Academic literature on the topic 'Géologie pétrolière'

Localisés à distance des grandes limites de plaques lithosphériques, les domaines intraplaques présentent de faibles vitesses de déformation géologique, se traduisant par des niveaux de sismicité faibles à modérés, avec des temps de retour longs entre deux séismes significatifs. Dans ces régions, les processus de surface sont plus rapides que les processus tectoniques et tendent à effacer les éventuelles traces de rupture laissées en surface par des séismes majeurs du passé. L’estimation de l’activité des failles dans de tels contextes nécessite la mise en œuvre d’une approche pluridisciplinaire combinant géophysique, géologie et paléosismologie. Nous présentons ici l’approche développée par EDF, dans le cadre de ses études d’aléa sismique, pour améliorer la connaissance des failles en France métropolitaine, en se focalisant sur l’utilisation de la sismique réflexion (imagerie) à différentes échelles. Les lignes sismiques de Haute Résolution (HR ; i.e. sismique profonde de type pétrolière) permettent d’estimer la localisation et la géométrie des failles en profondeur, ainsi que leur histoire cinématique. La sismique ultra haute résolution en ondes S (UHRS) donne quant à elle une information sur la localisation des failles en très proche surface et permet de localiser d’éventuelles tranchées paléosismologiques visant à analyser l’activité des failles.

Ce travail représente une étude intégrée du secteur nigérian du bassin du lac Tchad. Des notions de géologie fondamentales et appliquées ont été utilisées avec une concentration sur la géologie pétrolière ainsi que le potentiel pétrolier du secteur. Cette étude démontre la présence d'un réseau de rifts orientés WNW- ESE/NNE-SSW d'âge fini jurassique-EO crétacé dans le secteur nigérian du bassin du lac Tchad. Les rifts sont le résultat d'une extension polyphasée de la croûte pan-africaine suivie d'une relaxation thermique. La colonne sédimentaire est formée de 10 000 m de sédiments gréso-argileux divisés en six formations : le Bima, le Fika, le Gongila, le Gombe, le Kerri-kerri et le Tchad. Quinze séquences de deuxième ordre de Haq ont été identifiées. Nous avons identifié dix-neuf environnements de dépôts qui sont regroupés en trois milieux : continental, marin restreint et marin franc. Les reconstitutions paléogéographiques indiquent la présence d'un complexe de fosses à grand bassin pendant le Barremien-albien, d'une mer intracontinentale pendant le cénomanien-maastrichtien et finalement d'un complexe fluvio-lacustre pendant le tertiaire. Les roches mères identifiées contiennent le Kerogène du type III avec une teneur moyenne de 0. 89% (toc). Le gradient géothermique est de 33. 1 \c/km avec un paléoflux de chaleur d'environ 75 mwm 2. Le volcanisme d'âge crétacé-tertiaire aurait pu engendrer des températures plus importantes. Les résultats de la pyrolise Rock-Eval ainsi que la modélisation géochimique définit la fenêtre a huile entre 1100 et 2500 m. Trois systèmes pétroliers ont été identifiés et les résultats de la modélisation montrent qu'ils ont fonctionné. La combinaison de facteurs évoqués ci-dessus ainsi que les découvertes des hydrocarbures dans le même bassin des pays voisins (le Niger, le Tchad et la République Centre africaine) favorise la découverte des gisements d'hydrocarbures dans le secteur nigérian du bassin du lac Tchad.

