Academic literature on the topic 'Migration d'hydrocarbures'

Cette thèse presente des travaux et résultats d'expériences de fracturation dont l'origine est une génération interne de fluides induite par des réactions chimiques dans des échantillons de roches et des matériaux analogues. Les deux premiers articles portent sur une expérience avec des échantillons de schistes imagés par tomographie aux rayons X au cours du temps. Le premier article décrit la formation de fractures créées par l'augmentation de pression induite par la décomposition de matière organique lorsque les schistes sont chauffés. Le deuxième article porte sur la procédure expérimentale et l'analyse d'images, utilisées pour obtenir les résultats du premier article. Les deux autres articles concernent la fracturation d'une couche de gélatine contenant de la levure et du sucre, ce qui génère du CO2. Le troisième article décrit le mécanisme de formation d'un réseau de fractures au cours du drainage du CO2 contenu dans la gélatine. Le quatrième article concerne l'évolution du réseau de fractures au cours de ce drainage, ainsi que les mécanismes d'ouverture et fermeture des fractures. Le dernier article porte sur une étude par tomographie aux rayons X de la distribution de porosité d'échantillons endommagés d'andésite. Les méthodes développées dans ce projet peuvent s'appliquer à la déshydratation de sédiments, la formation de volcans de boue, l'exploration d'hydrates de méthane, la séquestration de CO2 et la fracturation de réservoirs non conventionnels
This thesis presents the experimental work and the results on fracturing of rock samples and analogue materials due to internal fluid generation during chemical reaction. The first two papers concentrate on time-resolved 3D X-ray imaging experiment on organic-rich shale samples. Paper 1 describes fracture formation due to hydrocarbon generation in the shale induced by organic matter decomposition during heating. Paper 2 gives an overview of the experimental procedure and image analysis workflow, which were used to obtain results presented in the first paper. The other two papers are focused on fracturing of gelatin mixed with yeast and sugar, which generates CO2. Paper 3 describes the mechanism of fracture network formation during draining of CO2 out of a gelatine layer. Paper 4 focuses on the temporal evolution of the drainage network and the mechanism of fracture opening and closing. The last paper presents a study in which X-ray microtomography was used to characterize porosity distribution in weathered andesite samples. The scientific methods developed in this project have potential application in studying dehydration of sediments, formation of mud volcanoes, methane hydrate exploration and assessment, geological sequestration of carbon dioxide CO2 and hydraulic fracturing of unconventional reservoirs

Les structures d’échappement de fluides et leurs mécanismes de migration à travers la pile sédimentaire sont un phénomène connu sur les marges continentales. Elles ont été largement étudiées depuis une vingtaine d’années, notamment en raison de l’amélioration de la résolution des données sismiques, et de l’abondance des données dans ces zones, du fait de la prospection pétrolière. Le bassin du Bas Congo, au large de l'Afrique de l’ouest, est une province pétrolière prolifique qui a été largement étudiée et qui est exploitée depuis plus de 30 ans. La zone d’intérêt est située au-dessus d'un champ pétrolier producteur (la zone de Moho), dans laquelle les hydrocarbures sont piégés dans des chenaux turbiditiques. Le travail est principalement basé sur l'analyse de données géophysiques comprenant de la sismique 3D et 2D-THR, de la bathymétrie multifaisceaux et la rétrodiffusion correspondante, ainsi que des données de fond (échantillons prélevés, photos ROV, analyses géochimiques). L'analyse de cet important jeu de données sismiques a révélé de nombreuses évidences de migration de fluides dans la pile sédimentaire mio-pliocène. Ces dernières correspondent principalement à des indices de migration focalisée de fluides, incluant des structures actuelles d’expulsion de fluides sur le fond de l’eau et des structures enfouies, interprétées comme fossiles, et indiquant une activité ancienne du système d’expulsion de fluides. Les indices de migrations de fluides étudiés correspondent principalement à des pockmarks (dépressions) et à des cimentations carbonatées. Ces deux types d’indices peuvent s’empiler sur plusieurs centaines de mètres, mettant en évidence la pérennité des échappements et suggérant le développement