Dissertations / Theses: 'Géologie pétrolière'

1

Umar, Tajudeen Sagir. "Géologie pétrolière du secteur nigérian du bassin du lac Tchad." Pau, 1999. http://www.theses.fr/1999PAUU3013.

Full text

Abstract:

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.

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

2

Moyen, Rémi. "Paramétrisation 3D de l'espace en géologie sédimentaire : le modèle GeoChron." Vandoeuvre-les-Nancy, INPL, 2005. http://docnum.univ-lorraine.fr/public/INPL_T_2005_MOYEN_R.pdf.

Full text

Abstract:

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

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

3

Ducros, Mathieu. "Approches intégrées de construction et d’analyse des modèles de systèmes pétroliers : apports pour l’exploration pétrolière." Electronic Thesis or Diss., Paris 6, 2017. http://www.theses.fr/2017PA066740.

Full text

Abstract:

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

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

4

Béché, Martin. "Architecture structurale de la ceinture de Gaspé (Canada): imagerie sismique intégrée et application à l'évaluation pétrolière." Thesis, Université Laval, 2009. http://www.theses.ulaval.ca/2009/25979/25979.pdf.

Full text

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

5

Iessa, Riadh. "Essai sur la détection de la fracturation de roches réservoirs du N. E. De l'Irak par l'interprétation des diagraphies différées." Bordeaux 3, 1986. http://www.theses.fr/1986BOR30201.

Full text

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

6

Labat, Laurent. "Simulations stochastiques de faciès par la méthode des membership functions." Vandoeuvre-les-Nancy, INPL, 2004. http://www.theses.fr/2004INPL094N.

Full text

Abstract:

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

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

7

Louly, Mohamed-Salem. "Deux modèles mathématiques de l'évolution d'un bassin sédimentaire : Phénomènes d'érosion-sédimentation-transport en géologie. : Application en prospection pétrolière." Phd thesis, Université de Pau et des Pays de l'Adour, 2009. http://tel.archives-ouvertes.fr/tel-00437343.

Full text

Abstract:

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.

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

8

Marchal, Denis. "Approche spatio-temporelle des mécanismes de la propagation des failles normales : des modélisations analogiques à la sismique 3D." Nancy 1, 1997. http://www.theses.fr/1997NAN10270.

Full text

Abstract:

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

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

9

Geraets, David. "Modélisation stochastique de champs de vitesse géophysique en exploration pétrolière." Phd thesis, École Nationale Supérieure des Mines de Paris, 2002. http://pastel.archives-ouvertes.fr/pastel-00001236.

Full text

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

10

Knecht, Leonora. "Contribution à la caractérisation des formations réservoir par intégration d'images électriques et de données pétrophysiques." Bordeaux 3, 2006. http://www.theses.fr/2006BOR30011.

Full text

Abstract:

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.

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

11

Werner, Alexander. "Viscosité des fluides pétroliers riches en produits lourds : mesure et modélisation." Pau, 1996. http://www.theses.fr/1996PAUU3026.

Full text

Abstract:

Le but de ce travail est de prédire la viscosité des fluides pétroliers dans les roches mères ainsi que dans les réservoirs. En effet, la modélisation de la migration pétrolière entre ces deux milieux met en oeuvre la loi de Darcy qui nécessite la connaissance de la viscosité dynamique en fonction de la pression, de la température et de la composition du fluide. Il a été fait appel à la méthode des plans d'expériences afin de définir des mélanges synthétiques en vue d'identifier l'influence de la composition sur la viscosité. Les bruts synthétiques ainsi déterminés représentent les liquides formes dans les roches mères de type II à différents stades de maturation ainsi que les bruts de gisements ayant la même origine. L'étude expérimentale de la viscosité de bruts pétroliers nécessite en premier lieu une observation de la stabilité de la phase considérée. Effectivement, plusieurs mélanges ont précipité des asphaltènes dans les conditions opératoires moyennes régnant dans les roches mères. La précipitation des asphaltènes dans les roches mères peut représenter un paramètre dont il faudra tenir compte dans la modélisation de l'expulsion et de la migration. Les mesures montrent que les concentrations en gaz et en asphaltènes sont déterminantes pour la viscosité des bruts. La modélisation de la viscosité combine deux équations complémentaires : la loi de mélange de Grunberg et Nissan (1949), qui a été modifiée et qui fournit la variation de la viscosité en fonction de la composition du fluide; la dépendance en pression et en température étant représentée par le modèle de Kanti et al. (1989) qui a été réajusté. Il a été ainsi développé un nouveau modèle qui donne la viscosité dynamique des fluides pétroliers en fonction de la pression, de la température et de la composition. Ce nouveau modèle a été validé avec des mesures de viscosité sur des bruts réels.

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

12

Abellan, Alexandre. "Construction de fonctions objectifs et modélisation a priori de l’apport de mesures en géosciences : une approche statistique." Strasbourg, 2009. https://publication-theses.unistra.fr/public/theses_doctorat/2009/ABELLAN_Alexandre_2009.pdf.

Full text

Abstract:

La caractérisation de réservoir ainsi que la quantification des incertitudes sont des enjeux majeurs en ingénierie de réservoir. L’une des difficultés vient de l’impossibilité pratique de disposer d’une description exhaustive des roches souterraines, ce qui impose une analyse probabiliste du réservoir. Dans un premier temps, il est donc indispensable de déterminer un cadre théorique et un cadre pratique permettant d’estimer au mieux les paramètres du modèle tout en fournissant des outils de calcul efficaces. Dans un second temps, l’intégration de données observées dynamiquement ou calage d’historique se fait au moyen d’une fonction objectif qui mesure l’écart entre les données de production simulées par le modèle numérique de réservoir et les données réelles mesurées sur le terrain. Sa minimisation aboutit à l’estimation des paramètres du modèle sans pour autant être en accord avec la géologie présente. Pour éviter toute inconsistance, on intègre avant l’étude, toute l’information a priori disponible, dans la fonction objectif. Le cadre bayésien retenu permet de définir cette nouvelle fonction objectif de façon naturelle. Dans un troisième temps, l’introduction de la notion d’entropie en probabilité et de la divergence de Kullback-Leibler permettent de donner un sens précis à la notion d’information contenue dans les mesures. Ainsi, l’étude des variations par rapport au nombre d’observations permet de quantifier le gain d’information sur la caractérisation du réservoir. Des tests ont été effectués dans le cadre du krigeage, de l’interprétation des essais de puits et de l’écoulement diphasique montrant la pertinence de l’approche
Due to the increasing costs of investments involved in oil industry, reservoir characterization and uncertainty quantification are now major issues in oil and gas reservoir engineering. As it is impossible to get an exhaustive knowledge of the reservoir, a probabilistic description is now adopted. This description relies on a smaller number of parameters that need to be estimated using the data. In a second step, the model is history matched in order to be consistent with the observed dynamic data (e. G. Pressure at the well, fluid flow rates). This is done by minimizing an objective function that quantifies the discrepancy between the simulated and real data. Geological data is integrated when building the prior model. The bayesian framework allows to perform these tasks in a natural way. In a next step, using entropic considerations, we introduce the so called Kullback Leibler divergences that allows to quantify the "information content" of any potential measurements, relative to the considered model. A tractable algebraic expression is worked out when considering Gaussian models and data depending linearly on the model. Explicit tests were carried out in the case of kriging, well test interpretation and two phase flow context. The notion of data redundancy was also explored and quantified. The developed technique could help to design optimal data acquisition schemes

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

13

Battaïa, Guillaume. "Expérimentation versus simulation du transport réactif en milieu poreux, capture des profils de concentration et évolution texturale des solides." Saint-Etienne, EMSE, 2009. http://tel.archives-ouvertes.fr/tel-00466764.

Full text

Abstract:

Nous présentons un nouveau réacteur de type plug-flow. Il reproduit un milieu poreux 1D composé de quartz et d’un solide réactif, percolés par un fluide aqueux échantillonné en différents points pour l’acquisition de profils de concentration. La percolation de solutions saturées en CO₂ (5-8 bar) à 40-50°C sur des carbonates (calcite, dolomite) génère un front de dissolution mobile, reproductible et dont la forme est stationnaire. Cette forme suggère un accroissement de la surface réactive avec l’avancement la réaction, en bon accord avec les textures ruiniformes observées au MEB. La dissolution du diopside à pH=2, 60°C produit les profils de concentration linéaires attendus loin de l’équilibre en conditions stationnaires. L’étape initiale de dissolution non stœchiométrique génère une couche de surface riche en Si, observée au MEB, dont la répartition est anisotrope
A new type of plug flow reactor is developed. It reproduces a 1D porous medium composed of quartz and reactive solids exposed to the percolation of an aqueous phase, whose concentration profile can be captured through sampling ports. The reaction of CO₂ saturated solutions (5-8 bar) at 40-50°C with carbonate (calcite, dolomite) generates reproducible dissolution fronts migrating downstream with stationary shape. This shape evidences an increase in reactive surface area with increasing dissolution, in agreement with the observed skeletal solid textures. Diopside dissolution in acidic solutions, pH=2, 60°C, generates linear concentration profiles as predicted far from equilibrium. In the initial non-stoichiometric dissolution stage, a Si-dominated surface layer is formed. SEM data suggest an anisotropic distribution of this layer

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

14

Urgelli, Denise. "Prise en compte des hétérogénéités par prise de moyenne des transmissivités sur maillages adaptés en simulation de réservoir." Aix-Marseille 1, 1998. http://www.theses.fr/1998AIX11039.

Full text

Abstract:

Les hétérogénéites de réservoir sont générées par des modèles géostatistiques sur une dizaine de millions de mailles fines, ce qui est actuellement incompatible avec les possibilites de calcul des simulateurs numériques d'écoulement. Il est donc nécessaire de réduire le nombre de mailles. De manière à connaître les valeurs des paramètres pétrophysiques de l'échelle fine à l'échelle grossiere appropriée aux simulations d'écoulement, des techniques d'homogénéisation sont utilisées. Les méthodes de prise de moyenne en simulation de réservoir sont étudiees depuis plusieurs années par de nombreux scientifiques. En général, lorsque la direction principale d'écoulement n'est pas parallèle aux axes principaux du maillage, la perméabilite équivalente doit être représentée par un tenseur complet pour bien prendre en compte les propriétés de l'écoulement. Mais, la perméabilite obtenue ne peut pas être utilisée directement dans le schéma numérique. Une moyenne harmonique entre les perméabilités de deux mailles voisines est alors généralement utilisée pour obtenir les transmissivités. Le choix de cette moyenne peut ne pas être optimal dans tous les cas. Actuellement, de plus en plus d'auteurs recommandent l'utilisation de perméabilites internodales calculées entre deux mailles voisines. Ce calcul est équivalent au calcul des transmissivités, pour un schéma fixe. La prise de moyenne des transmissivités est plus précise que la prise de moyenne des perméabilités, car la transmissivité est calculée directement à partir des hétérogénéites fines en intégrant le schéma numérique. Une théorie a été développée, dans le cadre de la thèse, pour le démontrer en 1-d. Le travail de thèse porte sur une nouvelle technique pour calculer les transmissivités a l'échelle grossière dans les équations discrétisées à l'aide d'un schéma numérique du type volumes finis sur deux types de maillages : le maillage cartésien et le maillage corner point geometry (quadrangles). Le principe de cette technique est d'utiliser le bloc décale place a cheval entre deux mailles grossières voisines sur lequel on résout a l'échelle fine le problème permanent. De plus, pour améliorer la précision a l'échelle du champ, on peut distinguer deux types d'écoulement pour calculer les transmissivités : l'écoulement linéaire situe loin des puits ou le gradient de pression est faible et l'écoulement radial situe près des puits ou le gradient de pression est élevé. La région de l'écoulement radial a une grande importance sur la prévision de production, car directement liée aux puits. L'intérêt de la prise de moyenne au voisinage des puits est montre théoriquement et numériquement en 2-d. Son principe de calcul réside dans la détermination des transmissivités des mailles puits et de l'indice de productivité (ip) simultanément. La validation a été faite sur des cas pratiques en comparant cette nouvelle technique de prise de moyenne, la méthode décalée, avec des techniques classiques pétrolieres et des techniques de prise de moyenne du tenseur complet de perméabilités.

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

15

Blanchet, Aurélie. "Origine, conditions et processus de la silicification diagénétique de réservoirs gréseux en mer du Nord." Paris 11, 2002. http://www.theses.fr/2002PA112022.

