Dissertations / Theses: 'Roches réservoirs (géologie pétrolière)'

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Iessa, 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.

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Labat, Laurent. "Simulations stochastiques de faciès par la méthode des membership functions." Vandoeuvre-les-Nancy, INPL, 2004. http://www.theses.fr/2004INPL094N.

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Abstract:

Un réservoir pétrolier est un système physique complexe dont on souhaite estimer au mieux les hétérogénéités, à partir d'un ensemble de données hétérogènes. Cela peut être réalisé soit de façon déterministe (génération d'un seul et unique modèle du sous-sol, intégrant au mieux l'ensemble des données), soit en utilisant des méthodes de simulations géostatistiques : le but de ces méthodes n'est pas d'obtenir un modèle unique du sous-sol, mais un ensemble de modèles du sous-sol équiprobables et représentatifs des hétérogénéités supposées dans le réservoir. Ce travail de thèse a pour but de proposer une nouvelle méthodologie de génération de modèles équiprobables, en intégrant un large éventail de données. Dans une première partie, les méthodes de simulations stochastiques de faciès couramment utilisées sont décrites. Ensuite, après avoir défini la notion de membership function et effectué quelques rappels sur l'interpolateur DSI, l'intégration de différents types de données (données de puits, cartes et courbes de proportions, données sismiques, anisotropie) dans la méthode proposée est détaillée. Cela permet de mettre en evidence la diversité des données pouvant être prises en compte dans cette méthode. La partie suivante est dédiée à la problématique de l'interpolation de probabilités de faciès ayant pour but la génération d'un cube de proportions. Différentes méthodes d'initialisation et d'interpolation des propriétés y sont abordées successivement et les résultats sont comparés. Dans la dernière partie, trois méthodes permettant de générer des simulations stochastiques de faciès à partir du cube de proportions sont proposées et les résultats obtenus avec ces différentes méthodes présentés
An oil reservoir is a complex physical system whose challenge is to estimate as best as possible the heterogeneities from a set of heterogeneous available data. This estimation can be carried out using a deterministic approach (accounting for aIl available data integrated into a unique model) or geostatistical simulation methods : these methods do not aim at providing a single model of the underground, but rather to generate a large set of alternative, equiprobable models representing the heterogeneities expected into the reservoir. The main goal of this work is to propose a new method for generating alternative and equiprobable models, accounting for a large set of data. The first part is a review of commonly used geostatistical methods. Ln a second part, the theory of membership functions is introduced, and the integration of several data types (welllogs, proportion map and curve, seismic data, anisotropy) into the DSI interpolator is detailed, and demonstrate the ability of the DSI Interpolator to integrate a large set of constraints. The next part discusses the specific problem of the interpolation of facies occurrence probabilities, and presents different ways to compute a proportion cube (computing an initial solution, using a multigrid algorithm or using the DSI algorithm). The last part presents three alternative methods to generate stochastic models from a proportion cube, and the results obtained are discussed

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Knecht, Leonora. "Contribution à la caractérisation des formations réservoir par intégration d'images électriques et de données pétrophysiques." Bordeaux 3, 2006. http://www.theses.fr/2006BOR30011.

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Abstract:

Dans le domaine pétrolier, les principales données utilisées pour la caractérisation et l'évaluation des formations réservoirs présentent des échelles de résolution différentes: micrométrique à centimétrique pour l'information issue des carottes, décimétrique pour les diagraphies conventionnelles et décamétrique pour les acquisitions sismiques. Les images électriques de puits jouent un rôle important dans la caractérisation des réservoirs, car elles présentent une résolution centimétrique et fournissent des données 2D-3D en continu le long du puits. La principale utilisation de ces images aujourd'hui est l'interprétation structurale et sédimentologique. Cette thèse propose deux méthodes originales de caractérisation et d'évaluation pétrophysique des formations réservoirs pétroliers, qui intègrent les images électriques de puits, les données carotte et les données diagraphiques. La première méthode, développée pour des formations turbiditiques argilo-gréseuses est basée sur les images OBMI. Cette méthode permet d'obtenir des images en argilosité, saturation et perméabilité. Leur intérêt est principalement de pouvoir choisir les épaisseurs des bancs à prendre en compte dans la construction des modèles géologiques et l'obtention d'une perméabilité verticale à l'échelle décimétrique et plurimétrique. La deuxième méthode, développée pour des formations carbonatées vacuolaires, utilise les images FMI. Cette méthode permet de modéliser les faciès réservoirs et la perméabilité. La résolution obtenue par cette méthode est supérieure à celle obtenue à partir de l'utilisation de diagraphies conventionnelles.

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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.

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Abstract:

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

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Abellan, Alexandre. "Construction de fonctions objectifs et modélisation a priori de l’apport de mesures en géosciences : une approche statistique." Strasbourg, 2009. https://publication-theses.unistra.fr/public/theses_doctorat/2009/ABELLAN_Alexandre_2009.pdf.

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Abstract:

La caractérisation de réservoir ainsi que la quantification des incertitudes sont des enjeux majeurs en ingénierie de réservoir. L’une des difficultés vient de l’impossibilité pratique de disposer d’une description exhaustive des roches souterraines, ce qui impose une analyse probabiliste du réservoir. Dans un premier temps, il est donc indispensable de déterminer un cadre théorique et un cadre pratique permettant d’estimer au mieux les paramètres du modèle tout en fournissant des outils de calcul efficaces. Dans un second temps, l’intégration de données observées dynamiquement ou calage d’historique se fait au moyen d’une fonction objectif qui mesure l’écart entre les données de production simulées par le modèle numérique de réservoir et les données réelles mesurées sur le terrain. Sa minimisation aboutit à l’estimation des paramètres du modèle sans pour autant être en accord avec la géologie présente. Pour éviter toute inconsistance, on intègre avant l’étude, toute l’information a priori disponible, dans la fonction objectif. Le cadre bayésien retenu permet de définir cette nouvelle fonction objectif de façon naturelle. Dans un troisième temps, l’introduction de la notion d’entropie en probabilité et de la divergence de Kullback-Leibler permettent de donner un sens précis à la notion d’information contenue dans les mesures. Ainsi, l’étude des variations par rapport au nombre d’observations permet de quantifier le gain d’information sur la caractérisation du réservoir. Des tests ont été effectués dans le cadre du krigeage, de l’interprétation des essais de puits et de l’écoulement diphasique montrant la pertinence de l’approche
Due to the increasing costs of investments involved in oil industry, reservoir characterization and uncertainty quantification are now major issues in oil and gas reservoir engineering. As it is impossible to get an exhaustive knowledge of the reservoir, a probabilistic description is now adopted. This description relies on a smaller number of parameters that need to be estimated using the data. In a second step, the model is history matched in order to be consistent with the observed dynamic data (e. G. Pressure at the well, fluid flow rates). This is done by minimizing an objective function that quantifies the discrepancy between the simulated and real data. Geological data is integrated when building the prior model. The bayesian framework allows to perform these tasks in a natural way. In a next step, using entropic considerations, we introduce the so called Kullback Leibler divergences that allows to quantify the "information content" of any potential measurements, relative to the considered model. A tractable algebraic expression is worked out when considering Gaussian models and data depending linearly on the model. Explicit tests were carried out in the case of kriging, well test interpretation and two phase flow context. The notion of data redundancy was also explored and quantified. The developed technique could help to design optimal data acquisition schemes

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Da, 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.

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Abstract:

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

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Pairazian, Karen. "Modélisation 3D des réservoirs pétroliers par l'intégration des données sismiques et géologiques : approches quantitatives multivariables." Vandoeuvre-les-Nancy, INPL, 1998. http://www.theses.fr/1998INPL133N.

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Abstract:

La caractérisation 3D quantitative de réservoir par une propriété géologique est un domaine en plein essor dont le but est de produire des modèles les plus fiables et précis possible de distribution spatiale de différents paramètres de réservoir comme la porosité ou les faciès lithologiques. Cette thèse propose, dans le cadre du projet GOCAD, une méthodologie basée sur les approches statistiques multivariables permettant d'incorporer les données sismiques dans l'estimation des propriétés géologiques à partir des données de puits. Dans un premier temps, nous présentons la méthode de reconnaissance des formes sismiques non-supervisée dont l'originalité est la possibilité d'étudier le voisinage local géométrique de chaque point sismique. Cet aspect discret et volumique de l'analyse permet d'exploiter d'avantage le potentiel des données sismiques. L’algorithme proposé fait appel à l'analyse en composantes principales afin d'éliminer l'information sismique non-cohérente, et à la méthode de centres dynamiques pour générer les classes sismiques à partir d'un ensemble de points sismiques dans l'espace des composantes principales. Dans un second temps, différentes méthodes de calibrage géologique des classes sismiques sont proposées. Mais d'abord nous introduisons une étape intermédiaire entre la classification des données sismiques et leur interprétation géologique qui permet d'orienter d'une manière non-linéaire les classes sismiques vers la propriété de réservoir. Cela consiste à quantifier la correspondance entre les classes sismiques et les faciès géologiques et à regrouper les classes sismiques en fonction de cette correspondance. Les méthodes d'interprétation, quant à elles, reposent sur les techniques statistiques de calage des classes sismiques aux diagraphies de puits et permettent aussi de prendre en compte l'information géométrique sur les couches stratigraphiques, lorsque cette information est disponible. La variable issue de ce traitement des données sismiques peut être ensuite utilisée comme une variable secondaire dans des méthodes d'estimation ou de simulation stochastique. Trois de ces méthodes (cokrigeage colocalisé, réseaux de neurones et D. S. I. ) sont présentées et appliquées dans la dernière partie de ce travail. Cette méthodologie est appliquée sur deux cas réels 3D, suivi par la modélisation 3D géométrique des réservoirs en utilisant des grilles irrégulières, déformées suivant la géométrie des horizons stratigraphiques.

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Ferfera, Fethi. "Influence du champ de contrainte sur l'évolution de la perméabilité monophasique d'un grès." Châtenay-Malabry, Ecole centrale de Paris, 1997. http://www.theses.fr/1997ECAP0559.

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Abstract:

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.

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Werner, Alexander. "Viscosité des fluides pétroliers riches en produits lourds : mesure et modélisation." Pau, 1996. http://www.theses.fr/1996PAUU3026.

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Abstract:

Le but de ce travail est de prédire la viscosité des fluides pétroliers dans les roches mères ainsi que dans les réservoirs. En effet, la modélisation de la migration pétrolière entre ces deux milieux met en oeuvre la loi de Darcy qui nécessite la connaissance de la viscosité dynamique en fonction de la pression, de la température et de la composition du fluide. Il a été fait appel à la méthode des plans d'expériences afin de définir des mélanges synthétiques en vue d'identifier l'influence de la composition sur la viscosité. Les bruts synthétiques ainsi déterminés représentent les liquides formes dans les roches mères de type II à différents stades de maturation ainsi que les bruts de gisements ayant la même origine. L'étude expérimentale de la viscosité de bruts pétroliers nécessite en premier lieu une observation de la stabilité de la phase considérée. Effectivement, plusieurs mélanges ont précipité des asphaltènes dans les conditions opératoires moyennes régnant dans les roches mères. La précipitation des asphaltènes dans les roches mères peut représenter un paramètre dont il faudra tenir compte dans la modélisation de l'expulsion et de la migration. Les mesures montrent que les concentrations en gaz et en asphaltènes sont déterminantes pour la viscosité des bruts. La modélisation de la viscosité combine deux équations complémentaires : la loi de mélange de Grunberg et Nissan (1949), qui a été modifiée et qui fournit la variation de la viscosité en fonction de la composition du fluide; la dépendance en pression et en température étant représentée par le modèle de Kanti et al. (1989) qui a été réajusté. Il a été ainsi développé un nouveau modèle qui donne la viscosité dynamique des fluides pétroliers en fonction de la pression, de la température et de la composition. Ce nouveau modèle a été validé avec des mesures de viscosité sur des bruts réels.

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Urgelli, Denise. "Prise en compte des hétérogénéités par prise de moyenne des transmissivités sur maillages adaptés en simulation de réservoir." Aix-Marseille 1, 1998. http://www.theses.fr/1998AIX11039.