de véritables conduits.Un nouveau type de pockmarks a été mis en évidence, les structures en araignée, qui sont localisées au-dessus d'un réservoir turbiditique, et qui résultent d'une migration focalisée des hydrocarbures thermogéniques. Leur fonctionnement est lié aux hydrates de gaz dans le contexte d’un BSR penté (Bottom Simulating Reflector), du fait de la présence du biseau des hydrates. Un modèle dynamique de leur fonctionnement est développé, montrant que ces structures se développent vers l'amont de la pente, du fait de la migration du gaz sous le BSR penté. Une étude du BSR, dans le contexte particulier du biseau des hydrates, permet de proposer un modèle des échappements de gaz liés à la dissociation des hydrates, lors d'une baisse du niveau marin. Ce modèle met en scène une dissociation des hydrates de gaz d'échelle régionale (associée à du gaz biogénique), localisée au niveau du biseau des hydrates du dernier bas niveau marin. Enfin, le réseau de structures d’échappements de fluides de l’intervalle Mio-Pliocène a été investigué dans le but de comprendre son architecture et les mécanismes de migration de fluides dans la zone d’étude. Les hydrocarbures semblent migrer principalement le long de certaines portions de failles et verticalement à travers la pile sédimentaire sous forme de « pipes » ou de cheminées. La base du Pliocène, associée à une baisse du niveau marin, marque la formation des premières paléo-araignées ainsi que d'un niveau contenant de nombreux indices de présence de gaz. Un modèle de ce réseau de migrations de fluides est proposé, intégrant les chemins de migrations des hydrocarbures à travers la pile sédimentaire, et l’événement majeur de la base Pliocène. Cette étude semble indiquer que les phases de baisse du niveau marin constituent des déclencheurs pour la migrations des fluides dans les bassins.Ce travail marque ainsi le point de départ d'une investigation à plus grande échelle qui consiste d'une part à rechercher des structures similaires (araignées et bandes de pockmarks) dans d'autres bassins et d'autres part à comparer les événements d'échappement de fluides à la courbe eustatique
Evidence of fluid flow features and their mechanisms of migration through the sedimentary pile are a known phenomenon on continental margins. It has been widely studied over the past twenty years, notably due to the improved resolution of seismic data and the abundance of data in these areas due to oil and gas exploration.The Lower Congo basin, offshore West Africa, is a prolific petroleum province that has been extensively studied, and has been in operation for over 30 years. The area of interest is located above a producing oil field (the Moho license), in which hydrocarbons are trapped in turbidite channels. The work is primarily based on the analysis of geophysical data including 3D and 2D-THR seismic, multibeam bathymetry and corresponding backscatter, as well as background data (samples taken from ROV photos, geochemical analyses).The analysis of this important seismic dataset revealed abundant evidence of fluid migration in the Mio-Pliocene sedimentary pile. They mainly correspond to indications of vertically focused migration, including current fluid expulsion structures on the seafloor, and buried structures, interpreted as fossile and indicating former activity of the fluid expulsion system. The studied fluid migration features mainly consist of pockmarks (depressions) and carbonate cementations. These two types of indicators can build vertical stacks, over several hundred meters, highlighting the durability of the fluid escapes and suggesting the development of real pipes.A new type of pockmarks has been discovered, the spider structures, which are located above a turbiditic reservoir, and which result from a focused migration of thermogenic hydrocarbons. They are related to gas hydrates, in the context of a sloping BSR (Bottom Simulating Reflector), due to the presence of the hydrate wedge. A dynamic model of their functioning is proposed, showing that these structures develop upslope, due to the gas migration under the sloping BSR. A study of the BSR, in the particular context of the hydrates wedge, allows to propose a model of gas escapes, linked to the dissociation of the hydrates, during a sea level fall. This model presents a dissociation of gas hydrates of regional scale (associated with biogenic gas), localized at the gas hydrate wedge zone of the last lowstand. Finally, the network of fluid escape structures of the Mio-Pliocene interval was investigated in order to understand