Full text

Abstract:

L'objectif de ce mémoire est de mieux comprendre les modalités de silicification en contexte diagénétique. Celles-ci jouent en effet un rôle important dans la réduction de la porosité des grès et diminuent ainsi leur qualité de réservoir pétrolier. Des formations gréseuses datées du Jurassique ont été étudiées dans 4 champs de Mer du Nord. Les inclusions fluides sont classiquement utilisées comme indicateurs de température de silicification. Toutefois, l'étude systématique des inclusions aqueuses et hydrocarbonées, par microthermométrie, microspectrofluorimétrie et spectroscopie Raman, a montré d'une part que les inclusions n'ont pas subies de rééquilibrage thermique et d'autre part qu'il existe de grandes variations de température de piégeage et des compositions, y compris pour des inclusions localisées au sein d'un même assemblage d'inclusions fluides. De plus, les résultats microthermométriques et micro spectrofluorimétriques indiquent que les inclusions localisées à la limite entre le grain détritique et la surcroissance ne sont pas représentatives du début de formation de la surcroissance. Les teneurs en aluminium, mesurées à la microsonde électronique, sont variables entre chaque zone de surcroissance de quartz définie en cathodoluminescence. Les fortes concentrations, atteignant 1375 ppm, permettent d'identifier la dissolution des feldspaths comme une source importante de silice. Les autres sources de silice, mineures, sont la pression-dissolution et la dissolution des tests d'organismes siliceux. Les compositions isotopiques en oxygène, mesurées à la sonde ionique, indiquent une influence d'eau météorique en début de précipitation des surcroissances de quartz d'Alwyn nord. L'eau météorique pénétrant dans le système à la faveur de l'émersion au Crétacé, engendre la dissolution des feldspaths. A partir de 2 km d'enfouissement, les silicifications sont influencées par des fluides évolués, provenant des shales sous-jacents et enrichis en 18_O
The petroleum reservoir qualities of sandstones are partially reduced by the presence of diagenetic quartz which occlude the cement porosity. Two sandstones reservoirs, the Brent and Franklin formations from North Sea, have been studied to understand the process and origin of silicification. Fluid inclusions are often used to constrain quartz precipitation temperature. However their possible stretching with burial is still a problem. Fluid inclusion (FI) petrographic and microthermometric study shows that large Th range cannot been explained by temperature reset. Microspectrofluorimetry of hydrocarbon inclusions and Raman spectroscopy of aqueous inclusions indicate compositional variations even for FI located along a single detrital gram-overgrowth boundary. Microthermometric and MSF data point out that FI located along the boundary are not representative of the beginning of the silicification. The diagenetic sequence and aluminium content in the quartz overgrowths allow to establish the origin of silica for each overgrowth zone defined in cathodoluminescence. High aluminium contents (up to 1375 ppm) are linked to feldspar dissolution which can be induced by acid meteoric water or organic acids. Pressure-solution and sponge test dissolution are minor source of silica compared to the feldspar dissolution. Oxygen isotopes were measured in each overgrowth zone and interpreted with FI temperatures to constrain the burial evolution of fluid. In Alwyn north, negative delta_18_O of fluid in equilibrium with the first overgrowth zone (-7%) points out the influence of meteoric water, probably introduced in the system during the lower Cretaceous emersion. From 2 km of burial, silicifications are influenced by evolved fluids (until +10%) coming from clay transformations in the underlying shales

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

16

Chadouli, Kheira. "Caractérisation pétrographique appliquée à la modélisation pétrolière : étude de cas." Thesis, Université de Lorraine, 2013. http://www.theses.fr/2013LORR0291/document.

Full text

Abstract:

La compréhension d'un système pétrolier nécessite la caractérisation pétrographique de tous les éléments et les processus le composant. Dans ce travail, plusieurs exemples de roches mères, roches réservoirs et roches couvertures provenant de bassins pétroliers différents, ont été étudiés afin de décrire les méthodes pétrographique classiques et mettre en place des nouvelles. Ces dernières telles que : la création d'une cinétique de transformation d'un kérogène composé de deux types de matière organiques (programmation), analyse macérale et l'étude des microfractures par analyse d'images, la diffraction à rayon X ainsi que la tomographie ont permis la caractérisation de la roche mère. Quant aux roches réservoirs, les méthodes d'analyse d'image des propriétés pétrophysiques, la microscopie MSCL ainsi que les paramètres de mouillabilité permettent la description de la qualité de ces réservoirs et leurs préservations au cours du temps à cause des phénomènes de recristallisation, dissolution, circulation de fluide et de réaction TSR/BSR. Les roches couvertures étudiées dans ce travail sont celles des argilites callovo-oxfordienne, utilisant la diffraction à rayon X ainsi que l'analyse d'image et la tomographie. Ces méthodes ont facilité la compréhension de leurs comportements au cours du temps, leurs capacités de sorption/désorption et leurs fiabilités de stockage de déchets nucléaire. Enfin, la modélisation pétrolière avec Petromod permet de déterminer les fonctionnements des systèmes pétroliers. La modélisation par percolation est plus proche de la réalité des bassins pétroliers que celle de Darcy/Hybride
Understanding oil systems requires petrographic characterization of all elements and process that compose it. In this work, several examples of source rocks, reservoir rocks and seal from different petroleum basins have been studied in order to describe conventional petrographic methods and develop new ones. The new ones as: a program of transformation kinetic of kerogene composed of two types of organic matter, maceral analysis and microfractures study using images analysis, the diffraction X-ray and tomography allowed source rock description. As for, reservoir rocks, methods of petrophysical characterization by images analysis, MSCL Microscopy and wettability parameters permit reservoir quality description and their preservation over time due to recrystalization and dissolution phenomena, fluid flow and TSR/BSR reaction. The cap rocks studied in this thesis are those of Callovo-Ordovician argillites, using X-Ray diffraction as well as images analysis and tomography. Those methods facilitated the understanding of argillites behavior over time, their sorption/desorption ability and their reliability of nuclear waste storage. Finally, Modeling using Petromod helps to determine petroleum systems functioning. Modeling by percolation method gives results closer to oil basins reality, than by Darcy/Hybrid method

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

17

Da, Silva Eduardo José Bezerra. "Géologie et évaluation des réservoirs de la formation ACU du bassin Potiguar, nord-est du Brésil." Nancy 1, 1994. http://www.theses.fr/1994NAN10030.

Full text

Abstract:

L'étude de la géologie et l'évaluation des réservoirs de la formation Açu du bassin Potiguar du nord-est brésilien, est fondée principalement sur des données de diagraphies, mais aussi des études de carottes et d'affleurements. Le bassin Potiguar, de type rift, résulte du développement de failles normales, d'orientation ne-SW, associées à des failles de transfert de directions EW et NW-SE. Trois ensembles sédimentaires sont individualisés par leurs enregistrements stratigraphiques: les séquences synrift, transitionnelle et drift. En raison de l'intérêt pétrolier du bassin, il est possible de les étudier à partir des données de sismique de surface et des forages, dés que les affleurements sont restreints à la séquence supérieure (drift). La séquence drift est, dans la partie émergée, la plus productive en pétrole, alors que les réservoirs de la formation Açu y représentent plus de 90% des réserves récupérables. Cette formation constitue un système typique d'environnement de dépôt fluviatile, passant graduellement à des dépôts marins. Ces derniers sont caractéristiques de la formation Jandaira. Les réservoirs de la formation Açu présentent des caractéristiques particulières, dont la principale est l'association du pétrole à des eaux douces de formation, ce qui rend impossible l'évaluation par les méthodes traditionnelles. La mise au point de techniques et méthodologies particulières est donc incontournable, d'ou l'objectif principal de cette étude. La méthodologie proposée prend en considération l'intégration des données, en insistant sur la nécessité des essais en cours de forage. La caractérisation de 3 electrofacies seulement, pour la représentation de la séquence essentiellement greso-argileuse de la formation Açu, a pour objectif de faciliter les corrélations entre les réservoirs des différentes aires, qui correspondent à des dépôts de barres ou des remplissages de chenaux. Les roches-réservoirs sont constituées de quartz et de feldspath, avec du ciment carbonate et des argiles. Ces dernières caractérisent une matrice complexe argileuse ; c'est pourquoi les meilleurs résultats sont obtenus grâce aux équations de Simandoux principalement, bien qu'ils présentent encore quelques imprécisions quant à l'analyse quantitative des saturations en eau obtenues indirectement à partir de la zone lavée

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

18

Pourpak, Hamid. "Méthodologie de déformation graduelle de modèles de réservoir hétérogène fracturé contraints par des mesures d'écoulement aux puits." Poitiers, 2008. http://theses.edel.univ-poitiers.fr/theses/2008/Pourpak-Hamid/2008-Pourpak-Hamid-These.pdf.

Full text

Abstract:

Cette thèse propose une méthodologie d’inversion séquentielle pour calibrer des modèles de réservoirs hétérogènes à partir de données de test de puits. La conception de cette méthodologie est effectuée sur le site expérimental hydrogéologique d’un aquifère carbonaté karstique et fracturé situé près de Poitiers en France. La méthodologie comprend deux étapes successives, en premier lieu l’inversion des propriétés pétrophysiques des faciès, puis la déformation graduelle de la distribution de faciès. La méthode de déformation graduelle, appliquée globalement puis localement, améliore ainsi la distribution des faciès en conservant leurs propriétés pétrophysiques précédemment calibrées. La capacité du modèle résultant à prédire les réponses des puits nous amène à considérer la déformation graduelle comme une méthode efficace pour trouver une réalisation géostatistique de faciès. Des variantes de mise en œuvre de la méthodologie ont été étudiées, en modifiant l’ordre de la séquence de calibration. L’efficacité numérique de la méthodologie sont également évaluées en changeant le nombre de paramètres de déformation graduelle. Finalement, la possibilité d’améliorer encore l’ajustement aux données de champ est explorée au moyen d’approches alternatives de modélisation des écoulements. Alors que l’adoption d’un modèle double milieu ne modifie pas beaucoup les pressions simulées, une modélisation plus précise des corps conducteurs au moyen d’une grille raffinée améliore la prévision des réponses des puits aux temps courts. Finalement, la déformation graduelle d’un modèle objet de corps conducteurs serait également adaptée à ces cas réservoir hétérogène karstique et/ou fracturé
This thesis proposes a sequential inversion methodology for calibrating highly-heterogeneous reservoir models on well test data. The design and the application of that methodology are performed on an experimental hydro-geological site settled on a karstic and fractured limestone aquifer located near to Poitiers, France. The methodology involves two successive steps that are: first, the inversion of facies petrophysical properties; second, the gradual deformation of the facies distribution. By proceeding this way, the gradual deformation method, applied both globally and locally, improves the distribution of facies while keeping the previously optimised petrophysical properties. The fairly good capability on the resulting model to predict well responses allows to consider the gradual deformation as an efficient and robust method to find a facies geo-statistical realization matching at best flow data constraints. Alternative implementation of the sequence above are studied, by simply changing the schedule of the calibration steps. Efficiency and numerical performances of the methodology are also assessed by changing the number of gradual deformation parameters. Finally, it is investigated on the possibility to improve calibration by means of alternative flow modelling approaches. Whereas the adoption of a dual-medium model does not change significantly the simulated pressures, a more accurate modelling of conductive bodies by using a refined grid improves the prediction of short-time well responses. Further works could tentatively address the gradual deformation of object-based models for mimicking flow features of karstic and/or fractured heterogeneous reservoirs

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

19

Credoz, Anthony. "Réactivité des couvertures argileuses en présence de CO2 en conditions de stockage géologique profond : approche intégrée expérimentation-modélisation." Toulouse 3, 2009. http://thesesups.ups-tlse.fr/1747/.

Full text

Abstract:

Ces travaux donnent une vision multi-échelle de la réactivité de roches de couvertures argileuses, formations de confinement et de scellement du CO2 dans le réservoir géologique profond. La stratégie mise en œuvre depuis l'échelle expérimentale sur phases argileuses purifiées jusqu'à la modélisation intégrative à grandes échelles de temps et d'espace nous a permis d'identifier les processus géochimiques prépondérants, de vérifier la cohérence entre expérience et modélisation et de souligner les impacts opérationnels sur l'intégrité des couvertures à long terme. L'altération des ciments carbonatés est susceptible d'ouvrir la porosité de la roche et de créer d'éventuels chemins préférentiels pour l'écoulement du fluide réactif. L'altération des phases argileuses, notamment au travers du processus d'illitisation, réduit le volume d'occupation de la fraction argileuse mais limite considérablement l'ouverture de porosité dans les premiers centimètres de la roche. Le processus d'illitisation en milieu acide, déterminé expérimentalement et modélisé à petite et grande échelle, s'accompagne de précipitation de silice. Plus fondamentalement, ces travaux apportent de nouveaux paramètres cinétiques sur les minéraux argileux et mettent en évidence de nouvelles transformations structurales. Plus largement, cette étude contribue à l'acquisition de données qualitatives (chemins réactionnels d'évolution de roches de couverture à long terme, réactivité couplée carbonates/argiles) et quantitatives (distance de pénétration du CO2 dans la couverture) répondant ainsi à une partie de l'évaluation générale de performance et de sûreté du stockage géologique de CO2
This study offers a multi-scale vision of complex clayey caprocks reactivity and evolution. These formations are identified for the CO2 containment and sealing into the deep underground reservoir. From the experimental scale on purified clay minerals to integrative modeling at large space and time scales, the strategy developped allowed to identify the main geochemical processes, to check the good agreement between experiment and modeling, and to stress the operational impacts on long-term caprocks integrity. Carbonated cement alteration is likely to open caprock porosity and to create preferential reactive pathway for reactive fluid flow. Clay minerals alteration, including the illitization process, reduces the clay fraction volume but considerably limits the porosity increase. The illitization process in acidic conditions determined experimentally and by modeling at small and large scale, is coupled with silica precipitation. On the fundamental side, new kinetic parameters were determined for clay minerals and highlights new structural transformations. On the operational side, this study contributes to the acquisition of qualitative data (long-term reactive pathways of clayey caprocks, coupled carbonates/clays reactivity) and quantitative data (CO2 penetration distance into the caprock) to improve the performance and safety assessment of CO2 capture and geological storage

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

20

Ferfera, Fethi. "Influence du champ de contrainte sur l'évolution de la perméabilité monophasique d'un grès." Châtenay-Malabry, Ecole centrale de Paris, 1997. http://www.theses.fr/1997ECAP0559.