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Abstract:

Les hétérogénéites de réservoir sont générées par des modèles géostatistiques sur une dizaine de millions de mailles fines, ce qui est actuellement incompatible avec les possibilites de calcul des simulateurs numériques d'écoulement. Il est donc nécessaire de réduire le nombre de mailles. De manière à connaître les valeurs des paramètres pétrophysiques de l'échelle fine à l'échelle grossiere appropriée aux simulations d'écoulement, des techniques d'homogénéisation sont utilisées. Les méthodes de prise de moyenne en simulation de réservoir sont étudiees depuis plusieurs années par de nombreux scientifiques. En général, lorsque la direction principale d'écoulement n'est pas parallèle aux axes principaux du maillage, la perméabilite équivalente doit être représentée par un tenseur complet pour bien prendre en compte les propriétés de l'écoulement. Mais, la perméabilite obtenue ne peut pas être utilisée directement dans le schéma numérique. Une moyenne harmonique entre les perméabilités de deux mailles voisines est alors généralement utilisée pour obtenir les transmissivités. Le choix de cette moyenne peut ne pas être optimal dans tous les cas. Actuellement, de plus en plus d'auteurs recommandent l'utilisation de perméabilites internodales calculées entre deux mailles voisines. Ce calcul est équivalent au calcul des transmissivités, pour un schéma fixe. La prise de moyenne des transmissivités est plus précise que la prise de moyenne des perméabilités, car la transmissivité est calculée directement à partir des hétérogénéites fines en intégrant le schéma numérique. Une théorie a été développée, dans le cadre de la thèse, pour le démontrer en 1-d. Le travail de thèse porte sur une nouvelle technique pour calculer les transmissivités a l'échelle grossière dans les équations discrétisées à l'aide d'un schéma numérique du type volumes finis sur deux types de maillages : le maillage cartésien et le maillage corner point geometry (quadrangles). Le principe de cette technique est d'utiliser le bloc décale place a cheval entre deux mailles grossières voisines sur lequel on résout a l'échelle fine le problème permanent. De plus, pour améliorer la précision a l'échelle du champ, on peut distinguer deux types d'écoulement pour calculer les transmissivités : l'écoulement linéaire situe loin des puits ou le gradient de pression est faible et l'écoulement radial situe près des puits ou le gradient de pression est élevé. La région de l'écoulement radial a une grande importance sur la prévision de production, car directement liée aux puits. L'intérêt de la prise de moyenne au voisinage des puits est montre théoriquement et numériquement en 2-d. Son principe de calcul réside dans la détermination des transmissivités des mailles puits et de l'indice de productivité (ip) simultanément. La validation a été faite sur des cas pratiques en comparant cette nouvelle technique de prise de moyenne, la méthode décalée, avec des techniques classiques pétrolieres et des techniques de prise de moyenne du tenseur complet de perméabilités.

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Pourpak, Hamid. "Méthodologie de déformation graduelle de modèles de réservoir hétérogène fracturé contraints par des mesures d'écoulement aux puits." Poitiers, 2008. http://theses.edel.univ-poitiers.fr/theses/2008/Pourpak-Hamid/2008-Pourpak-Hamid-These.pdf.

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Abstract:

Cette thèse propose une méthodologie d’inversion séquentielle pour calibrer des modèles de réservoirs hétérogènes à partir de données de test de puits. La conception de cette méthodologie est effectuée sur le site expérimental hydrogéologique d’un aquifère carbonaté karstique et fracturé situé près de Poitiers en France. La méthodologie comprend deux étapes successives, en premier lieu l’inversion des propriétés pétrophysiques des faciès, puis la déformation graduelle de la distribution de faciès. La méthode de déformation graduelle, appliquée globalement puis localement, améliore ainsi la distribution des faciès en conservant leurs propriétés pétrophysiques précédemment calibrées. La capacité du modèle résultant à prédire les réponses des puits nous amène à considérer la déformation graduelle comme une méthode efficace pour trouver une réalisation géostatistique de faciès. Des variantes de mise en œuvre de la méthodologie ont été étudiées, en modifiant l’ordre de la séquence de calibration. L’efficacité numérique de la méthodologie sont également évaluées en changeant le nombre de paramètres de déformation graduelle. Finalement, la possibilité d’améliorer encore l’ajustement aux données de champ est explorée au moyen d’approches alternatives de modélisation des écoulements. Alors que l’adoption d’un modèle double milieu ne modifie pas beaucoup les pressions simulées, une modélisation plus précise des corps conducteurs au moyen d’une grille raffinée améliore la prévision des réponses des puits aux temps courts. Finalement, la déformation graduelle d’un modèle objet de corps conducteurs serait également adaptée à ces cas réservoir hétérogène karstique et/ou fracturé
This thesis proposes a sequential inversion methodology for calibrating highly-heterogeneous reservoir models on well test data. The design and the application of that methodology are performed on an experimental hydro-geological site settled on a karstic and fractured limestone aquifer located near to Poitiers, France. The methodology involves two successive steps that are: first, the inversion of facies petrophysical properties; second, the gradual deformation of the facies distribution. By proceeding this way, the gradual deformation method, applied both globally and locally, improves the distribution of facies while keeping the previously optimised petrophysical properties. The fairly good capability on the resulting model to predict well responses allows to consider the gradual deformation as an efficient and robust method to find a facies geo-statistical realization matching at best flow data constraints. Alternative implementation of the sequence above are studied, by simply changing the schedule of the calibration steps. Efficiency and numerical performances of the methodology are also assessed by changing the number of gradual deformation parameters. Finally, it is investigated on the possibility to improve calibration by means of alternative flow modelling approaches. Whereas the adoption of a dual-medium model does not change significantly the simulated pressures, a more accurate modelling of conductive bodies by using a refined grid improves the prediction of short-time well responses. Further works could tentatively address the gradual deformation of object-based models for mimicking flow features of karstic and/or fractured heterogeneous reservoirs

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Homand, Stéphane. "Comportement mécanique d'une craie très poreuse avec prise en compte de l'effet de l'eau : de l'expérience à la simulation." Lille 1, 2000. http://www.theses.fr/2000LIL10081.

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Abstract:

Des essais de compression isotrope, de compression triaxiale de revolution, de chargement proportionnel et d'extension laterale ont ete realises sur une craie blanche tres poreuse pour deux types de fluide (l'un mouillant et l'autre non-mouillant, respectivement de l'eau et du soltrol). Les resultats obtenus mettent en evidence les aspects fondamentaux du comportement mecanique de cette roche. Pour les deux types de fluides saturants, deux mecanismes de deformations plastiques sont mis en evidence : l'un correspond a un effondrement des pores, l'autre au cisaillement entre grains. L'evolution de la surface de charge et de la resistance a la rupture est etudiee. Un modele elastoplastique a deux surfaces de charge est developpe pour decrire le comportement de la craie. Le modele propose est utilise pour simuler les essais de la campagne experimentale. Le meme modele est utilise pour chacun des deux fluides saturants mais avec deux jeux de parametres differents. De facon generale, on obtient une bonne concordance entre les resultats experimentaux et ceux de la simulation. Quatorze essais d'injection, sous contraintes constantes sont realises pour etudier l'impact de l'injection d'eau dans un echantillon initialement sature au soltrol. En introduisant le modele developpe precedemment dans un programme de calcul par elements finis et en introduisant le concept de saut de surface de charge, le saut de deformation observe lors des essais d'injection est modelise. Afin d'appliquer le concept de modelisation a differents types de scenarios de production de champs petroliers, la resolution d'un probleme d'ecoulement biphasique en milieu poreux est etudiee. La simulation d'un probleme type de reservoir est proposee.

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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.

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Abstract:

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

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Credoz, Anthony. "Réactivité des couvertures argileuses en présence de CO2 en conditions de stockage géologique profond : approche intégrée expérimentation-modélisation." Toulouse 3, 2009. http://thesesups.ups-tlse.fr/1747/.

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Abstract:

Ces travaux donnent une vision multi-échelle de la réactivité de roches de couvertures argileuses, formations de confinement et de scellement du CO2 dans le réservoir géologique profond. La stratégie mise en œuvre depuis l'échelle expérimentale sur phases argileuses purifiées jusqu'à la modélisation intégrative à grandes échelles de temps et d'espace nous a permis d'identifier les processus géochimiques prépondérants, de vérifier la cohérence entre expérience et modélisation et de souligner les impacts opérationnels sur l'intégrité des couvertures à long terme. L'altération des ciments carbonatés est susceptible d'ouvrir la porosité de la roche et de créer d'éventuels chemins préférentiels pour l'écoulement du fluide réactif. L'altération des phases argileuses, notamment au travers du processus d'illitisation, réduit le volume d'occupation de la fraction argileuse mais limite considérablement l'ouverture de porosité dans les premiers centimètres de la roche. Le processus d'illitisation en milieu acide, déterminé expérimentalement et modélisé à petite et grande échelle, s'accompagne de précipitation de silice. Plus fondamentalement, ces travaux apportent de nouveaux paramètres cinétiques sur les minéraux argileux et mettent en évidence de nouvelles transformations structurales. Plus largement, cette étude contribue à l'acquisition de données qualitatives (chemins réactionnels d'évolution de roches de couverture à long terme, réactivité couplée carbonates/argiles) et quantitatives (distance de pénétration du CO2 dans la couverture) répondant ainsi à une partie de l'évaluation générale de performance et de sûreté du stockage géologique de CO2
This study offers a multi-scale vision of complex clayey caprocks reactivity and evolution. These formations are identified for the CO2 containment and sealing into the deep underground reservoir. From the experimental scale on purified clay minerals to integrative modeling at large space and time scales, the strategy developped allowed to identify the main geochemical processes, to check the good agreement between experiment and modeling, and to stress the operational impacts on long-term caprocks integrity. Carbonated cement alteration is likely to open caprock porosity and to create preferential reactive pathway for reactive fluid flow. Clay minerals alteration, including the illitization process, reduces the clay fraction volume but considerably limits the porosity increase. The illitization process in acidic conditions determined experimentally and by modeling at small and large scale, is coupled with silica precipitation. On the fundamental side, new kinetic parameters were determined for clay minerals and highlights new structural transformations. On the operational side, this study contributes to the acquisition of qualitative data (long-term reactive pathways of clayey caprocks, coupled carbonates/clays reactivity) and quantitative data (CO2 penetration distance into the caprock) to improve the performance and safety assessment of CO2 capture and geological storage

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Wolanin, Julie. "Étude des conditions d’adsorption des tensioactifs sur des surfaces représentatives des roches réservoirs. Application à l’EOR chimique." Thesis, Sorbonne université, 2018. http://www.theses.fr/2018SORUS360.

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Abstract:

L’injection chimique, qui est une des techniques utilisée dans la récupération assistée du pétrole (EOR), consiste à injecter dans le puits une formulation contenant des tensioactifs afin d’améliorer la mobilité de l’huile piégée dans le réservoir. Dans cette méthode, les tensioactifs anioniques sont utilisés du fait de leurs propriétés physico-chimiques intéressantes. Cependant, la perte de tensioactifs en raison de leur adsorption sur les roches réservoirs a un impact considérable sur la viabilité économique du procédé. L’objectif de ce travail est d’étudier l’adsorption de l’AOT (bis(diéthyl-2,hexyl)sulfosuccinate de sodium) dans une saumure composée de 15 g/L de NaCl sur la silice, modélisant le réservoir, à température ambiante. La caractérisation de la structure des agrégats d’AOT à différentes échelles moléculaires a été réalisée par cryo-MET et par la combinaison de trois techniques d’interactions rayonnement-matière (MALS, SAXS et DLS). Les résultats ont démontré la présence de vésicules polydisperses en solution. Les solutions sont composées majoritairement de vésicules de 14 nm de diamètre. La caractérisation de la couche adsorbée formée sur la silice a été effectuée avec la microbalance à cristal de quartz (QCM-D) ainsi que la réflectivité de neutrons. Nous avons supposé la formation d’une couche fine inhomogène composée principalement de vésicules avec la QCM-D. Les expériences de réflectivité de neutrons ont confirmé cette hypothèse par la détermination de l’épaisseur, de la structure ainsi que de la composition de la couche adsorbée. La combinaison de ces deux techniques a mis en évidence que l’adsorption de vésicules sur la surface était possible
Chemical flooding, which is one method used in Enhanced Oil Recovery (EOR), consists in injecting a surfactant formulation in order to mobilize oil trapped in the reservoir rock. Anionic surfactants such as sulfonate surfactants are generally used as they provide the best performances in terms of oil recovery. However, surfactants loss due to adsorption onto reservoir rock surface has a significant negative economic impact for EOR processes. The aim of this study is to characterize the anionic surfactant layer adsorbed on silica at room temperature. As model surfactant, we used AOT (sodium bis(2-ethylhexyl)sulfosuccinate)) in brine 1.5wt% NaCl. Silica has been chosen to mimic the reservoir rock. AOT aggregates in brine solution have been characterized at different length scales by cryo-TEM and the combination of three scattering techniques (SAXS, MALS, DLS). Results show a polydisperse vesicle size distribution mainly composed of small vesicles (14 nm diameter). The characterization of the adsorbed layer has been done by means of a Quartz Crystal Microbalance with Dissipation Monitoring (QCM-D) and neutron reflectivity. QCM-D follows temporal variations of the resonant frequency (Δf) of a quartz crystal and its dissipation. Results show large frequency and dissipation shifts. We assumed the formation of a thin inhomogeneous layer mainly composed of surfactant vesicles with QCM-D. Neutron reflectivity experiments allowed the determination of the thickness, structure and composition of the adsorbed layer. Combining both techniques gave evidence of vesicle adsorption even during unfavorable conditions

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Auzias, Vincent. "Contribution à la caractérisation tectonique des réservoirs fracturés : modélisation photoélasticimétrique des perturbations de contrainte au voisinage des failles et de la fracturation associée, application pétrolière : mécanismes de développement en 3D des diaclases dans un analogue de réservoir, le Dévonien tabulaire du Caithness (Ecosse)." Montpellier 2, 1995. http://www.theses.fr/1995MON20146.

