tient à la très forte
hétérogénéité des milieux carbonatés, associée à des perméabilités
plus faibles, et souvent à la présence de réseaux de fractures
complexes dans ce type de réservoir où l’eau injectée peut se faufiler
préférentiellement par le réseau de fissures et être produite sans
avoir balayé efficacement l’ensemble de la matrice. le second découle
de la forte affinité entre les carbonates et les produits chimiques.
Dans un environnement carbonaté, ces derniers ont en effet
une propension bien plus forte que dans les réservoirs argilo-gréseux
à se coller à la roche, entraînant une consommation trop forte de produits.
or, si les produits actifs se fixent dans le premier centimètre
de roche rencontré, ils ne pénétreront guère dans la matrice…
tensioactifs, eau, etc.) a été suivie
par celle d’un bouchon
de polymères. Au terme de
l’opération, la récupération
finale, augmentée de 27 points,
a atteint près de 70 %.
Une performance remarquable
au regard de la viscosité
de l’huile cible.
Déformer
les gouttes d’huile
Tout système tend à prendre
la forme la moins coûteuse
en énergie. Comme, dans
un système huile/eau, c’est
à l’interface que l’énergie est
la plus élevée, l’huile adopte
une forme sphérique, de manière
à limiter la surface de contact.
Mais les molécules d’huile situées
à la périphérie, déséquilibrées
par leur contiguïté avec
les molécules d’eau, cherchent
à entrer à l’intérieur de la goutte
pour y retrouver leur équilibre,
engendrant une pression
capillaire qui empêche la goutte
de se déformer. Or, pour
produire une telle goutte d’huile
piégée dans le réseau poreux
d’un réservoir par un balayage
à l’eau, il faut la faire passer dans
des seuils de pores plus petits,
et donc la déformer. C’est là
qu’interviennent les tensioactifs
qui, en faisant chuter la tension
interfaciale, abaissent la pression
capillaire et permettent
la déformation de la goutte.

18
Eor
s
//. expertise
DEs LaBORaTOIREs
intégrés
sss
tous les travaux de r&D de total en matière d’Eor,
de la physico-chimie au test des procédés sur carottes en
conditions réservoir, sont réalisés au sein d’un ensemble
de laboratoires dédiés.
À lacq, au sein des laboratoires du pôle de recherche & développement
de Mont/lacq (prDMl) de total petrochemicals France, les équipes
s’emploient à la qualification de tensioactifs et de polymères
pour chaque champ candidat à une récupération améliorée par voie
chimique. cette première étape de la chaîne d’études est menée avec
des huiles mortes et sur des carottes artificielles de petite taille,
analogues des gisements cibles.
les propriétés des polymères sont d’abord scrutées en absence
d’huile dans un laboratoire dévolu aux polymères et aux tensioactifs.
tests de dissolution, mise au point de protocoles de dissolution, études
de dégradation et de sensibilité à la température, etc. : la qualification
des molécules est un parcours jalonné de multiples étapes.
un laboratoire de physico-chimie est consacré au screening et à
la qualification des tensioactifs. Son objet est de sélectionner le système
chimique optimal pour une huile donnée, c’est-à-dire celui qui induira
la tension interfaciale la plus basse. pour déterminer celle-ci en fonction
de différents paramètres (pH, salinité, etc.), divers mélanges d’eau,
d’huile morte apportée des champs et de tensioactifs sont réalisés
dans des tubes à essais placés dans des étuves portées à la température
des gisements pendant plusieurs jours. l’effet de la perturbation apportée
par les gaz dissous est ensuite étudié dans une cellule saphir présentant
une pression maximale de 400 bar.
2 3