Full text

Abstract:

La perméabilité est une caractéristique petro physique importante, elle contrôle la circulation des fluides dans les roches, c'est-a-dire, dans une large mesure, la productivité des puits. Il arrive que durant la vie d'un gisement. La rentabilité diminue au point que -dans les cas les plus défavorables- le puits ne soit plus rentable. Les études montrent que cette modification est une réponse directe à l'exploitation des puits, elle est en particulier provoquée par la chute de la pression initiale avec ses diverses conséquences mécaniques et hydrauliques. Les résultats actuels nous montrent que l'évolution de la perméabilité semble passer par trois étapes successives : une première étape ou le mécanisme actif est la fermeture initiale de fissures, une seconde étape correspondant à la déformation élastique des pores, enfin une étape importante mais moins étudiée sur le plan de la perméabilité qui correspond à des dommages irréversibles aux pores. Afin d'étudier le problème, nous avons effectué une série d'essais sur du grès vosgien. Des mesures simultanées de déformation et de perméabilité monophasique ont été réalisées, suivant divers types de chemins de contrainte, à plusieurs niveaux de pression de pore et de confinement. L'interprétation des résultats est abordée de manière à montrer l'influence de chacune des deux contraintes, moyenne et déviatorique, sur la perméabilité. Le résultat principal de notre travail est la mise en évidence dans le plan (contrainte moyenne, contrainte déviatorique) d'une frontière délimitant deux régions : l'une ou la perméabilité semble n'avoir que peu ou pas change, l'autre ou cette perméabilité diminue régulièrement jusqu'a atteindre dans certain cas une importante réduction. Une particularité importante de ce résultat nouveau est que cette diminution de perméabilité semble s'effectuer à taux de réduction constant. L'analyse des résultats montre que ce taux est unique pour chaque chemin de contrainte, indépendamment des niveaux de contrainte appliqués. Plus le déviateur est faible, et plus bas sont les taux de réduction engendres. Il devient donc possible de quantifier l'évolution de la perméabilité si l'on connait le chemin de chargement et la valeur du deviateur de contrainte.

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

21

Auzias, Vincent. "Contribution à la caractérisation tectonique des réservoirs fracturés : modélisation photoélasticimétrique des perturbations de contrainte au voisinage des failles et de la fracturation associée, application pétrolière : mécanismes de développement en 3D des diaclases dans un analogue de réservoir, le Dévonien tabulaire du Caithness (Ecosse)." Montpellier 2, 1995. http://www.theses.fr/1995MON20146.

Full text

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

22

Pairazian, Karen. "Modélisation 3D des réservoirs pétroliers par l'intégration des données sismiques et géologiques : approches quantitatives multivariables." Vandoeuvre-les-Nancy, INPL, 1998. http://www.theses.fr/1998INPL133N.

Full text

Abstract:

La caractérisation 3D quantitative de réservoir par une propriété géologique est un domaine en plein essor dont le but est de produire des modèles les plus fiables et précis possible de distribution spatiale de différents paramètres de réservoir comme la porosité ou les faciès lithologiques. Cette thèse propose, dans le cadre du projet GOCAD, une méthodologie basée sur les approches statistiques multivariables permettant d'incorporer les données sismiques dans l'estimation des propriétés géologiques à partir des données de puits. Dans un premier temps, nous présentons la méthode de reconnaissance des formes sismiques non-supervisée dont l'originalité est la possibilité d'étudier le voisinage local géométrique de chaque point sismique. Cet aspect discret et volumique de l'analyse permet d'exploiter d'avantage le potentiel des données sismiques. L’algorithme proposé fait appel à l'analyse en composantes principales afin d'éliminer l'information sismique non-cohérente, et à la méthode de centres dynamiques pour générer les classes sismiques à partir d'un ensemble de points sismiques dans l'espace des composantes principales. Dans un second temps, différentes méthodes de calibrage géologique des classes sismiques sont proposées. Mais d'abord nous introduisons une étape intermédiaire entre la classification des données sismiques et leur interprétation géologique qui permet d'orienter d'une manière non-linéaire les classes sismiques vers la propriété de réservoir. Cela consiste à quantifier la correspondance entre les classes sismiques et les faciès géologiques et à regrouper les classes sismiques en fonction de cette correspondance. Les méthodes d'interprétation, quant à elles, reposent sur les techniques statistiques de calage des classes sismiques aux diagraphies de puits et permettent aussi de prendre en compte l'information géométrique sur les couches stratigraphiques, lorsque cette information est disponible. La variable issue de ce traitement des données sismiques peut être ensuite utilisée comme une variable secondaire dans des méthodes d'estimation ou de simulation stochastique. Trois de ces méthodes (cokrigeage colocalisé, réseaux de neurones et D. S. I. ) sont présentées et appliquées dans la dernière partie de ce travail. Cette méthodologie est appliquée sur deux cas réels 3D, suivi par la modélisation 3D géométrique des réservoirs en utilisant des grilles irrégulières, déformées suivant la géométrie des horizons stratigraphiques.

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

23

Homand, Stéphane. "Comportement mécanique d'une craie très poreuse avec prise en compte de l'effet de l'eau : de l'expérience à la simulation." Lille 1, 2000. http://www.theses.fr/2000LIL10081.

Full text

Abstract:

Des essais de compression isotrope, de compression triaxiale de revolution, de chargement proportionnel et d'extension laterale ont ete realises sur une craie blanche tres poreuse pour deux types de fluide (l'un mouillant et l'autre non-mouillant, respectivement de l'eau et du soltrol). Les resultats obtenus mettent en evidence les aspects fondamentaux du comportement mecanique de cette roche. Pour les deux types de fluides saturants, deux mecanismes de deformations plastiques sont mis en evidence : l'un correspond a un effondrement des pores, l'autre au cisaillement entre grains. L'evolution de la surface de charge et de la resistance a la rupture est etudiee. Un modele elastoplastique a deux surfaces de charge est developpe pour decrire le comportement de la craie. Le modele propose est utilise pour simuler les essais de la campagne experimentale. Le meme modele est utilise pour chacun des deux fluides saturants mais avec deux jeux de parametres differents. De facon generale, on obtient une bonne concordance entre les resultats experimentaux et ceux de la simulation. Quatorze essais d'injection, sous contraintes constantes sont realises pour etudier l'impact de l'injection d'eau dans un echantillon initialement sature au soltrol. En introduisant le modele developpe precedemment dans un programme de calcul par elements finis et en introduisant le concept de saut de surface de charge, le saut de deformation observe lors des essais d'injection est modelise. Afin d'appliquer le concept de modelisation a differents types de scenarios de production de champs petroliers, la resolution d'un probleme d'ecoulement biphasique en milieu poreux est etudiee. La simulation d'un probleme type de reservoir est proposee.

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

24

Paiva, Rogerio Ferreira de. "Developpement d'un microtomographe x et application a la caracterisation des roches reservoirs." Paris 6, 1995. http://www.theses.fr/1995PA066764.

Full text

Abstract:

Nous decrivons la construction et les applications d'un microtomographe x de laboratoire permettant la caracterisation 3d de milieux heterogenes avec une resolution de quelques microns. Il est base sur l'utilisation d'une colonne de microsonde electronique et d'un systeme bidimensionnel de detection des rayons x. L'adoption d'un angle de divergence faible lors de l'acquisition de radiographies permet l'utilisation d'un logiciel de reconstruction simple et rapide tout en gardant des temps d'acquisition raisonnables. Une resolution spatiale superieure a 3 microns en mode radiographie et a 10 microns en mode tomographie est obtenue. L'application de la microtomographie dans le domaine petrolier est illustree par l'etude de l'orientation des fibres de verre dans des materiaux composites, de la distribution des mineraux et du volume poreux dans des roches reservoirs et de l'interaction d'une saumure avec un milieu poreux modele. Une correction du durcissement du faisceau basee sur la mesure du spectre d'emission de la source est decrite et mise en uvre. Elle permet une discrimination fidele des differentes phases presentes dans l'echantillon. Dans le cas particulier d'une roche reservoir de mer du nord, nous avons ainsi pu distinguer le quartz, le feldspath et, dans certaines parties de l'echantillon, la kaolinite. La fidelite de la reconstruction tomographique a ete demontree par comparaison des images de la surface de l'echantillon reconstruit avec les images correspondantes realisees a l'aide d'un microscope electronique a balayage

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

25

Walter, Bastien. "Réservoirs de socle en contexte extensif : genèse, géométries et circulations de fluides : exemples du rift intracontinental du lac Albert (Ouganda) et de la marge proximale d'Ifni (Maroc)." Thesis, Université de Lorraine, 2016. http://www.theses.fr/2016LORR0201/document.

Full text

Abstract:

Cette étude vise à caractériser selon une approche multi-échelles et multi-techniques les propriétés structurales et pétrophysiques de deux analogues de surface de réservoirs de socle développés en contexte extensif. Cette démarche permet de proposer un modèle conceptuel de réservoir de socle à hydrocarbures pour chacun de ces systèmes étudiés. Ces modèles contribuent à améliorer la compréhension de ces systèmes pétroliers, depuis la zone de maturation jusqu’aux zones de stockage dans le socle. Cette étude représente une base pour les guides de prospection de ces réservoirs à hydrocarbures. Ce travail met en avant la distribution multi-échelles sur plus de dix ordres de grandeur de l’ensemble des éléments qui composent le réservoir, depuis l’échelle pluri- kilométrique des structures tectoniques majeures jusqu’à l’échelle infra-millimétrique de la microporosité secondaire des zones fracturées et altérées. L’étude de ces analogues met en évidence la nécessité pour ces réservoirs d’être affectés par plusieurs familles directionnelles de failles et fractures, fortement connectées. Les zones de failles majeures compartimentent le réservoir en délimitant un ensemble de blocs structuraux. Leurs intersections représentent des zones de drainage entre et au sein même de ces blocs structuraux. Les zones favorables de stockage correspondent aux zones endommagées des zones de failles, ainsi qu’aux niveaux altérés au toit du socle, développés par altération supergène lors de phases d’exhumation anté-rift. Les caractéristiques des réservoirs de socle résultent finalement de la longue évolution géodynamique de ce type de formations jusqu’à la phase de rifting et d’enfouissement du réservoir
This work aims to characterize with a multi-scale and multi-method approach the effects of both brittle deformation and weathering processes on the structural and petrophysical properties of two surface analogue case studies developed in extensive setting. This approach allows us to build a conceptual hydrocarbon basement reservoir model for both studied systems. These geological models enhance the understanding of those non-conventional petroleum systems from the maturation zone to storage in the basement. Moreover, this study can also provide information for exploration guides for those hydrocarbon reservoirs. This study points out the multi-scale distribution of all the features constituting the reservoir, over ten orders of magnitude from the pluri-kilometric scale of the major tectonics structures to the infra-millimetric scale of the secondary micro-porosity of fractured and weathered basements units. Major fault zones allow the “compartmentalization” of the reservoir by dividing it into several structural blocks. The analysis of these fault zones highlights the necessity for the basement reservoirs to be characterized by a highly connected fault and fracture system, where structure intersections represent the main fluid drainage areas between and within the reservoir’s structural blocks. The suitable fluid storage areas in these reservoirs correspond to the damage zone of the fault structures developed during the tectonic evolution of the basement and the weathered units of the basement roof developed during pre-rift exhumation phases. This study highlights therefore that basement reservoir properties are the result of the long geodynamic evolution of these rocks

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

26

Saliba, Carlos Alberto Mattos. "Evolution de la mouillabilite en fonction de l'adsorption du petrole et de ses fractions approche par la methode des angles de contact dynamiques." Paris 6, 1996. http://www.theses.fr/1996PA066282.

Full text

Abstract:

La mouillabilite d'un reservoir est tres importante pour la recuperation du petrole lors de la mise en exploitation par injection d'eau ou par d'autres procedes. Elle est un parametre-cle pour controler la distribution des fluides dans le milieu poreux et le flux multiphasique. Neanmoins, la mouillabilite a l'eau d'un reservoir peut etre alteree du fait de l'adsorption de tensioactifs naturels (asphaltenes et resines) presents dans le petrole. Cette adsorption peut reduire la recuperation du petrole. Dans ce travail, nous avons etudie l'influence de l'adsorption de molecules modeles (pyridine et benzoquinoleine), de l'huile brute et de ses fractions lourdes (resines et asphaltenes) sur le changement de mouillabilite de surfaces mouillables a l'eau (verre et quartz). La technique de wilhelmy permet de quantifier la preference de la surface pour l'eau ou pour l'huile brute. Les resultats montrent qu'en conditions ambiantes l'adsorption depend de la concentration, du temps d'interaction adsorbant/adsorbat, du ph, du type de solvant, de l'etat cristallin du substrat, de la concentration en sel et de la nature de la phase liquide environnante (aqueuse ou huile). Par contre, la presence d'un film d'eau sur la surface solide n'a pas une influence significative sur ce phenomene

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

27

Schuite, Jonathan. "Apports des mesures de déformation de surface et de l'inclinométrie pour la caractérisation pluri-échelle des réservoirs géologiques fracturés." Thesis, Rennes 1, 2016. http://www.theses.fr/2016REN1S090/document.