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Farah, Nicolas. "Flow Modelling in Low Permeability Unconventional Reservoirs." Electronic Thesis or Diss., Paris 6, 2016. http://www.theses.fr/2016PA066503.

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Abstract:

Les réservoirs non-conventionnels présentent un milieu fracturé à multi-échelles, y compris des fractures stimulées et des fractures naturelles, augmentant l'hétérogénéité et la complexité de la simulation de réservoir. Ce travail propose un modèle unique et simple tout en tenant compte des paramètres clés d'un réservoir, tels que l'orientation des fractures, l'anisotropie et la faible perméabilité du réservoir. L'échange matrice-fracture n'est pas correctement modélisé en utilisation les modèles Discrete Fracture Model (DFM) standards en raison de la très faible perméabilité. Dans ce travail nous proposons l'extension de la méthode MINC (Multiple interagissant Continua) aux modèles DFM afin d'améliorer l'échange matrice-fracture. Notre DFM basé sur la méthode MINC, est un modèle triple porosité où les fractures de très grandes conductivités sont explicitement discrétisées et le reste est homogénéisé. Autrement aux modèles standards et afin d'améliorer l'échange de flux entre la matrice et la fracture, une maille matrice est subdivisé selon une fonction de proximité en tenant compte de la distribution des fractures. Notamment, notre approche est particulièrement utile pour les simulations multiphasique avec un changement de phase dans l'échange matrice/fracture, qui ne peut pas être simulé avec une approche standard. Enfin, nous avons appliqué notre approche pour un cas DFN synthétique dans un réservoir de gaz à condensat et un réservoir tight-oil. Un bon accord a été observé en comparant nos résultats à des solutions de référence obtenues avec des maillages très fins
Unconventional low permeability reservoirs present a multi-scale fractured media, including stimulated fractures and natural fractures of various sizes, increasing the heterogeneity and the complexity of the reservoir simulation. This work proposes a methodology to address this challenge, taking into account reservoir key parameters such as fractures locations, orientation, anisotropy and low permeability matrix in a unique model as simple as possible. Using standard Discrete Fracture Models (DFMs), the matrix-fracture interaction is not properly handled due to the large grid cells and very low matrix permeability. In this work, we extended the MINC (Multiple INteracting Continua) method to the DFM in order to improve the matrix-fracture flow exchange. Our DFM based on a MINC proximity function is computed by taking into account all discrete fractures, within a triple-porosity model where the propped fractures are explicitly discretized and other fractures are homogenized. In order to improve the flow exchange between the matrix and fracture media, the matrix grid cell is subdivided according to the MINC proximity function based on the distance to all discrete fractures, by using randomly sampled points. Our approach is particularly useful for multi-phase flow simulations in matrix-fracture interaction with phase change, which cannot be handled by a standard approach. Finally, we applied our technique to synthetic DFM case in a retrograde gas and a tight-oil reservoirs. A good agreement is observed by comparing our results to a reference solution where very fine grid cells were used

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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.

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Abstract:

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.

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Alkhaddour, Ghada. "Caractérisation diagraphique des réservoirs pétroliers potentiels du Jurassique moyen de l'Est du Bassin de Paris." Nancy 1, 1989. http://www.theses.fr/1989NAN10002.

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Abstract:

À partir des données de 70 forages ayant traversé le dogger calcaire de l'est du bassin de Paris, on établit les caractéristiques diagraphiques des différentes formations rencontrées ainsi que leur évolution spatiotemporelle. L'étude des gradients diagraphiques dus aux changements lithologiques permet de mettre en évidence une organisation en mégaséquences ainsi que d'approcher les mécanismes de dépôts par corrélation des données, on peut reconstituer la géométrie des corps sédimentaires rencontrés dans l'intervalle étudié, l'évolution verticale et horizontale de ceux-ci ainsi que les différentes discontinuités les délimitant. Deux formations voisines sont reconnues comme réservoirs potentiels éventuellement interconnectés l'oolite blanche et la dalle nacrée

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Saliba, Carlos Alberto Mattos. "Evolution de la mouillabilite en fonction de l'adsorption du petrole et de ses fractions approche par la methode des angles de contact dynamiques." Paris 6, 1996. http://www.theses.fr/1996PA066282.

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Abstract:

La mouillabilite d'un reservoir est tres importante pour la recuperation du petrole lors de la mise en exploitation par injection d'eau ou par d'autres procedes. Elle est un parametre-cle pour controler la distribution des fluides dans le milieu poreux et le flux multiphasique. Neanmoins, la mouillabilite a l'eau d'un reservoir peut etre alteree du fait de l'adsorption de tensioactifs naturels (asphaltenes et resines) presents dans le petrole. Cette adsorption peut reduire la recuperation du petrole. Dans ce travail, nous avons etudie l'influence de l'adsorption de molecules modeles (pyridine et benzoquinoleine), de l'huile brute et de ses fractions lourdes (resines et asphaltenes) sur le changement de mouillabilite de surfaces mouillables a l'eau (verre et quartz). La technique de wilhelmy permet de quantifier la preference de la surface pour l'eau ou pour l'huile brute. Les resultats montrent qu'en conditions ambiantes l'adsorption depend de la concentration, du temps d'interaction adsorbant/adsorbat, du ph, du type de solvant, de l'etat cristallin du substrat, de la concentration en sel et de la nature de la phase liquide environnante (aqueuse ou huile). Par contre, la presence d'un film d'eau sur la surface solide n'a pas une influence significative sur ce phenomene

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Walter, Bastien. "Réservoirs de socle en contexte extensif : genèse, géométries et circulations de fluides : exemples du rift intracontinental du lac Albert (Ouganda) et de la marge proximale d'Ifni (Maroc)." Thesis, Université de Lorraine, 2016. http://www.theses.fr/2016LORR0201/document.

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Abstract:

Cette étude vise à caractériser selon une approche multi-échelles et multi-techniques les propriétés structurales et pétrophysiques de deux analogues de surface de réservoirs de socle développés en contexte extensif. Cette démarche permet de proposer un modèle conceptuel de réservoir de socle à hydrocarbures pour chacun de ces systèmes étudiés. Ces modèles contribuent à améliorer la compréhension de ces systèmes pétroliers, depuis la zone de maturation jusqu’aux zones de stockage dans le socle. Cette étude représente une base pour les guides de prospection de ces réservoirs à hydrocarbures. Ce travail met en avant la distribution multi-échelles sur plus de dix ordres de grandeur de l’ensemble des éléments qui composent le réservoir, depuis l’échelle pluri- kilométrique des structures tectoniques majeures jusqu’à l’échelle infra-millimétrique de la microporosité secondaire des zones fracturées et altérées. L’étude de ces analogues met en évidence la nécessité pour ces réservoirs d’être affectés par plusieurs familles directionnelles de failles et fractures, fortement connectées. Les zones de failles majeures compartimentent le réservoir en délimitant un ensemble de blocs structuraux. Leurs intersections représentent des zones de drainage entre et au sein même de ces blocs structuraux. Les zones favorables de stockage correspondent aux zones endommagées des zones de failles, ainsi qu’aux niveaux altérés au toit du socle, développés par altération supergène lors de phases d’exhumation anté-rift. Les caractéristiques des réservoirs de socle résultent finalement de la longue évolution géodynamique de ce type de formations jusqu’à la phase de rifting et d’enfouissement du réservoir
This work aims to characterize with a multi-scale and multi-method approach the effects of both brittle deformation and weathering processes on the structural and petrophysical properties of two surface analogue case studies developed in extensive setting. This approach allows us to build a conceptual hydrocarbon basement reservoir model for both studied systems. These geological models enhance the understanding of those non-conventional petroleum systems from the maturation zone to storage in the basement. Moreover, this study can also provide information for exploration guides for those hydrocarbon reservoirs. This study points out the multi-scale distribution of all the features constituting the reservoir, over ten orders of magnitude from the pluri-kilometric scale of the major tectonics structures to the infra-millimetric scale of the secondary micro-porosity of fractured and weathered basements units. Major fault zones allow the “compartmentalization” of the reservoir by dividing it into several structural blocks. The analysis of these fault zones highlights the necessity for the basement reservoirs to be characterized by a highly connected fault and fracture system, where structure intersections represent the main fluid drainage areas between and within the reservoir’s structural blocks. The suitable fluid storage areas in these reservoirs correspond to the damage zone of the fault structures developed during the tectonic evolution of the basement and the weathered units of the basement roof developed during pre-rift exhumation phases. This study highlights therefore that basement reservoir properties are the result of the long geodynamic evolution of these rocks

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Bernachot, Isabelle. "Utilisation des isotopes stables du chlore pour le traçage des processus générés par l'injection de CO2 au sein d'un réservoir géologique." Thesis, Sorbonne Paris Cité, 2017. http://www.theses.fr/2017USPCC016/document.

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Abstract:

L’injection de CO2 dans un réservoir géologique n’a rien d’un processus anodin : les impacts sur la roche hôte peuvent menacer l’intégrité du stockage suite à des modifications des propriétés pétrophysiques. Nous proposons ainsi d’envisager l’utilisation des isotopes stables du chlore comme indicateurs des processus physicochimiques générés par une injection de CO2. L’ion chlorure Cl- est en effet un élément conservatif et ubiquiste dans les eaux des réservoirs, et le rapport δ37Cl est connu pour être modifié par divers processus (diffusion, filtration ionique, précipitation de sel, changements de phase). La méthodologie adoptée a consisté à investiguer les effets de ces différents processus sur le signal isotopique du Cl en conditions P-T d’un réservoir de stockage. Des expériences en autoclaves ont montré que le Cl était solubilisé dans le CO2sc, mais en quantités suffisamment faibles pour ne pas impacter le signal isotopique dans les saumures si fractionnement isotopique il y a. Des expériences de migration d’une saumure réactive par advection (banc de percolation ICARE1, Université de Montpellier) et par diffusion (cellule développée à IFPEN) ont également été réalisées. Aucune évolution de δ37Cl n’a été mesurée au cours de la percolation (transport advectif conservatif) et les effets de la diffusion restent à évaluer et à mettre en relation avec les évolutions de porosité et perméabilité des roches. Les expériences de séchage et de précipitation de sel en milieu poreux ont montré que les concentrations en Cl et les valeurs de δ37Cl permettaient de caractériser les processus de transport en jeu. Ces résultats expérimentaux ont permis d’identifier des processus capables de modifier les abondances isotopiques de Cl et indiquent l’intérêt des isotopes pour le monitoring de site de stockage de CO2
CO2 injection in a reservoir leads to physicochemical processes which can have harmful consequences on the reservoir integrity due to porosity and permeability alteration. In this work, we propose to test the possibility that stable chlorine isotopes could be used as a geochemical tool to assess these effects. Indeed, chloride is a conservative and a major component of reservoir brines, and it is already known that several processes can modify the ratio of its two stable isotopes δ37Cl (diffusion, ionic filtration, salt precipitation or phase change). To test this possibility, several types of experiments were performed to investigate the effects generated by a CO2 injection on Cl-isotopes. Autoclave experiments have shown that Cl can be solubilized in CO2SC, but the amounts would be too low to modify the isotopic signal of brines in case of any fractionation process. Reactive brine migration experiments by advection (ICARE1 percolation apparatus in Montpellier University) and diffusion (diffusion cell developed at IFPEN) were also conducted. No δ37Cl was observed during percolation (conservative advective transport) and the effects of diffusion remain to be investigated with regard to the evolution of rock porosity and permeability. Drying and salt precipitation experiments on porous media have shown that Cl concentrations and δ37Cl values can give information about transport processes during water evaporation. These experimental results allowed us to identify the processes capable of modifying the δ37Cl signal, and that Cl-isotopes can be of use for the monitoring of CO2 storage site

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Jorand, Cédric. "Modélisation expérimentale de la fracturation d'un milieu sédimentaire." Phd thesis, Université de Nice Sophia-Antipolis, 2007. http://tel.archives-ouvertes.fr/tel-00153613.