its architecture and the mechanisms of fluid migration in the study area. Hydrocarbons appear to migrate mainly along certain portions of faults and vertically crosscutting the sedimentary pile through pipes or chimneys. The base of the Pliocene, associated with a sea level fall, marks the formation of the first paleo-spiders, as well as a level containing numerous evidence of gas. A model of this network of fluid migrations is proposed, integrating the indicators of hydrocarbon migrations through the sedimentary pile, and the major event of the Pliocene base. This study seems to indicate that a the sea level fall constitute a trigger for the fluids migrations, in the basin.This work thus marks the starting point of a larger-scale investigation which consists in, on the one hand, searching for similar structures (spiders and bands of pockmarks) in other basins ; and, on the other hand, by comparing fluid flow events with the eustatic curve

Ce travail visait à évaluer le transport d’hydrocarbures aromatiques polycycliques (HAP) et de métaux dans des sols multi pollués, en s’intéressant plus particulièrement au couplage transport-réaction dans la zone non saturée du sol, selon deux axes de travail. En premier lieu, puisque de nombreux sites industriels sont multi pollués, nous avons choisi d’étudier l’influence des métaux sur la sorption des HAP et vice versa en système modèle. Nous avons montré que lors d’une pollution simultanée par du fluoranthène et du zinc, ce dernier est beaucoup moins retenu que lorsqu’il est présent seul et peut donc migrer plus facilement vers la nappe phréatique. Le plomb, quant à lui, est plus fortement retenu en présence de fluoranthène. En revanche, l’effet des métaux sur la rétention du fluoranthène est plus limité. En second lieu, nous avons évalué le transport des HAP et des métaux dans une terre d’une ancienne cokerie lorraine à plusieurs échelles : en colonne de laboratoire en conditions saturées et non saturées ainsi qu’en lysimètre de terrain, afin d’évaluer le pouvoir prédictif des sytèmes de laboratoire. Nous avons montré que les expériences en colonne de laboratoire surestiment la sortie des HAP telle qu’elle a lieu sur le terrain. En revanche, la sortie des métaux est bien prédite par de telles expériences. Mais le lysimètre ne peut pas être utilisé lors d’études de risque puisqu’il demande des durées d’expériences de plusieurs années afin d’avoir une vue globale des phénomènes qui s’y produisent. C’est pourquoi nous avons conçu un système original au laboratoire, capable d’évaluer leur transport conformément à ce qui se passe sur le terrain
PAHs and heavy metals are major soil pollutants and most of former industrial soils are co-polluted by both types of compounds. The aim of this work was to assess their transport in polluted soils under saturated and unsaturated flow conditions. This study was carried out by two approaches. First, heavy metal influence on PAH sorption and vice versa was studied with a “model” system. We showed that when the soil was simultaneously contaminated with fluoranthene and zinc, zinc retention was lower than when it was alone in the soil. As a consequence zinc would be expected to migrate more easily to the water table in co-polluted soils. Lead was more strongly retained in the presence of fluoranthene. But heavy metal influence on fluoranthene sorption was of minor importance. Then, PAH and heavy metal transport in a former coking plant soil was evaluated at the laboratory scale, under saturated and unsaturated flow conditions, by means of column experiments, and at the lysimeter scale under natural atmospheric conditions. The goal of these experiments was to compare PAH and heavy metal migration in a field-like situation with results obtained in the laboratory and to determine the appropriate experimental device for risk assessment studies. We showed that column experiments may overestimate PAH migration at the field scale. However heavy metal leaching was in accordance with what was expected from lysimeter experiments. But such experiments are rather time consuming and quite expensive, and as a consequence not adapted for risk assessment studies. Therefore we designed an original laboratory set up able to represent PAH and heavy metal migration at the field scale

