Dissertations / Theses on the topic 'Réservoirs de grès'

Cette thèse a pour but de compléter les études sédimentologiques, par l'analyse de données géochimiques, et de mieux comprendre la diagenèse des grès en associant la géochimie à la modélisation numérique. Deux formations géologiques ont été étudiées : les grès fluviodeltaïques du Ravenscar Group (Yorkshire, Royaume-Uni) et les grès turbiditiques d'Annot (bassin du Sud-Est, France). L'échantillonnage a été réalisé afin d'apprécier la variabilité verticale et latérale de composition a diverses échelles. L'étude géochimique montre que les faciès sont caracterisés par un style de variabilité chimique. Dans certains faciès, le tri sédimentaire entre les petits minéraux lourds et le reste de la roche engendre des variations de teneur importantes pour les éléments portés par ces différentes classes de particules. Des caractéristiques chimiques propres a chacune de ces populations de minéraux, valables a une échelle verticale de plusieurs mètres, peuvent alors être définies. Une ségrégation s'opère également au sein de la fraction clastique entre les grosses particules, dont la nature dépend de la maturité du grès, et les autres grains lors du dépôt. Deux transformations diagénétiques majeures (kaolinitisation et albitisation des feldspaths) sont également à l'origine de la distribution particulière des compositions chimiques de la fraction alumineuse des grès du Ravenscar Group. Ce dernier point a été utilisé pour tester et valider la modélisation numérique de la diagenèse des grès du Ravenscar Group a l'aide du code DIAPHORE. Les deux transformations minérales peuvent être simulées avec des conditions compatibles avec le contexte géologique des grès et les variations de composition chimique de la fraction alumineuse des grès

Les réservoirs dits « tight gas » sont constitués de grès de faible perméabilité ayant des propriétés petro-physiques susceptibles de nuire à la productivité du gisement. Une importante zone de transition est observée in situ dans laquelle ni l’eau ni le gaz ne sont suffisamment mobiles pour permettre une extraction industrielle : c’est ce que l’on appellera le « permeability jail ». Cette étude vise principalement à caractériser l’influence du chargement mécanique (via l’utilisation de différentes pressions de confinement) et de la nature des roches (roches provenant de différents puits et prélevées à différentes profondeurs) sur les courbes de perméabilité relative au gaz et les caractéristiques poro-mécaniques de ces roches. La porosité accessible à l’eau mesurée est de 2 à 12%. La perméabilité intrinsèque au gaz a mis en évidence de fortes disparités sans lien avec la porosité des échantillons. Une grande sensibilité de la perméabilité relative au confinement a été observée dès l’application de pressions de confinement de 15 à 30 MPa. Deux familles d’échantillons ont ainsi été identifiées. Les échantillons les plus perméables (perméabilité compris entre 100 – 1000 μD), sont peu sensibles au confinement et leur perméabilité relative ne chute qu’à partir de saturations de l’ordre de 50%. Les échantillons les moins perméables apparaissent beaucoup plus sensibles à la fois au confinement et à la saturation.Des méthodes classiquement utilisées dans le domaine pétrolier reposant sur l’interprétation d’essais de porosimétrie par intrusion mercure, ont également été mise en œuvre pour évaluer les perméabilités relatives et les comparer aux mesures expérimentales<br>So-called tight gas reservoirs are constituted of low permeability sandstones, which petro-physical properties may interfere with proper gas recovery. They have a low absolute permeability (below 0.1 mD under ambient conditions), a porosity lower than 10%, and a strong sensitivity to in situ stresses as compared to conventional reservoirs. Moreover, an important transition zone is observed in situ, where partial water saturation is present, and which may extend over several hundred meters over the free water table. In such zone, where water saturation is on the order of 40-50%, neither gas nor water seems sufficiently mobile for industrial extraction: this is the permeability jail. Our aim is to assess their actual petro-physical properties, namely porosity, gas permeability under varying hydrostatic stress and water saturation level, in relation with sandstone microstructure. Accessible water porosity measured is between 2 to 12%. The intrinsic permeability to gas did not appeared related to the porosity of samples. A high sensitivity of gas permeability to confinement was observed. Two families of samples were identified. The more permeable samples (permeability between 100-1000 μD), are relatively insensitive to confinement and their relative permeability decrease for water saturation higher than 50%. Less permeable samples appear much more sensitive to mechanical loading and saturation.Methods classically used in oil and gas industry based on the interpretation of mercury intrusion porosimetry tests have also been used to evaluate relative permeability and compared with experimental measurements

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<br>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

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.

Ce travail de thèse consiste à identifier les propriétés pétrophysiques et de transfert de roches provenant d’un réservoir de grès « tight » en Afrique du nord exploité par ENGIE EPI. Il s’agit d’identifier les liens entre les propriétés de transfert, les propriétés poro-mécanique, la sensibilité au chargement mécanique ou à la saturation en eau, et quelques indicateurs comme la porosité, la distribution des tailles de pores, la perméabilité intrinsèque, les caractéristiques pétrographiques etc. Le but est de pouvoir prédire le comportement de matériaux différents de ceux étudiés dans cette thèse, en utilisant des données d’entrée « facilement » accessibles, fournissant ainsi des outils permettant d’évaluer la qualité d’un nouveau réservoir sans passer par une caractérisation exhaustive, longue et couteuse du matériau constituant ce réservoir<br>This work of thesis focuses on the identification of the petrophysical and transfer properties of rocks originating from a tight sandstone reservoir in North Africa operated by ENGIE EPI. It needs to identify the links between the transfer properties, poro-mechanical properties, sensitivity to mechanical loading or water saturation, and some indications such as porosity, pore size distribution, intrinsic permeability, petrographic features etc. The aim is to predict the behavior of materials that are different from those that studied in this thesis by using the “easily” accessible input data, providing tools for evaluating the quality of a new reservoir without passing through an exhaustive, long and expensive characterization of the material forming this reservoir

La compréhension de l’organisation géométrique et hydromécanique des failles qui affectent les réservoirs est tout à fait essentielle pour contraindre les circulations de fluides et d’hydrocarbures. Cette problématique est d’autant plus importante dans les réservoirs de grès de forte porosité. Nous avons réalisé une étude multi-échelle, depuis les BDs jusqu’aux failles majeures dans plusieurs analogues de réservoirs gréseux et faillés situés dans les terrains du Crétacé Supérieur du Bassin du Sid-Est, en Provence (France). Nous avons choisi de mener cette étude selon trois axes principaux : i) Une étude de terrain détaillée, avec la réalisation de plus de 700 mètres de relevés linéaires de la déformation ; ii) Une étude microstructurale en laboratoire, basée sur l’analyse de clichés MEB puis sur des mesures en porosité et granulométrie à partir d’un logiciel de comptage automatique puis d’un granulomètre à diffractométrie laser ; iii) Une étude de perméabilité au gaz sous pression de confinement des échantillons de roche saine et déformée, prélevés selon deux techniques d’échantillonnage adaptées. L’ensemble des données a permis l’obtention de résultats essentiels à la compréhension de l’évolution de la déformation des réservoirs gréseux et de l’incidence sur les migrations de fluides : i) Sur un affleurement de 250 mètres de long, on observe la présence d’une forte densité de déformation se traduisant par des BDs créées en dehors de tout cluster ou de toute faille majeure ; ii) Deux autres sites d’études présentent une déformation modérée avec une localisation de la déformation sur quelques zones de clusters, au sein desquels il est possible de générer des zones de glissement ; iii) les analyses microstructurale montrent : i) le rôle essentiel de la lithologie sur les microorganismes de la déformation ; ii) la relation étroite entre la taille de la structure déformée et la réduction de porosité et de perméabilité associée ; iii) les mesures de perméabilité montrent que les BDs affectent peu la perméabilité globale des réservoirs, alors que les larges failles ultracataclastiques sont susceptibles de former des barrières à l’écoulement des fluides<br>Fluid circulation in the crust and in particular hydrocarbon migration in reservoirs is highly dependant on fault geometrical and hydromechanical properties. Understanding the evolution of these properties during fault growth and network development is of major importance in fluid prediction. We made a multi-scale study of a faulted reservoir analogue in cretaceous high-porosity sands and sandstones from Provence, South-East France, studying a wide range of structures and their distribution from the smallest deformation bands to decametric-offset ultracataclastic faults zones. This study shows three main axes : i) A detailed field study, based on 700 m of structural logging ; ii) A microstructural study, based on SEM photomicrograph analyses including a statistic porosity and grain size analysis, complemented by laser grain size distribution measurements ; iii) Permeability measurements based on the same large range of samples. The main results of our different methods of analysis can be summarized as follows : i) A 250 m long outcrop recorded a persistent high density of deformation bands which did not appear to cluster around any mapped faults ; ii) For two study areas, a moderate, undulating background density of CDBs was recorded, which became focussed into clusters in places. Later, larger ultracataclastic faults and discrete slip planes are found localised within or at the edges of some of the CDB clusters ; iii) The petrophysical studies shows : i) the important role played by host rock properties in the deformation processes ; ii) the grain-size and the porosity reduction evolve with increasing displacement ; iii) permeability measurements show that CDBs do not have a large influence on single phase fluid migration. On the other hand, a small number of the larger ultracataclastic faults can form barriers to fluid migration resulting in reservoir compartmentalization