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Abstract:

La modélisation de la déformation, de la rupture et de la fracturation des milieux rocheux représente un enjeu majeur dans de nombreux domaines scientifiques et pratiques, notamment pour l'exploitation des réservoirs fracturés. Cependant, cette modélisation se heurte à la mauvaise connaissance des lois constitutives, ce qui rend particulièrement importantes les approches expérimentales et en particulier la modélisation physique, qui est au coeur de ce travail.
Nous avons développé une technique originale d'une telle modélisation, basée sur un nouveau matériau Crack1 à l'échelle physique par rapport à une roche réservoir typique: le calcaire. Un programme étendu d'expérimentation avec les modèles de Crack1 a été réalisé avec un dispositif de chargement poly-tridimensionnel. Ce dispositif combine à la fois la simplicité et l'efficacité des solutions réalisées pour la réduction et l'élimination complète de la friction aux bords des modèles. Les résultats principaux peuvent être résumés de la façon suivante:
1.Des réseaux de diaclases ont été reproduits pour la première fois dans des conditions de chargement homogènes.
2.Les diaclases se forment, dans nos expériences, sous une compression triaxiale. Elles ne sont donc pas des fractures en Mode I.
3.Les figures fractographiques visibles sur les surfaces des diaclases naturelles et celles obtenues dans les modèles sont très similaires, ce qui suggère que la similarité physique est assurée pas seulement à macro-échelle, mais aussi à micro-échelle.
4.L'espacement S entre les diaclases ne dépend pas de l'épaisseur du modèle , contrairement au concept de « saturation » largement adopté dans la littérature et les modèles de réservoirs. Il a été démontré que S est contrôlé par l'état des contraintes imposé et la déformation accumulée du modèle.
5.Nous avons pu également reproduire dans des modèles les couloirs fracturés dont la formation est contrôlée par la rigidité des contacts aux limites de l'unité mécanique affectée par la fracturation.
6.L'augmentation de la pression moyenne appliquée au modèle résulte en un changement du style de la fracturation, qui évolue de manière continue des diaclases vers des fractures «obliques » conjuguées.
7.L'analyse des conditions de cette transition à partir de la théorie de la bifurcation de la déformation montre qu'elle est associée à la réduction du facteur de dilatance β de Crack1 avec l'augmentation de la pression p (ce type de dépendance β (p) est également connu pour les roches réelles).
Les résultats obtenus confirment donc que les lois constitutives contrôlent directement la fracturation. Des études expérimentales plus larges doivent désormais être menées pour contraindre ces lois dans toute leur complexité et avec une précision nécessaire.

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Navelot, Vivien. "Caractérisations structurale et pétrophysique d'un système géothermique en contexte volcanique d'arc de subduction : exemple de l’archipel de Guadeloupe." Electronic Thesis or Diss., Université de Lorraine, 2018. http://www.theses.fr/2018LORR0339.

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Abstract:

La zone de Vieux-Habitants rassemble les indices permettant de supposer la présence d’un système hydrothermal de haute température. Les données géophysiques acquises pour la prospection de ce système ne suffisent pas à sa compréhension qui nécessite l’analyse d’analogues. Pour proposer un modèle de système géothermique de cette zone, une analyse multiscalaire de la déformation fragile et une caractérisation des propriétés pétrophysiques des formations volcaniques ont été ménées sur trois paléo systèmes. L’analyse des populations de fractures montre que leur organisation n’est pas régie par une seule loi mathématique. Les faciès volcano-sédimentaires sont peu déformés ou de manière très localisée contrairement aux laves dont les densités de fracturation sont fortes. L’analyse de la distribution des faciès hydrothermalisés par rapport à ces structures indique qu’à l’échelle kilométrique, certaines intersections de failles contrôlent le drainage des fluides et localisent les zones d’altération hydrothermale prononcée. Les faciès sont divisés en grands groupes en fonction de leur nature et de leur degré d’altération. Ils montrent une grande variabilité des propriétés pétrophysiques. A l’état sain, les laves d’une part et les faciès pyroclastiques et de coulées de débris d’autre part, constituent deux groupes bien distincts. L’altération hydrothermale induit une restructuration totale du squelette matriciel et du réseau poreux. Elle permet une forte atténuation du signal magnétique et le développement d’un groupe ayant des propriétés réservoirs intermédiaires en diminuant les propriétés réservoirs des dépôts volcano-sédimentaires et en améliorant celles des laves. Le modèle de réservoir ainsi disponible conjugue des éléments structuraux et des hétérogénéités lithologiques permettant le transfert rapide des fluides, alors que les propriétés matricielles d’origines primaire et secondaire vont plutôt contrôler les propriétés de stockage de fluide et de chaleur
The Vieux-Habitants area gathers indicators allowing to suppose a high-temperature hydrothermal system. The interpretation of geophysical data acquired for the exploration of this system requires the analysis of analogues. Several hydrothermal paleo-systems were studied in order to propose a conceptual model of a geothermal system for the Vieux-Habitants area. Studies of these analogues are based on a multi-scale study of the brittle deformation and a petrophysical characterization of the different volcanic rocks. The organization of fractures indicates the occurrence of a characteristic scale for each level of observation. Volcano-sedimentary units are far less deformed compared to highly fractured lavas. The brittle deformation in volcano-sedimentary deposits is highly localized in fractured corridors. Some fault intersections control major fluid flow at the kilometer scale. Moreover, the most hydrothermalized rocks are localized in the vicinity of these intersections. Volcanic rocks are divided according to their mechanism of formation (lava, debris flow…) and their degree of alteration. They exhibit strong heterogeneities of petrophysical properties. Fresh rocks are separated in two distinct groups, on one side lavas and on the other side debris flows and pyroclastic deposits. Hydrothermal alteration produces mineralogical replacements involving a complete reorganization of both the matrix skeleton and the pore network. It is marked by a removal of magnetic signal, an increase of porosity and permeability in lavas and a decrease of these properties in debris flows and pyroclastic deposits. Therefore, hydrothermalized rocks form a group with intermediate reservoir properties between the two groups of fresh rocks. The reservoir model combines both structural components and lithological heterogeneities that allow an efficient fluid transfer, whereas the matrix properties of primary and secondary origins will rather control the fluid and heat storage properties

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Masri, Moustafa. "Étude expérimentale et modélisation numérique du comportement thermomécanique à haute température de l’argilite de Tournemire." Thesis, Lille 1, 2010. http://www.theses.fr/2010LIL10079/document.

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Abstract:

Dans ce travail de recherche, on aborde une étude expérimentale et numérique du comportement mécanique des roches argileuses soumis à des chargements mécaniques et à des sollicitations thermiques. L’esprit de cette étude provient de la pratique de l’exploitation des huiles lourdes avec la technique d’injection de vapeur à haute température où les roches de réservoir sont soumises à des sollicitations thermiques et hydromécaniques couplées. L’enjeu est d’étudier le comportement hydromécanique de ces matériaux soumis à des variations importantes de température afin d’évaluer la stabilité mécanique des réservoirs. L’étude expérimentale contient des modifications d'une cellule triaxiale autonome et auto compensé à haute température (250 C°) ainsi que le système de pilotage, le système de mesure et d’étalonnage de déformations. Ces modifications sont importantes pour effectuer des tests hydrostatiques, uniaxiaux et triaxiaux servaient à obtenir une base des données expérimentales, cette base caractérise l’effet thermique sur le comportement mécanique des roches argileuse.Le cadre général de la modélisation est d’abord proposé pour décrire le comportement mécanique d’argilite dans le cas isotrope. Après une analyse détaillée des données expérimentales, un modèle spécifique élastoplastique couplé à l’endommagement est élaboré pour décrire le comportement mécanique. Ensuite l’effet de la température est pris en compte. Les comparaisons entre les simulations numériques et les données expérimentales ont montré la capacité du modèle proposé pour la description du couplage hydromécanique et thermique. Afin de décrire le comportement des roches anisotrope, nous avons proposé une extension du modèle en y introduisant une formulation de tenseur de fabrique Cette formulation est exprimée en termes d'invariants couplé aux tenseurs de contraintes et d’orientation de chargement. Des essais en laboratoire sous différents chemins de sollicitations ont été modélisés, le modèle proposé semble décrire correctement les principales réponses mécaniques des matériaux
We proposed, in this work, an experimental and numerical study of mechanical behavior of shale rocks subjected to mechanical and thermal loads.In the petroleum industry, during the production of heavy oil with the technique of steam water injection at high temperature, the cap rocks are subjected to coupled thermal and hydro-mechanical solicitations. The challenge is to study the hydro-mechanical behavior of these materials subject to large variations in temperature in order to assess the mechanical stability of the reservoir. The experimental study includes the modifications in a triaxial cell in ordre to support a high temperature (250° C). These modifications are very important for hydrostatic, uniaxial and triaxial tests, all these tests are used to obtain an experimental data base characterizing the thermal effect on the mechanical behavior of shale rocks.The modeling framework is proposed at first to describe the mechanical behavior of shale rock in isotropic case. After a detailed analysis of experimental data obtained in the experimental section, a specific coupled elastoplastic-damage model has been developed to describe the mechanical behavior of these shale materials. The effect of temperature is taken into account and a comparison between numerical simulations and experimental data have shown the ability of the proposed model for the description of thermo mechanical coupling. To describe the behavior of anisotropic rocks, we have proposed an extension of the fabric tensor model to present the initial anisotropy of shale rock. This formulation is expressed in terms of invariant stress tensor coupled with loading orientation. Laboratory tests under different stress paths were modeled, the proposed model seems able to describe correctly the main mechanical responses of shale materials

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Hassouta, 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.

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Abstract:

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

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Enciso, 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.

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Abstract:

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. [...]

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Barbier, Mickael. "Hétérogénéités multi-échelles sédimento-diagénétiques et structurales de la Formation Carbonatée Madison (Mississippien, Wyoming, USA) : implications réservoirs." Thesis, Aix-Marseille, 2012. http://www.theses.fr/2012AIXM4712/document.

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Abstract:

L'étude a pour but de caractériser les facteurs de contrôles de la distribution des propriétés pétrophysiques et mécaniques dans les réservoirs carbonatés. Pour y répondre, il a été entrepris une démarche intégrant des analyses sédimento-diagénétiques (sédimentologiques, pétrographiques, géochimiques…) et de la fracturation (stratigraphie mécanique et stratigraphie de fracture, hiérarchisation, chronologie…). L'acquisition des données a été réalisée sur un analogue de terrain d'un réservoir carbonaté fracturé : la Formation Madison, d'âge Carbonifère inférieur (357-340 Ma), affleurant dans le Bassin de Bighorn (Wyoming, USA) et qui est aussi un réservoir exploité en subsurface. Cette acquisition a été réalisée dans cinq sites : Wind River Canyon, Shell Canyon, Sheep Mountain, Shoshone Canyon, et Clark's Fork Canyon (selon une polarité paléogéographique proximale - distale).Dans le Wyoming (USA), la Formation Madison est une série carbonatée, atteignant une épaisseur de 340 m, formée de sept séquences de dépôt basse fréquence (SBF). Les deux premières (SBF1 et 2) se sont formées sur une rampe qui, en conséquence de progradations extensives, s'est aplanie progressivement pour former une plate-forme sur laquelle se sont déposées les cinq autres séquences (SBF3 à 7). SBF1 à 3, d'âge Kinderhookien à Osagéen inférieur, se sont formées sous climat aride à la faveur d'une subsidence tectonique générale compensant les chutes eustatiques épisodiques. Les cortèges de rétrogradation se caractérisent par le développement étendu des milieux inter- à supratidaux et des processus de précipitation d'évaporites et dolomitisation
The purpose of this study is to characterize factors controlling the distribution of the petrophysical and mechanical properties in carbonate reservoirs. To do so, a pluridisciplinary approach integrating sedimento-diagenetic and fracturing analyses on a carbonate reservoir analogue: he Madison Formation, (Lower Carboniferous, 357-340 My), outcropping in the Bighorn Basin (Wyoming, USA) and that is also a subsurface reservoir.The Madison Formation is a 340 m thick carbonate series composed of seven low frequency depositional sequences (LFS). The first two (LFS 1 and 2) formed on a prograding ramp passing upward into a vast platform on which the other five LFS deposited (LFS3 à 7). LFS 1 to 3 (Kinderhookian to lower Osagean) deposited under arid conditions during general subsidence that balanced eustatic falls. Retrograding system tracts are characterized by the development of supratidal to intertidal environment dominated by evaporite precipitations and carbonate dolomitization. Prograding system tracts are mainly mainly by early-lithified grainstones. LFS 4 to 7 (Osagean) deposited under humid conditions (glacial conditions in high-latitudes) that contributed to a decrease in evaporite precipitations and carbonate dolomitization but that involved karstifications on tops of LFS 4 to 7 during uplift episodes and eustatic falls

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Farah, Nicolas. "Flow Modelling in Low Permeability Unconventional Reservoirs." Thesis, Paris 6, 2016. http://www.theses.fr/2016PA066503/document.