La modélisation des réservoirs pétroliers passe par une étape de construction d'une grille volumique généralement adaptée aux failles et aux horizons du domaine, sur laquelle les modèles de propriétés pétrophysiques sont calculés. On utilise pour cela des grilles curvilinéaires stratigraphiques formées de cellules hexaédriques dont les indices (i,,j, k) constituent un échantillonnage d'une fonction paramétrique 3D (u,v,t) où (u,v) correspondent aux coordonnées "paléogéographiques" tangentielles aux horizons et (t), considéré comme un analogue de l'age geologique des terrains, est approximativement orthogonal aux horizons. Ces grilles sont bien adaptées aux algorithmes géostatistiques de modélisation de propriétés mais leur régularité topologique entraîne des erreurs ou des approximations dans les domaines fortement faillés ou plissés. Le modèle GeoChron corrige ces défauts en séparant clairement la géométrie du domaine d'étude (représentée par un maillage tétraédrisé non structuré), la correspondance entre cette géométrie et la géométrie des couches au moment de leur formation (grâce à une fonction de paramétrisation 3D (u, v, t) ) et le modèle de propriété (calculé dans une grille régulière fine). Après avoir exposé le cadre mathématique de ce modèle qui met en valeur les similarités avec les diagrammes de time stratigraphy (ou de Wheeler) utilisés en sédimentologie, nous indiquons deux méthodes pratiques de construction d'une telle paramétrisation, implémentées dans le cadre du géomodeleur GOCAD. Puis nous montrons comment la composante (t) de la fonction de paramétrisation peut être utilisée pour calculer automatiquement en tout point d'une surface de faille une estimation géométrique du vecteur rejet. Enfin, nous présentons plusieurs applications possibles concernant la modélisation des propriétés pétrophysiques, l'estimation des déformations ou encore l'intégration des données sismiques
Reservoir modelling requires building a volumic mesh usually adapted to faults and horizons of the domain, on which petrophysical property models are computed. The common practice consists in using stratigraphic curvilinear grids formed of hexahedral cells whose indexes (i, j, k) constitute a sampling of a " 3D parametric function (u, v,t) where (u, v) correspond to the "paleo-geographic" coordinates tangent to the horizons and (t), viewed as an analog to the geological age of the terrains, is approximately orthogonal to the horizons. These grids are suited to the property-modelling geostatistical algorithms but their topological regularity induces errors or approximations in complex fault networks or folded environments. The GeoChron model corrects these drawbacks by clearly segragating the geometry of the domain of study (modelled by an unstructured tetrahedralised mesh), the link between this geometry and the geometry of the layers at the time or deposition (thanks to a 3D parametric function (u,v,t)) and the property model (computed in a regular fine-scaled grid). After exposing the mathematical framework of this model which emphasises the similarity with time stratigraphic (or Wheeler) diagrams used in sedimentology, we show two practical ways of building such a parameterisation and their implementation in the GOCAD geomodelling software. Then we show how the (t) component of the parametric function can be used to automatically compute a geometric estimate of the throw vector in any point of a fault surface. Finally, we present Borne applications concerning petrophysical property modelling, deformation estimation or seismic data integration

Les outils numériques de modélisation des bassins sédimentaires et des systèmes pétroliers prennent en compte des processus naturels chaque fois plus nombreux et font intervenir une grande variété de disciplines des géosciences. C’est pourquoi il est ardu de construire des modèles qui soient cohérents avec l’ensemble des données disponibles et l’ensemble des connaissances géologiques. Les travaux réalisés dans cette thèse de doctorat visent à rendre ces outils de modélisation plus accessibles d’une part en facilitant la construction des modèles numériques par l’intégration simultanée et automatique des concepts géologiques et des données et d’autre part en donnant accès à l’interprétation des risques d’exploration sous forme de cartes. Pour répondre au premier objectif, deux méthodes ont été mises au point afin de faciliter et d’améliorer la détermination de l’histoire thermique des bassins sédimentaires et de la distribution régionale de la matière organique. Elles se basent sur une même procédure d’exploitation des mesures locales et de l’information géologique régionale pour mieux estimer ces aspects clés pour l’exploration des systèmes