L'etude de la transition kaolinite-dickite a ete entreprise dans les reservoirs greseux a hydrocarbures de fry et de rind (formation brent, mer du nord, norvege). Plus de soixante echantillons incluant les principaux facteurs d'heterogeneites lithologiques et petrophysiques des reservoirs ont ete etudies dans un intervalle d'enfouissement de 2900 a 3600 m (temperatures maximales comprises entre 95 et 110c). La transition kaolinite-dickite a ete definie par l'etude petrographique, l'analyse texturale et la caracterisation cristallochimique des mineraux du sous-groupe kaolin (drx, atd, spectrometrie irtf). L'etat d'avancement global de la reaction de dickitisation a ete mesure pour chaque echantillon grace a une methode de quantification du rapport dickite/kaolinite basee sur la desommation numerique du spectre ir dans la region de vibration de valence des hydroxyles des mineraux du sous-groupe kaolin. La transition est le resultat d'au moins trois reactions : transformation de la kaolinite en dickite, dissolution des feldspaths entrainant l'authigenese de dickite et remplacement partiel des micas detritiques en mineraux du sous-groupe kaolin (kaolinite et/ou dickite ?). La transformation kaolinite-dickite opere par des mecanismes de dissolution, transport en solution, cristallisation compatibles aux processus irreversibles de type ostwald step rule (croissance minerale par une serie d'etats metastables). Cette transformation est controlee par la cinetique et elle est fortement dependante du rapport eau/roche conditionne par la lithologie, l'alteration des proprietes petrophysiques et le changement de nature de la phase fluide en cours de diagenese. Le controle cinetique de la transition kaolinite-dickite hypotheque fortement l'utilisation des mineraux du sous-groupe kaolin en tant que geothermometre en diagenese, mais permet de bien materialiser les compartiments envahis par des fluides differents au cours des paleoenfouissements.

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 (&lt;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<br>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

Les réservoirs carbonates du Dogger et gréso-dolomitiques du Keuper du bassin de Paris ont été étudiés. L’analyse spectrale de la cathodoluminescence (CL) des quartzs authigènes des grés montre une émission à 330-340 nm, dont l'intensité est liée à la présence couplée de Al et Li, et caractéristique de quartz formés dans des fluides associés à des environnements évaporitiques. Une procédure d'analyse simultanée d'images en Cl et en électrons rétrodiffusés a été développée pour quantifier la cimentation siliceuse. Dans les sédiments du Keuper, des dolomites précoces préservent les grains détritiques de la compaction puis sont largement dissoutes. La diagenèse d'enfouissement se caractérise par la précipitation de quartz de feldspaths et d'illites ; puis plus tardivement de dolomite. L’étude des réservoirs du Dogger montre des franges équigranulaires et ciments syntaxiaux précoces et des ciments calcitiques postérieurs (mosaïque et ciments poécilitiques). Les températures maximales subies par les sédiments sont supérieures aux températures actuelles. Cette différence est liée à la température de surface au crétacé, à l'effet d'écran thermique de la craie mais aussi à l'existence d'un surenfouissement fini-crétacé, suivi d'une érosion fin crétacé-début tertiaire. La salinité des paléofluides confirme des migrations de fluides depuis les niveaux du Keuper salifère latéralement dans les réservoirs du Keuper et verticalement vers les réservoirs du Dogger

L'étude de la diagenèse des grès est devenue une étape majeure dans la compréhension et la recherche d'objectifs pétroliers. La publication de nombreuses données a permis de reconsidérer nos connaissances sur les relations entre la diagenèse des grès, l'enfouissement, l'évolution de la porosité, la transformation de la matière organique et l'accumulation d'hydrocarbures. En particulier, des zones favorables à l'exploration pétrolière sont parfois situées à des profondeurs de plusieurs milliers de mètres. La porosité des grès est dans ce cas le plus souvent d'origine secondaire, créée par la dissolution de ciments et/ou d'éléments détritiques. Les modèles expliquant les formes de porosité et les mécanismes de formation ont été bâtis à partir de grès de marge passive (Gulf Coast des Etats Unis et Delta de McKenzie

Le Graben du Rhin est la cible d’un regain d’intérêt pour le développement de l’exploitation des ressources hydrocarbonées et géothermiques depuis une quinzaine d’années. De nombreuses améliorations ont été apportées à la compréhension de la géométrie des réservoirs et sur le système pétrolier, avec une caractérisation des huiles et des roches-mères, ainsi que sur les chemins de migration de l’huile. Cependant, il subsiste des interrogations sur les interactions entre systèmes de faille, réseau de fractures, circulations de fluides et cimentations, ainsi que sur les transferts entre matrice et fractures au sein des réservoirs, et l’évolution de ces propriétés au cours de l’histoire d’enfouissement. Cette thèse s’attache à la compréhension de ces interactions, en prenant pour objet d’étude les réservoirs gréseux du Buntsandstein Gp. Sur la base matérielle de plusieurs affleurements sur les épaules du fossé et des données de subsurface disponibles (comme celle du champs de Roemerberg), les caractéristiques du réseau de fractures au sein du réservoir et à proximité des zones de failles majeures ont été déterminées, avec l’identification de familles (remplissages, orientation) avec une variabilité de leur agencement par rapport aux failles majeures. La détermination de la composition chimique et isotopique des remplissages de fractures et des phases diagénétiques affectant la matrice a permis d’améliorer les modèles de conditions de cimentations : température, type de fluide, datation relative, ou absolue lorsque les méthodes analytiques s’y prêtent. L’impact de ces processus sur les propriétés pétrophysiques a été estimé, par le biais de la caractérisation du réseau poreux et la quantification des propriétés pétrophysiques globales ("bulk"). Ces résultats analytiques sont ensuite intégrés à un modèle conceptuel de circulation de fluides à l’échelle du bassin, répertoriant la mise en place des différentes minéralisations, apportant un nouveau regard sur le résultat à l’échelle des zones de failles des interactions entre diagénèse, tectonique, et circulations de fluides, au cours de l’histoire géologique du bassin<br>The Upper Rhine Graben (URG) is the target of a renewed development of the exploitation of oil and gas resources, since the discovery of the Roemerberg field in 2008. Strong improvements were made on the understanding of the petroleum system, and on the characterization of the oil and source rocks families, and migration pathways. The interactions between faults systems and fracture network, fluid flow and fracture infill, and fracture/matrix transfers, during the burial and rift opening, are the purpose of this PhD research, focused on Buntsandstein Gp. sandstone reservoir. Through the study of several outcrops on the URG shoulders, core and well logs data (Roemerberg field), the following aspects are investigated. Structural features of the fracture network in the reservoir and in the vicinity of major fault systems are characterized, with the identification of fracture families (infill and orientation), not always parallel to the major faults. Chemical and isotopic composition of matrix and fracture diagenetic phases are analysed, to determine conditions of cementation : Temperature, type of fluid, absolute dating when possible, or relative timing. The impact on petrophysical properties is assessed by investigating the influence of diagenetic processes on pore network properties, and on "bulk" petrophysical properties. These analytical results are integrated in a renewed conceptual model of fluid flow in the basin, and give new insights on the interactions between diagenesis, fault activity and fluid-flow, and their impact on petrophysical properties at the fault scale through geological times