Dans les réservoirs silicoclastiques, la perte de porosité avec l'enfouissement est due à la fois à la compaction mécanique lors des 2-3 premiers kilomètres d'enfouissement, à la compaction chimique, et à la précipitation minérale (quartz, argiles, carbonates). Dès lors, la compréhension des processus responsables de l'inhibition de la compaction et/ou de la cimentation représente un triple enjeu: i) contribuer à la connaissance des mécanismes d'interactions eau-hydrocarbures-solides en milieu diagénétique profond; ii) apporter de nouveaux arguments pour reconstituer les chemins de migration des fluides à l'échelle du bassin iii) développer des guides de prospection pour l'industrie pétrolière. Les techniques analytiques telles que la pétrographie quantitative, les inclusions fluides ainsi que les modélisations diagénétiques et de bassin ont été couplées afin de comprendre les processus régissant le contrôle de la qualité du réservoir du Brent (Jurassique Moyen) à travers 8 champs pétroliers (et 11 puits) dans le bloc Q3 (Viking Graben, Northern North Sea). L'étude pétrographique quantitative du réservoir du Tarbert a permis de définir des compositions minéralogiques et des paramètres pétrophysiques (porosité) relativement similaires sur les 183 échantillons étudiés. Une paragenèse diagénétique commune à tous les champs étudiés a été établie, dominée par les ciments de quartz, de deux générations de kaolinite (K1, associée à la déstabilisation des micas et K2, associée à la dissolution des feldspaths potassiques), et de précipitation d'illite. L'approche comparative des ciments d'enfouissement n'a pas permis de rendre compte des larges gammes de porosité et perméabilité mesurées allant de 8 à 27 % et de 0,2 à 5000 mD. Contrairement au modèle diagénétique souvent évoqué, l'inhibition des ciments de quartz ne joue pas un rôle majeur dans la préservation de la porosité des réservoirs du bloc Q3. Les estimations P-V-T-X-t du piégeage des inclusions fluides couplées au modèle de bassin ont permis de reconstituer trois chemins de migration des fluides aqueux et hydrocarbonés associés à la mise en place de surpressions fluides au sein des réservoirs du Tarbert. 1) La partie Nord de la kitchen du Viking Graben alimente les champs de Hild, Jura et Islay en huiles légères très précocement (65-42 Ma) et en gaz à condensat à partir de 35-15 Ma. Ces deux migrations sont associées à une montée en surpression fluide du réservoir de 100 à 200 bar. 2) la partie Est de la kitchen de l'East Shetland alimente les champs d'Alwyn, Dunbar, et Grant en huiles lourdes à légères à partir de 42-35 Ma, associée à une faible surpression fluide (30-40 bar). 3) la partie Sud de la kitchen de l'East Shetland (longue distance de migration) alimente quant à elle les champs de Forvie Central et North très tardivement en gaz à condensat (> 15 Ma). Le timing relatif entre la mise en place de la surpression fluide et l'avancement de la compaction mécanique/chimique s'est révélé être le paramètre de premier ordre régissant la préservation de la porosité des réservoirs observée dans le bloc Q3. La présence d'inclusions hydrocarbonées atypiques HT-BP (haute température-basse pression) datées du Jurassique supérieur dans les champs proches du Viking Graben, pourrait être à l'origine d'une génération d?hydrocarbures très précoce sous un régime de pression hydrostatique. Bien que n'ayant aucun impact sur l'inhibition de la contrainte effective, cette migration fluide pourrait être attribuée aux anomalies thermiques du Nord-Ouest de l'Europe liée à l'ouverture de l'Atlantique Nord. Le couplage des outils de pétrographie quantitative, inclusions fluides et modélisation de bassin a donc permis de soulever l'importance d'intégrer une vision régionale à l'étude ponctuelle de la diagenèse dans le but de comprendre le rôle des migrations fluides sur la préservation de la qualité des réservoirs silicoclastiques
In siliciclastic reservoirs, porosity loss is mainly due to the mechanical compaction in the first 2-3 km of burial, the chemical compaction and mineral precipitation (quartz, clays, carbonates). Therefore, understanding the processes responsible of the inhibition of compaction and/or cementation permits to: i) contribute to the knowledge of the water-hydrocarbon-solid interaction mechanisms in deep diagenetic environment, ii) give new arguments for the reconstruction of fluid pathways at the basin scale iii) assist the oil industry for the intensive exploration. Analytical techniques such as quantitative petrography, fluid inclusion and basin/diagenesis modelling were coupled across 8 oil fields (and 11 wells) located in the Q3 block (Viking Graben, Northern North Sea) in order to understand the processes driving the variation of the Brent reservoir quality (Middle Jurassic). Quantitative petrographic study of Tarbert reservoir