pétroliers. Une optimisation des paramètres de modélisation est d’abord réalisée afin de reproduire les données locales avant d’extrapoler les résultats à l’échelle du bassin via l’utilisation des données géologiques. Les deux approches ont été valorisées chacune par le dépôt d’un brevet (Ducros, 2012 ; Ducros et Chauveau, 2015). Elles sont illustrées pour l’une sur le cas du bassin de Berkine, où l’on dispose d’une importante base de données thermiques, et pour l’autre sur le bassin Ouest-Canadien, objet d’une intense exploration des hydrocarbures de roche-mère. La deuxième partie des travaux a porté sur la mise au point et l’application d’une méthode d’analyse de sensibilité et de risques sous forme de cartes. Elle s’appuie sur une approche d’approximation de la réponse d’un simulateur sur l’ensemble de l’espace d’incertitude afin de réduire le temps d’échantillonnage nécessaire à l’estimation des risques et sur une analyse en composantes principales permettant de réduire la dimension des résultats à traiter. La méthode est illustrée sur deux exemples d’application : le premier utilise un outil de modélisation stratigraphique pour l’estimation de la position des réservoirs pétroliers dans un bassin sédimentaire et le deuxième montre comment peut-être déterminé le risque sur la maturité de la roche-mère. Ces nouveaux outils renforcent les liens entre les différentes disciplines des géosciences afin de produire des résultats plus cohérents et plus prédictifs. Ils facilitent également l’accès à des analyses d’incertitudes et de risques qui permettent des interprétations cartographiques puissantes, en lien avec les techniques courantes d’appréciation des risques d’exploration (CRS mapping)
Numerical tools for petroleum system modeling and forward stratigraphic modeling were designed to account for complex processes responsible for hydrocarbon accumulations in petroleum reservoirs. These processes, which extended to new mechanisms and gained details with increasing understanding, involve several geoscience disciplines making difficult the building of models consistent with both data and knowledge. The work performed during this Ph.D. aims at making basin modeling more accessible to geoscientists first by making easier the integration of geological concepts and available data during the process of model building and then by improving quality of forecasts and of risk quantification through sensitivity and risk analysis on maps. In a first section, two methods designed for better and easier estimation of the thermal history and of the distribution of marine organic matter in sedimentary basins are presented. They are based on a similar procedure which uses local data and regional knowledge to assess these two key aspects of petroleum system exploration. An optimization loop is initially performed on input parameters to fit on local data before extrapolating the results to basin scale under the constraint of the regional geological information. Both approaches were patented (Ducros, 2012; Ducros et Chauveau, 2015). The basin of Berkine in Algeria, for which an important set of thermal data is available, was used as an application case study for the method designed for estimating thermal history. The Western Canadian Sedimentary Basin, known for its production of unconventionals, was used for illustrating the estimation of the distribution of organic matter. The second part of the work is dedicated to a new methodology for sensitivity and risk analysis on maps. It is built on a proxy-model of the simulator behavior in the uncertain space to save time during the sampling phase required for providing statistical results. It also uses a principal component analysis to reduce the space dimension when dealing with maps. The approach is illustrated on two case studies: one using a forward stratigraphic model for assessing the position of petroleum reservoirs and one on a petroleum system modeling tool for assessing the maturity of a source-rock in the Levant Basin. These new tools strengthen the integration of data coming from different disciplines to produce more consistent and robust results. They make easier the interpretation of risk analysis provided on a format compatible with classical methods of risk assessment in petroleum exploration such as CRS mapping. The results of this work emphasize the role of these tools for making the link between the different disciplines of geosciences to provide consistent and predictive results. They also give access to powerful risk mapping that can be part of a more general framework, called Common Risk Segment Mapping, used for risks assessment in petroleum exploration