Cette étude est destinée à améliorer la compréhension des caractéristiques structurales, pétrophysiques et mécaniques des bandes de déformation dans les grès poreux ainsi que de leur rôle potentiel sur la migration ou le piégeage des fluides en milieu réservoir. L'analyse structurale et pétrophysique des réseaux de bandes de Provence montre que leur perméabilité découle principalement de l'intensité de la cataclase dans leur microstructure et des processus diagénétiques qui peuvent s'y localiser avec la profondeur. L'analyse régionale de ces réseaux de bandes souligne l'influence majeure du régime tectonique sur leur distribution, leur organisation et leur perméabilité. Les bandes associées au régime normal (cataclactiques et peu perméables) sont localisées autour des failles cartographiques, tandis que les bandes associées au régime inverse (modérement cataclastiques et perméables) sont distribuées dans toute la région. Les bandes inverses sont fortement cataclastiques et imperméables uniquement autour du chevauchement de Roquemaure ce qui montre le rôle potentiel de la présence de grande faille sur les caractéristiques structurales et pétrophysiques de ces bandes. D'autre part, cette analyse suggère que la granulométrie de l'encaissant peut influencer l'initiation et l'organisation des réseaux. L'analyse mécanique des bandes de déformation a ensuite été réalisée à partir des résultats obtenus en Provence. L'enveloppe de plasticité de ces matériaux est calculée à l'aide d'une solution analytique. Les essais triaxiaux menés sur le grès de la carrière de l'Etang (orange) confirment la forme de ces enveloppes estimées théoriquement. Les essais réalisés sur les sables de Boncavaï (Uchaux) montrent que la taille des grains, le tri et de la compaction dans ces matériaux peu lithifiés influent sur leurs enveloppes de plasticité et la localisation des bandes cataclastiques à faibles profondeurs. Les trajets de contraintes sont estimés pour les phases d'enfouissement et de chargement tectonique (extension et compression) à partir de la relation entre contrainte principale et contraintes secondaires (K0), calibrée à partir de données de forage. Ces résultats sont intégrés à un modèle permettant d'estimer la nature et les caractéristiques structurales des bandes susceptibles de se former dans un contexte géologique donné. Un modèle structural, mécanique et pétrophysique a été établir à partir de ces différents résultats. Ce modèle est calibré à partir des données de perméabilité mesurées sur les bandes de Provence et des résultats du modèle mécanique de localisation cité précédemment. Ce modèle a ensuite été confronté à une synthèse des données de perméabilité disponibles dans la littérature et confirme l'influence des différents paramètres de contrôle pris en compte dans le modèle. Ce modèle a enfin pu être appliqué sur deux sites d'explorations/exploitations d'uranium en réservoir gréseux poreux et validé par les résultats obtenus, en concordance avec les observations de terrain.

L’analyse stratigraphique et tectono-sédimentaire des séries sédimentaires du Paléozoïque qui remplissent le bassin de Ghadamès et son extension au nord, le bassin de Jefarah en Libye et en Tunisie, ont été étudiées. Ces formations appartiennent au cycle de Gondwana et sont, généralement, interprétées comme étant déposées dans un bassin cratonique tronqué par la discordance hercynienne. Cette étude est basée sur l’analyse des électrofaciès et des électroséquences dans plus de 130 puits. Les corrélations stratigraphiques entre puits sont basées sur la définition des cycles de 1er et de 2ème ordre. Cela a permis de comprendre l’évolution des environnements sédimentaires dans les deux bassins, de reconstituer des cartes isopaques de répartition des faciès et de reconstruire la paléogéographie des différentes unités stratigraphiques. Ces données permettent d'aborder la nature de la déformation et clarifient également le comportement des zones actives régionales élevées durant le Paléozoïque. La succession paléozoïque dans les bassins de Ghadamès et de Jefarah peut être divisée en cinq séquences de 1er ordre, délimitées par des discontinuités tectoniques majeurs avec une durée de séquence de 40 à 70 Ma. Dans ces cinq séquences, dix-huit séquences de 2ème ordre (10 à 40 Ma) ont été différenciées, décrivant les limites de séquence (SB), les surfaces d'inondation maximales (MFS) et les caractéristiques sédimentologiques. Vingt-huit puits ont été analysés afin d’identifier et d’évaluer les systèmes réservoirs paléozoïques dans les bassins Ghadamès et de Jefarah illustrant comment les propriétés réservoirs changent latéralement et verticalement dans le temps en fonction des environnements de dépôt. Deux logiciels ont été utilisés, le logiciel pétrophysique JLog pour l'analyse des propriétés réservoirs et PETREL pour la construction de modèles de corrélation stratigraphique. Les réservoirs dans la zone d'étude sont répartis sur une large gamme de réservoirs silicoclastiques s'étendant du Cambrien au Permien. Les hydrocarbures dans les bassins de Ghadamès et de Jefarah proviennent de deux roches mères principales, à savoir la Formation de Tanezuft du Silurien inférieure et la Formation d'Awaynat Wanin du Dévonien moyen-supérieur. Les neuf principaux réservoirs paléozoïques sont respectivement les formations de Hasawnah, de Hawaz et de Mamouniyat (Paléozoïque inférieure), d’Akakus, de Tadrart, d’Ouan Kaza et de Tahara (Paléozoïque moyen) et les Formations de M'rar et d’Asadjefar (Paléozoïque supérieur). Six sections transversales stratigraphiques dans la région ont été reconstruites pour illustrer les extensions verticales et latérales des réservoirs. L'ensemble de données acquises démontre que les propriétés réservoirs des séries paléozoïques sont influencées par les deux, les faciès et les environnements de dépôts<br>The sedimentology and tectonics and their relationship of the Paleozoic series that fill the Ghadames basin and its northern extension consisting of the Jefarah basin in Libya and Tunisia was studied. These formations belong to the Gondwana cycle and are typically interpreted as being deposited in a cratonic basin truncated by the Hercynian unconformity. This study is based on wells. The stratigraphic correlation between the wells is based on the definition of second order cycles. This allowed to produce isopach maps of facies distributions and to reconstruct the paleogeography of the different stratigraphic units. These data allow to address the nature of the deformation and also clarifies the behavior of active high regional areas during the Palaeozoic. The Paleozoic succession in the Ghadames and Jefarah basins can be divided in to five first order sequences, bounded by major tectonic unconformities with sequence duration of 40 - 70 Ma. Within these five sequences eighteen second order sequences (10 - 40 Ma) were differentiated, describing Sequence Boundaries (SB), Maximum Flooding Surfaces (MFS) and sedimentological characteristics. Twenty six wells with its geological well reports and well logs have been used in the study area, i.e. the Ghadames and Jefarah basins (Libya) illustrate how reservoir properties changes laterally and vertically through time (from a proximal to a distal sitting). Two softwares were used, JLog (version 4) petrophysical software for reservoir property analysis and PETREL (Schlumberger software 2014 version) for constructing stratigraphic correlation models. The Paleozoic reservoirs in the study area are spread over a large range of siliciclastic reservoirs with the prospective section extending from Cambrian to Permian. Hydrocarbons within the Ghadames and Jefarah basins originated from two major source rocks: i.e. the Lower Silurian Tanezoft Formation and Middle-Upper Devonian Aouinat Ounine Formation. The nine main Paleozoic reservoirs are respectively the Hassaouna, Haouaz and Memouniat Formations (Lower Paleozoic), Acacus, Tadrart, Ouan Kaza and Tahara Formations (Middle Paleozoic) and M’rar and Asadjefar Formations (Upper Paleozoic). Six stratigraphic cross sections through the area have been reconstructed to illustrate the vertical and lateral reservoir extensions. The dataset demonstrates that the Paleozoic reservoir properties are influenced by both, depositional facies and position within the paleogeographical setting (from proximal to distal part)

