Evolution des propriétés réservoir des carbonates peu poreux : exemple des calcaires du Crétacé Inférieur de la Moyenne Durance

Tight Carbonates Reservoir Properties Evolution : A case study of Lower Cretaceous hemipelagic limestone from the Northern Provence region

• Auteur / Autrice : Pierre-olivier Bruna
• Direction : Yves Guglielmi, Juliette Lamarche
• Type : Thèse de doctorat
• Discipline(s) : Géosciences de l'environnement
• Date : Soutenance le 11/10/2013
• Etablissement(s) : Aix-Marseille
• Ecole(s) doctorale(s) : École Doctorale Sciences de l'environnement (Aix-en-Provence)
• Jury : Président / Présidente : Emmanuelle Vennin
• Jury : Examinateurs / Examinatrices : Juliette Lamarche, Sophie Viseur
• Jury : Rapporteurs / Rapporteuses : Emmanuelle Vennin, Gérard Massonnat
• DOI : 10.70675/1e1019ccz69f0z42cdz86b2z4123d5841395

Mots clés

Mots clés contrôlés

Sédiments (géologie)

Durance, Vallée moyenne de la (France)

Réservoirs carbonatés

Sols -- Porosité

Crétacé inférieur

Mots clés libres

Roches carbonatés

Sédimentologie

Pétrophyisique

Fractures et stylolites

Statistiques

Géomodélisation 3D

Simulations stochastiques

Réservoirs non-conventionels

Carbonates rocks

Sedimentology

Petrophysics

Fracture and stylolites

Statistics

3D Geomodeling

Stochastic simulations

Unconventional reservoirs

Résumé

Les calcaires hémipélagiques du Sud-Est de la France sont caractérisés par de faibles valeurs de porosité et de perméabilité. Ces caractéristiques permettent de considérer ces roches comme de potentiels analogues des réservoirs pétroliers non-conventionnels ou des aquifères fissurés. Ces réservoirs sont d’une importance capitale dans le contexte économique actuel. Néanmoins, l’exploitation de ce type de réservoir représente des risques industriels et des challenges techniques qui doivent être gérés pour réduire leur empreinte sur l’environnement.Ce travail apporte une quantité significative de nouvelles données et des méthodes pour caractériser les réservoirs carbonatés non-conventionnels. Il démontre l’importance des figures de compaction (stylolites, microstylolites et faisceaux de pression-dissolution) sur la capacité de stockage des fluides dans ce type de réservoir. Il montre aussi que l’évolution diagénétique des sédiments carbonatés hémipélagiques dépend de processus précoces (cimentations précoces, compaction différentielle) et éventuellement de réactivations plus tardives (inversion de contraintes tectoniques). Le couplage des modèles 3D avec les géostatistiques apparaît comme un protocole valide et rapide pour identifier les éléments clef (faciès, fractures et stylolites) qui jouent un rôle dans la distribution des hétérogénéités pétrophysiques des réservoirs non-conventionnels. Cette méthode permet aussi de générer des modèles équiprobable de corps géologiques fracturés et perméables permettant de possible investigations sur la distribution des zones d’écoulement préférentiels.

Hemipelagic limestones from the South-East of France are characterized by low values of porosity and permeability that allow considering these rocks as potential analogs to unconventional oil and gas reservoirs or fissured aquifers. These reservoirs are of primary importance in today’s economical context where the energy and the water’s demands grow with the increase in the world population. Nevertheless, the industrial exploitation of such reservoirs faces series of environmental risks and technical challenges that require to be managed in order to reduce their footprint on the environment.This work brought a significant amount of new data on unconventional carbonate reservoirs. It highlights how important compaction features (stylolites, microstylolites, solution seams) may be to fluids storage in such reservoirs. It shows that the diagenetic evolution of hemipelagic carbonate sediments depends on both early processes (sorting, early cementation, differential compaction) and eventual late reactivations (under tectonic stress inversion for example). Coupling three-dimensional modeling with geostatistics appear as an accurate and fast protocol to identify key elements (facies, fractures and stylolite) that play a role in the petrophysical heterogeneity of such unconventional reservoirs. This method also allows identifying equiprobable models of fractures geobodies and investigating the distribution of flow preferential pathways.