Un réservoir pétrolier est un système physique complexe dont on souhaite estimer au mieux les hétérogénéités, à partir d'un ensemble de données hétérogènes. Cela peut être réalisé soit de façon déterministe (génération d'un seul et unique modèle du sous-sol, intégrant au mieux l'ensemble des données), soit en utilisant des méthodes de simulations géostatistiques : le but de ces méthodes n'est pas d'obtenir un modèle unique du sous-sol, mais un ensemble de modèles du sous-sol équiprobables et représentatifs des hétérogénéités supposées dans le réservoir. Ce travail de thèse a pour but de proposer une nouvelle méthodologie de génération de modèles équiprobables, en intégrant un large éventail de données. Dans une première partie, les méthodes de simulations stochastiques de faciès couramment utilisées sont décrites. Ensuite, après avoir défini la notion de membership function et effectué quelques rappels sur l'interpolateur DSI, l'intégration de différents types de données (données de puits, cartes et courbes de proportions, données sismiques, anisotropie) dans la méthode proposée est détaillée. Cela permet de mettre en evidence la diversité des données pouvant être prises en compte dans cette méthode. La partie suivante est dédiée à la problématique de l'interpolation de probabilités de faciès ayant pour but la génération d'un cube de proportions. Différentes méthodes d'initialisation et d'interpolation des propriétés y sont abordées successivement et les résultats sont comparés. Dans la dernière partie, trois méthodes permettant de générer des simulations stochastiques de faciès à partir du cube de proportions sont proposées et les résultats obtenus avec ces différentes méthodes présentés
An oil reservoir is a complex physical system whose challenge is to estimate as best as possible the heterogeneities from a set of heterogeneous available data. This estimation can be carried out using a deterministic approach (accounting for aIl available data integrated into a unique model) or geostatistical simulation methods : these methods do not aim at providing a single model of the underground, but rather to generate a large set of alternative, equiprobable models representing the heterogeneities expected into the reservoir. The main goal of this work is to propose a new method for generating alternative and equiprobable models, accounting for a large set of data. The first part is a review of commonly used geostatistical methods. Ln a second part, the theory of membership functions is introduced, and the integration of several data types (welllogs, proportion map and curve, seismic data, anisotropy) into the DSI interpolator is detailed, and demonstrate the ability of the DSI Interpolator to integrate a large set of constraints. The next part discusses the specific problem of the interpolation of facies occurrence probabilities, and presents different ways to compute a proportion cube (computing an initial solution, using a multigrid algorithm or using the DSI algorithm). The last part presents three alternative methods to generate stochastic models from a proportion cube, and the results obtained are discussed

Dans cette thèse, on étudie deux modèles décrivant l'évolution d'un bassin sédimentaire sous une contrainte sur le taux d'érosion. Ces modèles sont obtenus par l'application de la loi de conservation de masse sur le flux de matières, ce qui conduit à l'équation de Darcy ou à l'équation de Darcy-Barenblatt selon l'expression du flux choisie parmi deux expressions possibles d'après les géologues. L'équation de Darcy-Barenblatt est obtenue de celle de Darcy en ajoutant un terme de diffusion. En outre, la contrainte d'érosion maximale est implicitement contenue dans la formulation du modèle de Darcy-Barenblatt mais pas dans celle de Darcy en dimension 2. Après la présentation de ces modèles dans l'introduction de la thèse, la première partie est consacrée au modèle de Darcy-Barenblatt. On a obtenu un résultat d'existence d'une solution par une méthode de point fixe de Schauder-Tikhonov. Ensuite, on a montré un résultat de régularité en utilisant des résultats de Meyers et de Necas sur les équations elliptiques à coefficients höldériens, ce résultat de régularité est propre à une dimension inférieur ou égale à 2. La première partie se termine par la démonstration d'un résultat d'unicité de la solution. Le modèle de Darcy est étudié dans la deuxième partie de la thèse, on a obtenu une solution du problème discrétisé en temps, mais en dimension 2 d'espace le passage à la formulation continue fait apparaitre des produits de deux convergences faibles et soulève des difficultés théoriques non surmontées. En dimension 1, on a obtenu une solution continue pour le cas de la sédimentation marine en résolvant un problème à frontière libre de type Bernoulli d'évolution.