Full text

Abstract:

Les réservoirs géologiques fracturés ont une place importante parmi les défis environnementaux et économiques du 21e siècle. En effet, ils sont associés tantôt au stockage de fluides en profondeur comme les déchets nucléaires, tantôt à la production de ressources fondamentales pour nos sociétés comme l'énergie géothermique. Les écoulements préférentiels au sein des roches fracturées sont façonnés par des réseaux de fractures qui rendent le milieu très hétérogène et anisotrope, et dont la structure et les propriétés physiques sont difficiles à déterminer, car elles dépendent notamment de l'échelle d'investigation et de la connectivité des réseaux. Dans cette thèse, nous évaluons le potentiel informatif des méthodes de déformations de surface, en particulier l'inclinométrie, pour suivre et décrire les réservoirs fracturés à trois échelles importantes. Les inclinaisons de la surface du sol, ou tilt, sont en effet très sensibles aux flux souterrains et par conséquent à l'impact des structures conductrices principales. Dans un premier temps, nous développons la stratégie méthodologique visant à interpréter les signaux inclinométriques. A l'aide d'un modèle élastique et à travers une exploration systématique de l'espace des paramètres géométriques, nous avons observé que le tilt est principalement sensible au pendage et à l'extension en profondeur d'une fracture, mais que cette sensibilité dépend de l'endroit où sont placés les instruments en surface. Nous validons ensuite l'approche hydrogéodésique en couplant un suivi temporel fin des déformations à l'aide d'inclinomètres longue-base, et une cartographie bien distribuée des déplacements verticaux par nivellement optique, au cours d'une mise en charge d'une zone de faille pendant quelques heures. Les observations sont honorées avec succès à l'aide d'un modèle hydromécanique simple permettant notamment d'estimer l'emmagasinement de la faille, en accord avec des études passées utilisant des méthodes différentes. Une modélisation poro-mécanique du problème de diffusion de pression au sein d'une zone de faille sub-verticale, incluse dans une matrice moins transmissive, a permis de démontrer que le signal transitoire de déformation en surface rend compte des propriétés mécaniques de la faille, ainsi que du fonctionnement hydromécanique du système dans son ensemble. Ensuite, nous avons développé une approche expérimentale permettant de suivre les déformations en surface associées à la mise en pression de fractures profondes et horizontales d'extension métrique. Grâce à la nature oscillatoire de la charge hydraulique imposée, nous avons pu identifier la signature des variations d'ouverture des fractures testées dans le signal d'un inclinomètre pendulaire. Les amplitudes trouvées, de l'ordre de 10 nanoradians pour quelques centimètres de charge hydraulique, permettent d'obtenir des estimations cohérentes de la raideur des fractures. Enfin, nous avons abordé la problématique des flux saisonniers au sein d'un aquifère de socle fracturé et son lien avec la recharge. Le signal inclinométrique est fortement corrélé aux variations piézométriques annuelles du site d'étude mais possède la singularité importante d'être en avance de phase d'environ un mois. Nous interprétons avec succès les chroniques inclinométriques à l'aide d'un modèle hydromécanique 1D, et mettons en valeur le fait que la méthode présente un intérêt pour déterminer la géométrie du réservoir à large échelle, et est sensible aux modalités de la recharge (diffuse versus focalisée, dans le temps et l'espace) davantage encore que ne l'est la piézométrie. Ce résultat inédit ouvre des perspectives quant à l'estimation des flux liés à la recharge, ce qui est un enjeu majeur pour les questions de gestion de ressource en eau. Nous concluons donc que l'inclinométrie est une méthode à fort potentiel pour décrire les propriétés et le comportement hydromécanique des réservoirs fracturés, de l'échelle du mètre jusqu'à plusieurs kilomètres
Fractured geological reservoirs have an important position among the environmental and economical challenges of the 21st century. In fact, they are either associated to deep storage of fluids, like nuclear wastes and carbon dioxide, or to the production of resources that are fundamental in our society, like geothermal energy and water. Preferential flowpaths within fractured rocks are shaped by fracture networks which make the media very heterogeneous and anisotropic. It is difficult to determine their structure and physical properties as they actually depend on the network's connectivity and scale of investigation. In this thesis, we assess the informational potential of surface deformation methods, in particular surface tilt, to monitor and describe fractured reservoirs at three important scales. Indeed, surface tilt is very sensitive to deep sub-surface fluxes and thereby to the impact of main conductive structures. Firstly, we develop the methodological strategy aiming at interpreting surface tilt. Using an elastic model and through a systematic exploration of the geometrical parameter space, we observe that tilt measurements are mainly sensitive to a fault's dip and extension in the dip direction. However, this sensitivity clearly depends on the position of measurement with respect to the fault. In addition, we validate the hydrogeophysical approach by monitoring the deformation induced by the pressurization of a sub-vertical fault zone during a few hours, using continuous long-baseline tiltmeter data and spatially distributed vertical displacements from two optical leveling campaigns. The observations are successfully reproduced by a simple hydromechanical model from which we estimate the fault's storativity, in agreement with previous results obtained from different approaches. A more robust poro-mechanical model of pressure diffusion in a fault embedded in a less permeable matrix is then used to further investigate the information content of transient tilt data. Therewith, we show that surface tilt is sensitive to the mechanical properties of the fault zone and to the hydromechanical functioning of the system as a whole. Secondly, we have developed an experimental approach aiming at monitoring surface deformations generated by the pressurization of deep sub-horizontal fractures of a few meters extent. By imposing an oscillatory hydraulic load at the fractures' inlets, we are able to recognize the signature of their mechanical opening in tilt measurements. The recovered amplitudes lie around 10 nanoradians for a few centimeters of hydraulic head variations. From this we estimate fracture stiffnesses that are consistent in light of published data. Finally, we address the question of seasonal fluxes within a fractured aquifer and its link with recharge.Tilt signals are well correlated with annual head fluctuations at the study site. However, the remarkable difference is that tilt displays a phase lead of about one month with respect to piezometric levels. We interpret tilt time series with a 1D hydromechanical model and highlight the fact that the method is of interest for determining the large scale reservoir's geometry and that it is sensitive to recharge processes (local versus spread recharge, both in space and time). This novel result opens new perspectives as regards the estimation of recharge fluxes which is a major concern for water resources management. Hence, we conclude that surface tilt monitoring is a method with a strong potential to describe the properties and hydromechanical behavior of fractured media, from a few meters' scale up to several kilometers

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

28

Bernachot, Isabelle. "Utilisation des isotopes stables du chlore pour le traçage des processus générés par l'injection de CO2 au sein d'un réservoir géologique." Thesis, Sorbonne Paris Cité, 2017. http://www.theses.fr/2017USPCC016/document.

Full text

Abstract:

L’injection de CO2 dans un réservoir géologique n’a rien d’un processus anodin : les impacts sur la roche hôte peuvent menacer l’intégrité du stockage suite à des modifications des propriétés pétrophysiques. Nous proposons ainsi d’envisager l’utilisation des isotopes stables du chlore comme indicateurs des processus physicochimiques générés par une injection de CO2. L’ion chlorure Cl- est en effet un élément conservatif et ubiquiste dans les eaux des réservoirs, et le rapport δ37Cl est connu pour être modifié par divers processus (diffusion, filtration ionique, précipitation de sel, changements de phase). La méthodologie adoptée a consisté à investiguer les effets de ces différents processus sur le signal isotopique du Cl en conditions P-T d’un réservoir de stockage. Des expériences en autoclaves ont montré que le Cl était solubilisé dans le CO2sc, mais en quantités suffisamment faibles pour ne pas impacter le signal isotopique dans les saumures si fractionnement isotopique il y a. Des expériences de migration d’une saumure réactive par advection (banc de percolation ICARE1, Université de Montpellier) et par diffusion (cellule développée à IFPEN) ont également été réalisées. Aucune évolution de δ37Cl n’a été mesurée au cours de la percolation (transport advectif conservatif) et les effets de la diffusion restent à évaluer et à mettre en relation avec les évolutions de porosité et perméabilité des roches. Les expériences de séchage et de précipitation de sel en milieu poreux ont montré que les concentrations en Cl et les valeurs de δ37Cl permettaient de caractériser les processus de transport en jeu. Ces résultats expérimentaux ont permis d’identifier des processus capables de modifier les abondances isotopiques de Cl et indiquent l’intérêt des isotopes pour le monitoring de site de stockage de CO2
CO2 injection in a reservoir leads to physicochemical processes which can have harmful consequences on the reservoir integrity due to porosity and permeability alteration. In this work, we propose to test the possibility that stable chlorine isotopes could be used as a geochemical tool to assess these effects. Indeed, chloride is a conservative and a major component of reservoir brines, and it is already known that several processes can modify the ratio of its two stable isotopes δ37Cl (diffusion, ionic filtration, salt precipitation or phase change). To test this possibility, several types of experiments were performed to investigate the effects generated by a CO2 injection on Cl-isotopes. Autoclave experiments have shown that Cl can be solubilized in CO2SC, but the amounts would be too low to modify the isotopic signal of brines in case of any fractionation process. Reactive brine migration experiments by advection (ICARE1 percolation apparatus in Montpellier University) and diffusion (diffusion cell developed at IFPEN) were also conducted. No δ37Cl was observed during percolation (conservative advective transport) and the effects of diffusion remain to be investigated with regard to the evolution of rock porosity and permeability. Drying and salt precipitation experiments on porous media have shown that Cl concentrations and δ37Cl values can give information about transport processes during water evaporation. These experimental results allowed us to identify the processes capable of modifying the δ37Cl signal, and that Cl-isotopes can be of use for the monitoring of CO2 storage site

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

29

Enciso, Cárdenas Juan José. "Estudio de las propiedades de adsorción – desorción de gases en los sistemas petroleros no convencionales en México y su aplicacion al modelo cinético de generación de hidrocarburos." Thesis, Université de Lorraine, 2015. http://www.theses.fr/2015LORR0220/document.

Full text

Abstract:

L'objectif principal de cette recherche a été de réaliser une étude des propriétés d'adsorption/désorption du gaz dans les réservoirs non conventionnels situés dans la partie nord-est du Mexique. Nous avons commencée par un revue de la littérature concernant à l'exploration de gaz, reprenant des recherches existantes sur le Bassin de Sabinas et le Bassin de Chihuahua (Camacho Ortegón 2009, De la O Burrola, 2013) afin de comprendre leur comportement du point de vue de réservoirs non conventionnels. Ces auteurs proposent des modèles qui décrivent l'histoire thermomécanique du bassin de Sabinas, des événements géologiques qui définissent le comportement du système pétrolier, son évolution et sa relation avec la production d'hydrocarbures. Nous avons réalisé une campagne d'échantillonnage en collaboration avec le Servicio Geológico Mexicano (SGM) au Mexique. Ils nous ont proposé un total de 50 échantillons répartis entre le Bassin de Sabinas et Chihuahua pour leur caractérisation. Cette caractérisation générale inclus: (1) Analyse immédiate ou primaire de l'humidité et de cendre (2) Analyse élémentaire pour déterminer (C, H, O, N, et S), (3) Analyse pétrographique pour déterminer le type de matière organique (4) Pyrolyse Rock-Eval®6 afin de connaître son potentiel pétrolier. Toutes ces analyses nous ont permis de sélectionner 10 échantillons entre les deux bassins de l'étude, afin de développer nous essais d’expérimentation d'adsorption/désorption de gaz et interpréter ainsi par les courbes de Langmuir les paramètres affectant le processus d'adsorption du CH4 et CO2. Pour le Bassin de Sabinas, ont été mesurés des capacités de stockage de gaz méthane à partir de 202.11 scf/tonne (7.07 m3/tonne) à 364,76 scf/tonne (10.47 m3/tonne), alors que pour le Bassin du Chihuahua les capacités de sorption sont plus faibles, variant de 0,84 scf/tonne (0.023 m3/tonne) à 3,48 scf/tonne (0.084 m3/tonne). Ces résultats nous ont permis d'apporter une interprétation des caractéristiques physiques et chimiques qui influent sur la capacité de stockage de gaz dans le kérogène des roches sédimentaires de type Shale gas. Nous avons trouvé que dans les bassins étudies l'adsorption de gaz augmente avec le rang/maturité des matières organiques sédimentaires. Nous avons également étudiée l'influence de la composition Macérale sur les processus de sorption et nous avons vérifié que la capacité de stockage de gaz, est étroitement liée à la teneur en vitrinite. Cela nous conduit à prendre en considération les publications de certains auteurs (Chalmers et Bustin, 2008; Zhang et al, 2012) qui ont vérifié dans leurs travaux que les augmentations de la capacité d'adsorption sur la base du COT sont dans l'ordre suivant: le type I
The main objective of this research was to conduct a study of the gas adsorption/desorption properties in unconventional reservoirs located in the north-eastern Mexico. For this, previously was carried a literature review concerning gas exploration retaking existing research works in Sabinas Basin and Chihuahua Basin (Camacho Ortegón 2009, De la O Burrola, 2013), in order to understand their behavior from the viewpoint of unconventional reservoirs. The works of these authors include models that describe the thermomechanical history of the Sabinas Basin, geological events that define the behavior of the petroleum system, its evolution and its relationship with hydrocarbon generation. To continue with the development of this project, in 2012 a sampling campaign was performed in charge of the Servicio Geológico Mexicano (SGM), providing a total of 50 samples divided between the Sabinas Basin and the Chihuahua Basin, for their characterization. The general characterization included: (1) immediate or primary moisture and ash analysis (2) elemental analysis (C, H, O, N, and S) for determining, (3) petrographic analysis to determine the organic matter type (4) Rock-Eval®6 Pyrolysis, to know its oil potential generation. Together, these analyzes allowed us to evaluate and select 10 samples divided between the study basins, to develop adsorption/desorption tests and interpretation of parameters affecting the adsorption process. For the Sabinas Basin, there were observed storage capacities of methane gas of 202.11 scf/ton (7.07m3/ton) to 364.76 scf/ton (10.47m3/ton), whereas for the Chihuahua basin there were presented lower capacities of sorption, with a rank from 0.84 scf/ton (0.023m3/ton) to 3.48 scf/ton (0.084m3/ton). The tests results of adsorption/desorption let us carry out an interpretation of the physical and chemical characteristics of the samples, that influencing in the storage capacity of gas in the kerogen. Anticipating as a general conclusion that, the gas adsorption increases with the rank/maturity. Also, it was studied the influence of the maceral composition in the process of sorption and, it was verified that the capacity of gas storage is closely related to the vitrinite content. Which led us to return to the statements of some authors (Chalmers y Bustin, 2008; Zhang et al, 2012) who verified that the capacity of adsorption on base to COT increases in the next order: type I < type II < type III. This was attributed to the greater capacity of adsorption of the vitrinite in comparison with other macerals types. In this regard, and carrying out a thorough observation to the kinetic models, and mainly in the adsorption factors (W) proposed by the most recent version of the Software PetroMod (Type I, W=0.80), (Type II W=0.75) and (Type III W=0.68), it was found a discrepancy regarded to the bibliography reported by (Chalmers y Bustin, 2008; Zhang et al, 2012). In this context, the results of adsorption/desorption gas of this research were retaken to make the calculation of the adsorption factor (W) to build and propose a new kinetic model applicable to the simulation process of the Software PetroMod for the hydrocarbons generation, taking into account the adsorption of the hydrocarbons produced. The new kinetic model allowed us propose a readjust to the geochemical modeling for the Sabinas basin, comparing at the same time the effect and the influence of the adsorption factors at the moment of the generation and expulsion of hydrocarbons. This kinetic model through the Factor (W) results important, since it takes the amount of adsorbed hydrocarbons into the source rock, this factor evidently induces a control on the behavior of unconventional character for the source rock, thus producing a change into the expulsion balance of the hydrocarbons from the kerogen. The results obtained from the methodology, [...]
El objetivo principal de esta investigación, fue realizar un estudio de las propiedades de adsorción/desorción de gas en los reservorios no convencionales ubicados en la porción noreste de México. Para ello, se realizó previamente una revisión bibliográfica sobre la prospección del gas, retomando trabajos de investigación ya existentes para la Cuenca de Sabinas y la Cuenca de Chihuahua (Camacho Ortegón 2009, De la O Burrola, 2013), con el fin de comprender su comportamiento desde el punto de vista de los yacimientos no convencionales.Los trabajos de estos autores incluyen modelos que describen la historia termomecánica de la Cuenca de Sabinas, los eventos geológicos que definen el comportamiento del sistema petrolero, su evolución y su relación con la generación de hidrocarburos. Para continuar con el desarrollo de este proyecto, se llevó a cabo una campaña de muestreo a cargo del Servicio Geológico Mexicano (SGM), el cual nos proporcionó un total de 50 muestras divididas entre las cuencas de Sabinas y Chihuahua, para su caracterización. La caracterización general incluyó: (1) Análisis inmediatos o primarios de humedad y ceniza, (2) Análisis elemental para la determinación de (C, H, O, N, y S), (3) Análisis petrográfico para determinar el tipo de materia orgánica, (4) Pirolisis Rock-Eval®6 para conocer su potencial petrolífero. El conjunto de estos análisis nos permitieron evaluar y seleccionar 10 muestras divididas entre las cuencas de estudio, para desarrollar los ensayos de adsorción/desorción y la interpretación de los parámetros que influyen en el proceso de adsorción. Para la Cuenca de Sabinas, se observaron capacidades de almacenamiento de gas metano de 202.11 scf/ton (7.07m3/ton) a 364.76 scf/ton (10.47m3/ton), mientras que en la Cuenca de Chihuahua se presentaron capacidades de sorción más bajas, con un rango de 0.84 scf/ton (0.023m3/ton) a 3.48 scf/ton (0.084m3/ton). Estos resultados nos permitieron interpretar las características físicas y químicas que influyen en la capacidad de almacenamiento del gas en el kerógeno. Anticipando como conclusión general que: la adsorción del gas aumenta con el rango/madurez. También se estudio la influencia de la composición maceral en el proceso de sorción y se verificó que la capacidad de almacenamiento de gas está íntimamente relacionada al contenido de vitrinita. Esto nos condujó a retomar las declaraciones de algunos autores (Chalmers y Bustin, 2008; Zhang et al, 2012) quienes verificaron que la capacidad de adsorción en base al COT aumenta en el siguiente orden: tipo I < tipo II < tipo III. Esto se atribuyó a que la vitrinita tiene una mayor capacidad de adsorción, en comparación con otros tipos de macerales. En este sentido se llevó a cabo una minuciosa observación a los modelos cinéticos y principalmente en los factores de adsorción (W) propuestos por la versión más reciente del Software PetroMod®12 (Tipo I, W=0.80), (Tipo II W=0.75) y (Tipo III W=0.68).Se encontró una discrepancia respecto a la bibliografía reportada por (Chalmers y Bustin, 2008; Zhang et al, 2012). Por lo que se retomaron los resultados de adsorción/desorción de gas de esta investigación para realizar el cálculo del factor (W), para construir y proponer un nuevo modelo cinético aplicable al proceso simulación del Software PetroMod®, tomando en cuenta la adsorción. El nuevo modelo cinético nos permitió proponer un reajuste al modelado geoquímico de la Cuenca de Sabinas, realizando al mismo tiempo una comparación del efecto de los factores de adsorción en el momento de la generación y expulsión de hidrocarburos. Este modelo cinético por medio del Factor (W), toma en cuenta la cantidad de hidrocarburos adsorbidos en la roca generadora, induciendo un comportamiento de carácter no convencional para la roca generadora, produciendo así un cambio en el balance de expulsión de hidrocarburos del kerógeno. [...]