1
Dernière phase des études conduites dans les laboratoires du prDMl :
le balayage en milieu poreux. les colonnes de test, des carottes de sable
de 35 cm préalablement saturées en huile et balayées à l’eau, sont soumises
au passage de bouchons de tensioactifs et de polymères dans des cellules
à 4 bar. Huit bancs de test sont ainsi dédiés à l’évaluation de l’impact
des produits sur la récupération finale de l’huile résiduelle en fonction
de différents scénarios (taille et concentration des bouchons). la taille
réduite de ces bancs, construits sur mesure pour cette application,
permet de mener à bien un test en une quinzaine de jours seulement.
une fois les produits sélectionnés par les équipes de lacq vient le tour
des spécialistes du centre scientifique et technique Jean-Féger (cStJF)
de l’E&p, à pau. leur rôle est d’étudier les mécanismes de récupération.
les études, cette fois, sont conduites, dans les conditions de pression
et de température des réservoirs, sur des carottes prélevées sur les
gisements, et non plus sur des analogues. c’est donc au cStJF que les
produits chimiques passent leur ultime phase de qualification, mais toutes
les autres voies de l’Eor y sont également testées (injection de co2, d’air,
de vapeur, injection alternée d’eau et de gaz, etc.). chaque étude demande
plusieurs mois, une échelle qui n’est plus la même qu’à lacq !
4 5
1. opératrice dans un
laboratoire du prDMl.
2. Visualisation
des différents
comportements
de phases
d’un système eau/
tensioactif/alcane.
3. influence de
la pression de gaz sur
le comportement
physico-chimique du
mélange brut/solution
aqueuse du tensioactif.
4. carotte de roche
incluse dans une résine
balayée par une solution
aqueuse de tensioactifs
et polymères.
5. appareillage
permettant la
réalisation de balayages
d’échantillons de roches
par des hydrocarbures
ou de l’eau.

20 //. expertise
Eor
s
Sprex ® , l’unité pilote de lacq
de séparation du H2S et du co2.
Le DioxyDe
De Carbone
à L’éTUDE
sss
aisément miscible dans les huiles légères, le co2 apparaît
comme une alternative à l’injection de gaz hydrocarbures.
Demain, il sera sans doute un vecteur important de
la croissance de la récupération, tant pour des raisons
économiques qu’environnementales. pour le mettre
en œuvre en toute maîtrise, la r&D de total mène
de nombreuses études.
pour total, le co2 constitue, à plusieurs titres, un sujet de tout premier plan.
D’abord, leader historique de l’exploitation de gisements de gaz très acides,
le Groupe a développé une très large gamme de solutions de traitement de
ces gaz et dispose notamment, avec Sprex ® co2, d’une technologie innovante
et économique de séparation du co2 pour les gaz très fortement carbonatés.
Ensuite, son engagement dans la lutte contre le changement climatique
l’a conduit à placer les gaz à effet de serre (GES), et en particulier le co2,
au rang de ses préoccupations majeures et à mener une stratégie de r&D
très volontariste. témoin, la construction, à lacq, d’un pilote de captage et de
stockage géologique du co2 de combustion : première européenne par le choix
de son site de stockage, un réservoir en fin de vie à terre, et première mondiale,
car dédié au co2 de combustion, ce pilote industriel marque une étape
stratégique pour le déploiement de cette solution innovante à grande échelle.
Approche intégrée des installations de surface d’un pr
Captage
du CO 2
Origine du gaz
Centrales
thermiques
Production
d’éthanol,
engrais
Sources
naturelles
Associé aux gaz
d’hydrocarbures
Pureté du CO 2
Transport Injection
Caractéristiques
du gaz
Compression
Thermodynamique
Pipelines
adaptés
Pression et
température
en tête et fond
de puits
Injectivité
Environnement :
– onshore
– offshore
– sous-marin
Spécialités impliquées : Installations

