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Academic literature on the topic 'Roches réservoirs (géologie pétrolière) – Mer du Nord'
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Dissertations / Theses on the topic "Roches réservoirs (géologie pétrolière) – Mer du Nord"
Blanchet, Aurélie. "Origine, conditions et processus de la silicification diagénétique de réservoirs gréseux en mer du Nord." Paris 11, 2002. http://www.theses.fr/2002PA112022.
Full textThe 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
Paiva, Rogerio Ferreira de. "Developpement d'un microtomographe x et application a la caracterisation des roches reservoirs." Paris 6, 1995. http://www.theses.fr/1995PA066764.
Full textHassouta, Lhoussain. "La comparaison de grès cimentés et de grès non cimentés par la calcite du groupe du Brent (zone d'Alwyn, Mer du Nord) : une clé pour l'établissement de bilans de matière et la compréhension des processus de formation du quartz et des argiles (illites, kaolinite, dockite)." Lille 1, 1999. https://pepite-depot.univ-lille.fr/LIBRE/Th_Num/1999/50376-1999-79.pdf.
Full textIl 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
Aboud, Nidal Al. "Observation et quantification des mécanismes de pression-dissolution dans un réservoir gréseux." Lille 1, 2003. https://pepite-depot.univ-lille.fr/LIBRE/Th_Num/2003/50376-2003-173-174.pdf.
Full textIessa, Riadh. "Essai sur la détection de la fracturation de roches réservoirs du N. E. De l'Irak par l'interprétation des diagraphies différées." Bordeaux 3, 1986. http://www.theses.fr/1986BOR30201.
Full textDa, Silva Eduardo José Bezerra. "Géologie et évaluation des réservoirs de la formation ACU du bassin Potiguar, nord-est du Brésil." Nancy 1, 1994. http://www.theses.fr/1994NAN10030.
Full textEnciso, Cárdenas Juan José. "Estudio de las propiedades de adsorción – desorción de gases en los sistemas petroleros no convencionales en México y su aplicacion al modelo cinético de generación de hidrocarburos." Thesis, Université de Lorraine, 2015. http://www.theses.fr/2015LORR0220/document.
Full textThe 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. [...]