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

30

Wietzerbin, Liliane. "Modélisation et paramétrisation d'objets naturels de formes complexes en trois dimensions : application à la simulation stochastique de la distribution d'hétérogénéités au sein des réservoirs pétroliers." Vandoeuvre-les-Nancy, INPL, 1994. http://docnum.univ-lorraine.fr/public/INPL_T_1994_WIETZERBIN_L.pdf.

Full text

Abstract:

Le but des travaux effectués au cours de cette thèse est de proposer une méthode générale pour simuler, en trois dimensions, la géométrie et la distribution d'hétérogénéités au sein des réservoirs pétroliers naturels. Dans un premier temps, nous présentons un nouvel outil de modélisation d'un objet naturel de forme complexe et limitant un volume fermé dans l'espace. Il s'agit de l'objet gshape qui se définit par une ligne conductrice, le backbone et par un ensemble de sections planes le long de cette ligne, les sections. Leur interpolation indépendante conduit à la définition d'une enveloppe caractérisant la géométrie d'un objet gshape. Cela permet une modélisation globale de la géométrie et introduit une grande flexibilité dans la manière de paramétriser et de déformer une forme complexe. Dans un second temps, nous avons utilise l'objet gshape pour la représentation de la géométrie d'une hétérogénéité de réservoir. Chacune d'elle est considérée comme un objet de type gshape dont la géométrie doit honorer un certain nombre de contraintes. La distribution de ces objets au sein du réservoir est ensuite simulée de façon stochastique et de manière à honorer les données disponibles. L’algorithme de simulation propose est basé sur les méthodes de recuit et intègre le formalisme de la géostatistique non paramétrique. L’étude de trois cas réels permet la validation des méthodes développées et met en évidence les avantages qu'elles offrent par rapport à des méthodes de simulation booléennes classiques

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

31

Wolanin, Julie. "Étude des conditions d’adsorption des tensioactifs sur des surfaces représentatives des roches réservoirs. Application à l’EOR chimique." Thesis, Sorbonne université, 2018. http://www.theses.fr/2018SORUS360.

Full text

Abstract:

L’injection chimique, qui est une des techniques utilisée dans la récupération assistée du pétrole (EOR), consiste à injecter dans le puits une formulation contenant des tensioactifs afin d’améliorer la mobilité de l’huile piégée dans le réservoir. Dans cette méthode, les tensioactifs anioniques sont utilisés du fait de leurs propriétés physico-chimiques intéressantes. Cependant, la perte de tensioactifs en raison de leur adsorption sur les roches réservoirs a un impact considérable sur la viabilité économique du procédé. L’objectif de ce travail est d’étudier l’adsorption de l’AOT (bis(diéthyl-2,hexyl)sulfosuccinate de sodium) dans une saumure composée de 15 g/L de NaCl sur la silice, modélisant le réservoir, à température ambiante. La caractérisation de la structure des agrégats d’AOT à différentes échelles moléculaires a été réalisée par cryo-MET et par la combinaison de trois techniques d’interactions rayonnement-matière (MALS, SAXS et DLS). Les résultats ont démontré la présence de vésicules polydisperses en solution. Les solutions sont composées majoritairement de vésicules de 14 nm de diamètre. La caractérisation de la couche adsorbée formée sur la silice a été effectuée avec la microbalance à cristal de quartz (QCM-D) ainsi que la réflectivité de neutrons. Nous avons supposé la formation d’une couche fine inhomogène composée principalement de vésicules avec la QCM-D. Les expériences de réflectivité de neutrons ont confirmé cette hypothèse par la détermination de l’épaisseur, de la structure ainsi que de la composition de la couche adsorbée. La combinaison de ces deux techniques a mis en évidence que l’adsorption de vésicules sur la surface était possible
Chemical flooding, which is one method used in Enhanced Oil Recovery (EOR), consists in injecting a surfactant formulation in order to mobilize oil trapped in the reservoir rock. Anionic surfactants such as sulfonate surfactants are generally used as they provide the best performances in terms of oil recovery. However, surfactants loss due to adsorption onto reservoir rock surface has a significant negative economic impact for EOR processes. The aim of this study is to characterize the anionic surfactant layer adsorbed on silica at room temperature. As model surfactant, we used AOT (sodium bis(2-ethylhexyl)sulfosuccinate)) in brine 1.5wt% NaCl. Silica has been chosen to mimic the reservoir rock. AOT aggregates in brine solution have been characterized at different length scales by cryo-TEM and the combination of three scattering techniques (SAXS, MALS, DLS). Results show a polydisperse vesicle size distribution mainly composed of small vesicles (14 nm diameter). The characterization of the adsorbed layer has been done by means of a Quartz Crystal Microbalance with Dissipation Monitoring (QCM-D) and neutron reflectivity. QCM-D follows temporal variations of the resonant frequency (Δf) of a quartz crystal and its dissipation. Results show large frequency and dissipation shifts. We assumed the formation of a thin inhomogeneous layer mainly composed of surfactant vesicles with QCM-D. Neutron reflectivity experiments allowed the determination of the thickness, structure and composition of the adsorbed layer. Combining both techniques gave evidence of vesicle adsorption even during unfavorable conditions

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

32

Aboud, Nidal Al. "Observation et quantification des mécanismes de pression-dissolution dans un réservoir gréseux." Lille 1, 2003. https://pepite-depot.univ-lille.fr/LIBRE/Th_Num/2003/50376-2003-173-174.pdf.

Full text

Abstract:

La compréhension des modifications de la porosité qui affectent les réservoirs gréseux pendant la diagenèse constitue un enjeu scientifique et économique important. Une étude pétrographique détaillée des structures de la pression-dissolution et de la diagenèse a été menée sur des grès réservoir de la Mer du Nord (Champs d'Ellon et Dunbar). La microscopie optique (polarisée, cathodoluminescence, fluorescence), le MEB, la microsonde et les inclusions fluides ont été utilisés pour caractériser ces structures. Le comptage de point et l'analyse d'image ont permis d'en quantifier certains paramètres. Notre étude s'est focalisée sur la comparaison de grès réservoirs cimentés de façon hétérogène par de la calcite à un stade précoce de la diagenèse (moins de lOOOm d'enfouissement). La mise en place du ciment a préservé certains des grès de la diagenèse d'enfouissement. Elle permet donc de distinguer la diagenèse précoce de la diagenèse d'enfouissement. Le ciment constitue un marqueur diagénétique qui permet de préciser la chronologie des événements diagénétiques dans les grès de la Mer du Nord. La diagenèse précoce montre la précipitation de la kaolinite vermiculaire mais également un début de formation de l'illite. Cette illite résulterait de la déstabilisation de la muscovite et de l'altération du feldspath potassique. La diagenèse d'enfouissement se manifeste par la néoformation massive d'illite et le développement de la pression-dissolution (contacts suturés, stylolites et surcroissances de quartz). Les grès cimentés montrent des niveaux riches en matière organique, muscovite et minéraux lourds qui pourraient être des précurseurs des stylolites. La pression-dissolution n'affecte que les grès non cimentés. Elle modifie la forme et la taille des grains et diminue la porosité. La surface de dissolution au contact des grains de quartz a une forme en boîte d'oeufs. Elle montre des micropics et des microdépressions comme également certaines surfaces de dissolution de surcroissances. La présence d'illite au contact entre deux grains semble pouvoir accélérer les processus de pression-dissolution. Par contre, elles les empêcheraient quand elle se développe dans les pores ou sur les surfaces libres des grains de quartz. Les bilans de matière montrent que les stylolites et les précurseurs des stylolites sont des zones d'hétérogénéités sédimentologiques initiales dans les grès étudiés. La quantification de la pression-dissolution montre que les stylolites sont une source majeure de la silice. D'autre part, la quantification des surcroissances de quartz et le bilan de la silice montrent que celle-ci subie une redistribution locale et que l'échelle de transfert varie de quelques grains à quelques centimètres.

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

33

Hassouta, Lhoussain. "La comparaison de grès cimentés et de grès non cimentés par la calcite du groupe du Brent (zone d'Alwyn, Mer du Nord) : une clé pour l'établissement de bilans de matière et la compréhension des processus de formation du quartz et des argiles (illites, kaolinite, dockite)." Lille 1, 1999. https://pepite-depot.univ-lille.fr/LIBRE/Th_Num/1999/50376-1999-79.pdf.

Full text

Abstract:

Une étude pétrographique, minéralogique et géochimique de la diagenèse a été conduite dans des grès réservoirs du Brent d'un puits du champ d'Ellon (zone d'Alwyn, Mer du Nord). Elle repose sur la comparaison de couples d'échantillons pris à différentes profondeurs et constitues d'un grès cimenté par de la calcite et d'un grès non cimenté prélevés latéralement à quelques centimètres l'un de l'autre dans une même lithologie. Les grès cimentés, imperméables, montrent une diagenèse peu poussée. Ils sont les témoins de la texture et de la composition minéralogique et chimique des grès non cimentés, poreux et perméables, qui ont enregistré l'ensemble de la diagenèse. Cette comparaison réalisée par différentes méthodes (MEB, DRX, IR, µsonde, analyses isotopiques, chimiques et pétrophysiques) précise la chronologie et les mécanismes de quatre processus majeurs de la diagenèse : cimentation à calcite, néoformation et transformation des kaolins, néoformation d'illite et surcroissances de quartz. La cimentation calcitique s'effectue à faible profondeur (<1000m). Calcium et carbone sont d'origine externe aux grès et seraient apportés par la circulation de fluides le long des failles bordières du champ. La néoformation de la kaolinite est pour l'essentiel antérieure à la cimentation
Il s'agit bien d'un stade précoce de la diagenèse en Mer du Nord qui traduirait un épisode d'infiltration par des eaux météoriques. La dissolution du feldspath potassique ou de la muscovite ne rend pas compte de la quantité de kaolinite formée. La kaolinite se transforme en dickite avec la profondeur mais seulement dans les grès non cimentés. Cette transformation n'est donc pas contrôlée uniquement par la température. L'illite et les surcroissances de quartz sont, en partie au moins, contemporaines. Elles ne sont présentes que dans les grès non cimentés et sont donc postérieures à la cimentation. Des bilans chimiques montrent qu'elles se forment sans apports extérieurs de Si, Al ou K par les fluides. Les inclusions fluides du quartz donnent des températures de formation de 90-130°C. L'analyse d'image et la granulométrie laser montrent que la taille des grains de quartz est plus grande mais plus variable dans les grès non cimentés que dans les grès cimentés. D'après les bilans minéralogiques et chimiques, la compaction résulte essentiellement d'une perte de porosité par dissolution-cristallisation du quartz à l'échelle du grain ou du décimètre

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

34

Alkhaddour, Ghada. "Caractérisation diagraphique des réservoirs pétroliers potentiels du Jurassique moyen de l'Est du Bassin de Paris." Nancy 1, 1989. http://www.theses.fr/1989NAN10002.