allowed to define similar depositional settings (mineralogy, porosity) among the 183 studied samples. The common diagenetic paragenesis is dominated by quartz cement, two generations of kaolinite (K1, associated with the destabilization of micas and K2, associated with the dissolution of feldspars), and precipitation of illite. The petrographic data do not explain the wide range of measured porosity and permeability on plugs from 8 to 27% and from 0.2 to 5000 mD respectively. In contrast with the conventional diagenetic model, the present study shows that inhibition of quartz cements did not play a major role in the preservation of porosity in the Q3 block. P-V-T-X-t estimates of fluid inclusion trapping coupled with basin modelling allowed reconstruction of three fluid migration pathways, associated with fluid overpressures in the Tarbert reservoir. 1) The northern part of the Viking Graben kitchen supplies Hild, Jura and Islay fields with an early migration of light oils (65-42 m.y.) and condensate from 35-15 m.y. Both migrations are associated with a great fluid overpressure from 100 to 200 bar. 2) The eastern part of the East Shetland kitchen supplies Alwyn, Dunbar, Grant fields, with heavy to light oils from 42-35 m.y., associated with a low fluid overpressure (30-40 bar). 3) The southern part of the East Shetland kitchen (long distance migration) supplies Forvie North and Central fields with a very late gas condensate migration (> 15 Ma). The relative timing of the fluid overpressure build-up with the degree of mechanical and chemical compaction appears to be the first order parameter governing the preservation of reservoir porosity across the Q3 block. The presence of unusual HT-LP (high temperature-low pressure) hydrocarbon inclusions in the fields near the graben could indicate an early heavy oil generation under hydrostatic pressure conditions. Although having no impact on the inhibition of effective stress, this high-temperature fluid migration could be attributed to thermal anomalies in the Northwest of Europe related to the North Atlantic opening. The combination of quantitative petrography, fluid inclusion and basin modelling allowed to point out the impact of regional fluid migrations on the well scale diagenesis and on the siliciclastic reservoir quality preservation

L'objectif principal de ce travail, a été d'étudier les phénomènes qui influencent la variation de la composition de gaz (CH4- CO2- H2S) pendant l'exploitation industrielle, dans le play Florida-Minero du Bloc Pirineo du Basin de Sabinas au Mexique. Entre le Jurassique et le Crétacé, le Basin de Sabinas dans le Nord-est au Mexique, a été un important réservoir de sédiments, formés principalement par des roches siliciclastiques carbonatées, riches en matière organique d'origine marine et continentale (prédominant). Ce bassin est actuellement un important producteur de gaz méthane dans la région, et les roches mères plus importantes, ils sont très matures, produit d'un enfouissement profond, jusqu'aux 8 km. Variations de flux de chaleur importants pendant l'enfouissement, est la raison principale ont été ce pourquoi le bassin produit seulement du gaz sec. Les effets diagénétique, influencent le fonctionnement du système pétrolier, et sont attribués en grande partie à l’up-lift de l'Orogénie Laramide (49 - 24 Ma). Ces effets en relation avec la circulation de fluides sont des produits de réactions de type TSR, lesquels est étudiés en détail dans ce travail. Afin de comprendre mieux, l'évolution géochimique de la formation, la migration et stocké du gaz, et d'évaluer l'histoire diagenética spécifiquement du bloc Pirineo, ce travail est développé, en utilisant de model géochimique (1D, 2D), et géométrique 3D. Pour calibrer les modèles en température et pression, ils ont été utilisés dans conjoint des données géochimiques et géophysiques. Les techniques pour effectuer cette recherche, ont été les micrographies ; optique, électronique de baillage et rayons X, ainsi come le Rock-Eval 6, dC13 gaz, dC13 y dO18 sur les roches. Les résultats de ces analyses, avec la thermométrie et l'spectrométrie Raman, appliqué à des inclusions fluides, ont permis de définir mieux les étapes de migration d'hydrocarbures et la chronologie de la charge des réservoirs. Les modèles géochimiques ont été calibrés en utilisant dans une première étape, le %Ro et le Bottom Hole Temperature (BHT), et dans une seconde étape la pression/température des inclusions fluides, qui représentent les conditions thermodynamiques des fluides au moment de la migration. Ainsi en fonction