Dépôts d’asphaltènes lors de l’injection de CO2
L’injection de CO2 dans un
réservoir à hydrocarbures peut
provoquer des comportements
multiphasiques inattendus
et des dépôts d’asphaltènes
préjudiciables à la production.
La R&D de Total a développé des
équipements PVT sans mercure
pour étudier l’injection de CO2.
Afin d’éviter tout risque
d’interprétation erronée
eor et maîtrise Des émissions De ges
l’expertise développée sur ces deux axes par total sert aujourd’hui les études
conduites sur les potentialités de l’injection du co2 à des fins de récupération
améliorée. De par son comportement thermodynamique – souvent
supercritique et miscible en conditions réservoir –, le co2 apparaît en effet
comme une alternative aux gaz hydrocarbures valorisables, en particulier
pour les huiles légères. En outre, cette option semble répondre à la logique
de gestion industrielle vertueuse de ce gaz promue par le Groupe au regard
de l’indispensable maîtrise des émissions de GES, en particulier dans
la perspective de l’exploitation future des gisements très acides du
Moyen-orient. total étudie ainsi aujourd’hui l’intégration de l’injection de co2
à des fins d’amélioration de la récupération comme une étape intermédiaire
au sein du processus industriel complet de capture et de stockage de ce gaz,
actuellement en cours de démonstration à lacq.
ojet EOR d’injection de CO2
Réservoir
Simulations
réservoir
Mécanismes
de récupération
Interactions CO 2,
hydrocarbures,
eau
Interaction
CO 2, roche
Quantité de
CO 2 stockée
Production
du CO 2
Métallurgie
des puits et
installations
de surface / Puits / Réservoirs / Économie
des mesures, des cellules PVT
transparentes sont utilisées
comme outil d’analyse visuelle.
Ces images montrent une huile
légère à 32 API (point de bulle
à 273 bar, conditions réservoir
initiales 480 bar et 132 °C),
à laquelle on a ajouté du CO2
(1,4 mole/mole de fluide).
On observe, durant la déplétion,
la séparation d’une phase lourde
Détection
du CO 2
Teneur
du CO 2
Séparation
hydrocarbures
et CO 2
pp
d’asphaltènes quand le fluide est
à l’état critique, puis l’apparition
d’une phase gazeuse et de deux
phases liquides (asphaltènes
et condensats) qui, finalement,
deviennent miscibles au fur
et à mesure que le liquide
s’allège. Aux conditions
atmosphériques, le liquide
est parfaitement homogène
et stable.
545 bar 406 bar 310 bar 231 bar
Recyclage
ou
stockage
Traitement,
purification
Compression
Injection

22 //. expertise
Eor
s
pp
L’injeCtion De Co2 en offshore
l’injection de co2 est sans aucun doute une option très satisfaisante,
car elle permet à la fois de satisfaire aux principes de l’Eor,
mais aussi, au final, de le stocker en grande partie dans le réservoir.
c’est à cette option que les équipes Eor de total se sont attachées
pour l’évaluation d’un projet en mer du nord, qui pourrait être
mis en œuvre à l’horizon 2016. l’objectif est de substituer le gaz
hydrocarboné produit par le champ par du co2 pour maintenir
la pression de ce réservoir de gaz à condensats aujourd’hui en phase
de déplétion rapide. le maintien de la pression est nécessaire
pour éviter de perdre la récupération d’une partie des condensats
qui autrement se déposeront dans le réservoir.
Si la réinjection du gaz produit par le champ a été disqualifiée
pour des raisons économiques, le méthane étant commercialisable,
l’alternative co2 est en effet envisageable. l’accès à une source
Injection de CO2 dans un champ de gaz et de condensats
Captage du
CO 2 à la source
Mer du Nord
Transport
de CO 2
Transport de CO 2
Autres sites de
stockage de CO 2
Injection
de CO 2
Injecteur
de CO 2
Production
Fond
Amélioration de
la récupération
des hydrocarbures

