Influence des fluides sur la diagénèse d'enfouissement des réservoirs carbonatés très enfouis : étude expérimentale sous contraintes

par Lucille Neveux

Thèse de doctorat en Géosciences

Sous la direction de Jacques Pironon et de Dragan Grgic.

Le président du jury était Bernard Lathuilière.

Le jury était composé de Christophe Durlet.

Les rapporteurs étaient Jean-Pierre Gratier, Rudy Swennen.


  • Résumé

    Afin de satisfaire à la croissance des besoins énergétiques mondiaux, le domaine des réservoirs carbonatés très enfouis (Deeply Buried Reservoirs) constitue une cible privilégiée pour l'exploration et l'exploitation pétrolière. La préservation, dans les roches carbonatées, de propriétés pétrophysiques favorables (porosité / perméabilité) à grande profondeur peut alors conduire à l'existence d'un réservoir profondément enfoui (Deeply Buried Reservoir, DBR). Les processus chemo-mécaniques impliqués dans la diagénèse d'enfouissement des réservoirs carbonatés sont cependant encore mal contraints et il y a un manque crucial de données expérimentales sur ce sujet. Afin de mieux comprendre ces processus et de déterminer comment la porosité et la perméabilité peuvent être préservées aux profondeurs des DBR (>4000m), un dispositif expérimental novateur et le protocole associé ont été développés. Ce dispositif expérimental permet à la fois de reproduire les conditions de pression / contraintes / température des DBR (80°C, contrainte de confinement de 60 MPa et contrainte déviatorique jusqu'à 40 MPa) et de faire circuler des fluides de diverse nature dans les échantillons. Des échantillons d'un calcaire bioclastique induré (calcaire de Massangis) ont été testés via une approche multidisciplinaire : déformations mécaniques de fluage, suivi de l'évolution de la chimie du fluide de circulation et analyses pétrographiques et pétrophysiques des roches. Il a ainsi été démontré qu'il existe une relation importante entre la contrainte mécanique à laquelle est soumise la roche, les interactions thermodynamiques fluide-roche et l'évolution des propriétés pétrophysiques. Le processus principal responsable des déformations de fluage des roches carbonatées lors de l'enfouissement a été déterminé comme étant la pression-dissolution sous contraintes, processus chemo-mécanique impliqué dans la perte de porosité lors de la diagénèse de profondeur. Les expériences menées l'ont été avec différentes conditions de circulation de fluide (saturation et circuit ouvert) et différentes compositions chimiques du fluide ont été testées (eau météorique, eau météorique additionnée de phosphates et saumure). De même, les effets des hydrocarbures et de leur timing de mise en place ont été étudiés. Les résultats obtenus ont permis d'affirmer que, en présence de fluide météorique, la PSC se produit à l'échelle micritique, et résulte en la précipitation de calcite sur les faces libres de la calcite, provoquant le blocage de la microporosité. La préservation des macropores permet de conserver la perméabilité. L'addition de phosphates dans le fluide de circulation résulte en l'inhibition de la PSC tandis que l'augmentation de la salinité par l'ajout de NaCl accélère ce mécanisme. L'injection précoce d'huile dans les échantillons, précédant la circulation de fluide aqueux provoque l'inhibition de la PSC par un coating des grains, résultant en la préservation de la porosité. Les résultats de cette étude montrent l'importance de la chimie du fluide de circulation et du timing de mise en place des hydrocarbures dans la préservation de la porosité précoce à grande profondeur

  • Titre traduit

    Fluid influence on burial diagenesis of carbonated deeply buried reservoirs : experimental study under stresses


  • Résumé

    The preservation of good petrophysical properties (high porosity / high permeability) at great depth in carbonate rocks may lead to the existence of a deeply buried reservoir (DBR), a target of interest for the oil industry. However, chemo-mechanical processes involved in the burial diagenesis of carbonate petroleum reservoirs are still poorly understood or restrained and few experimental results exists in this domain. To better understand these processes and explain how porosity and permeability can be preserved at the great depth of DBR (burial > 4000m), we developed an innovative experimental device and an associated protocol. This device allows both the simulation of high pressure/stresses/temperature conditions (80°C, 60 MPa of confining pressure and differential stress up to 40 MPa) of DBR and the circulation of different fluids in rock samples. Through a multidisciplinary approach we tested core samples of a cemented bioclastic limestone (Massangis limestone) and we analyzed creep deformations, chemistry of pore fluids, petrographical and petrophysical properties of samples. It has been demonstrated that there exists an important relationship between the mechanical stress affecting the rock, the thermodynamic of water/rock interactions and the evolution of the petrophysical properties. The main process responsible for creep deformation of carbonated rocks during burial has been determined to be Intergranular Pressure Solution (IPS) resulting in Pressure Solution Creep (PSC) which is the main process implied in the porosity reduction of a carbonate rock during deep burial. Different flow conditions (no-flow and flow-through) and chemical compositions (natural meteoric water, adjunction of phosphate ions, brine) were considered. The effects of hydrocarbon and of their timing of set-up have also been investigated. It has been discovered from our study that, in presence of meteoric fluid, PSC happens at the micritic scale, and results in the blocking of microporosity between micrites crystals due to the precipitation of calcite on free pore walls of micrites. The preservation of macropores allows the preservation of permeability. The adjunction of phosphate ions in the circulating fluid results in the inhibition of PSC while the increase of salinity by addition of NaCl leads to its acceleration. An early injection of oil prior to water circulation causes the inhibition of PSC by the coating of the grains, leading to the preservation of porosity. The dataset obtained from this study show the importance of fluid chemistry and of the timing of oil charging in a reservoir in the preservation of early porosity at great depth


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