Au cours de la diagenese, les transformations mineralogiques induites par les mouvements du fluide sont susceptibles de modifier les caracteristiques geophysiques des aquiferes et des reservoirs sedimentaires. Cette these a pour but (i) de contribuer a la modelisation mathematique de ces processus et (ii) d'appliquer ces modeles a deux cas d'interet geologique : l'aquifere du dogger du bassin de paris et les reservoirs greseux affectes par des circulations thermo-convectives

Plus des deux tiers des champs pétroliers mondiaux se trouvent dans deux principaux environnements tectoniques : les marges continentales passives et les rifts continentaux. Dans le bassin de Lockichar dans le rift kenyan, plus de 600 millions de barils d'huile extractible ont été découverts. Les roches réservoirs principales dans ce bassin sont les grès de Lokone qui appartiennent à une famille plus large de grès appelés les ‘Turkana Grits', grès arkosiques en sandwich entre le socle métamorphique et les roches volcaniques du Miocène Moyen. La quantité des hydrocarbures dans les grès réservoirs de Lokone ont ainsi motivé la présente étude des ‘Turkana Grits' pour en préciser les caractéristiques en tant que réservoir potentiel d'hydrocarbures. Trois formations sédimentaires, c'est-à-dire, la Formation Kimwarer, la Formation Kamego et le grès de Loriu, qui n'ont jamais été complètement caractérisées du point de vue chronostratigraphique et sédimentologique ont été étudiées à travers des relevés détaillés. Plus de 170 échantillons ont été récoltés pour déterminer leur contenu en fraction détritique et authigène, les zones principales de cimentation des différents affleurements et, à partir d'une analyse des lithofaciès, les environnements de dépôts. Les échantillons de roches volcaniques et intrusives ont également été caractérisés et utilisés pour des datations avec la méthode 39Ar-40Ar. Trois environnements de dépôt superposés ont été déterminés pour la Formation Kimwarer : un chenal fluviatile distal, un cône d alluvial et une plaine d'inondation. L'étude diagénétique montre des changements de ciments à hématite dominante à la base, calcite dominante dans les zones intermédiaires et retour à l'hématite dominante au sommet de la formation. Les épisodes de cimentation opèrent pendant la diagénèse précoce à tardive, à basse température (&lt;80°C), et en condition de compaction mécanique significative. Un âge minimum des dépôts d'environ 18 Ma (Miocène précoce-Burdigalien) a également été établi pour cette formation. La Formation Kamego évolue d'un environnement fluviatile à celui d'une plaine d'inondation et est principalement cimentée par de l'hématite. De la calcite est présente uniquement dans les premiers 5 m. Une coulée de lave peu épaisse interstratifiée dans les sédiments les plus jeunes de la Formation Kamego a livré un âge minimum des dépôts d'environ 20 Ma pour l'essentiel des sédiments. Le grès de Loriu est une formation principalement composée de dépôts de chenal fluviatile. Les principaux ciments sont la calcite, l'hématite et la kaolinite. Un filon intrusif suggère que l'âge minimum des dépôts est d'environ 18.5 Ma. L'analyse de réservoir finale sur les 'Turkana Grits' montre que la compaction et la cimentation sont les agents dominants de la réduction de porosité, et que les ‘Turkana Grits' sont généralement de médiocre à modérément bonnes unités réservoirs. Les grès de Lokone ont des porosités en sub-surface qui s'échelonnent entre 10 et 20 % et des perméabilités aussi élevées que 3 Darcy (Africa Oil Corporation, 2011). A partir des analyses pétrographiques, la Formation Kimwarer a été classée comme ayant la seconde place en tant que réservoir potentiel d'hydrocarbures avec des porosités aussi élevées que 20 % sur certains segments du log stratigraphique étudié. La Formation Kamego a également un bon potentiel mais n'est pas aussi bien classée à cause de la fraction importante de matériel volcanique qu'elle renferme et de la capacité de ce matériel à s'altérer au cours de la diagénèse. Les porosités sont basses dans les grès de Loriu, en conséquence cette formation n'est classée que cinquième parmi les Turkana Grits, réservoir potentiel d'hydrocarbures<br>Over two thirds of the world’s giant oilfields are found in two principle tectonic regimes; continental passive margins and continental rifts. The preferential formation of hydrocarbons in rifts is attributed to the proximal juxtaposition of high grade, lacustrine source rock units with medium to high grade reservoir rocks - a consequence of both faulting and sedimentation in the resulting accommodation space, which in many cases may locally modify the prevailing climatic conditions. In one of such basins, the Lokichar Basin in the Kenyan Rift, over 600 million barrels of recoverable oil have been discovered. The principle reservoir unit in this basin is the Lokone Sandstone that belongs to a larger family of sandstones called the ‘Turkana Grits’, arkosic sandstones that are sandwiched between metamorphic basement and mid-Miocene volcanics. The hydrocarbon proclivity of the Lokone Sandstones as reservoir units motivated further study of the ‘Turkana Grits’, as potential hydrocarbon reservoirs. In this work, three sedimentary formations, i.e. Kimwarer Formation, Kamego Formation and Loriu Sandstones, which have not been previously fully characterized from chronostratigraphic and sedimentological point of views were studied through detailed logging. Over 170 samples were collected to determine, detrital and authigenic components, the main cementation zones in the different outcrops, and, from lithofacies analysis, the depositional environments. Volcanic and intrusive samples were also characterized and used for 39Ar-40Ar dating. Three superposed depositional environments were determined for the Kimwarer Formation, a distal fluvial channel, an alluvial fan and a floodplain depositional environment. The diagenetic study shows cements change from dominant hematite at the base to calcite within the middle zones and back to hematite towards the top of the Formation. These cementation episodes occur during early and relatively late diagenesis in low temperature conditions (&lt;80 °C), under significant mechanical compaction. A minimum deposition age at ca. 18 Ma (Early Miocene – Burdigalian) has also been set for the Kimwarer Formation. The Kamego Formation evolves from fluvial to floodplain depositional environments and is dominantly cemented by hematite. Calcite cement is only noted in the lowermost 5m. A thin lava flow interbedded with the topmost sediments of the Kamego Formation gave a minimum deposition age of ca. 20 Ma for most of the sediments. The Loriu Sandstone is composed predominantly of fluvial channel deposits. The main cements are calcite, hematite and kaolinite clays. A cross-cutting dyke suggests a minimum deposition age of ca. 18.5Ma. A final reservoir analysis of the Turkana Grits shows that while compaction and cementation are dominant agents of porosity reduction, the Turkana Grits are generally poor to moderately good reservoir units. The Lokone Sanstone has been proven to have sub-surface porosities ranging between 10 - 20% and permeabilities as high as 3 darcies (Africa Oil Corporation, 2011). For petrographic analyses, the Kimwarer Formation has been ranked as having the second best reservoir potential with porosities as high as 20% in some sections of its studied stratigraphy. The Kamego Formation also has good potential but is not as highly ranked owing to the huge component of volcanic material that have a greater propensity to diagenetic alteration. No good porosities were noted for the Loriu Sandstone and hence this formation has been ranked 5th amongst the Turkana Grits