Full text

Abstract:

À partir des données de 70 forages ayant traversé le dogger calcaire de l'est du bassin de Paris, on établit les caractéristiques diagraphiques des différentes formations rencontrées ainsi que leur évolution spatiotemporelle. L'étude des gradients diagraphiques dus aux changements lithologiques permet de mettre en évidence une organisation en mégaséquences ainsi que d'approcher les mécanismes de dépôts par corrélation des données, on peut reconstituer la géométrie des corps sédimentaires rencontrés dans l'intervalle étudié, l'évolution verticale et horizontale de ceux-ci ainsi que les différentes discontinuités les délimitant. Deux formations voisines sont reconnues comme réservoirs potentiels éventuellement interconnectés l'oolite blanche et la dalle nacrée

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

35

Arab, Mohamed. "Analyse des systèmes pétroliers de l'offshore algérien oriental : quantification, modélisation stratigraphique et thermique." Electronic Thesis or Diss., Brest, 2016. http://www.theses.fr/2016BRES0130.

Full text

Abstract:

La marge algérienne est un domaine complexe, bordé au sud par les zones internes des Maghrébides (AlKaPeCa) qui chevauchent les zones externes telliennes vers le sud. La partie offshore de ce système constitue un bassin d‘arrière arc où s‘est déposée une série sédimentaire mio-pliocène reposant sur un substratum de nature et d‘origine variables spatialement. L'objectif de ce travail a consisté à analyser et modéliser le fonctionnement des systèmes pétroliers et à quantifier les volumes d‘hydrocarbures accumulés. Avant de procéder aux différentes modélisations numériques, stratigraphiques et thermiques, un modèle géologique conceptuel a été élaboré sur la base des données de géologie de terrain et de sismiques. La continuité terre- mer du socle kabyle a permis une extrapolation stratigraphique entre des formations oligo-miocènes en affleurement et les unités acoustiques définies dans le bassin offshore. L‘analyse tectonique dans les deux domaines a abouti à une évolution en trois phases : (1) syn-rift où le bassin a été ouvert en transtension à partir de l‘Oligocène supérieur-Aquitanien, (2) phase post-rift durant laquelle il y a eu le développement des bassins intra-arcs, la collision AlKaPeCa- Afrique et le magmatisme, (3) phase d‘inversion où la marge devient active essentiellement à partir du Quaternaire. En définissant l‘ensemble des éléments des systèmes pétroliers avec des incertitudes variables, la simulation du fonctionnement de ces derniers par modélisation de bassin 2D/3D a montré des possibilités d‘accumulation d‘huile et de gaz majoritairement près de la marge, entre 20 et 65 km de la côte avec un maximum de portée de 70 km dans le golfe de Bejaia
The Algerian margin is a complex domain, limited to the south by the Maghrebian internal zones (AlKaPeCa) that overthrust the external Tellian zones southward. The offshore part of this system constitutes a back-arc basin, where a mio-pliocene sedimentary series were deposited over a substratum of laterally variable origin and nature. The goal of the present work consisted in analyzing and modelling the petroleum system at work and calculating hydrocarbon volumes. Before proceeding to different numerical basin, stratigraphic and thermal modelling, a conceptual geological model is required and was performed based on field geological studies and stratigraphic and structural interpretations of the seismic profiles. The extension of the continental crust beyond the foot of the margin, allows determining a chronostratigraphic model by extrapolation of the outcroping oligo-miocene formations onshore to the acoustic pre-messinian units defined in the offshore basin. Besides, a tectonic analysis in both onshore and offshore domains gave rise to three main steps of evolution: (1) syn-rift phase where the basin was opened by transtension since Late Oligocene- Aquitanian, (2) post-rift phase in which intra-arc basins were developed, AlKaPeCa and Africa docked and magmatism activity took place, (3) inversion phase where the margin became active mainly since Quaternary times. After defining the different petroleum system elements taking into account variable uncertainties, the 2D/3D petroleum system model depicts possibilities of oil and gas accumulations mainly close to the margin, between 20 to 65 km from the coastline to the north with a maximum range of 70 km in the Bejaia Gulf

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

36

Atfeh, Bilal. "Méthode des lignes de courant appliquée à la modélisation des bassins." Phd thesis, Université de Provence - Aix-Marseille I, 2003. http://tel.archives-ouvertes.fr/tel-00008599.

Full text

Abstract:

Un bassin sédimentaire est un milieu poreux dans lequel les hydrocarbures sont générés. Au cours du temps,ces hydrocarbures, qui sont soumis à certaines forces (la gravité, la pression,...), commencent à migrer. Ce phénomène est modélisé par des lois physiques (conservation de la masse, loi de Darcy), et les équations mathématiques (EDP) issues de ces lois sont fortement couplées entre elles et non linéaires. Le but de la modélisation de bassin est de retracer l'histoire de la création, de la migration et du stockage de ces hydrocarbures au cours de temps, afin de mieux localiser les zones où les hydrocarbures se sont concentrés. Les modèles mathématiques sont ensuite résolus numériquement. Le travail consiste ici en la mise au point d'une nouvelle méthode numérique pour la résolution de ces modèles, la méthode des lignes de courant. Cette méthode est déjà utilisée avec succès dans la modélisation des écoulement en milieux poreux. Les tests numériques sur cette méthode dans la simulation des réservoirs ont montré un gain de temps de calcul par rapport aux méthodes classiques (IMPES, FullyIMPLICITE...).Ce gain de temps vient du fait que l'équation en saturation est résolue en une série de problèmes 1d (le long de chaque ligne de courant), et aussi du fait qu'on résout moins l'équation de la pression.Il s'agit donc de répondre aux questions suivantes: - La méthode des lignes de courant admet-elle une extension pour la modélisation des bassins? - Peut-on optimiser cette méthode pour qu'elle soit compétitive par rapport aux autres méthodes? Le premier chapitre de cette thèse est consacré aux principes de cette méthode ainsi que l'application de cette méthode sur les problèmes simples de conservation. Dans le deuxième et le troisième chapitres on appliquera la méthode des lignes de courant sur les modèles de bassin.

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

37

Sherkati, Shahram. "Style tectonique et cinématique du plissement dans le Zagros iranien (zone d'Iseh) : conséquences pétrolières." Cergy-Pontoise, 2004. http://www.theses.fr/2004CERG0203.

Full text

Abstract:

Quatre coupes structurales régionales ont été construites à travers le Zagros Central Iranien, depuis l'avant-pays jusqu'à la zone interne. Elles sont fondées sur des observations de terrain, sur les cartes géologiques et sur les données de sub-surface. Elles montrent que la géométrie des plis change de façon significative dans les directions horizontale et verticale. Le style structural est étroitement lié aux variations du comportement mécanique des unités lithostratigraphiques. Une nouvelle subdivision structurale du Zagros Central est proposée, qui illustre cette variation du comportement mécanique de la colonne sédimentaire. Elle est basée sur la présence de plusieurs niveaux de décollement, activés durant la compression. Pour étudier l'influence d'un niveau de décollement intermédiaire sur le style de plissement et de chevauchement, nous avons réalisé des expériences analogiques en changeant la profondeur de ce niveau de décollement. En sus de cette reconstruction cinématique expérimentale, l'évolution cinématique d'un pli est reconstruite à partir d'observations de terrain : les évolutions de différents plis, de plus en plus internes et de plus en plus déformées, sont interprétées comme un indicateur de la cinématique de déformation. Dans la zone d'étude, le principal style de déformation est représenté par les plis de détachement, au moins pour les phases initiales de déformation, lesquelles sont suivies par la formation de plis de rampe. Nous discutons aussi d'autres aspects du pli de détachement, liés à la mobilité du sel, à des niveaux de décollement multiples et au contrôle tardif par implication du socle. L'évolution de la couverture sédimentaire, depuis l'épisode obductif du Crétacé Supérieur jusqu'à la collision du Miocène Inférieur, est décrite grâce à des cartes isopaques et à des courbes de subsidence. Cette analyse montre une compression continue et des mouvements le long de failles de socle de direction N-S et NW-SE. Les mouvements, qui précèdent le plissement Néogène du Zagros, ont influencé l'histoire de la sédimentation. Les mouvement des failles de socle, reliés aux épisodes tectoniques régionaux, ont déclenché la croissance discontinue de diapirs de sels. Dans le Zagros Central le rifting permo-triasique de la Néo-Téthys, le long de la faille du High Zagros ainsi que l'obduction crétacée-paléocene et ses événement compressifs associés, avec la réactivation des directions arabiques N-S, pourraient avoir activé des épisode de diapirisme salifère. L'analyse des déformations par modèle analogique suggère que l'initiation des chevauchement et des décrochements est influencée par les dômes de sel préexistants. Le moteur de l'halocinése et de l'extrusion du sel d'Hormuz a été l'écrasement des dômes de sel préexistants ainsi que les mouvement de pull-apart sur les failles décrochantes. La modélisation du système pétrolier dans la zone d'Izeh est basée sur la présence hypothétique de roches-mères dans les formations de l'Albien, du Jurassique et du Paléozoi͏̈que Inférieur. Cette modélisation montre que l'interaction entre sédimentation et déformation, qui varie suivant deux orientations, aurait eu un impact direct sur la maturation et l'expulsion des hydrocarbures des roches mères de l'Albien et du Jurassique. Cependant, les roches-mères du Paléozoi͏̈que Inférieur auraient expulsé leurs hydrocarbures avant le plissement du Zagros. Ceci suggère que les principaux facteurs favorables pour l'exploration du gaz dans les réservoirs permiens du Zagros sont la présence de paléo-structures et d'une couverture triasique efficace. Ainsi, les carbonates permiens pourraient piéger les hydrocarbures expulsés hors des roches mère du Paléozoi͏̈que Inférieur, avant leur re-migration et leur piégeage dans les structures du Zagros.

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

38

Tertois, Anne-Laure. "Création et modification de modèles géologiques par champs de potentiel. Application au modèle GeoChron." Thesis, Vandoeuvre-les-Nancy, INPL, 2007. http://www.theses.fr/2007INPL032N/document.

Full text

Abstract:

La construction du réseau de failles d'un domaine géologique à l'aide d'un logiciel de géomodélisation peut être longue et fastidieuse pour des géométries et des contacts de failles complexes et peu marqués sur les données de subsurface. En utilisant une représentation implicite de ces surfaces de faille par des champs de potentiel calculés sur un maillage tétraédrique, le processus de création d'un modèle structural a été totalement automatisé. Les contacts de failles sont détectés et des surfaces avec une géométrie cohérente au niveau des contacts sont construites. Les champs de potentiel permettent la modification du réseau de failles tout en préservant la cohérence géologique du modèle. Une technique développée ici permet également de corriger la géométrie d'un maillage tétraédrique à proximité des failles. Ainsi, de nouvelles informations ou interprétations ou des perturbations représentant les incertitudes sur la position des failles sont intégrées au modèle géologique
One of the first steps when a geological study area is modelled in three-dimensional geomodelling software is to build the fault network. This can be tedious and time-consuming when fault geometry and branching are complex and difficult to locate from sub-surface data. The process of creating a three-dimensional structural model from various data types was entirely automated by using an implicit representation of fault surfaces by level sets computed on a tetrahedral mesh. Fault branching is detected automatically and surfaces with coherent contact geometry are built. Using level sets for fault surfaces also enables easy editing of the fault network while maintaining the geological consistency of the model. A further tetrahedral mesh editing technique was developed during this PhD in order to modify mesh geometry close to faults. New information or interpretations or perturbations which represent geometrical uncertainty on faults can thus be integrated to the geological model

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

39

Jorand, Cédric. "Modélisation expérimentale de la fracturation d'un milieu sédimentaire." Phd thesis, Université de Nice Sophia-Antipolis, 2007. http://tel.archives-ouvertes.fr/tel-00153613.

