Caractérisation pétrographique appliquée à la modélisation pétrolière : étude de cas

Petrography characterization applied to petroleum system modeling : case studies

• Auteur / Autrice : Kheira Chadouli
• Direction : Luis Martinez
• Type : Thèse de doctorat
• Discipline(s) : Géosciences
• Date : Soutenance le 14/12/2013
• Etablissement(s) : Université de Lorraine
• Ecole(s) doctorale(s) : RP2E - Ecole Doctorale Sciences et Ingénierie des Ressources, Procédés, Produits, Environnement
• Partenaire(s) de recherche : Laboratoire : Géologie et gestion des ressources minérales et énergétiques (Vandoeuvre-lès-Nancy, France)
• Jury : Président / Présidente : Jacques Pironon
• Jury : Rapporteurs / Rapporteuses : Mohammed Boussafir, Augustin Pedro Pieren Pidal

Mots clés

Mots clés contrôlés

Géologie pétrolière

Traitement d'images

Modèles en géologie

Bassins sédimentaires

Kérogène

Pétrologie

Mots clés libres

Étude pétrographique

Modélisation des bassins sédimentaire

Systèmes pétroliers

Cinétique du kérogène

Analyses d'images

Caractérisation pétrophysique

Interaction roches/fluides

Petrographic study

Sedimentary basin modeling

Petroleum systems

Kerogene kinetics

Images analysis

Petrophysical characterization

Rock/fluids interaction

Résumé

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