Le fossé de la Bénoué qui débute au niveau du golfe de Guinée se divise en deux branches dans sa partie septentrionale: la branche de Gongola qui va jusqu’au Niger et la branche de Yola-Garoua qui se prolonge en territoire camerounais et dans laquelle de part et d’autre du fleuve Bénoué se trouvent les buttes de grès dits « grès de Garoua ». En dépit de son importance en termes de réservoir, les travaux antérieurs, très peu nombreux dans la partie camerounaise, n’ont pas souligné les paléoenvironnements, la lithologie, la minéralogie, les événements diagénétiques et les déformations ayant affecté ces grès. Des études faciologiques, pétrographiques, minéralogiques et géochimiques y ont été conduites afin de reconstituer les paléoenvironnements de dépôts à partir des informations tirées de la succession lithologique, de caractériser les différentes sources d’apports, d’évaluer l’intensité les processus d’altération chimique ayant affecté ces grès depuis la sédimentation et enfin de dresser un répertoire des événements et mécanismes des processus majeurs de la diagenèse. Sur le plan faciologique, il s’agit des quartz-wacke pour la plupart associés à une faible proportion d’arkosique wacke et de mudstone, issus de blocs continentaux matures et immatures et de formations orogéniques recyclées. Ces faciès consolidés sont à stratifications entrecroisées et/ou obliques avec une alternance de niveaux grossiers et fins souvent intercalés par des lits de conglomérats plus épais dans les chenaux. Les niveaux argileux laminés de faible épaisseur se retrouvent sous forme de lentilles et de galets mous ou simplement en lits fins intercalés dans les grès grossiers. Les éléments figurés sont pour la plupart constitués de quartz, de feldspath de micas, de minéraux lourds (zircon, rutile …) et des fragments de roche du socle (granite) dans les conglomérats. Les phénocristaux sont pour la plupart sub-émoussés tandis que les cristaux plus petits sont sub anguleux à anguleux. Les quartz et les feldspaths potassiques (microcline avec des reliques de macles polysynthétiques encore conservées dans certains cas) sont ubiquistes dans la plupart des secteurs étudiés. On note l’absence de feldspaths dans les secteurs de Tinguelin, Douli et Mourbeli. La série est traversée par des roches volcaniques et des intrusions plutoniques et repose de façon discordante sur le socle granitique visible à « Hosséré » Tinguelin dans la partie Nord du bassin. Les lithofaciès décrits ici traduisent l’évolution des paléoenvironnements de type fluviatile sous influence tidale. Les évènements diagénétiques recensés en pétrographie intègrent la compaction (contacts entre les grains de quartz), la cimentation (carbonate, silice et hématite), la dissolution des feldspaths, la transformation et la néoformation de certains minéraux argileux (kaolins et illites) et la micro-fracturation. La présence d’oxydes de fer dans les micro- fractures et autour des éléments figurés ainsi que les surcroissances de quartz attestent la circulation des paléofluides dans les sédiments au cours de la diagenèse. L’analyse des éléments majeurs, mineurs et traces montrent que les grès de Garoua ont été alimentés par des produits d’érosion d’un socle granito-gneissique appartenant à une marge passive donc la composition est celle des roches acides ou felsiques et qui ont donné des wackes, des arkoses, des litharénites et de grès ferrugineux parcourus par des fluides chauds au cours de la diagenèse. La porosité primaire est réduite par la calcite, la silice et les minéraux argileux par dissolution des feldspaths. Cette dissolution, ainsi que la corrosion des quartz et la fracturation sont responsables de la mise en place de la porosité secondaire. La présence de la smectite dans les secteurs à activité volcanique a un lien possible avec ce volcanisme. L’illitisation des kaolinites bien que discrète, la dissolution des feldspaths partielle ou totale, les contacts entre les grains de quartz (plans, concavo-convexes plus ou moins stylolithiques) ainsi que la présence de la dickite sont révélateurs d’une diagenèse d’enfouissement. Ceci montre que les grès de Garoua ont atteint probablement un stade avancé de la diagenèse avant de connaître à nouveau une diagenèse d’exhumation avec des phénomènes d’oxydation et de kaolinisation généralisés. Ces observations confortent l’hypothèse d’un taux d’enfouissement relativement important pour un gradient géothermique moyen avec des températures avoisinant les 100° C<br>The Benue Basin is the northern bifurcated extremity of the Golf of Guinea. The Gongola arm extends into Niger, while the Yola arm prolongs into the Cameroonian Territory aligned with present existing sedimentary buttes (Garoua sandstones) protruding on either side of the Benue River. Little work has previously as been carried out with regards to its reservoir importance. Meanwhile, neither lithological, diagenetic nor deformation of these sandstones been studied. Faciological study, petrography, mineralogy and geochemistry have led on one hand in order to rebuild paleoenvironments of deposits based on information derived from the lithological succession, to characterize the different terrigenous sources with the aim to evaluate the intensity of chemical weathering processes that have affected these sandstones since their sedimentation, and finally, on the other hand to develop an inventory of events and major diagenetic processes. These include well consolidated, planar cross-stratified wacke, arkosic wacke and mudstone coming from mature and immature continental blocks and recycled orogenic formations. These facies are consolidated to cross-bedding and / or oblique with alternating coarse and fine levels often interspersed by thicker beds of conglomerates in channels. Thin argillaceous beds are found interbedded with coarsed-grained sandstones. The most frequent sediment clasts constitute quartz, feldspars and basement fragments within conglomerates. The phenocrysts are quite often sub-rounded, while smaller clasts are often angular to subangular (heteroclastic). Quartz and potassic feldspars (microcline with polysynthetic twins is still visible in some cases) are widespread in some sedimentary butte vestiges, while feldspars in other cases exist as traces. The series is cross-cut by volcanic rocks and magmatic intrusions. These sandstones are deposited unconformably on a granitic basement that is visible at ‘Hossere’ Tinguelin found in the northern part of the basin. The lithofacies described here depict fluviatile-type of palaeoenvironments. The diagenetic events diagnosed from petrographic studies incorporate compaction, cementation (authigenic carbonate and silica), dissolution of feldspars, transformation and neoformation of some clay minerals (Kaolin and Illite) and fracturing. The presence of iron oxy-hydroxides within some facies and along microfractures, quartz overgrowth and hematite attests the circulation of palaeofluids within the sediments during diagenesis. Analysis of major, minor and trace elements show that Garoua sandstones were fueled by acidic or felsic rocks products coming vi from granite and gneissic basement belonging to a passive margin and have given wackes, arkoses, litharénites and ferruginous sandstone passed through by hot fluids during diagenesis The occurrence of interstitial calcite, silica and hematite has greatly contributed in the reduction of primary porosity. The dissolution of feldspars, corrosion of quartz and fractures has enhanced secondary porosity and neo-formation of kaolinite. The occurrence of smectite within the volcanic areas shows a possible link with volcanism. Neoformation of illites from kaolinites and the appearance of dickite reveal a higher diagenetic intensity. More of quartz with planar, convexo-concave to more or less stylolithic grain contacts compared to the absence of feldspars that have totally been dissolved or transformed in some formations shows that the Garoua Sandstones have attained a higher stage of diagenesis prior to a new diagenetic phase of exhumation with the phenomenon of oxidation and generalized kaolintisation. These observations support the hypothesis of a considerable burial depth with an average geothermal gradient at temperatures close to 1000C