Full text

Abstract:

La modélisation de la déformation, de la rupture et de la fracturation des milieux rocheux représente un enjeu majeur dans de nombreux domaines scientifiques et pratiques, notamment pour l'exploitation des réservoirs fracturés. Cependant, cette modélisation se heurte à la mauvaise connaissance des lois constitutives, ce qui rend particulièrement importantes les approches expérimentales et en particulier la modélisation physique, qui est au coeur de ce travail.
Nous avons développé une technique originale d'une telle modélisation, basée sur un nouveau matériau Crack1 à l'échelle physique par rapport à une roche réservoir typique: le calcaire. Un programme étendu d'expérimentation avec les modèles de Crack1 a été réalisé avec un dispositif de chargement poly-tridimensionnel. Ce dispositif combine à la fois la simplicité et l'efficacité des solutions réalisées pour la réduction et l'élimination complète de la friction aux bords des modèles. Les résultats principaux peuvent être résumés de la façon suivante:
1.Des réseaux de diaclases ont été reproduits pour la première fois dans des conditions de chargement homogènes.
2.Les diaclases se forment, dans nos expériences, sous une compression triaxiale. Elles ne sont donc pas des fractures en Mode I.
3.Les figures fractographiques visibles sur les surfaces des diaclases naturelles et celles obtenues dans les modèles sont très similaires, ce qui suggère que la similarité physique est assurée pas seulement à macro-échelle, mais aussi à micro-échelle.
4.L'espacement S entre les diaclases ne dépend pas de l'épaisseur du modèle , contrairement au concept de « saturation » largement adopté dans la littérature et les modèles de réservoirs. Il a été démontré que S est contrôlé par l'état des contraintes imposé et la déformation accumulée du modèle.
5.Nous avons pu également reproduire dans des modèles les couloirs fracturés dont la formation est contrôlée par la rigidité des contacts aux limites de l'unité mécanique affectée par la fracturation.
6.L'augmentation de la pression moyenne appliquée au modèle résulte en un changement du style de la fracturation, qui évolue de manière continue des diaclases vers des fractures «obliques » conjuguées.
7.L'analyse des conditions de cette transition à partir de la théorie de la bifurcation de la déformation montre qu'elle est associée à la réduction du facteur de dilatance β de Crack1 avec l'augmentation de la pression p (ce type de dépendance β (p) est également connu pour les roches réelles).
Les résultats obtenus confirment donc que les lois constitutives contrôlent directement la fracturation. Des études expérimentales plus larges doivent désormais être menées pour contraindre ces lois dans toute leur complexité et avec une précision nécessaire.

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

40

Masri, Moustafa. "Étude expérimentale et modélisation numérique du comportement thermomécanique à haute température de l’argilite de Tournemire." Thesis, Lille 1, 2010. http://www.theses.fr/2010LIL10079/document.

Full text

Abstract:

Dans ce travail de recherche, on aborde une étude expérimentale et numérique du comportement mécanique des roches argileuses soumis à des chargements mécaniques et à des sollicitations thermiques. L’esprit de cette étude provient de la pratique de l’exploitation des huiles lourdes avec la technique d’injection de vapeur à haute température où les roches de réservoir sont soumises à des sollicitations thermiques et hydromécaniques couplées. L’enjeu est d’étudier le comportement hydromécanique de ces matériaux soumis à des variations importantes de température afin d’évaluer la stabilité mécanique des réservoirs. L’étude expérimentale contient des modifications d'une cellule triaxiale autonome et auto compensé à haute température (250 C°) ainsi que le système de pilotage, le système de mesure et d’étalonnage de déformations. Ces modifications sont importantes pour effectuer des tests hydrostatiques, uniaxiaux et triaxiaux servaient à obtenir une base des données expérimentales, cette base caractérise l’effet thermique sur le comportement mécanique des roches argileuse.Le cadre général de la modélisation est d’abord proposé pour décrire le comportement mécanique d’argilite dans le cas isotrope. Après une analyse détaillée des données expérimentales, un modèle spécifique élastoplastique couplé à l’endommagement est élaboré pour décrire le comportement mécanique. Ensuite l’effet de la température est pris en compte. Les comparaisons entre les simulations numériques et les données expérimentales ont montré la capacité du modèle proposé pour la description du couplage hydromécanique et thermique. Afin de décrire le comportement des roches anisotrope, nous avons proposé une extension du modèle en y introduisant une formulation de tenseur de fabrique Cette formulation est exprimée en termes d'invariants couplé aux tenseurs de contraintes et d’orientation de chargement. Des essais en laboratoire sous différents chemins de sollicitations ont été modélisés, le modèle proposé semble décrire correctement les principales réponses mécaniques des matériaux
We proposed, in this work, an experimental and numerical study of mechanical behavior of shale rocks subjected to mechanical and thermal loads.In the petroleum industry, during the production of heavy oil with the technique of steam water injection at high temperature, the cap rocks are subjected to coupled thermal and hydro-mechanical solicitations. The challenge is to study the hydro-mechanical behavior of these materials subject to large variations in temperature in order to assess the mechanical stability of the reservoir. The experimental study includes the modifications in a triaxial cell in ordre to support a high temperature (250° C). These modifications are very important for hydrostatic, uniaxial and triaxial tests, all these tests are used to obtain an experimental data base characterizing the thermal effect on the mechanical behavior of shale rocks.The modeling framework is proposed at first to describe the mechanical behavior of shale rock in isotropic case. After a detailed analysis of experimental data obtained in the experimental section, a specific coupled elastoplastic-damage model has been developed to describe the mechanical behavior of these shale materials. The effect of temperature is taken into account and a comparison between numerical simulations and experimental data have shown the ability of the proposed model for the description of thermo mechanical coupling. To describe the behavior of anisotropic rocks, we have proposed an extension of the fabric tensor model to present the initial anisotropy of shale rock. This formulation is expressed in terms of invariant stress tensor coupled with loading orientation. Laboratory tests under different stress paths were modeled, the proposed model seems able to describe correctly the main mechanical responses of shale materials

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

41

Godeau, Nicolas. "Développement et application de la méthode Uranium-Plomb à la datation des carbonates diagénétiques dans les réservoirs pétroliers, et apport à la reconstruction temporelle de l'évolution des propriétés réservoir." Thesis, Aix-Marseille, 2018. http://www.theses.fr/2018AIXM0149.

Full text

Abstract:

L'apport de contraintes chronologiques absolues sur les différents évènements et processus qui ont modelé la Terre constitue un des défis majeurs dans de nombreux domaines des sciences de la terre et de l'environnement. C'est en particulier le cas pour les bassins sédimentaires qui jouent un rôle économique majeur en étant sources d'importantes ressources naturelles, en particulier en hydrocarbures. L'objectif de cette thèse est de développer la datation absolue des minéraux secondaires carbonatés par la méthode U-Pb. Ces minéraux, quasi ubiquistes dans les réservoirs, témoignent des processus diagénétiques, tectoniques et des circulations fluides qui ont affecté ces systèmes. Au cours de cette thèse, plusieurs développements méthodologiques ont été mis en œuvre avec pour objectifs de repousser les limites de la méthode U-Pb. Des techniques d’analyses innovantes, comme le couplage ablation laser/SF-ICP-MS ou la sonde ionique, ont été testées et ont permis d’accroître de plusieurs ordres de grandeur la résolution spatiale des analyses U-Pb. Ces méthodes, couplées à la méthode plus classique de dilution isotopique ont été appliquées avec succès dans différents contextes d’exploration pétrolière permettant notamment d’apporter des contraintes temporelles sur des éléments clés du système pétrolier, comme le timing de la création/préservation du réservoir ou encore de la migration des hydrocarbures. Les différents résultats obtenus ont permis de dresser une synthèse des contextes les plus favorables à l’application de la méthode U-Pb, et de donner ainsi une vision d’ensemble du potentiel de la datation U-Pb sur carbonates secondaires appliquée aux réservoirs pétroliers
Absolute chronological constraints on the different events and processes that have shaped the Earth constitute a major challenge in numerous realms in Earth and Environmental sciences. In particular this is the case for sedimentary basins that play a major economic role as being source of important hydrocarbon resources. The objective of this thesis is to develop absolute uranium-lead dating methodology on secondary carbonate minerals. This ubiquitous mineral phase in petroleum reservoirs testifies their complex geodynamic and diagenetic histories. In this study, several developments were implemented in order to circumvent the limits of U-Pb methodology. Innovative analysis techniques such as laser ablation coupled with SF-ICP-MS or ion probe were tested to increase the spatial resolution of the U-Pb analysis by several orders of magnitude. These methodologies coupled to the more traditional isotope dilution was successfully applied in different oil exploration context allowing to bring absolute constraints on key diagenetic events such as creation/preservation of reservoir properties or hydrocarbon migration. The results obtained during this study allowed to draw a synthetic model of the most favorable contexts for U-Pb method and gives an overview of the U-Pb dating potential to secondary carbonates applied to petroleum reservoirs

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

42

Hamel, Aïcha. "Etude géologique des grès triasiques du gisement pétrolier de Hassi R'mel (Algérie) : Caractérisation, extension et milieu de dépôt." Besançon, 1988. http://www.theses.fr/1988BESA2003.

Full text

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

43

Leflon, Bruno. "Modélisation des hétérogénéités lithologiques à l'échelle du réservoir pétrolier en milieu marin et fluviatile." Vandoeuvre-les-Nancy, INPL, 2005. http://docnum.univ-lorraine.fr/public/INPL/2005_LEFLON_B.pdf.

Full text

Abstract:

En modélisation de réservoirs pétroliers, les informations apportées par les puits sont très importantes pour pouvoir modéliser les propriétés à l'échelle sub-sismique. Les propriétés pétrophysiques (porosité et perméabilité) sont directement liées au faciès des roches. Deux méthodes ont été développées qui permettent la modélisation de ce faciès contrainte par les données de puits. La première s'intéresse à la modélisation des dépôts carbonatés en milieu marin. La géométrie des couches sédimentaires est modélisée en utilisant une paramétrisation particulière du réservoir proche de l'espace de Wheeler. Le paramètre temps est calé grâce aux corrélations faites entre les puits. L'épaisseur de chaque strate chronologique peut alors être calculée aux puits puis extrapolée. Le faciès est supposé lié à la bathymétrie au moment du dépôt, ce qui permet de définir une courbe de bathymétrie le long des puits. La bathymétrie est ensuite extrapolée à partir des puits et d'une carte de référence en s'appuyant sur le concept d'accommodation, ce qui permet d'obtenir un résultat cohérent du point de vue stratigraphique. La simulation de faciès est ensuite contrainte par la bathymétrie modélisée. La seconde méthode permet la simulation de chenaux. Une ceinture chenalisante est associée aux chenaux à simuler. Elle peut être placée aléatoirement tout en respectant les données ou fixée d'après l'interprétation de données sismiques. Un potentiel est défini à l'intérieur de la ceinture. Une fonction de transfert permet de calculer les épaisseurs de sédiments en fonction du potentiel, ce qui permet d'obtenir des corps en trois dimensions. Un bruit est simulé stochastiquement et ajouté au potentiel, ce qui génère des géométries de chenaux très réalistes. Le conditionnement par des données de puits se fait en inversant la fonction de transfert, ce qui permet d'interpréter les épaisseurs observées en terme de valeur de bruit à simuler
When modelling a petroleum reservoir, well data are very useful to model properties at a sub-seismic scale. Petrophysical properties like porosity or permeability are linked to the rock-type. Two methods based on well data have been developed to model facies. The first one is used to model marine carbonates deposits. The geometry of sedimentary layers is modelled through a special parameterisation of the reservoir similar to Wheeler space. The time parameter is defined along the well paths thanks to correlations. The layer thickness is then extrapolated between wells. A given relationship between facies and bathymetry of sedimentation makes it possible to compute bathymetry along the well paths. Bathymetry is then extrapolated from wells and a reference map using the concept of accommodation. The model created this way is stratigraphically consistent. Facies simulation can then be constrained by the computed bathymetry. The second method describes a novel approach to fluvial reservoirs modelling. The core of the method lies in the association of a fairway with the channels to be simulated. Fairways are positioned so that all data are taken in account; they can be stochastic if unknown or explicitly entered if identified on seismic data. A potential field is defined within the fairway. Specifying a transfer function to map this potential field to thickness results in generating a channel inside the fairway. A residual component is stochastically simulated and added to the potential field creating realistic channel geometries. Conditioning to well data is obtained by applying the inverse transfer function at the data location to derive thickness values that will constrain the simulation of residuals

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

44

Egreteau, Alexandre. "Etude des variations de l'amplitude de la réflectivité du sous-sol après imagerie sismique en profondeur." Phd thesis, École Nationale Supérieure des Mines de Paris, 2005. http://pastel.archives-ouvertes.fr/pastel-00001811.

Full text

Abstract:

En exploration pétrolière, la technique d'imagerie la plus couramment utilisée reste l'imagerie par sismique réflexion. Elle permet d'obtenir une première représentation des structures géologiques mais aussi une estimation du coefficient de réflexion des interfaces du sous-sol. Les variations de ce coefficient dépendent des paramètres pétrophysiques des milieux situés de part et d'autre de la discontinuité donnant naissance à la réflexion (densité et vitesses des ondes de propagation et de cisaillement). Une analyse de ces variations permet ainsi d'évaluer les paramètres élastiques qui sont des données indispensables et complémentaires à l'interprétation des réservoirs. Les traitements classiques consistent à étudier ces variations directement sur des données enregistrées en fonction du déport et du temps de propagation. L'analyse s'effectue par inversion d'une approximation linéaire des équations de Zoeppritz régissant les variations théoriques de l'amplitude. Nous proposons ici d'étudier les variations de l'amplitude après la phase d'imagerie, directement dans le domaine profondeur. Pour réaliser cette analyse, nous proposons un traitement spécifique après l'imagerie et avant l'analyse de l'amplitude pour corriger les impacts liés à la qualité du modèle de vitesse, à l'interférence des ondelettes entre deux réflexions proches et à l'étirement de l'ondelette. Ce traitement a aussi permis l'obtention d'un squelette du sous-sol conduisant à une première interprétation en profondeur des réflecteurs majeurs.

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

45

Ibrahim, Nidal. "Caractérisation des propriétés mécaniques des géomatériaux par technique de micro indentation." Thesis, Lille 1, 2008. http://www.theses.fr/2008LIL10048/document.