des résultats obtenus, nous pouvons définir deux hypothèses; - La première sur le cracking primaire du kerógeno sans migration de pétrole avant l'uplift, et - La deuxième, sur le cracking secondaire avec migration de gaz pendant et après l'uplift, ceci pour la roche mère plus importante (La Casita). Ce phénomène d’up-lift, à provoque une érosion calculée, entre 1.2 et 2.2 Km à cette époque, le système des failles, il resté en fonctionnant comme route de migration d'huile, et ceux-ci ont été stockés dans les réservoirs supérieurs, qui par des effets de l'érosion ont disparu. L'utilisation d'un modèle géochimique en 2D, a été déterminante pour impliquer dans la vitesse de sédimentation et ainsi connaître théoriquement le TOC initiale préservé. L'application de une cinétique mixte, pour produire CH4 et CO2, a été possible en appliquant deux cinétiques qui coïncident avec le comportement de la matière organique dans le bassin (TIII, Pepper et Corvi, 1995 ; CO2, IES 1993). Ceci a permis, pouvoir estimer le potentiel pétrolier initial des roches mères et l'évolution du système pétrolier, en particulier pour l'histoire formation et accumulation de l'huile. Après le Crétacé Moyen, l'huile stocke dans la Formation La Casita, a commencé sa transformation en gaz. La fracturation produit dans l’up-lift, il a permis un dégazage de CO2 d'origine magmatique, et ce dans l'ensemble avec la CH4 accumulé, à migre avec une circulation d'eau. Les réservoirs actuels de gaz, sont dans des pièges anticlinaux, en production actuellement. Il convient d'indiquer, que l'existence d'huile dans des inclusions fluides, dans affleurements minéraux de fluorine, dans les alentours à les Failles La Babia et San Marcos, est interprété en accord avec les résultats du modèle, comme huile migrée pendant l’up-lift, pour le cracking primaire d'une autre roche mère, comme la Formation La Peña. L'interprétation de sections séismiques 2D, on utilise dans la construction de modèles géochimiques 1D - 2D et géométrique 3D. Les résultats de ces modèles sont confirmés et sont comparés, avec les données de production. Ces ressources ont permis d'établir une histoire cohérente de la diagénesis pour le Bloc Pirineo. En accord avec les modèles, ils existent réservoirs de gaz non reportés dans anciens études, cette affirmation est soutenus, par les études pétrographiques et géochimiques de 27 échantillons de carottes, pour 4 puits exploratoires, ainsi que 162 échantillons de cuttings de 15 puits. Ce travail montre la combinaison des ressources pétrographiques, géochimiques et géophysiques, pour effectuer la construction d'un modèle intégral de bassin (1D-2D et 3D), en permettant de proposer une reconstruction régionale du système pétrolier. Dans cette étude on observe l'existence de phénomènes de sulfate réduction, qui provoque la transformation des roches réservoirs dans couvertures et vice versa, ainsi que la production de CO2 et H2S, en fonction des interactions eau-roche
History the origin, evolution, migration and stock of hydrocarbons in the Sabinas Basin, (NE Mexico): Implication in the integration to petrography, geochemical and geophysics studies in the numeric models 1D, 2D and 3D. The main objective of this work was to study phenomena that influence the time variation of the composition of gases (CH4-CO2-H2S) during the industrial operation of the gas in the Florida-Minero field of the Pirineo Block, in Sabinas basin in the northeast of Mexico. Among the Latter Jurassic and Latter Cretaceous, the Sabinas basin in the northeastern of Mexico, was an important deposit of sediments formed by mainly mixed siliciclastic and carbonate sediments, rich in organic matter of marine and continental origin (predominant). This basin is now a major producer of methane gas in the region and the most important source rocks show the high maturity on the product of a deep burial reaching up to 8 km. Variations of major heat flow during the burial process were the main reason for why just basin produces only dry gas. The diagenetic effects influence in the operation of oil system and are attributed largely to the up-lift of the Laramide Orogeny (49 - 24 ma). These effects in relation to the circulation of fluids are reaction products of TSR, which are studied in detail in this work. To understand better the geochemical evolution of the formation, migration and storage of gas, and to assess the diagenetic history specifically of the Pirineo block, this work was developed using a geochemical modeling (petroleum system 1D, 2D) and geometric 3D. To calibrate the temperature and