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

Une méthode de simulation thermodynamique et cinétique des réactions au contact des solutions des milieux poreux sédimentaires, au cours de la diagenèse, a été développée. Elle consistait à combiner l'utilisation de deux modèles thermal et DISSOL ou KINDIS, pour simuler successivement et alternativement l'effet thermique et l'interaction eau-roche. A partir des calculs de transferts de masse, la prise en compte des effets volumiques (dissolution, précipitation) a permis de prévoir les conséquences en retour sur l'évolution du milieu poreux. L'exemple théorique des réactions diagenétiques possibles dans un grès, de composition minéralogique donnée, au contact d'une solution à chimisme initial d'eau de mer entre 25 et 160c a été traité. La relation pH, PCO2 pendant ces réactions et leurs effets sur le phénomène d'albitisation des plagioclases et des feldspaths potassiques sont également étudiés. La première application de ce type de modélisations est le champ pétrolier d'Alwyn sud (mer du Nord). La reconstruction de la composition chimique des fluides responsables des événements diagénetiques tardifs, a pu être faite à partir de la comparaison des résultats de simulations aux données des analyses pétrographiques. La deuxième application est le delta de la Mahakam (Indonésie), les hypothèses proposées sur l'origine des eaux de formation ont pu être testées à travers la modélisation des interactions eaux-roches. L'effet de la pression partielle de gaz carbonique sur le phénomène d'illiltisation dans la séquence est également étudié. Bien qu'elle ait donné des résultats intéressants, l'approche utilisée pour la simulation de quelques étapes clés de la diagenèse minérale, dans le cadre général et dans le cadre du bassin d'Alwyn et du delta de la Mahakam, a montré la nécessité de couplage avec un modèle hydrodynamique afin de tenir compte à la fois de la vitesse des réactions chimiques et de la vitesse de circulation de l'eau.