Full text

Abstract:

La technologie de micro indentation est un des moyens de caractérisation (à partir de petits échantillons) qui s'est imposé ces derniers temps dans différents domaines (pharmaceutique, génie civil, industrie pétrolière etc.). Il répond à un certain nombre d'exigences en matière de solution au problème d'échantillonnage. Cette thèse est consacrée à la caractérisation des propriétés mécanique des géomatériaux, et spécialement pour les roches pétrolières comme l'argilite, le grès, la craie ... qui ont été utilisées pour les différentes études expérimentales menées au cours de la thèse. Après avoir présenté la méthode de dépouillement du test d'indentation pour un milieu isotrope, nous avons développé une méthode semi-analytique basée sur la fonction de Green pour caractériser le milieu isotrope transverse en déterminant les cinq paramètres élastique de ce milieu. L'influence des différentes sollicitations (mécaniques, thermiques, hydriques) sur les propriétés mécaniques des roches a été étudiée en utilisant la technologie de micro indentation avec la méthode de dépouillement isotrope transverse. Nous avons essayé de caractériser les paramètres de rupture (C et f) à l'aide du test d'indentation et d'un test de micro compression simple (MCS) effectué par la même machine d'indentation. Par l'essai d'indentation et une méthode d'analyse inverse, nous avons identifié les paramètres d'une loi de comportement élastoplastique (Drucker Prager). En l'absence d'une solution directe du problème d'indentation en régime plastique, nous avons eu recours à une modélisation numérique par un code de calcule élément finis (ABAQUS) pour déterminer la courbe d'indentation calculée. Cette détermination s'est révélée tout à fait probante et a été de plus validée par une simulation d'essais de compression triaxiale sur le même matériau
The technology of micro indentation is one of the techniques ofmateriaJ characterization (by using small specimens) in various fields (mechanical engineering, civil engineering, oil industry, and pharmaceutical industry). Its main advantage lies in a certain number of practical requirements as regards the solution to the problem of small specimens. The present study is devoted the characterization of the mechanical properties of geomaterials, especially rocks involved in petroleum engineering. After having presented the methodology of the indentation test for isotropic rocks, we developed a semi-analytical method based on the use of Green function to characterize transverse isotropic rocks (five elastic parameters of these rocks). The influence of the various loadings (mechanical, thermal, hydrous) on the rock mechanics properties was studied by using the technology of micro indentation and the methodology proposed for isotropic transverse were used. Moreover, we characterize the failure parameters (C and f) by a combined approach of the indentation test and a test of micro compression (MCS) carried out the indentation device. Finally, we use inverse analysis in order to identify the parameters of a Drucker Prager mode!. ln the absence of a direct solution of the problem of indentation (in plastic regime), we had recourse to a numerical modelling by a finite element code (ABAQUS) to determine the calculated curve of indentation. This determination appeared completely convincing and moreover was validated by a simulation of triaxial compression tests on the same material

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

46

Voutay, Olivier. "Mise au point d'attributs sismiques pour l'interprétation AVO et 4D des réservoirs pétroliers par analyse en composantes généralisée." Vandoeuvre-les-Nancy, INPL, 2003. http://www.theses.fr/2003INPL009N.

Full text

Abstract:

Nous proposons d'extraire à partir de données sismiques multicubes de nouveaux attributs sismiques par des analyses en composantes généralisées, résumant les données initiales, tout en gardant un lien clair avec ces dernières et permettant de mettre en évidence toute redondance d'information. Ces nouveaux attributs sont ensuite géologiquement interprétés à l'aide de méthodes statistiques. Dans le cadre AVO, l'apport de l'information sismique avant sommation vis à vis de l'information sismique après sommation est mis en évidence, sur un cas synthétique réaliste, puis sur un cas réel. Dans le cadre 4D, sur un cas réel, la part de non reproductibilité du signal sismique en dehors du réservoir est mesurée, puis les variations du signal au cours du temps au sein du réservoir, suite à son exploitation, sont interprétées. La méthodologie développée a également été adaptée afin de définir un attribut de cohérence, mesurant une similarité locale entre plusieurs cubes sismiques 4D ou AVO.

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

47

Lecour, Magali. "Modélisation des incertitudes concernant la géometrie des failles : impact sur les études volumétriques des réservoirs pétroliers." Vandoeuvre-les-Nancy, INPL, 2000. http://www.theses.fr/2000INPL048N.

Full text

Abstract:

Les études d'incertitudes constituent une phase clé de l'exploration pétrolière. Les données disponibles pour modéliser les réservoirs situés en profondeur étant souvent indirectes, éparses et imprécises, les incertitudes résultantes concernent de nombreux paramètres: la géométrie du réservoir, la répartition des faciès et les propriétés des couches. Afin de diminuer les risques, la phase d'exploration doit proposer non plus un, mais plusieurs modèles balayant l'étendue des solutions possibles dans la zone étudiée. Cependant, les données concernant la géométrie des failles étant moins précises que pour les horizons, les règles mécaniques à respecter plus strictes, et la mise à jour du modèle structural plus complexe en milieu faillé, encore peu d'études ont été réalisées dans ce domaine. Le travail présenté dans ce mémoire, vise la prise en compte d'une partie des incertitudes concernant la géométrie des failles: la modification de leur géométrie (position, pendage, forme en carte) autour d'un modèle référence, à scénario de réseau de failles constant. La plus grande partie de ce travail a consisté à mettre en place de nouvelles structures: 1. Un objet faille dont le rôle est de stocker les estimations de l'incertitude et de calculer rapidement une nouvelle position pour chaque point à l'aide de champs de probabilités 2. Un gestionnaire de contacts entre les différentes surfaces du modèle géologique et permettant de mettre à jour le modèle structural après chaque simulation 3. Un gestionnaire de simulations pour l'ensemble du réseau de failles, permettant aussi de mettre à jour le modèle structural. L'objectif principal est de proposer un algorithme général permettant soit de voir l'influence de ces incertitudes sur l'estimation des volumes des réservoirs, soit de construire différentes modèles géométriques représentant le réservoir, et pouvant servir ensuite à l'étude d'autres types d'incertitudes sur les propriétés des couches géologiques.

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

48

Barbier, Mickael. "Hétérogénéités multi-échelles sédimento-diagénétiques et structurales de la Formation Carbonatée Madison (Mississippien, Wyoming, USA) : implications réservoirs." Thesis, Aix-Marseille, 2012. http://www.theses.fr/2012AIXM4712/document.

Full text

Abstract:

L'étude a pour but de caractériser les facteurs de contrôles de la distribution des propriétés pétrophysiques et mécaniques dans les réservoirs carbonatés. Pour y répondre, il a été entrepris une démarche intégrant des analyses sédimento-diagénétiques (sédimentologiques, pétrographiques, géochimiques…) et de la fracturation (stratigraphie mécanique et stratigraphie de fracture, hiérarchisation, chronologie…). L'acquisition des données a été réalisée sur un analogue de terrain d'un réservoir carbonaté fracturé : la Formation Madison, d'âge Carbonifère inférieur (357-340 Ma), affleurant dans le Bassin de Bighorn (Wyoming, USA) et qui est aussi un réservoir exploité en subsurface. Cette acquisition a été réalisée dans cinq sites : Wind River Canyon, Shell Canyon, Sheep Mountain, Shoshone Canyon, et Clark's Fork Canyon (selon une polarité paléogéographique proximale - distale).Dans le Wyoming (USA), la Formation Madison est une série carbonatée, atteignant une épaisseur de 340 m, formée de sept séquences de dépôt basse fréquence (SBF). Les deux premières (SBF1 et 2) se sont formées sur une rampe qui, en conséquence de progradations extensives, s'est aplanie progressivement pour former une plate-forme sur laquelle se sont déposées les cinq autres séquences (SBF3 à 7). SBF1 à 3, d'âge Kinderhookien à Osagéen inférieur, se sont formées sous climat aride à la faveur d'une subsidence tectonique générale compensant les chutes eustatiques épisodiques. Les cortèges de rétrogradation se caractérisent par le développement étendu des milieux inter- à supratidaux et des processus de précipitation d'évaporites et dolomitisation
The purpose of this study is to characterize factors controlling the distribution of the petrophysical and mechanical properties in carbonate reservoirs. To do so, a pluridisciplinary approach integrating sedimento-diagenetic and fracturing analyses on a carbonate reservoir analogue: he Madison Formation, (Lower Carboniferous, 357-340 My), outcropping in the Bighorn Basin (Wyoming, USA) and that is also a subsurface reservoir.The Madison Formation is a 340 m thick carbonate series composed of seven low frequency depositional sequences (LFS). The first two (LFS 1 and 2) formed on a prograding ramp passing upward into a vast platform on which the other five LFS deposited (LFS3 à 7). LFS 1 to 3 (Kinderhookian to lower Osagean) deposited under arid conditions during general subsidence that balanced eustatic falls. Retrograding system tracts are characterized by the development of supratidal to intertidal environment dominated by evaporite precipitations and carbonate dolomitization. Prograding system tracts are mainly mainly by early-lithified grainstones. LFS 4 to 7 (Osagean) deposited under humid conditions (glacial conditions in high-latitudes) that contributed to a decrease in evaporite precipitations and carbonate dolomitization but that involved karstifications on tops of LFS 4 to 7 during uplift episodes and eustatic falls

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

49

Pianelo, Laurent. "Modélisation géologique contrainte par les données sismiques et dynamiques." Aix-Marseille 1, 2001. http://www.theses.fr/2001AIX11042.

Full text

Abstract:

Les procédures d'inversion sont utilisées en géosciences afin d'améliorer les modèles géologiques. En réservoir, l"'History Matching" permet de modifier les paramètres pétrophysiques des simulateurs d'écoulements afin que les résultats numériques calent avec les données observées. De la même façon, les paramètres sismiques sont modifiés pour retrouver numériquement les acquisitions sismiques. Malheureusement, il est bien connu que ces problèmes inverses sont mal contraints. L'idée de ce travail original est de modifier simultanément la perméabilité et l'impédance acoustique du réservoir, pour une amélioration du modèle géologique. Pour y parvenir, les paramètres sont liés en utilisant soit des mesures de carottes, soit les relations classiques de Wyllie (porosité - impédance) et de Carman - Kozeny (porosité - perméabilité). De fait, les données de production sont utilisées pour contraindre le calage de la sismique, et les observations sismiques vont améliorer l'inversion de la perméabilité. Ce travail a consisté à programmer des prototypes numériques d'un simulateur d'écoulements en 3D ainsi que d'un simulateur d'acquisition sismique 3D. Puis, à développer mathématiquement et à implémenter une boucle d'inversion couplée. Nous avons ainsi pu tester notre théorie sur des cas 3D réalistes. La comparaison entre l'inversion couplée et les inversions des données de production seules et des observations sismiques seules démontre l'efficacité de notre méthode. Nous réduisons drastiquement le nombre de solutions possibles. De plus, l'augmentation des informations amène une amélioration nette des modèles obtenus, particulièrement dans la localisation spatiale des contrastes en perméabilité. L'amélioration est significative, à la fois sur la distribution des deux paramètres, mais aussi quand à la vitesse de l'opération. Ce travail breveté est un pas important dans la voie de l'intégration de données et de compétences et conduit à une meilleure caractérisation des réservoirs.

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

50

Mizyakin, Yuri. "Différents problèmes théoriques et appliqués de transport dissipatif en milieux poreux." Thesis, Vandoeuvre-les-Nancy, INPL, 2010. http://www.theses.fr/2010INPL040N/document.

Full text

Abstract:

La thèse concerne trois problématiques indépendantes : le transport dissipatif dans des milieux hétérogènes; échange de masse entre un réservoir de gaz et aquifère ; ségrégation compositionnelle. Le point commun entre les problèmes traités sont les processus irréversibles de redistribution de la composition chimique. Le premier chapitre est consacré à la déduction, en accord avec les principes de la thermodynamique, d’un modèle généralisé de transport simultané de matière et de chaleur. Le chapitre 2 est consacré à l’étude de diffusion multi-compositionnelle dans un milieu hétérogène. Cette étude vise une application aux phénomènes de transport dans les réservoirs des hydrocarbures qui, d’une part, sont le siège de divers des processus de transport (plusieurs composants + chaleur) en interaction (processus croisés au sens d’Onsager) et, d’autre part, sont anisotropes pour les processus de transport étudiés. Le chapitre 3 est consacré à l’étude du processus de balayage d’un réservoir par une nappe aquifère. Le chapitre 4 est consacré au développement d’un code « éléments finis » conçu pour résoudre le même problème que dans le chapitre 3, mais dans une approche moins idéalisée. Le chapitre 5 est consacré à l’étude de la convection forcée dans un réservoir avec des champs de gravité et de température non colinéaires. Cette convection est une des composantes du processus de séparation thermo-gravitationnelle des espèces chimiques qui peut avoir lieu dans les réservoirs souterrains
The thesis concerns three independent subject areas: the dissipative transport in heterogeneous geological media; a transport problem in an underground gas reservoir; compositional segregation in reservoirs. The common point of all examined problems is the irreversible redistribution of chemical composition of a fluid in the reservoirs. The first chapter is devoted to development of a microscopic model of simultaneous mass and heat transfer in agreement with thermodynamic principles. The second chapter is dedicated to study of multi-component diffusion in a heterogeneous medium. This study aims an application to transport phenomena in hydrocarbon reservoirs characterized firstly by diversity of transported substances (several components + heat) and their interaction (in Onsager’s meaning) and secondly by anisotropy of medium where they take place. The third chapter is dedicated to analytical study of underground gas storage sweeping due to gas dissolution in aquifer. In the fourth chapter the same problem (gas sweeping) was studied numerically in a less idealized approach using finite element method. The fifth chapter is dedicated to study of forced convection taking place in the reservoirs where the temperature gradient and gravity force are not collinear. This convection represents an element of the thermo-gravitational component segregation employed in industry (thermo-gravitational columns) and can take place in underground reservoirs

APA, Harvard, Vancouver, ISO, and other styles

Dissertations / Theses on the topic 'Géologie pétrolière'

Create a spot-on reference in APA, MLA, Chicago, Harvard, and other styles