Dans le domaine pétrolier, le rôle des failles normales est déterminant quant au piégeage des hydrocarbures en domaines extensifs. L'évaluation des quantités d'hydrocarbures piégés, en particulier en limite de structures, nécessite une bonne compréhension de la géométrie 3D des extrémités de failles et des processus de propagation associés. Pour étudier les mécanismes liés à la propagation des failles normales, deux types de modélisations analogiques sont réalisés : (1) essais de propagation d'un défaut préexistant dans des matériaux analogues translucides, suivis en vidéo et (2) déformation extensive de modèles dimensionnés de type bicouche sable / silicone, imagée par tomographie à rayons X (scanner médical). Ce type d'approche permet d'étudier l'évolution de la géométrie d'une faille normale et d'analyser les mécanismes de la propagation defailles en 3D au cours du temps. Les résultats obtenus permettent de proposer un modèle conceptuel spatio-temporel (4D) de propagation de failles normales néoformées. Quel que soit le type de modélisations, des failles secondaires disposées en échelon sont initiées dans le prolongement de la faille principale. Les mécanismes de propagation d'une faille normale'résultent essentiellement des processus de connexion entre les failles secondaires, entre failles secondaires - faille principale et de branchement entre deux failles principales. Ces processus de connexion sont à l'origine des différents types d'ondulations observées sur les plans de failles. Afin de valider le modèle, la morphologie détaillée des failles normales néoformées naturelles est analysée à partir de blocs sismiques 3D (Delta du Niger, Golfe de Gabès) et d'exemples de terrain (Oklo, Gabon). Les structures extensives naturelles sont interprétées à l'aide des séquences 4D, élaborées à partir des modélisations analogiques. L'influence de l'héritage structural sur la géométrie et la propagation des failles normales néoformées est également abordé
In petroleum geology, normal faulting is a major process in the formation of oil traps in extensional domains. Evaluating the quantities of hydrocarbons trapped, especially at the edges of structures, requires thorough knowledge of the 3D geometry of fault tips and their propagation mechanisms. To study the propagation mecanisms of normal faults, two types of analog modeling are conducted here: (1) propagation tests of pre-existing fauHs in translucid analog materials with video monitoring and (2) extensional deformation of two-Iayer sand/silicone scale models with X-ray tomograph imaging (medical scanner). This type of approach makes it possible to analyze fault propagation mechanisms in three dùnensions over the course oftime. The results are used to develop a conceptual model of the propagation of neoformed normal faults within a spatio-temporal (4D) framework. Whichever type of analogue model is used, secondary faults arranged in en échelon patterns arise at the tips of the main fault. Normal fault propagation mechanisms results mainly from connection processes between the secondary faults, between secondary faults and the main fault, and from the junction of two main faults. These connection processes are the source of the different types of undulation observed on fault planes. To validate the theoretical model, detailed morphology of natural neoformed normal faults is analysed by means of 3D seismic blocks (Niger Delta, Gulf of Gabes) and field examples (Oklo, Gabon). The natural extensional structures are interpreted using 4D sequences developed by analog modeling. The influence of the structural heritage (reactivation of a deep fault) on the geometry and propagation of neoformed normal faults is also considered

Dans le domaine pétrolier, les principales données utilisées pour la caractérisation et l'évaluation des formations réservoirs présentent des échelles de résolution différentes: micrométrique à centimétrique pour l'information issue des carottes, décimétrique pour les diagraphies conventionnelles et décamétrique pour les acquisitions sismiques. Les images électriques de puits jouent un rôle important dans la caractérisation des réservoirs, car elles présentent une résolution centimétrique et fournissent des données 2D-3D en continu le long du puits. La principale utilisation de ces images aujourd'hui est l'interprétation structurale et sédimentologique. Cette thèse propose deux méthodes originales de caractérisation et d'évaluation pétrophysique des formations réservoirs pétroliers, qui intègrent les images électriques de puits, les données carotte et les données diagraphiques. La première méthode, développée pour des formations turbiditiques argilo-gréseuses est basée sur les images OBMI. Cette méthode permet d'obtenir des images en argilosité, saturation et perméabilité. Leur intérêt est principalement de pouvoir choisir les épaisseurs des bancs à prendre en compte dans la construction des modèles géologiques et l'obtention d'une perméabilité verticale à l'échelle décimétrique et plurimétrique. La deuxième méthode, développée pour des formations carbonatées vacuolaires, utilise les images FMI. Cette méthode permet de modéliser les faciès réservoirs et la perméabilité. La résolution obtenue par cette méthode est supérieure à celle obtenue à partir de l'utilisation de diagraphies conventionnelles.