Les segments centre et nord du Rift du Kenya sont aujourd'hui considérés comme parmi les régions du Système de Rift Est-africain les plus prometteuses pour l'exploration pétrolière. Au cours des années 70, de nombreuses compagnies pétrolières se sont intéressées à la région nord-est du Kenya, correspondant au système de rift d'Anza (âge Crétacé-Miocène), sans réaliser de découverte pétrolière. C'est à la suite de la mise en évidence au cours des années 80 d'importantes réserves en hydrocarbures dans les bassins de rift du Soudan qu'une phase d'intense exploration a été relancée dans le nord du Kenya (région du lac Turkana) par les compagnies Amoco, puis Shell. Des opérations de sismique réflexion associées à des forages à l'ouest immédiat du lac Turkana au nord du Kenya ont permis de reconnaître plusieurs bassins sédimentaires enfouis. Deux ensembles de bassins de type demi-graben, orientés nord-sud ont été identifiés, les plus anciens étant interprétés comme d'âge Crétacé-Paléogène. Au vu de ces découvertes, d'autres recherches ont été conduites soit sous un aspect pétrolier soit sous un aspect plus académique dans la région du rift central central du Kenya. Deux bassins orientés nord-sud, le Bassin de Baringo et le Bassin de Kerio ont été explorés avec des méthodes géophysiques. Tous ces bassins du centre et du nord du Rift du Kenya contiennent des remplissages sédimentaires de 5 à 8 km d'épaisseur, faits de sédiments alluviaux, fluvio-deltaiques et lacustres associés parfois à des roches volcaniques. Ces dépôts sont d'âge Paléogène-Miocène supérieur ou Paléogène-Présent. En complément des études géophysiques et des rares forages réalisés, de nouvelles études de terrain ont été conduites dans le cadre de cette thèse sur certaines formations géologiques constituant ces remplissages de bassins, formations jusqu'alors fort peu voire pas du tout étudiées. Ainsi, les formations de Lapur, Muruanachok et Lokichar ont été analysées du point de vue sédimentologique et diagénétique. Ces formations sont ensuite replacées dans leur contexte stratigraphique et structural de bassins de rift et comparées entre elles. Outre le potentiel réservoir des remplissages sédimentaires de ces bassins, le potentiel « roche-mère » de ces formations a également été considéré. Les caractères ainsi définis pour chacun de ces bassins ont permis de proposer une classification en termes de potentiel pétrolier, pouvant guider une exploration future de ces bassins. La première partie de cette thèse concerne la formation sédimentaire de Lapur (Lapur Sandstone Formation), qui a été pour la première fois brièvement décrite par l'explorateur-géologue français Arambourg (1933). Située dans une région réputée comme hostile à la frontière Kenya-Ethiopie, cette formation a souvent été citée dans la littérature ayant trait à la géologie de la région du lac Turkana, mais toujours sans réelles données de terrain. En 2004, un levé stratigraphique précis assorti d'un échantillonnage dense a été entrepris sur la Formation de Lapur, dans la région de la Gorge de Lokitaung à l'extrémité nord du lac Turkana. Cinq cent mètres de formation sédimentaire, d'accès difficile, ont été levés en détail en une dizaine de jours, constituant la première coupe-type de la Formation de Lapur. Deux types d'environnements de dépôt ont pu être identifiés par l'étude des faciès sédimentaires : un environnement de type « cône alluvial » à la base et au sommet de la formation, et un environnement de « réseau fluviatile en tresses » dans la partie médiane de la formation. L'âge inférieur de la Formation de Lapur était grossièrement connu par la découverte de restes de dinosaures, donnant un âge Cénomanien. L'âge supérieur a pu être affiné par des observations de terrain précisant la nature des contacts entre les termes supérieurs de la formation et les laves les surmontant (« Turkana Volcanics »), laves qui ont été datées entre 37 et 33 Ma, soit fini Eocène-Oligocène inférieur. Les observations de terrain ont montré que la sédimentation continentale a perduré pendant quelques millions d'années lors de la mise an place des premières coulées. L'histoire de la Formation de Lapur représente une longue période de temps (plus de 30 Ma), mais vraisemblablement entrecoupée par des périodes de lacunes sédimentaires qui n'ont pas clairement été identifiées lors des levés de terrain. L'étude diagénétique de la Formation de Lapur est un élément essentiel de ce travail de thèse. Plusieurs phases de diagenèse ont été identifiées, avec des ciments de type calcite, hématite et kaolin. Ces épisodes de diagenèse sont interprétés en fonction des variations climatiques entre le Cénomanien et l'Oligo-Miocène, période de mise en place des plusieurs centaines de mètres de laves de la formation «Turkana Volcanics». L'étude des variations de la porosité sur l'ensemble de la Formation de Lapur a montré des caractéristiques de «bon à très bon réservoir» avec des porosités voisines de 25 %. La position structurale d'une telle unité sédimentaire à fort potentiel de roche réservoir est d'une grande importance dans une région à potentiel pétrolier telle la dépression du Turkana. Les travaux de terrain conduits dans la région associés à la réinterprétation des quelques lignes sismiques acquises dans cette région par la compagnie Amoco et à des données récentes de géophysique montrent la présence de la Formation de Lapur dans le bassin du Turkana, enfouie sous plus de 2,5 km de sédiments fluvio-lacustres d'âge Mio-Pliocène. Dans le bassin voisin de Gatome, la Formation de Lapur ou une formation stratigraphiquement équivalente est mise en évidence à une profondeur de 3 km. Ces ensembles peuvent constituer des cibles pétrolières préférentielles. La deuxième partie de ce travail représente l'étude sédimentologique et diagénétique d'une deuxième formation sédimentaire présente dans la dépression du Turkana, formation très peu connue et toujours très brièvement citée dans la littérature, la Formation de Muruanachok. Un log lithostratigraphique inédit a été levé dans le cadre de cette thèse. Les affleurements de cette Formation de Muruanachok sont très restreints au milieu de la plaine de Lotikipi, vaste étendue plane située à l'ouest du lac Turkana, qui représente l'expression de surface des deux grands demi-grabens de Lotikipi et Gatome. Les faciès sédimentaires témoignent pour la Formation de Muruanachok d'un environnement fluviatile de type « réseau en tresses », pouvant être comparé à celui décrit pour la Formation de Lapur. L'étude diagénétique de la Formation de Muruanachok met en évidence 3 types de ciment, calcite, hématite, et kaolin, comparables à ceux mis en évidence pour la Formation de Lapur. Les mesures de porosité démontrent pour cette formation des caractéristiques voisines de celles de la Formation de Lapur. Toutefois, l'absence de bonnes données de terrain, conséquence de très mauvaises conditions d'affleurement et aussi de données de subsurface (pas de données sismiques dans cette région, pas de forages) rend quasiment impossible l'établissement d'un lien paléogéographique entre la Formation de Lapur et la Formation de Muruanachok. La troisième partie de cette thèse représente une étude du point de vue potentiel pétrolier (caractéristiques en termes de roches-réservoir, mais aussi en termes de présence de roches-mères, de certains bassins sédimentaires des segments nord et centre du Rift du Kenya, respectivement les bassins de Lotikipi et Gatome au nord-ouest du lac Turkana, les bassins de Lokichar, Nord Lokichar et Nord Kerio au sud-ouest du lac Turkana, et les bassins de Kerio et Baringo dans le Rift central du Kenya. Les bassins du segment nord du Rift du Kenya ont été les plus intensément étudiés lors de la phase d'exploration pétrolière des années 80. Ce sont les bassins les plus anciens de cette zone, avec un âge Paléogène, mais pouvant être aussi plus ancien (Crétacé moyen-supérieur ?) par comparaison avec les bassins sédimentaires associés au système de rift du Sud-Soudan, qui ont révélé un potentiel pétrolier de grande importance. Les bassins de Lotikipi et Gatome sont les deux bassins les plus proches de ceux du Système de rift du Sud-Soudan, du point de vue géographique mais surtout du point de vue caractéristiques géologiques. Ces deux bassins sont mal connus du point de vue de leur structure, n'ayant fait l'objet que d'une reconnaissance sismique tout-à-fait mineure avec 3 lignes sismiques. Seule l'extrémité nord du Bassin de Gatome révèle un remplissage sédimentaire épais sous l'empilement d'épaisseur plurikilométrique de laves de la Formation « Turkana Volcanics », d'âge fini-Eocène-Oligocène inférieur. Les études de terrain et les résultats d'une campagne géophysique montrent que ce remplissage sédimentaire pourrait correspondre à la Formation de Lapur, qui affleure largement à l'est de ce bassin, et qui présente de bonnes caractéristiques de roche-réservoir. Néanmoins, l'étude sédimentologique de la Formation de Lapur n'a pas permis la mise en évidence dans cette série sédimentaire de roches pouvant présenter des caractéristiques de bonnes roches-mères pétrolières. Seules des études de sismique réflexion plus poussées couplées à la réalisation de forages d'exploration pourraient permettre de lever ces importants points d'interrogation. Au sud-ouest du lac Turkana, la réalisation d'une couverture sismique dense par la compagnie pétrolière Amoco a permis la mise en évidence de 3 bassins sédimentaires de type demi-graben, d'âge Paléogène à Miocène moyen , les bassins de Lokichar, Nord Lokichar, et Nord Kerio. L'interprétation des données de sismique réflexion, calibrées à l'aide d'un forage d'exploration réalisé dans le Bassin de Lokichar (forage Loperot-1), a montré l'existence d'un épais remplissage sédimentaire constitué d'alternances de dépôts gréseux, de type fluviatile à fluvio-deltaique, et de dépôts argileux de faciès lacustre, très riches en matière organique. Les grès présents dans les bassins de Lokichar et Nord Lokichar ont été étudiées du point de vue de leur composition pétrographique et de leur évolution diagénétique. Ils ont révélé de très bonnes caractéristiques réservoir. Le couplage de ces formations avec les épaisses unités d'argiles lacustres identifiées dans le forage Loperot-1 donne au Bassin de Lokichar un intérêt tout particulier en termes de potentiel pétrolier. Des indices d'huile ont en effet été mis en évidence en plusieurs points du forage. Des caractéristiques comparables peuvent être espérées pour le bassin voisin, le Bassin de Nord Kerio, qui a été malheureusement bien moins étudié que le Bassin de Lokichar. La sismique réflexion montre que les unités d'argiles lacustres à fort potentiel roche-mère forées dans le Bassin de Lokichar se prolongent dans le Bassin de Nord Kerio, et ont été déposées au cours d'une phase lacustre de grande amplitude, ayant abouti à la formation d'un grand lac d'eau douce. Les conditions de développement d'un tel grand lac sont conformes aux données climatiques et environnementales obtenues d'après des études palynologiques et paléontologiques réalisées dans ce bassin. Ces données indiquent pour la période Oligocène inférieur-Miocène inférieur des conditions climatiques de type «tropical humide» avec des précipitations jusqu'à 3 fois supérieures aux précipitations actuelles (50 mm). Des études plus précises sur la structure des deux bassins de Lokichar et Nord Kerio, couplées à la réalisation de nouveaux forages d'exploration permettront de confirmer le bon potentiel pétrolier de ces bassins. Le segment central du Rift du Kenya n'a fait l'objet que de peu d'exploration pétrolière, compte-tenu de son plus grand éloignement des bassins productifs du Sud Soudan mais aussi à cause de son histoire volcanique plus importante que celle de la dépression du Turkana. Par ailleurs, en l'absence de données géophysiques et de forages, l'histoire géologique de cette région était définie comme plus récente que celle du segment Nord, les deux bassins majeurs identifiés, Kerio et Baringo, étant identifiés comme formés au Miocène inférieur. Des données géophysiques (sismique réflexion, gravimétrie et magnéto-tellurique) acquises dans les années 90 ont conduit à une ré-interprétation de l'histoire géologique de ce segment du Rift Kenyan, et de repousser au Paléogène l'initiation des deux bassins de Kerio et Baringo. Une similitude est ainsi apparue entre l'histoire du segment nord du Rift, et celle du segment central. Ces deux bassins ont par ailleurs été très étudiés du point de vue paléontologique et paléoenvironnemental, avec une attention toute particulière pour deux formations sédimentaires d'âge Miocène, les Formations de Tambach et de Ngorora. Ces deux formations témoignent de la présence dans ces deux bassins de vastes environnements fluvio-lacustres démontrant en particulier une richesse en sédiments lacustres riches en matière organique, et en conséquence à fort potentiel pétrolier. Ces deux bassins n'étant toutefois que d'âge Miocène, un problème de maturation des matières organiques peut se poser. Mais les récentes découvertes en hydrocarbures réalisées dans un environnement comparable et d'âge très voisin, dans le Bassin du lac Albert en Uganda, renforcent l'intérêt des compagnies pétrolières pour ce type de bassin et de série sédimentaire. En conclusion, les différents résultats acquis dans ce travail tant du point de vue sédimentologique, diagénétique et de géologie de bassin, permettent de confirmer l'existence dans les segments nord et centre du Rift du Kenya de plusieurs bassins à potentiel pétrolier intéressant, avec une priorité donnée aux bassins qui présentent à la fois des roches aux caractéristiques réservoir positives, couplées à l'existence dans la même série de roches-mères à bon potentiel. Les bassins de Lokichar et Nord Kerio se placent ainsi en position prioritaire. Quoique plus jeunes, les séries des bassins de Kerio et Baringo présentent des caractéristiques voisines de celles du Bassin de Lokichar. Une exploration plus poussée dans les zones les plus profondes des bassins pourrait se révéler encourageante, mais demeure toutefois le problème du volcanisme, très présent au cours de l'évolution de cette région. Enfin, le potentiel en hydrocarbures des bassins « anciens » (Crétacé-Paléogène) du segment nord demeure attractif, du fait de la similitude de ces bassins avecceux productifs du Sud Soudan, mais une exploration plus approfondie du point de vue sismique et forages est nécessaire à une bonne évaluation du potentiel de cette région.