potentielle étant devenu possible grâce au programme gouvernemental
britannique de promotion du captage du co2. les études techniques
initiées en 2007 ont permis durant un an de passer au crible
toute la chaîne de surface assurant la maîtrise du procédé :
transport jusqu’à la plate-forme (thermodynamique dans les pipes),
équipements et procédures requis pour garantir les pressions
et températures favorables à l’injection en fond de puits, installations
dédiées à la séparation des volumes de co2 additionnels produits
par recyclage, puis stockage dans le réservoir.
par ailleurs, les spécialistes de total ont été étroitement associés
aux études sur le comportement thermodynamique du co2,
en particulier sur les équilibres co2/huile, dans le cadre d’un futur
pilote Eor à l’horizon 2020. l’enjeu majeur est de prédire la réaction
à l’injection d’un composé acide d’un immense réservoir crayeux,
confronté à un important phénomène de subsidence.
L’orient en perspeCtive
c’est bien entendu aux proche-, Moyen- et Extrême-orient,
qui concentrent les plus importants volumes de ressources
acides (co2 et H2S), que le co2 devrait s’afficher, à l’avenir, comme
un des leviers de l’amélioration des taux de récupération.
l’une des conditions à réunir étant de disposer d’une source
économique de co2 à proximité des champs candidats. Dès à présent,
les équipes Eor de total sont à l’œuvre, en particulier au travers
d’études de faisabilité sur le champ offshore d’abu al Bukoosh,
à abu Dhabi, opéré par le Groupe. au menu, la qualification
de l’équilibre co2/huile et son intégration au sein d’un modèle
réservoir dynamique afin d’évaluer l’efficacité de différentes stratégies
d’injection de co2. cette option, qui viendrait relayer une production
par injection d’eau puis de gaz hydrocarboné, aurait une valeur
de démonstration dans le cadre de l’exploitation d’un champ mature
produisant aujourd’hui quelque 90 % d’eau.
1
2 3
1-2-3. plate-forme d’abu al Bukoosh,
à abu Dhabi.

24
Eor
s
Modéliser les
réseaux de pores
Trois fluides peuvent s’écouler
simultanément dans un
réservoir : l’eau, l’huile et le gaz.
La compréhension de ces
écoulements complexes est
encore imparfaite et, pour
l’améliorer, Total s’est engagé, en
partenariat avec des universités
britanniques et américaines,
sur la voie très novatrice de
la modélisation numérique par
réseaux de pores, qui permet
d’appréhender les phénomènes
à l’échelle microscopique.
Reposant sur la modélisation
initiale d’un milieu poreux
– notamment grâce aux
techniques du microscanner
ou d’informations sur la
distribution granulométrique –
et sur la simulation
d’écoulements triphasiques,
cette approche innovante,
aujourd’hui freinée par les
puissances de calcul disponibles,
devrait progresser fortement
avec les prochaines générations
de processeurs.
//. expertise
un vaste Champ
DEs POssIBLEs
sss
Dans l’éventail de ses travaux à large spectre, total apporte
une attention toute particulière à la voie thermique, largement
mise en œuvre pour les huiles extra-lourdes mais encore
peu pour les huiles conventionnelles, et à celle de la
modification de la salinité de l’eau d’injection, ouverte tout
récemment. Deux pistes qui, parmi d’autres, pourraient livrer
les clés d’une récupération améliorée en milieu carbonaté.
Si la voie chimique et l’injection de co2 apparaissent comme les deux pièces
maîtresses de la récupération améliorée, ces procédés sont toutefois loin
d’épuiser la gamme des possibles. réchauffement des réservoirs, injection
d’eau adoucie, mise en œuvre de bactéries, injection alternée ou simultanée
d’eau et de gaz, injection d’azote, voire de gaz de fumées… : la liste est longue.
Si certaines technologies, déjà bien connues, n’ont été que peu appliquées
en raison du coût élevé des barils additionnels produits et que d’autres,
découvertes plus récemment, restent à qualifier, le projet Eor de total
n’en néglige aucune. avec, en point focal, le sujet majeur des carbonates,
les cibles les plus difficiles en termes de récupération améliorée.
injeCtion De vapeur sur Carbonates
les réalisations de total dans le domaine thermique au cours des
années 1980 comptent parmi les exemples les plus remarquables
de l’industrie. parmi les quatre opérations pilotes opérées entre 1977 et 1988
(lacq Supérieur et Saint-Jean-de-Marvejols-et-avéjan, dans le sud de
la France, poso creek, en californie, et émeraude, au congo), deux ont été
des premières mondiales et restent à ce jour les seules jamais conduites
en milieu carbonaté fissuré, et qui plus est en offshore pour émeraude.
la première opération de steam drive s’est déroulée entre 1977 et la fin des
années 1980 sur lacq Supérieur, réservoir à très fortes hétérogénéités
alternant calcaires poreux mais peu perméables et dolomies à faible porosité
mais à forte perméabilité de fissures. initiée par un premier pilote et étendue
par deux fois pour impliquer finalement quatre puits injecteurs (dont un
horizontal) et vingt producteurs, elle apporte la preuve de l’efficacité de la
méthode dans un tel environnement avec une production incrémentale
globale estimée à 110 000 m 3 en 1987. Mais elle permet aussi de mettre en
lumière un phénomène secondaire majeur : la dissolution ionique des
carbonates par la vapeur, à l’origine d’une production importante de co2 dans
le réservoir, elle-même source d’une augmentation des taux de récupération.
le même phénomène est au rendez-vous sur le pilote d’injection de vapeur
mis en œuvre entre 1985 et 1988 sur émeraude, un champ très difficile
à produire de l’offshore congolais. cette opération très audacieuse, déployée
sur trois niveaux réservoirs, nécessite l’emploi d’un rig incliné pour forer
des puits déviés (deux five spots pour une injection en steam drive sur deux
niveaux et un puits en Huff & Puff sur le troisième) dans des réservoirs enfouis