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Abstract:

Les réservoirs non-conventionnels présentent un milieu fracturé à multi-échelles, y compris des fractures stimulées et des fractures naturelles, augmentant l'hétérogénéité et la complexité de la simulation de réservoir. Ce travail propose un modèle unique et simple tout en tenant compte des paramètres clés d'un réservoir, tels que l'orientation des fractures, l'anisotropie et la faible perméabilité du réservoir. L'échange matrice-fracture n'est pas correctement modélisé en utilisation les modèles Discrete Fracture Model (DFM) standards en raison de la très faible perméabilité. Dans ce travail nous proposons l'extension de la méthode MINC (Multiple interagissant Continua) aux modèles DFM afin d'améliorer l'échange matrice-fracture. Notre DFM basé sur la méthode MINC, est un modèle triple porosité où les fractures de très grandes conductivités sont explicitement discrétisées et le reste est homogénéisé. Autrement aux modèles standards et afin d'améliorer l'échange de flux entre la matrice et la fracture, une maille matrice est subdivisé selon une fonction de proximité en tenant compte de la distribution des fractures. Notamment, notre approche est particulièrement utile pour les simulations multiphasique avec un changement de phase dans l'échange matrice/fracture, qui ne peut pas être simulé avec une approche standard. Enfin, nous avons appliqué notre approche pour un cas DFN synthétique dans un réservoir de gaz à condensat et un réservoir tight-oil. Un bon accord a été observé en comparant nos résultats à des solutions de référence obtenues avec des maillages très fins
Unconventional low permeability reservoirs present a multi-scale fractured media, including stimulated fractures and natural fractures of various sizes, increasing the heterogeneity and the complexity of the reservoir simulation. This work proposes a methodology to address this challenge, taking into account reservoir key parameters such as fractures locations, orientation, anisotropy and low permeability matrix in a unique model as simple as possible. Using standard Discrete Fracture Models (DFMs), the matrix-fracture interaction is not properly handled due to the large grid cells and very low matrix permeability. In this work, we extended the MINC (Multiple INteracting Continua) method to the DFM in order to improve the matrix-fracture flow exchange. Our DFM based on a MINC proximity function is computed by taking into account all discrete fractures, within a triple-porosity model where the propped fractures are explicitly discretized and other fractures are homogenized. In order to improve the flow exchange between the matrix and fracture media, the matrix grid cell is subdivided according to the MINC proximity function based on the distance to all discrete fractures, by using randomly sampled points. Our approach is particularly useful for multi-phase flow simulations in matrix-fracture interaction with phase change, which cannot be handled by a standard approach. Finally, we applied our technique to synthetic DFM case in a retrograde gas and a tight-oil reservoirs. A good agreement is observed by comparing our results to a reference solution where very fine grid cells were used

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Dang, Hong Lam. "Modélisation du comportement hydromécanique des réservoirs fracturés à double porosité et double perméabilité." Thesis, Orléans, 2018. http://www.theses.fr/2018ORLE2001/document.

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Abstract:

La modélisation des massifs rocheux fracturés est un problèmes important dans de nombreux secteurs industriels, y compris, mais sans s'y limiter à l'exploitation pétrolière et gazière. Dans la littérature, les roches fracturées sont reconnues comme des milieux à double porosité et double perméabilité dans lesquels le réseau de fractures fournit la perméabilité primaire et la matrice rocheuse la perméabilité secondaire. L'idée de la dissociation de l'écoulement à l'intérieur du réseau de fractures et de la matrice,la double perméabilité, est toujours contestée pour les réservoirs fracturés. De nombreuses contributions sur cette question ont été présentées dans la littérature et les méthodes utilisées pourraient être classées dans deux approches principales : approches continues et discontinues. Chaque approche a ses avantages et ses limites. Pour surmonter les limites en gardant les avantages de ces deux approches, une approche nommée Embedded Fracture Continumm Approach (EFCA) qui emprunte le concept du modèle continu et intègre également l'effet des fractures explicites est considérée dans cette thèse. L'idée principale de cette approche repose sur le concept de la « cellule fracturée » représentant un milieu poreux qui a ses propres propriétés calculées à partir des propriétés de la matrice poreuse et des fractures qui la traversent. Le code de calcul développé dans le cadre de ce travail est basé sur la bibliothèque source DEAL.II. L'exactitude de l'EFCA a été étudiée à travers de différents tests. Plusieurs applications traitées dans ce travail comme la détermination des propriétés hydro-mécaniques effectives d'un site réel, estimation de la production de puits dans laquelle les fractures sont modélisées explicitement, démontrent la performance de l'EFCA dans la modélisation des roches fracturées ainsi que l'effet de la double porosité et de la double perméabilité aux comportements des réservoirs fracturés
Fractured rock masses modeling is a challenge issue in many field of industry including but not limited to oiland gas exploitation. In the literature, fractured rock masse are in many cases recognized as double permeability medium in which fracture network provides the primary permeability and rock matrix plays asthe second one. The idea of dissociation of flow inside the fracture network and the matrix, the double permeability, is still challenged for fractured reservoirs. Numerous contributions on this issue have been presented in the past could be cast in two main approaches: continuum media approach and discontinuous approach. Each approach has its advantages and limitations. To overcome the limitation and to take advantage of these two approaches, the Embedded Fractured Continuum Approach (EFCA) which borrows the concept of continuum models and also incorporates the effect of explicit fractures is considered in this thesis. The principal idea of this approach lies on the concept of fracture cell representing a porous medium that has their own properties calculated from the properties of porous matrix and fractures intersecting it.The development in this work was conducted by using the library source code DEAL.II. The accuracy of EFCA was investigated through different verifications. Through some applications: determination of effective hydro-mechanical properties of an actual site, estimation of well production in which necessary fractures are modeled explicitly, we demonstrate the performance of the EFCA in the modeling fracture drock masses as well as the effect of double porosity and double permeability on behaviours of fractured reservoirs

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Doan, Dinh Hong. "Impact de la température sur les propriétés mécaniques et acoustiques des roches concernées par la production en SAGD, lors de l'injection de vapeur dans les réservoirs d'huile lourde." Phd thesis, Université Paris-Est, 2011. http://pastel.archives-ouvertes.fr/pastel-00657493.

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Abstract:

L'injection de vapeur lors de la production des bruts lourds par SAGD soumet les roches réservoirs (sables bitumineux non consolidés ou faiblement consolidés) à une élévation de température (jusqu'à 280°C). L'apport de fluide chaud augmente la pression de pore, dilate le squelette rocheux et le fluide interstitiel, ce qui modifie le champ de contrainte in situ. Le travail de thèse, à forte connotation expérimentale, vise à contribuer à la caractérisation mécanique et acoustique des réservoirs bitumineux sous différentes conditions de température, de contrainte et de saturation. Les travaux ont été effectués sur des échantillons de sables bitumineux Canadiens, mais également sur un matériau modèle, un sable reconstitué artificiellement cimenté. Plusieurs techniques expérimentales ont été mises en œuvre pour caractériser les matériaux utilisés : tomographie RX, microtomographie RX, cryomicroscopie, RMN, etc. Des essais ont ensuite été effectués dans une cellule oedométrique, une cellule pétroacoustique et également dans une cellule triaxiale dite haute température qui a été développée dans le cadre de cette thèse.Les divers essais de chargement mécanique et thermique dans cette thèse ont permis d'enrichir les connaissances sur le comportement thermo-hydro-mécanique des sables bitumineux ainsi que celui des sables reconstitués. Les paramètres investigués ont été la dilatation thermique, la compressibilité sous chargement oedométrique et triaxial isotrope et la résistance au cisaillement. Les différentes mesures des propriétés acoustiques (vitesses Vp et Vs, atténuations et modules dynamiques) effectués sur les sables naturels et reconstitués ont montré l'importance des propriétés des fluides saturants, principalement de leur viscosité. Le bitume est un fluide viscoélastique avec une viscosité qui varie avec l'élévation de la température. Aux températures in situ, il se comporte comme un solide avec un module de cisaillement. L'approche théorique de Ciz et Shapiro (2007), permet de prendre en compte ce module de cisaillement du fluide visqueux et généralise l'équation de Biot Gassmann. Son utilisation a été validée sur nos essais. La modélisation prend en compte les aspect dispersifs et permet d'extrapoler aux fréquences sismiques des résultats acquis en laboratoire avec des fréquences ultrasonores. Les vitesses Vp et Vs diminuent avec le passage de la chambre de vapeur. Les variations sont faibles mais peuvent être identifiées par la sismique 4D

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Hubert, Gaëtan. "Réactivité expérimentale au CO2 de roches d'une couverture argileuse et d'un réservoir carbonaté du bassin de Paris." Phd thesis, Institut National Polytechnique de Lorraine - INPL, 2009. http://tel.archives-ouvertes.fr/tel-00390771.

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L'augmentation constante du dioxyde de carbone dans l'atmosphère est considérée comme étant la cause principale du réchauffement climatique actuel. La séquestration géologique du CO2 semble être une des meilleures solutions envisageable pour réduire les rejets des gaz à effet de serre (dont le CO2) dans l'atmosphère, seulement si l'intégrité de la couverture du réservoir est préservée sur des centaines ou des milliers d'années. Des simulations expérimentales en batch ont été réalisées afin d'observer la réactivité d'une roche de couverture argileuse et d'une roche réservoir carbonatée en présence de CO2 à 80°C et 150°C pour une pression de 150 bar avec une eau équilibrée. Le protocole analytique mis en place a permis de comparer les roches avant et après expérimentation concluant à une réactivité très faible, centrée sur l'aluminium au niveau des phyllosilicates. Les analyses texturales montrent que le CO2 n'a pas d'incidence sur les propriétés d'adsorption et sur la surface spécifique. L'étude des carbonates du réservoir par la microscopie confocale a permis de mettre en évidence des phénomènes de dissolution-précipitation qui n'ont cependant pas d'impact important sur la chimie et la structure du réservoir. Les simulations numériques réalisées sur des minéraux de référence comme la montmorillonite calcique ou le clinochlore montrent une réactivité importante en présence de CO2 non atteinte expérimentalement, certainement due à des lacunes dans les bases de données thermodynamiques ou à la cinétique des réactions. Les simulations sur Bure ne montrent pas de réactivité sur les minéraux majeurs de la marne argileuse confirmant les résultats obtenus en expérimentation batch.

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Tertois, Anne-Laure. "Création et modification de modèles géologiques par champs de potentiel. Application au modèle GeoChron." Thesis, Vandoeuvre-les-Nancy, INPL, 2007. http://www.theses.fr/2007INPL032N/document.

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Abstract:

La construction du réseau de failles d'un domaine géologique à l'aide d'un logiciel de géomodélisation peut être longue et fastidieuse pour des géométries et des contacts de failles complexes et peu marqués sur les données de subsurface. En utilisant une représentation implicite de ces surfaces de faille par des champs de potentiel calculés sur un maillage tétraédrique, le processus de création d'un modèle structural a été totalement automatisé. Les contacts de failles sont détectés et des surfaces avec une géométrie cohérente au niveau des contacts sont construites. Les champs de potentiel permettent la modification du réseau de failles tout en préservant la cohérence géologique du modèle. Une technique développée ici permet également de corriger la géométrie d'un maillage tétraédrique à proximité des failles. Ainsi, de nouvelles informations ou interprétations ou des perturbations représentant les incertitudes sur la position des failles sont intégrées au modèle géologique
One of the first steps when a geological study area is modelled in three-dimensional geomodelling software is to build the fault network. This can be tedious and time-consuming when fault geometry and branching are complex and difficult to locate from sub-surface data. The process of creating a three-dimensional structural model from various data types was entirely automated by using an implicit representation of fault surfaces by level sets computed on a tetrahedral mesh. Fault branching is detected automatically and surfaces with coherent contact geometry are built. Using level sets for fault surfaces also enables easy editing of the fault network while maintaining the geological consistency of the model. A further tetrahedral mesh editing technique was developed during this PhD in order to modify mesh geometry close to faults. New information or interpretations or perturbations which represent geometrical uncertainty on faults can thus be integrated to the geological model

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Oguadinma, Vivian Onyinyechukwu. "The submarine canyon heads of the Niger delta : structural controls, sedimentary infilling and Cenozoic evolution." Electronic Thesis or Diss., Université de Lille (2022-....), 2022. http://www.theses.fr/2022ULILR087.