pressure were used in geochemical and geophysical data set. The geochemical techniques and observation for this investigation were the microscopes; SEM, DRX, and other techniques; Rock-Eval 6, dC13 gas, dC13 and dO18 on rocks. The results of these tests in conjunction with the observations and estimates of thermometry and Raman spectroscopy, applied to fluid inclusions, allowed defining better the stages of hydrocarbon migration and the chronology of the load of the reservoir rocks. The geochemical models were calibrated using as a first step, the% Ro and the BHT, and a second stage the pressure / temperature of the fluid inclusions, which represents the thermodynamic conditions of the fluids at the time of the migration. So based on the obtained results, we can define two hypotheses; - One on the primary cracking of the kerogen without petroleum migration before the uplift, and - A secondary cracking with gas migration during and after the uplift, this for the most important source rock La Casita. This phenomenon of up-lift bring a calculated erosion, between 1.2 and 2.2 km. To this time, the system of faults remained working like route of oil migration, and these were stored in the upper reservoir, which subsequently effects of erosion disappeared. The use of a geochemical model in 2D, was crucial to infer the sedimentation velocity, and thus to know theoretically initially the TOC preserved. The application of mixed kinetics to produce CH4 and CO2, it was possible to apply two kinetic that match with the behavior of organic matter in the basin (TIII, Pepper and Corvi, 1995; CO2, IES, 1993). This allowed estimating the initial petroleum potential of source rocks and petroleum system evolution, particularly the history of formation and accumulation of the oil and gas. After the Middle Cretaceous, the oil trapped in La Casita formation began its transformation into a gas. Fracturing of the up-lift product allowed a migration of CO2 of magmatic origin and this altogether with the accumulated CH4 migrated with a water circulation. The reservoirs rocks of these gases are found in anticline traps, currently exploited. It should be noted that the existence of oil in fluid inclusions in mineral outcrops of fluorite in the neighborhoods to the La Babia and San Marcos faults, is interpreted according to the model results as oil migrated in primary cracking of other bedrock is La Peña Formation, during the up-lift. The interpretation of 2D seismic sections was used in geochemical models and geometric 3D. The results of these models are confirmed and compared with production data. These resources allowed establishing a coherent history of diagenesis for the Pirineo block. According to the models, there are no reported gas reservoirs in the reports; this affirmation is supported by petrographic and geochemical studies of 27 samples for 4 exploratory wells, as well as 162 samples of cuttings from 15 wells. This research shows the combination of the petrographic, geochemical and geophysical resources, for the construction of a comprehensive model (1D-2D and 3D), allowing to propose a regional reconstruction of the petroleum system. In this study we observed the existence of sulfate phenomena reduction, causing the transformation of the rocks-store in stamps and vice versa, as well as the production of CO2 and H2S, based on water-rock interactions
El objetivo principal de este trabajo, fue el estudiar los fenómenos que influyen, sobre la variación con el tiempo de la composición de gases (CH4-CO2-H2S), durante la explotación industrial del gas, en el campo Florida-Minero, del Bloque Pirineo de la Cuenca de Sabinas en México. Entre el Jurasico Tardío y el Cretácico, la Cuenca de Sabinas en el Noreste de México, fue un importante depósito de sedimentos, formados principalmente por rocas siliclasticas carbonatadas, ricos en materia orgánica de origen marino y continental (predominante). Esta cuenca es actualmente un importante productor de gas metano en la región, y las rocas madres mas importantes, muestran una sobre madurez, producto de un sepultamiento profundo que alcanzo hasta los 8 km. Variaciones de flujo de calor importantes durante el enterramiento fueron la razón principal por lo que la cuenca produce solamente gas seco. Los efectos diagenéticos influyen en el funcionamiento del sistema petrolero y son atribuidos en gran parte al up-lift de la Orogenia Laramide (49 – 24 Ma). Estos efectos en relación con la circulación de fluidos son productos de reacciones de tipo TSR, los cuales son estudiados en detalle en este trabajo. Con