Academic literature on the topic 'Pièges stratigraphiques (géologie pétrolière)'

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

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.

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

Les systèmes carbonatés, anciens et actuels, se retrouvent au coeur d’enjeux économiques et sociétaux majeurs, notamment dans le domaine énergétique où ils représentent une part considérable des réserves prouvées de gaz et de pétrole. La présente thèse se focalise sur la plate-forme urgonienne Provençale (Barrémien supérieur–Aptien inférieur), analogue d’affleurement prouvé de réservoirs carbonatés du Moyen-Orient. Près d’une trentaine de coupes stratigraphiques, incluant notamment deux forages réalisés dans le cadre de ce travail, ont été considérées sur l’ensemble du domaine Provençal. La reconnaissance de surfaces d’émersion et d’ennoiement contraintes biostratigraphiquement permet d’appréhender régionalement l’évolution paléogéographique et l’architecture stratigraphique. Plusieurs phases de progradation en direction des bassins adjacents, entrecoupées d’épisodes de perturbation de la production carbonatée, sont identifiées en Provence. Un scénario stratigraphique comparable est proposé pour les plates-formes urgoniennes du Pourtour Vocontien. En Provence, la compartimentation réservoir de la plate-forme urgonienne est principalement contrôlée par le contexte séquentiel des dépôts qui induit une dualité entre des carbonates cimentés précocement et ceux préservant un certain espace poreux. Les règles géologiques définies dans cette étude 1) servent à la réalisation d’un modèle numérique 3-D destiné aux simulations des écoulements à l’échelle de l’aquifère karstique de Fontaine-de-Vaucluse, dont le débit à l’exutoire est classé au cinquième rang mondial, et 2) aident à la prédiction des hétérogénéités sédimentaires et pétrophysiques des systèmes carbonatés
The analysis of carbonate systems is at the heart of major economic and societal challenges, especially in the energy field since they represent significant oil and gas reserves. The present thesis focuses on the Urgonian Provence platform (upper Barremian–lower Aptian interval) which is considered as a valid outcrop analogue of middle East carbonate reservoirs. About thirty stratigraphic sections, including newly acquired cores, are considered throughout the Provence domain. The recognition of biostratigraphically constrained exposure and drowning surfaces enables us to restore the regional palaeogeographic evolution along with the stratigraphic architecture. Several phases of platform progradation toward the adjacent basins, interrupted by episodes of changes in carbonate production, are identified in Provence. A comparable stratigraphic scenario is proposed for the peri-Vocontian Urgonian platforms. In Provence, the reservoir compartmentalisation of the Urgonian platform is mainly controlled by the sequence stratigraphic context that induced a distinction between early cemented carbonates and those preserving part of their original porosity. The geological rules provided in this study 1) are implemented into a 3-D numerical model intended for fluid-flow simulations at the scale of the Fontaine-de-Vaucluse karstic aquifer, whose karst spring is the fifth largest in the world, and 2) help in predicting the sedimentary and petrophysical heterogeneities of carbonate systems

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

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

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

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.

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. [...]

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