Academic literature on the topic 'Roches réservoirs (géologie pétrolière) – Mer du Nord'

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

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

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

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

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

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. [...]