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Abstract:

Les canyons sous-marins sont des corridors majeurs pour le transfert des sédiments des continents vers les bassins sous-marins profonds. Considérés comme des structures de transit scellées par des boues distales, les canyons ont peu fait l'objet de prospective en termes de géologie de réservoir. La source des sédiments, le moment des apports, les mécanismes de transport dans les canyons sous-marins diffèrent d'une marge à l'autre en fonction des contextes climatique et géodynamique, ce qui en fait un vaste champ d'étude. Ce travail présente les résultats d'une étude sismique 3D haute résolution d'un canyon du SE du delta du Niger, le canyon de Galabor. Le volume sismique étudié, calé au puits (gamma ray et calibration biostratigraphique), a été et exploré à travers (i) des coupes verticales réalisées le long et en travers des thalwegs du canyon et (ii) des cartes d'attributs sismique des horizons-clés. Après une revue bibliographique, deux articles soumis au BSGF sont présentés dans ce mémoire. Le premier article se concentre sur la géomorphologie sismique et les relations entre la déformation gravitaire (argilocinèse, failles de détachement) et la dynamique du canyon. Le confinement des écoulements turbiditiques dans des ensellements bordés par des reliefs diapiriques explique une grande partie du piégeage du sable dans le haut de pente. Les processus de chenal sont responsables du tri et de la concentration de sable dans des ceintures méandriformes qui débordent largement de l'incision initiale. Le deuxième article concerne la stratigraphie séquentielle. Deux séquences de dépôt de 100 000 ans sont identifiées, séparées par un horizon daté à 0,99 Ma. Dans chaque séquence, le sable n'est pas sourcé par une vallée incisée mais par l'érosion régressive sous-marine de deltas de bordure de plateforme. Le sable est en bypass dans le cortège de chute, dominé par des écoulements de débris boueux, et stocké dans le cortège de bas niveau. Le cortège transgressif, épais et formant une excellente couverture au-dessus du réservoir sableux, est dominé par une sédimentation fine hémipélagique et le cortège de haut niveau est absent. Des questions demeurent, comme celle du sourçage du sable et des transformations de l'écoulement entre les mécanismes gravitaires et tractifs
Submarine canyons are major corridors for transferring sediments from continents to deep submarine basins. Considered transit structures sealed by distal mud, canyons have little perspective in reservoir geology. The source of the sediments, the timing of inputs, and the transport mechanisms in submarine canyons differ from one margin to another depending on the climatic and geodynamic contexts, making it a vast field of study. This work presents the results of a high-resolution 3D seismic survey of a south-eastern submarine canyon in the Niger Delta, the Galabor Canyon. After a literature review, two articles submitted to BSGF are presented in this dissertation. The first article focuses on seismic geomorphology and the relationships between gravity deformation (shale ridges, detachment faults) and canyon dynamics. The seismic volume studied, wedged at the well (gamma ray and biostratigraphic calibration), was explored through (i) vertical sections along and across the thalwegs of the canyon and (ii) seismic attribute maps of key horizons. The confinement of turbiditic flows in intra slope basin bordered by shale ridges explains much of the trapping of sand at the upper slope. Channel processes are responsible for sorting and concentrating sand in meander belts that extend far beyond the initial incision. The second article concerns sequential stratigraphy. Two 100,000-year-old deposition sequences are identified, separated by a dated horizon of 0.99 Ma. In each sequence, the sand is not sourced by an incised valley but by the regressive submarine erosion of shelf-edge deltas. The sand is bypassed in the falling stage system tract, dominated by mass transport deposits, and preserved in the low stand system tract. The transgressive system tract, which is thick and forms an excellent seal above the sandy reservoir, is dominated by fine hemipelagic sedimentation and the high stand system tract is absent. Questions such as sediment source and flow transformations between gravity and tractive mechanisms remain unanswered

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Navelot, Vivien. "Caractérisations structurale et pétrophysique d'un système géothermique en contexte volcanique d'arc de subduction : exemple de l’archipel de Guadeloupe." Thesis, Université de Lorraine, 2018. http://www.theses.fr/2018LORR0339/document.

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Abstract:

La zone de Vieux-Habitants rassemble les indices permettant de supposer la présence d’un système hydrothermal de haute température. Les données géophysiques acquises pour la prospection de ce système ne suffisent pas à sa compréhension qui nécessite l’analyse d’analogues. Pour proposer un modèle de système géothermique de cette zone, une analyse multiscalaire de la déformation fragile et une caractérisation des propriétés pétrophysiques des formations volcaniques ont été ménées sur trois paléo systèmes. L’analyse des populations de fractures montre que leur organisation n’est pas régie par une seule loi mathématique. Les faciès volcano-sédimentaires sont peu déformés ou de manière très localisée contrairement aux laves dont les densités de fracturation sont fortes. L’analyse de la distribution des faciès hydrothermalisés par rapport à ces structures indique qu’à l’échelle kilométrique, certaines intersections de failles contrôlent le drainage des fluides et localisent les zones d’altération hydrothermale prononcée. Les faciès sont divisés en grands groupes en fonction de leur nature et de leur degré d’altération. Ils montrent une grande variabilité des propriétés pétrophysiques. A l’état sain, les laves d’une part et les faciès pyroclastiques et de coulées de débris d’autre part, constituent deux groupes bien distincts. L’altération hydrothermale induit une restructuration totale du squelette matriciel et du réseau poreux. Elle permet une forte atténuation du signal magnétique et le développement d’un groupe ayant des propriétés réservoirs intermédiaires en diminuant les propriétés réservoirs des dépôts volcano-sédimentaires et en améliorant celles des laves. Le modèle de réservoir ainsi disponible conjugue des éléments structuraux et des hétérogénéités lithologiques permettant le transfert rapide des fluides, alors que les propriétés matricielles d’origines primaire et secondaire vont plutôt contrôler les propriétés de stockage de fluide et de chaleur
The Vieux-Habitants area gathers indicators allowing to suppose a high-temperature hydrothermal system. The interpretation of geophysical data acquired for the exploration of this system requires the analysis of analogues. Several hydrothermal paleo-systems were studied in order to propose a conceptual model of a geothermal system for the Vieux-Habitants area. Studies of these analogues are based on a multi-scale study of the brittle deformation and a petrophysical characterization of the different volcanic rocks. The organization of fractures indicates the occurrence of a characteristic scale for each level of observation. Volcano-sedimentary units are far less deformed compared to highly fractured lavas. The brittle deformation in volcano-sedimentary deposits is highly localized in fractured corridors. Some fault intersections control major fluid flow at the kilometer scale. Moreover, the most hydrothermalized rocks are localized in the vicinity of these intersections. Volcanic rocks are divided according to their mechanism of formation (lava, debris flow…) and their degree of alteration. They exhibit strong heterogeneities of petrophysical properties. Fresh rocks are separated in two distinct groups, on one side lavas and on the other side debris flows and pyroclastic deposits. Hydrothermal alteration produces mineralogical replacements involving a complete reorganization of both the matrix skeleton and the pore network. It is marked by a removal of magnetic signal, an increase of porosity and permeability in lavas and a decrease of these properties in debris flows and pyroclastic deposits. Therefore, hydrothermalized rocks form a group with intermediate reservoir properties between the two groups of fresh rocks. The reservoir model combines both structural components and lithological heterogeneities that allow an efficient fluid transfer, whereas the matrix properties of primary and secondary origins will rather control the fluid and heat storage properties

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Fu, Xiaojian. "Coupure Hydraulique et Potentiel de Production en Gaz de Réservoirs de Grès « Tight » : Etude Expérimentale." Thesis, Ecole centrale de Lille, 2013. http://www.theses.fr/2013ECLI0021/document.

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Abstract:

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
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

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Wang, Yi. "Pétrophysique et micromécanique des grès "tight" en relation avec leur microstructure." Thesis, Ecole centrale de Lille, 2016. http://www.theses.fr/2016ECLI0017/document.

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Abstract:

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
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

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Ibrahim, Nidal. "Caractérisation des propriétés mécaniques des géomatériaux par technique de micro indentation." Thesis, Lille 1, 2008. http://www.theses.fr/2008LIL10048/document.

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Abstract:

La technologie de micro indentation est un des moyens de caractérisation (à partir de petits échantillons) qui s'est imposé ces derniers temps dans différents domaines (pharmaceutique, génie civil, industrie pétrolière etc.). Il répond à un certain nombre d'exigences en matière de solution au problème d'échantillonnage. Cette thèse est consacrée à la caractérisation des propriétés mécanique des géomatériaux, et spécialement pour les roches pétrolières comme l'argilite, le grès, la craie ... qui ont été utilisées pour les différentes études expérimentales menées au cours de la thèse. Après avoir présenté la méthode de dépouillement du test d'indentation pour un milieu isotrope, nous avons développé une méthode semi-analytique basée sur la fonction de Green pour caractériser le milieu isotrope transverse en déterminant les cinq paramètres élastique de ce milieu. L'influence des différentes sollicitations (mécaniques, thermiques, hydriques) sur les propriétés mécaniques des roches a été étudiée en utilisant la technologie de micro indentation avec la méthode de dépouillement isotrope transverse. Nous avons essayé de caractériser les paramètres de rupture (C et f) à l'aide du test d'indentation et d'un test de micro compression simple (MCS) effectué par la même machine d'indentation. Par l'essai d'indentation et une méthode d'analyse inverse, nous avons identifié les paramètres d'une loi de comportement élastoplastique (Drucker Prager). En l'absence d'une solution directe du problème d'indentation en régime plastique, nous avons eu recours à une modélisation numérique par un code de calcule élément finis (ABAQUS) pour déterminer la courbe d'indentation calculée. Cette détermination s'est révélée tout à fait probante et a été de plus validée par une simulation d'essais de compression triaxiale sur le même matériau
The technology of micro indentation is one of the techniques ofmateriaJ characterization (by using small specimens) in various fields (mechanical engineering, civil engineering, oil industry, and pharmaceutical industry). Its main advantage lies in a certain number of practical requirements as regards the solution to the problem of small specimens. The present study is devoted the characterization of the mechanical properties of geomaterials, especially rocks involved in petroleum engineering. After having presented the methodology of the indentation test for isotropic rocks, we developed a semi-analytical method based on the use of Green function to characterize transverse isotropic rocks (five elastic parameters of these rocks). The influence of the various loadings (mechanical, thermal, hydrous) on the rock mechanics properties was studied by using the technology of micro indentation and the methodology proposed for isotropic transverse were used. Moreover, we characterize the failure parameters (C and f) by a combined approach of the indentation test and a test of micro compression (MCS) carried out the indentation device. Finally, we use inverse analysis in order to identify the parameters of a Drucker Prager mode!. ln the absence of a direct solution of the problem of indentation (in plastic regime), we had recourse to a numerical modelling by a finite element code (ABAQUS) to determine the calculated curve of indentation. This determination appeared completely convincing and moreover was validated by a simulation of triaxial compression tests on the same material

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Mizyakin, Yuri. "Différents problèmes théoriques et appliqués de transport dissipatif en milieux poreux." Thesis, Vandoeuvre-les-Nancy, INPL, 2010. http://www.theses.fr/2010INPL040N/document.

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Abstract:

La thèse concerne trois problématiques indépendantes : le transport dissipatif dans des milieux hétérogènes; échange de masse entre un réservoir de gaz et aquifère ; ségrégation compositionnelle. Le point commun entre les problèmes traités sont les processus irréversibles de redistribution de la composition chimique. Le premier chapitre est consacré à la déduction, en accord avec les principes de la thermodynamique, d’un modèle généralisé de transport simultané de matière et de chaleur. Le chapitre 2 est consacré à l’étude de diffusion multi-compositionnelle dans un milieu hétérogène. Cette étude vise une application aux phénomènes de transport dans les réservoirs des hydrocarbures qui, d’une part, sont le siège de divers des processus de transport (plusieurs composants + chaleur) en interaction (processus croisés au sens d’Onsager) et, d’autre part, sont anisotropes pour les processus de transport étudiés. Le chapitre 3 est consacré à l’étude du processus de balayage d’un réservoir par une nappe aquifère. Le chapitre 4 est consacré au développement d’un code « éléments finis » conçu pour résoudre le même problème que dans le chapitre 3, mais dans une approche moins idéalisée. Le chapitre 5 est consacré à l’étude de la convection forcée dans un réservoir avec des champs de gravité et de température non colinéaires. Cette convection est une des composantes du processus de séparation thermo-gravitationnelle des espèces chimiques qui peut avoir lieu dans les réservoirs souterrains
The thesis concerns three independent subject areas: the dissipative transport in heterogeneous geological media; a transport problem in an underground gas reservoir; compositional segregation in reservoirs. The common point of all examined problems is the irreversible redistribution of chemical composition of a fluid in the reservoirs. The first chapter is devoted to development of a microscopic model of simultaneous mass and heat transfer in agreement with thermodynamic principles. The second chapter is dedicated to study of multi-component diffusion in a heterogeneous medium. This study aims an application to transport phenomena in hydrocarbon reservoirs characterized firstly by diversity of transported substances (several components + heat) and their interaction (in Onsager’s meaning) and secondly by anisotropy of medium where they take place. The third chapter is dedicated to analytical study of underground gas storage sweeping due to gas dissolution in aquifer. In the fourth chapter the same problem (gas sweeping) was studied numerically in a less idealized approach using finite element method. The fifth chapter is dedicated to study of forced convection taking place in the reservoirs where the temperature gradient and gravity force are not collinear. This convection represents an element of the thermo-gravitational component segregation employed in industry (thermo-gravitational columns) and can take place in underground reservoirs

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Jahrling, Nathalie. "Les couches limites convectives comme moteur de l'évolution des réservoirs magmatiques." Paris 7, 1997. http://www.theses.fr/1997PA077045.