Étape 1
Injection de vapeur
Étape 2
Imprégnation
La vapeur est injectée
dans le réservoir.
Étape 3
Production
La vapeur et l’eau
condensée chauffent
le brut visqueux.
Le brut chauffé
et l’eau sont pompés
vers la surface.
1 2
3
Techniques d’injection de vapeur
Injecteur
à seulement 200 m de profondeur. Mitigés sur deux niveaux, les résultats
sont en revanche très encourageants sur le troisième. la production d’huile,
initialement de 20 m 3 /j atteint 100 m 3 /j pour une production cumulée
de 491 000 barils sur trois ans, avec un taux de récupération estimé à 50 % :
une véritable prouesse sur un champ où la récupération plafonnait,
jusqu’alors, à 3 %. un nouveau pilote à l’étude pour un champ africain
est destiné à évaluer différentes options thermiques – parmi lesquelles
la génération de vapeur en fond de puits – du point de vue de leurs
performances technologiques, économiques et environnementales.
L’eau, tout simpLement
l’une des solutions d’avenir pour élever les taux de récupération sur
les réservoirs carbonatés viendra peut-être de l’eau d’injection. Bien que très
ancien, ce procédé vient d’être éclairé par des découvertes majeures. c’est
dans le cadre des recherches conduites sur le champ norvégien d’Ekofisk
qu’il est apparu que la composition saline de l’eau d’injection a une influence
significative sur la récupération. Sur un échantillon de laboratoire, celle-ci
peut ainsi passer de 10 à 50 % selon le profil des ions en présence (calcium,
sulfate, magnésium, etc.). lorsque les réservoirs sont gréseux, c’est la teneur
globale en sel de l’eau d’injection qui peut jouer, et plus précisément
la diminution de la salinité. Variant de 2 à 30 points selon les manipulations,
la récupération incrémentale atteint en moyenne 10 % sur une roche non
fracturée. Sujet majeur de recherche pour les experts en pétrophysique
de total, cette découverte est étudiée en collaboration avec plusieurs
universités américaines, françaises et norvégiennes. il s’agit de comprendre
les mécanismes fondamentaux à l’œuvre afin de pouvoir passer, aussi
rapidement que possible, au stade du pilote.
Vapeur
Pertes de chaleur dans l’encaissant
Zone
vapeur
Zone liquides chauds
Condensation
de la vapeur
Huile
froide
Huile et
vapeur
Huile
chaude
(mobile)
(peu mobile)
Producteur
1. Huff & Puff.
2. Balayage à la vapeur.
3. Système SaGD (Steam
Assisted Gravity Drainage).