Parmi les options en cours d’investigation, le stockage souterrain de l'hydrogène dans les formations sédimentaires comme les grès pourrait offrir un potentiel unique pour stocker de grandes quantités d'énergie. L'évaluation des modalités de stockage souterrain de l'hydrogène nécessite donc à la fois une connaissance précise des transformations minéralogiques dues à la présence de l'hydrogène et l’acquisition de données sur le comportement hydrodynamique des fluides. Par conséquent, cette étude se composera de trois parties : 1- Etude des interactions géochimiques de l’hydrogène dans des formations sédimentaires gréseuses : Les produits expérimentaux portent la marque d'une réaction très limitée entre les minéraux du grès et l'hydrogène. Si les résultats expérimentaux sont combinés aux résultats numériques, l’étude démontre que l'hydrogène, une fois injecté, peut être considéré comme relativement inerte. De façon globale, nos résultats renforcent la faisabilité du confinement de l'hydrogène dans des réservoirs géologiques comme les grès. 2- Etude de la migration de l'hydrogène dans les grès : détermination de la perméabilité relative et de la pression capillaire du système hydrogène-eau : Afin de fournir des données quantitatives pour le développement du stockage souterrain de l'hydrogène, la pression capillaire et la perméabilité relative ont été mesurées pour le système hydrogène-eau en deux conditions potentielles. Les résultats indiquent que les données obtenues sont applicables à l’ensemble des conditions de stockage de l'hydrogène. 3- Modélisation numérique d’un site de stockage géologique d’hydrogène : La simulation numérique a été effectuée pour caractériser l'évolution dynamique d’un site de stockage d'hydrogène pur. Une fluctuation saisonnière du fonctionnement du réservoir et l'effet des fuites d'hydrogène dus aux réactions ont été pris en compte<br>Underground hydrogen storage has been introduced as storage solution for renewable energy systems as it offers a unique potential to store large amounts of energy, especially in sedimentary formations such as sandstones. However, evaluating the underground hydrogen storage requires a precise knowledge of the hydrodynamic behavior of the fluids and of mineralogical transformations due to the presence of hydrogen that may affect the storage properties. Therefore, this study is consists in three parts: 1- Study of geochemical reactivity of hydrogen in sandstone sedimentary formations: The experimental products bear the mark of only very limited reaction between sandstone minerals and hydrogen. Taken together with the numerical results, this study demonstrates that hydrogen, once injected, can be considered as relatively inert. Overall, our results support the feasibility of hydrogen confinement in geological reservoirs such as sandstones. 2- Study of the migration of hydrogen in sandstone: determination of relative permeability and capillary pressure of hydrogen-water system: To provide quantitative data for the development of underground hydrogen storage, capillary pressures and relative permeabilities of hydrogen-water system have been measured at two potential conditions. The interpretation of the results would suggest that the obtained data are applicable for the entire range of hydrogen storage conditions. Interfacial tensions and contact angles for the hydrogen-water system have been also derived. 3- Numerical simulation of a geological hydrogen storage site: The numerical simulation was performed to characterize the evolution of pure hydrogen storage, by considering the seasonal fluctuation of renewable energy and the effect of hydrogen loses due to the biotic reactions

Les régions centre/nord du Rift kenyan sont parmi les différentes régions du Système de Rift Est-africain les plus importantes pour l’exploration pétrolière. Au cours des années 70 et 80, de nombreuses compagnies pétrolières se sont intéressées à la région du lac Turkana au nord du Kenya. Des opérations de sismique réflexion associées à des forages ont permis de reconnaître plusieurs bassins sédimentaires enfouis, Dans le nord du rift, 3 ensembles de bassins orientés nord-sud ont été identifiés, les plus anciens étant d’âge Crétacé-Paléogène. Dans le rift central, deux bassins orientés nord-sud, le Bassin de Baringo, d’âge Paléogène-Présent, et le Bassin de Kerio (Paléogène-Miocène supérieur), ont été identifiés. Tous ces bassins contiennent un remplissage sédimentaire de 8 km d’épaisseur, faits de sédiments alluviaux, fluvio-deltaiques et lacustres associés parfois à des roches volcaniques. De nouvelles études ont été conduites sur certaines formations géologiques constituant ces remplissages de bassins, jusqu’alors fort peu étudiées. Les formations de Lapur, Muruanachok et Lokichar en particulier ont été analysées du point de vue sédimentologique et diagénétique, et évaluées positivement en termes de potentiel réservoir avec des porosités de 25 %. Ces formations sont ensuite replacées dans leur contexte de bassins de rift et comparées entre elles. Outre le potentiel réservoir des remplissages sédimentaires de ces bassins, le potentiel « roche-mère » est également considéré. Les caractères ainsi définis pour chacun de ces bassins permettent de proposer une sorte de classification en termes de potentiel pétrolier, pouvant guider une exploration future de ces bassins<br>Because they offer the oldest and longest-lived sedimentary basins and they are a cross-over area between Cenozoic and Cretaceous rifts, the Northern (NKR) and Central (CKR) Kenya Rifts are among the most important areas of the East African Rift for hydrocarbon prospecting. During the 70s and 80s, the interest of oil companies focussed in the Turkana depression and the northeastern region of Kenya. Seismic reflection surveys and several exploration wells allowed the identification of several deep buried basins: 1) In the NKR, 3 strings of N-S oriented half-grabens, the oldest known basins being of Cretaceous(?)-Paleogene to middle Miocene age; 2) In the CKR, two N-S half-grabens, the Baringo Basin (Paleogene-Present) and the Kerio Basin (Paleogene-upper Miocene). All basins are filled by up to 8-km thick of alluvial, fluvio-deltaic or lacustrine sediments and volcanics of late Eocene to Neogene age. New sedimentological studies have focussed on reservoir/source rock quality in several of these basins. In terms of hydrocarbon potential, arkosic sandstones in CKR/NKR such as the Lapur Sandstone Formation or the Muruanachok Sandstone Formation demonstrate a good reservoir quality with porosity up to 25 %. Strong changes in terms of diagenetic alteration relate to deformation events (burial/uplift) or change in sediment source. High quality source rocks relate to freshwater lake environments under tropical climate. Such environments have been identified during Cretaceous-Paleogene in the NKR and lower Neogene in the CKR and can be envisaged to occur in basins of same age that are highly under-explored

L'homogeneisation des structures periodiques permet d'apprehender les proprietes macroscopiques de transport d'un milieu poreux a partir de la connaissance des mecanismes intervenant a l'echelle microscopique. Le but de nos recherches est de developper, par la methode des developpements asymptotiques, des modeles mathematiques macroscopiques sur la base d'equations ecrites a l'echelle microscopique. La premiere etude est consacree a l'examen des problemes d'erosion-deposition dans les gres-argileux et qui se traduit par une chute importante de la permeabilite des roches geothermiques. L'application de la methode des developpements asymptotiques a l'echelle du pore permet alors de distinguer quatre modeles macroscopiques predictifs de l'endommagement de la formation. Cette etude a permis notamment d'identifier deux nouveaux tenseurs macroscopiques lies a la dispersion-deposition et a la dispersion-erosion dans le milieu poreux. Contrairement aux modeles classiques, l'erosion apparait dans les regions ou l'ecoulement est le plus intense, tandis que la redeposition a lieu dans les zones ou les courants sont les plus faibles. Dans la derniere partie, l'accent est porte sur les aspects hydro-thermiques concomitants et en particulier sur les mecanismes d'evaporation-condensation qui conditionnent les transferts d'eau en phase vapeur. L'utilisation de la meme technique permet alors de decrire le comportement d'un systeme hydrothermal dans son ensemble. Outre les coefficients effectifs, l'etude a permis de distinguer quatre comportements macroscopiques pour le transfert de masse en phase vapeur, couples a une equation macroscopique de la chaleur. On montre que les termes convectifs sont ponderes a l'echelle du milieu homogeneise par deux nouveaux coefficients de resistance de nature tensorielle. Retenons enfin, que la technique employee permet aussi de discerner tous les cas non homogeneisables pour lesquels il n'y a pas de continu equivalent au milieu poreux.