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Abstract:

Nous étudions l'influence du refroidissement d'un réservoir magmatique à partir de la couche limite inférieure sur la différenciation chimique et minéralogique à grande échelle observée dans les grandes intrusions ultrabasiques. Notre approche est expérimentale et nous utilisons un système simple d'un point de vue chimique afin de quantifier l'importance de la convection solutale dans un mush sur l'évolution chimique du réservoir magmatique. La formation des cheminées par lesquelles le liquide résiduel du mush remonte pour se mélanger au réservoir de liquide au-dessus, est un moyen très efficace pour le mush de libérer son liquide résiduel. Nous montrons que pendant le régime cheminées, le nombre de nusselt solutal dépend de la dynamique des cheminées. Celles-ci arrivent à transférer tout le liquide résiduel généré dans le mush vers le réservoir sus-jacent sans que la perméabilité du mush joue un rôle. L'espacement moyen entre 2 cheminées vosines est déterminé par la dynamique de la couche thermique au-dessus du mush, ce qui montre l'importance du superheat dans le système. La moyenne locale de la composition du liquide et du solide dans le mush permet de quantifier l'intensité de la différenciation. On constate que pour une même valeur de température atteinte a différentes hauteurs dans le mush, cette variable est plus évoluée par rapport au liquide initial, pour des hauteurs intermédiaires dans le mush. Le complexe du stillwater montre une forte stratification chimique et minéralogique, comparables a d'autres complexes magmatiques. Nous montrons qu'à grande echelle, l'évolution chimique prédite par un mécanisme de convection solutale dans un système ferme, est qualitativement cohérente avec les données du stillwater, ce qui n'est pas le cas des précédents mécanismes de différenciation connus. La convection solutale initiée dans la couche limite inférieure est donc un mécanisme physique qui permet d'expliquer la différenciation à grande échelle des grandes intrusions magmatiques.

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El, Wafir Mohamed. "Approche thermodynamique des interactions entre les liquides et les solides modèles issus des roches réservoirs de pétrole." Montpellier 2, 1991. http://www.theses.fr/1991MON20062.

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Abstract:

Le but de ce travail est d'etudier les interactions entre les liquides (eau, solvants organiques) et les solides modeles representatifs des roches reservoirs de petrole (silicates et carbonates). La principale methode d'investigation est la microcalorimetrie d'immersion a laquelle il a ete associee des methodes classiques d'investigation de l'adsorption a l'interface solide-liquide. Avant d'aborder cette etude, les echantillons solides ont ete caracterises sur le plan textural par des techniques telles que la meb, la bet argon ou krypton, la diffraction rx. La methodologie experimentale et le formalisme thermodynamique permettant d'acceder a l'enthalpie d'immersion et a l'energie d'adhesion sont decrits dans ce travail. A partir des valeurs de ces grandeurs thermodynamiques il a ete montre que les carbonates et le quartz ont une forte interaction avec les liquides et en particulier avec l'eau. Les resultats des isothermes d'adsorption des molecules aromatiques en phase aqueuse ou alcane sur les mineraux revelent que ces molecules s'adsorbent plus sur les carbonates que sur les silicates. Les resultats d'adsorption en phase alcane montrent que la presence des molecules d'eau sur les solides joue un role d'ecran. En effet, on observe une absence des interactions directes entre les molecules de solute et les sites actifs de surface

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Lubrano, Lavadera Paul. "Traitement des données de sismique de puits acquises en 2007 sur le site de Soultz-sous-Forêts pour la caractérisation de la fracturation du réservoir géothermique." Phd thesis, Université de Strasbourg, 2013. http://tel.archives-ouvertes.fr/tel-01038001.

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Abstract:

Les données de VSP multi-source/multi-offset acquises en 2007 sur le site géothermique de Soultz-sous-Forêts sont traitées et analysées. Des géophones placés dans les puits GPK3 et GPK4 entre 3 et 5 km de profondeur ont enregistré les ondes sismiques émises par deux vibrateurs placés en 24 positions de tir réparties dans un rayon de 5 km autour des puits. Après corrélation des enregistrements avec la source associée à chaque vibrateur, les différentes composantes du champ d'onde sont séparées par filtrage en vitesse apparente. La comparaison des résultats obtenus par filtrage médian ou dans le domaine FK montre des signaux similaires. Un modèle de vitesse est établi pour pouvoir calculer les temps d'arrivée. Il comporte deux couches sédimentaires sur le socle granitique et des interfaces planes pentées. Le champ d'onde descendant de forte vitesse apparente est interprété comme des réflexions sur des structures subverticales autour des puits. Leur pendage, azimut et extension latérale sont déterminés en ajustant les temps de trajet observés et calculés par tracé de rayons 3D. Les structures à pendage vers l'ouest connues par les observations en forage et la microsismicité sont retrouvées. Une structure antithétique nouvelle est déterminée. Nos résultats permettent de compléter le modèle structural de la fracturation dans le réservoir géothermique.

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Macé, Laëtitia. "Caractérisation et modélisation numériques tridimensionnelles des réseaux de fractures naturelles : application au cas des réservoirs." Vandoeuvre-les-Nancy, INPL, 2006. http://docnum.univ-lorraine.fr/public/INPL/2006_MACE_L.pdf.

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Abstract:

Les fractures naturelles ont un impact considérable au sein d'un réservoir, que ce soit dans les domaines de l'ingénierie pétrolière et minière, ou de l'hydrogéologie. En effet, qu'elles soient conductrices ou barrières, elles contrôlent généralement les écoulements ainsi que les capacités de stockage des réservoirs. Ces travaux de thèse s'inscrivent au sein de la chaîne de modélisation numérique d'un réservoir naturellement fracturé, leurs objectifs étant de caractériser, puis de modéliser les fractures en trois dimensions. Les méthodologies proposées abordent successivement les premières étapes logiques de cette modélisation: 1. La caractérisation des fractures naturelles à partir de données structurales: les données tensorielles de déformation (résultant d'une modélisation génétique ou inverse) sont intégrées au sein d'une approche tridimensionnelle géomécanique et probabiliste afin de déterminer de nouveaux indicateurs structuraux de fracturation, notamment concernant son intensité et son orientation. La formulation mathématique adoptée prend également en compte les incertitudes sur les propriétés pétrophysiques des roches. 2. La modélisation numérique d'un réseau de fractures: une approche tridimensionnelle par réseau de fractures discrètes a été développée du fait de sa flexibilité et de son réalisme. Une simulation numérique stochastique offre la possibilité de modéliser tout type de réseau de fractures respectant des données de terrains et des contraintes géologiques prédéfinies (confinement aux couches, chronologie relative des fractures, etc. ). 3. L'analyse de la connectivité de réseaux de fractures discrètes: une structure de type graphe reflète les relations de connectivité entre les fractures discrètes d'un réseau en trois dimensions. Différentes méthodologies d'analyse qualitative et quantitative de cette connectivité sont ensuite exposées, leur but étant d'améliorer la compréhension de l'impact de la fracturation sur les écoulements fluides
Natural fractures have a dramatic impact on reservoirs either in fields such as mining and petroleum engineering or hydrogeology. Indeed, acting as conductors or barriers, they often control the flow and also the storage capacity in such reservoirs. The presented work is enclosed in the numerical modelling line of naturally fractured reservoirs, addressing the specific issues of characterizing and modelling fractures in three dimensions. The proposed approaches successively deal with the first logical stages of this modelling: 1. Natural fractures characterization from structural data: a geomechanical and probabilistic approach in three dimensions integrates tensorial strain data (obtained from forward or backward modelling techniques) in order to compute new structural drivers of fracturing intensity and orientation. The proposed mathematical framework also account for petrophysical rock property uncertainties. 2. Numerical fracture network modelling: a discrete fracture network modelling approach in three dimensions was developed because of its flexibility and its realism. A numerical stochastic simulation enables to model any kind of fracture network while honouring field data and predefined geological constraints (such as strata confinement, relative chronology between several fracture systems, etc. ). 3. Connectivity analysis of discrete fracture networks: a graph structure highlights the connectivity relationships between the discrete fractures of a three-dimensional network. Several connectivity analysis methods, qualitative and quantitative, are then outlined with an emphasis on their improvement on understanding of the fracturing impact on fluid flows

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Bazalgette, Loïc. "Relations plissement / fracturation multi échelle dans les multicouches sédimentaires du domaine élastique / fragile : accommodation discontinue de la courbure par la fracturation de petite échelle et par les articulations : Possibles implications dynamiques dans les écoulements des réservoirs." Montpellier 2, 2004. http://www.theses.fr/2004MON20142.

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Saillet, Élodie. "La localisation de la déformation dans les grès poreux : caractérisation d'un analogue de réservoir gréseux et faillé dans le Bassin du Sud-Est, Provence, France." Nice, 2009. http://www.theses.fr/2009NICE4094.

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Abstract:

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
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

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Schuite, Jonathan. "Apports des mesures de déformation de surface et de l'inclinométrie pour la caractérisation pluri-échelle des réservoirs géologiques fracturés." Thesis, Rennes 1, 2016. http://www.theses.fr/2016REN1S090/document.

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Abstract:

Les réservoirs géologiques fracturés ont une place importante parmi les défis environnementaux et économiques du 21e siècle. En effet, ils sont associés tantôt au stockage de fluides en profondeur comme les déchets nucléaires, tantôt à la production de ressources fondamentales pour nos sociétés comme l'énergie géothermique. Les écoulements préférentiels au sein des roches fracturées sont façonnés par des réseaux de fractures qui rendent le milieu très hétérogène et anisotrope, et dont la structure et les propriétés physiques sont difficiles à déterminer, car elles dépendent notamment de l'échelle d'investigation et de la connectivité des réseaux. Dans cette thèse, nous évaluons le potentiel informatif des méthodes de déformations de surface, en particulier l'inclinométrie, pour suivre et décrire les réservoirs fracturés à trois échelles importantes. Les inclinaisons de la surface du sol, ou tilt, sont en effet très sensibles aux flux souterrains et par conséquent à l'impact des structures conductrices principales. Dans un premier temps, nous développons la stratégie méthodologique visant à interpréter les signaux inclinométriques. A l'aide d'un modèle élastique et à travers une exploration systématique de l'espace des paramètres géométriques, nous avons observé que le tilt est principalement sensible au pendage et à l'extension en profondeur d'une fracture, mais que cette sensibilité dépend de l'endroit où sont placés les instruments en surface. Nous validons ensuite l'approche hydrogéodésique en couplant un suivi temporel fin des déformations à l'aide d'inclinomètres longue-base, et une cartographie bien distribuée des déplacements verticaux par nivellement optique, au cours d'une mise en charge d'une zone de faille pendant quelques heures. Les observations sont honorées avec succès à l'aide d'un modèle hydromécanique simple permettant notamment d'estimer l'emmagasinement de la faille, en accord avec des études passées utilisant des méthodes différentes. Une modélisation poro-mécanique du problème de diffusion de pression au sein d'une zone de faille sub-verticale, incluse dans une matrice moins transmissive, a permis de démontrer que le signal transitoire de déformation en surface rend compte des propriétés mécaniques de la faille, ainsi que du fonctionnement hydromécanique du système dans son ensemble. Ensuite, nous avons développé une approche expérimentale permettant de suivre les déformations en surface associées à la mise en pression de fractures profondes et horizontales d'extension métrique. Grâce à la nature oscillatoire de la charge hydraulique imposée, nous avons pu identifier la signature des variations d'ouverture des fractures testées dans le signal d'un inclinomètre pendulaire. Les amplitudes trouvées, de l'ordre de 10 nanoradians pour quelques centimètres de charge hydraulique, permettent d'obtenir des estimations cohérentes de la raideur des fractures. Enfin, nous avons abordé la problématique des flux saisonniers au sein d'un aquifère de socle fracturé et son lien avec la recharge. Le signal inclinométrique est fortement corrélé aux variations piézométriques annuelles du site d'étude mais possède la singularité importante d'être en avance de phase d'environ un mois. Nous interprétons avec succès les chroniques inclinométriques à l'aide d'un modèle hydromécanique 1D, et mettons en valeur le fait que la méthode présente un intérêt pour déterminer la géométrie du réservoir à large échelle, et est sensible aux modalités de la recharge (diffuse versus focalisée, dans le temps et l'espace) davantage encore que ne l'est la piézométrie. Ce résultat inédit ouvre des perspectives quant à l'estimation des flux liés à la recharge, ce qui est un enjeu majeur pour les questions de gestion de ressource en eau. Nous concluons donc que l'inclinométrie est une méthode à fort potentiel pour décrire les propriétés et le comportement hydromécanique des réservoirs fracturés, de l'échelle du mètre jusqu'à plusieurs kilomètres
Fractured geological reservoirs have an important position among the environmental and economical challenges of the 21st century. In fact, they are either associated to deep storage of fluids, like nuclear wastes and carbon dioxide, or to the production of resources that are fundamental in our society, like geothermal energy and water. Preferential flowpaths within fractured rocks are shaped by fracture networks which make the media very heterogeneous and anisotropic. It is difficult to determine their structure and physical properties as they actually depend on the network's connectivity and scale of investigation. In this thesis, we assess the informational potential of surface deformation methods, in particular surface tilt, to monitor and describe fractured reservoirs at three important scales. Indeed, surface tilt is very sensitive to deep sub-surface fluxes and thereby to the impact of main conductive structures. Firstly, we develop the methodological strategy aiming at interpreting surface tilt. Using an elastic model and through a systematic exploration of the geometrical parameter space, we observe that tilt measurements are mainly sensitive to a fault's dip and extension in the dip direction. However, this sensitivity clearly depends on the position of measurement with respect to the fault. In addition, we validate the hydrogeophysical approach by monitoring the deformation induced by the pressurization of a sub-vertical fault zone during a few hours, using continuous long-baseline tiltmeter data and spatially distributed vertical displacements from two optical leveling campaigns. The observations are successfully reproduced by a simple hydromechanical model from which we estimate the fault's storativity, in agreement with previous results obtained from different approaches. A more robust poro-mechanical model of pressure diffusion in a fault embedded in a less permeable matrix is then used to further investigate the information content of transient tilt data. Therewith, we show that surface tilt is sensitive to the mechanical properties of the fault zone and to the hydromechanical functioning of the system as a whole. Secondly, we have developed an experimental approach aiming at monitoring surface deformations generated by the pressurization of deep sub-horizontal fractures of a few meters extent. By imposing an oscillatory hydraulic load at the fractures' inlets, we are able to recognize the signature of their mechanical opening in tilt measurements. The recovered amplitudes lie around 10 nanoradians for a few centimeters of hydraulic head variations. From this we estimate fracture stiffnesses that are consistent in light of published data. Finally, we address the question of seasonal fluxes within a fractured aquifer and its link with recharge.Tilt signals are well correlated with annual head fluctuations at the study site. However, the remarkable difference is that tilt displays a phase lead of about one month with respect to piezometric levels. We interpret tilt time series with a 1D hydromechanical model and highlight the fact that the method is of interest for determining the large scale reservoir's geometry and that it is sensitive to recharge processes (local versus spread recharge, both in space and time). This novel result opens new perspectives as regards the estimation of recharge fluxes which is a major concern for water resources management. Hence, we conclude that surface tilt monitoring is a method with a strong potential to describe the properties and hydromechanical behavior of fractured media, from a few meters' scale up to several kilometers

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Chadouli, Kheira. "Caractérisation pétrographique appliquée à la modélisation pétrolière : étude de cas." Thesis, Université de Lorraine, 2013. http://www.theses.fr/2013LORR0291/document.

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Abstract:

La compréhension d'un système pétrolier nécessite la caractérisation pétrographique de tous les éléments et les processus le composant. Dans ce travail, plusieurs exemples de roches mères, roches réservoirs et roches couvertures provenant de bassins pétroliers différents, ont été étudiés afin de décrire les méthodes pétrographique classiques et mettre en place des nouvelles. Ces dernières telles que : la création d'une cinétique de transformation d'un kérogène composé de deux types de matière organiques (programmation), analyse macérale et l'étude des microfractures par analyse d'images, la diffraction à rayon X ainsi que la tomographie ont permis la caractérisation de la roche mère. Quant aux roches réservoirs, les méthodes d'analyse d'image des propriétés pétrophysiques, la microscopie MSCL ainsi que les paramètres de mouillabilité permettent la description de la qualité de ces réservoirs et leurs préservations au cours du temps à cause des phénomènes de recristallisation, dissolution, circulation de fluide et de réaction TSR/BSR. Les roches couvertures étudiées dans ce travail sont celles des argilites callovo-oxfordienne, utilisant la diffraction à rayon X ainsi que l'analyse d'image et la tomographie. Ces méthodes ont facilité la compréhension de leurs comportements au cours du temps, leurs capacités de sorption/désorption et leurs fiabilités de stockage de déchets nucléaire. Enfin, la modélisation pétrolière avec Petromod permet de déterminer les fonctionnements des systèmes pétroliers. La modélisation par percolation est plus proche de la réalité des bassins pétroliers que celle de Darcy/Hybride
Understanding oil systems requires petrographic characterization of all elements and process that compose it. In this work, several examples of source rocks, reservoir rocks and seal from different petroleum basins have been studied in order to describe conventional petrographic methods and develop new ones. The new ones as: a program of transformation kinetic of kerogene composed of two types of organic matter, maceral analysis and microfractures study using images analysis, the diffraction X-ray and tomography allowed source rock description. As for, reservoir rocks, methods of petrophysical characterization by images analysis, MSCL Microscopy and wettability parameters permit reservoir quality description and their preservation over time due to recrystalization and dissolution phenomena, fluid flow and TSR/BSR reaction. The cap rocks studied in this thesis are those of Callovo-Ordovician argillites, using X-Ray diffraction as well as images analysis and tomography. Those methods facilitated the understanding of argillites behavior over time, their sorption/desorption ability and their reliability of nuclear waste storage. Finally, Modeling using Petromod helps to determine petroleum systems functioning. Modeling by percolation method gives results closer to oil basins reality, than by Darcy/Hybrid method

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Lasm, Théophile. "Hydrogéologie des réservoirs fracturés de socle : analyses statistique et géostatistique de la fracturation et des propriétés hydrauliques ; application à la région des montagnes de Côte d'Ivoire (domaine archéen)." Poitiers, 2000. http://www.theses.fr/2000POIT2290.

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Abstract:

La cote d'ivoire est constituee a plus de 97% de socle. L'essentiel des ressources en eau est contenu dans les reservoirs formes par le socle fracture. Il importe donc de mieux connaitre ces reservoirs fractures car leur importance hydrogeologique est considerable. C'est dans cette perspective que s'inscrit la presente etude qui couvre la region des montagnes de l'ouest de la cote d'ivoire. Son objectif est une meilleure caracterisation des reservoirs fractures : quantification de l'organisation des reseaux de fractures, distribution des proprietes hydrauliques heritees de la fracturation. L'etude de la fracturation a ete conduite avec differents types de supports : donnees de terrains, photographies aeriennes et images satellites. Elle s'est appuyee sur les methodes d'analyse statistique, fractale et geostatistique. La methodologie adoptee a montre son utilite. Les resultats acquis au terme de cette etude montrent que l'on dispose a l'heure actuelle de suffisamment d'elements dans la connaissance de la geometrie des reservoirs fractures de cette region. L'etude de la transmissivite a permis de souligner le caractere tres transmissif de certains types de roches vis a vis du cortege petrographique du secteur d'etude. Les directions majeures de fracturation d'un point de vue hydrogeologique sont les plus productives. L'etude geostatistique de la transmissivite par krigeage et co-krigeage a permis l'elaboration de deux champs de transmissivite qui paraissent representatifs de la region de man-danane. Les estimations par co-krigeage sont nettement meilleures que celles par krigeage simple. Sur la base des resultats acquis a l'issu de ce travail, la modelisation de ces reservoirs fractures peut etre envisagee.

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Wietzerbin, Liliane. "Modélisation et paramétrisation d'objets naturels de formes complexes en trois dimensions : application à la simulation stochastique de la distribution d'hétérogénéités au sein des réservoirs pétroliers." Vandoeuvre-les-Nancy, INPL, 1994. http://docnum.univ-lorraine.fr/public/INPL_T_1994_WIETZERBIN_L.pdf.

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Abstract:

Le but des travaux effectués au cours de cette thèse est de proposer une méthode générale pour simuler, en trois dimensions, la géométrie et la distribution d'hétérogénéités au sein des réservoirs pétroliers naturels. Dans un premier temps, nous présentons un nouvel outil de modélisation d'un objet naturel de forme complexe et limitant un volume fermé dans l'espace. Il s'agit de l'objet gshape qui se définit par une ligne conductrice, le backbone et par un ensemble de sections planes le long de cette ligne, les sections. Leur interpolation indépendante conduit à la définition d'une enveloppe caractérisant la géométrie d'un objet gshape. Cela permet une modélisation globale de la géométrie et introduit une grande flexibilité dans la manière de paramétriser et de déformer une forme complexe. Dans un second temps, nous avons utilise l'objet gshape pour la représentation de la géométrie d'une hétérogénéité de réservoir. Chacune d'elle est considérée comme un objet de type gshape dont la géométrie doit honorer un certain nombre de contraintes. La distribution de ces objets au sein du réservoir est ensuite simulée de façon stochastique et de manière à honorer les données disponibles. L’algorithme de simulation propose est basé sur les méthodes de recuit et intègre le formalisme de la géostatistique non paramétrique. L’étude de trois cas réels permet la validation des méthodes développées et met en évidence les avantages qu'elles offrent par rapport à des méthodes de simulation booléennes classiques

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Cochard, Jean. "Analyse des propriétés réservoirs d'une série carbonatée microporeuse fracturée : approches multi-échelle sédimentologiques, diagénétiques et mécaniques intégrées." Thesis, Aix-Marseille, 2018. http://www.theses.fr/2018AIXM0568/document.

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Abstract:

Les calcaires sont des roches sensibles aux phénomènes physiques et chimiques qui peuvent les dissoudre, les cimenter ou les fracturer. Dans ce cas, les propriétés des calcaires vont évoluer en fonction de ces différents processus qui varient dans le temps et dans l’espace. Or les réservoirs carbonatés peuvent s’étendre sur plusieurs centaines de kilomètres. Afin d’exploiter ces réservoirs géologiques (ressources en eau, gaz ou pétrole), il est donc nécessaire de caractériser en 3 dimensions leurs propriétés (porosité, perméabilité) ainsi que les hétérogénéités géologiques ou tectoniques, qui peuvent modifier la géométrie du réservoir ou ses propriétés. L’acquisition de données locales (affleurements, forages), réparties sur la totalité du réservoir, pose la question de leurs représentativités projetées sur l’ensemble du volume de roche mais aussi de leurs distributions entre les points d’acquisitions qui sont espacés de plusieurs kilomètres. Cette thèse propose d’étudier les propriétés des calcaires Urgoniens (d’âge Barrémien supérieur – Aptien inférieur) situés en Provence, analogues aux calcaires des réservoirs d’hydrocarbures présents au Moyen-Orient. Trois sites comportant différentes échelles sont étudiés afin de caractériser cette série carbonatée. L’étude propose ensuite des règles géologiques dans le but d’extrapoler les mesures réalisées sur des échantillons d’unités centimétriques à l’échelle hectométrique
Carbonates are sensitive to physical and chemical processes which can dissolve, cement or fracturing them. In this case, the carbonate properties evolve according to these different changes that vary in time and space. Carbonated reservoirs can extend for hundreds of kilometres. To prospect these geological reservoirs (water, gas or oil resources), it’s therefore necessary to characterize in 3 dimensions their properties (porosity, permeability), as well as geological and structural heterogeneities which can modify the basin geometry or the reservoir properties. The acquisition of local data (outcrops, boreholes) compared to the properties distributed at field scale ponder their representativeness at multi-kilometres scale but also their distribution between the acquisition area. This thesis proposes to study the properties of Urgonian limestones (Upper Barremian - Lower Aptian) located in Provence, analogue of Middle East hydrocarbon reservoirs. Three sites with different scales are studied to characterize this carbonate series. Additionally, this study proposes geological rules to upscale the measurements made on centimetric samples to hectometric scale

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Dissertations / Theses on the topic 'Roches réservoirs (géologie pétrolière)'

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