el fin de comprender mejor, la evolución geoquímica de la formación, migración y almacenado del gas, y de evaluar la historia diagenética específicamente del bloque Pirineo, este trabajo se desarrollo, utilizando un modelado geoquímico (1D, 2D), y geométrico 3D. Para calibrar los modelos en temperatura y presión se utilizaron en conjunto datos geoquímicos y geofísicos. Los técnicas geoquímicas y de observación para realizar esta investigación fueron las microscopias; óptica, electrónica de barrido y rayos X, así como el análisis Rock-Eval 6, dC13 gas, dC13 y dO18 sobre las rocas. Los resultados de estos análisis en conjunto con las observaciones y estimaciones de la termometría y espectrometría Raman, aplicado a inclusiones fluidas, permitieron definir mejor las etapas de migración de hidrocarburos y la cronología de la carga de los almacenes. Los modelos geoquímicos fueron calibrados utilizando en una primera etapa, el %Ro y el BHT, y en una segunda etapa la presión/temperatura de las inclusiones fluidas, que representan las condiciones termodinámicas de los fluidos en el momento de la migración. Así en función de los resultados obtenidos, podemos definir dos hipótesis; - una sobre el cracking primario del kerogeno sin migración de petróleo antes del uplift, y - un cracking secundario con migración de gas durante y después del uplift, esto para la roca madre más importante La Casita. Este fenómeno de up-lift provoco una erosión calculada, entre 1.2 y 2.2 Km. A esta época, el sistema de fallas permaneció funcionando como ruta de migración de aceite, y estos se almacenaron en los reservorios superiores, que posteriormente por efectos de la erosión desaparecieron. La utilización de un modelo geoquímico en 2D, fue determinante para inferir en la velocidad de sedimentación y así conocer teóricamente el TOC inicial preservado. La aplicación de una cinética mixta para producir CH4 y CO2, fue posible al aplicar dos cinéticas que coinciden con el comportamiento de la materia orgánica en la cuenca (TIII, Pepper y Corvi, 1995; CO2, IES, 1993). Esto permitió, poder estimar el potencial petrolero inicial de las rocas madres y la evolución del sistema petrolero, en particular para la historia de formación y acumulación del aceite. Después del Cretácico Medio, el aceite entrampado en la Formación La Casita comenzó su transformación en gas. La fracturación producto del up-lift permitió un dégazage de CO2 de origen magmático y este en conjunto con el CH4 acumulado migro con una circulación de agua. Los almacenes de estos gases se encuentran en trampas anticlinales, explotados actualmente. Cabe señalar que la existencia de aceite en inclusiones fluidas en afloramientos minerales de fluorita en las cercanías a las fallas La Babia y San Marcos, se interpreta de acuerdo a los resultados del modelo como aceite migrado durante el up-lift, durante el cracking primario de otra roca madre, como la Formación La Peña. La interpretación de secciones sísmicas 2D, se utilizo en la construcción de modelos geoquímicos 1D - 2D y geométrico 3D. Los resultados de estos modelos son confirmados y comparados con los datos de producción. Estos recursos permitieron establecer una historia coherente de la diagénesis para el bloque Pirineo. De acuerdo a los modelos, existen reservorios de gas no reportados en los informes, esta afirmación esta sostenida, por los estudios petrográficos y geoquímicos de 27 muestras de núcleos para 4 pozos exploratorios, así como 162 muestras de esquirlas de 15 pozos. Este trabajo muestra la combinación de los recursos petrográficos, geoquímicos y geofísicos, para realizar la construcción de un modelo integral de cuenca (1D-2D y 3D), permitiendo proponer una reconstrucción regional del sistema petrolero. En este estudio se observo la existencia de fenómenos de sulfato reducción, que provocan la transformación de las rocas almacén en sellos y viceversa, así como la producción de CO2 y H2S, en función de las interacciones agua-roca

Resultats d'experimentations dans des colonnes a garnissage poreux montrant le comportement thermogravitationnel de solutions de sels ferriques subissant simultanement une transformation chimique d'hydrolyse. Un gradient de ph resultant de l'action thermogravitationnelle provoque une repartition spatiale des hydroxydes ferriques. On montre ensutie les segregations consecutives au developpement de l'effet thermogravitationnel dans les melanges d'hydrocarbures, avec l'influence de la permeabilite du milieu poreux sur l'ampleur des separations

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.