26
EOR
s
L’E&P en chiffres -
2008
Effectif : 15 583 employés *
(au 31 décembre 2008)
Investissements :
10 milliards d’euros
Production de pétrole et de gaz :
2,34 Mbep/j
Réserves prouvées et probables :
20 Gbep
Présent dans plus
de 40 pays
L’un des premiers
producteurs de pétrole et de gaz
en Afrique
L’un des plus
importants
producteurs d’hydrocarbures
au Moyen-Orient
Participations dans 9 sites
de liquéfaction de gaz.
* Filiales consolidées.
//. grOupe
TOTAL
dans le monde
en 2008
sss
Présent dans plus de cent trente pays, Total, l’un des
groupes pétroliers et gaziers les plus dynamiques
au monde, compte à son actif de nombreuses avancées
technologiques et économiques de premier plan.
un AcTeur mOndiAL mAjeur
Total, qui figure parmi les leaders en exploration et production
de pétrole et de gaz, en gaz et énergies nouvelles, en trading et
shipping ainsi qu’en raffinage et marketing, est également un acteur
clé du secteur de la chimie. En 2008, le Groupe a produit un total
de 2,34 millions de barils équivalent pétrole par jour (Mbep/j).
Sa croissance future s’appuie sur des réserves prouvées et
probables estimées à 20 milliards de barils équivalent pétrole
et sur un portefeuille d’actifs regroupant les régions clés du monde
en production de pétrole et de gaz. Leader du raffinage et marketing
en Europe, Total détient une participation dans vingt-six raffineries,
dont treize opérées directement, et exploite un réseau de près
de 16 500 stations-service, essentiellement en Europe et en Afrique.
Dans le secteur de la chimie, Total est l’un des plus grands
producteurs intégrés au monde. Le Groupe est numéro un sur
chacun de ses marchés principaux en Europe : pétrochimie,
fertilisants et chimie de spécialités.
expLOrATiOn-prOducTiOn : L’exceLLence
OpérATiOnneLLe
Total peut se féliciter d’être l’un des acteurs les plus actifs
et les plus prospères de l’industrie pétrolière mondiale.
Le Groupe maintient cette dynamique grâce à un vaste programme
d’exploration ainsi qu’à une expertise et des capacités de recherche
ultra-perfectionnées. Opérant dans les contextes géographiques
et techniques les plus divers, Total s’est fixé un objectif stratégique :
exploiter au mieux et de façon durable les ressources
d’hydrocarbures, en préservant la sécurité des hommes
et l’environnement.

Projets pour une croissance durable
Tout en souhaitant optimiser les dernières ressources
conventionnelles et prolonger la durée d’exploitation des champs
matures, le Groupe entend promouvoir les technologies innovantes
nécessaires pour garantir l’accès aux ressources futures.
Les nombreux grands projets menés à bien par Total ont largement
démontré sa capacité à maîtriser les enjeux technologiques et
économiques de la production des grands gisements en conditions
extrêmes, notamment les champs haute pression/haute
température, les bruts extra-lourds, la production en offshore
profond et ultra-profond, le transport multimodal d’effluents, etc. nnn
Indonésie
développement 2008-2009 Croissance 2010-2013 (e) Croissance 2013-2016 (e)
27
2008-2009 development
Growth 2010-2013(e)
Growth 2013-2016(e)
Communication E&P – Conception et réalisation : – Crédits photo : Atlantide S.N.C., Castano, Marco Dufour, Peter Granser/laif,
Gilles Lemdorfer, Laurent Pascal, Peerakit, Marc Roussel, Laurent Zylberman, DR – Infographies : Jean-Pascal Donnot, Idé – © Total – Décembre 2009.

COLLECTION SAVOIR-FAIRE
Neuf domaines d’expertise pour prolonger
la durée de vie des ressources d’hydrocarbures
TOTAL S.A.
Capital social : 5 929 520 185 euros
542 051180 RCS Nanterre
Exploration & Production - Paris
2, place Jean-Millier
La Défense 6 - 92078 Paris-La Défense Cedex - France
Tél. 33 (0)1 47 44 45 46
Exploration & Production - Pau
Avenue Larribau - 64018 Pau Cedex - France
Tél. 33 (0)5 59 83 40 00
www.total.com