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Le Pétrole et le Gaz, Recherche et Prospection

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Plan de travail

� Introduction

� Le Gisement

1. La roche mère

2. La sédimentation

3. La migration du pétrole vers la surface

4. La roche réservoir, un réservoir de stockage

5. La roche couverture : une barrière imperméable

6. Le piège à hydrocarbures

7. La préservation du pétrole et du gaz

� Les roches réservoirs

A. Caractéristiques physiques

a. la porosité

b. la perméabilité ;

- Caractéristiques primaires et secondaires de la porosité et perméabilité

c. la saturation

B. Types de roches magasin, leur pétrographie

� Les roches carbonatées – calcaire et dolomies

1) Porosité et perméabilité primaires

2) Porosité et perméabilité secondaires

3) Classification des magasins carbonatés par le type de vides

a) Magasins produits par des phénomènes de dissolution des calcaires

b) Magasins formés par des modifications minéralogiques

c) Magasins dus à la fissuration ou fracturation

a. Nature des fissures

b. Origine des fissures

c. Identification et reconnaissance des magasins fissurés

4) Difficulté d’évaluation des réservoirs carbonatés


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� Introduction

Les hydrocarbures ont la particularité de s’être formées et accumulées dans le sous-sol au cours de

l’évolution géologique de la Terre, ils ont mis des millions d’années à se constituer durant lesquels,

végétaux et animaux microscopiques (phytoplancton et zooplancton) se multiplient dans l’eau des

océans. Lorsque les générations successives meurent, les restes se déposent au fond des mers. Ils se

mélangent à la boue et au limon pour former des couches de sédiments riches en matières

organiques. L’accumulation continue de sédiments enfouit les couches inférieures à des profondeurs

de plusieurs kilomètres. Sous l’effet de la pression des dépôts qui s’accumulent, et de

l’augmentation de la température qui en découle, les sédiments se transforment en roche (roche

mère). Puis, au sein de cette roche, les matières organiques se métamorphosent en hydrocarbures et

deviennent du pétrole ou du gaz naturel.

Il existe des accumulations de pétrole et de gaz « les gisements » dans le sous-sol un peu partout

dans le monde. Mais il faut tout de même que certaines conditions soient réunies pour que ces

accumulations puissent se former. Ce qu’on appelle la genèse pétrolière suit 7 étapes

fondamentales, incontournables et surtout très, très lentes.

D’abord, il faut de la matière capable de se transformer en pétrole, et en quantité suffisante : c’est la

roche mère.

Ensuite doivent être réunies les conditions propices à la transformation (maturation) de ce potentiel

en pétrole et en gaz.

Puis ces tout nouveaux pétrole et gaz effectuent des déplacements (migrations) vers la surface.

Durant cette migration, il faut qu’ils rencontrent une roche capable d’en accumuler de grandes

quantités : le réservoir.

Ce réservoir doit être étanche. Il faudra donc une barrière (couverture), une roche imperméable pour

empêcher le pétrole et le gaz de poursuivre leur route. Cette roche, c’est la couverture.

Puis, pour accumuler des quantités de pétrole ou de gaz rentables pour l’exploitation, le sous-sol

devra présenter une forme (une géométrie fermée) suffisamment grande : c’est le piège.

Enfin, une fois bien tranquillement recueillis dans leur piège, le pétrole et le gaz ne devront pas être

déstabilisés par des agressions venues de l’extérieur. Il leur faut de bonnes conditions de

conservation

Quand les équipes d’ingénieurs pétroliers étudient une zone, l’un de leurs objectifs principaux est

de déterminer si ces 7 étapes ont bien le maximum de chances de s’être réalisées.

On appelle l’ensemble de ces 7 étapes un système pétrolier.


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� Le Gisement

1- La roche mère

Le pétrole est issu de la décomposition de matières organiques végétales et animales. Ces

particules se déposent en même temps qu'une sorte de boue. Le milieu d'accumulation est confiné :

lac, lagunes, deltas ou lagons. Ce milieu étant peu oxygéné, des réactions réductrices transforment

la matière organique en kérogène. Au fur et à mesure du recouvrement de cet ensemble boue -

kérogène, la transformation en hydrocarbures commence. Elle débute vers 60°C, ce qui correspond

à un enfouissement d'environ 1500 à 2000 mètres. La vitesse de transformation augmente jusqu'à

100°C (3000m) puis, au-delà de cette limite, diminue lorsque la température augmente. Si

l'enfouissement est supérieur à 4000m (soit plus de 150°C), il ne se forme plus que du méthane. En

tout état de cause, ces transformations sont très lentes et nécessitent plusieurs millions d'années.

Pour produire plus tard de grandes quantités de pétrole ou de gaz, il faut que la proportion de

matière organique soit suffisante c’est-à-dire d’au moins 1 à 2 % pour constituer la roche mère de

notre pétrole. 1 à 2 %, ça ne paraît pas beaucoup, mais il faut des conditions exceptionnelles pour

atteindre ce pourcentage : beaucoup de plancton ou de débris végétaux et pas trop de matières

minérales. Un climat chaud favorable au plancton, pas de montagnes à proximité pour limiter les

volumes de sédiments minéraux, l’embouchure d’un grand fleuve charriant beaucoup de débris

végétaux sont autant d’éléments qui peuvent contribuer à la formation de la roche mère.

Néanmoins, tant que celle-ci reste à la surface du fond de la mer, elle ne peut pas produire de

pétrole.


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2- La sédimentation

Les sédiments qui s’accumulent au fond de la mer finissent par s’épaissir peu à peu. C’est un

phénomène très lent. De quelques mètres à une centaine de mètres par million d’années, la roche

mère s’enfonce peu à peu sous l’accumulation des sédiments qui continuent à se déposer. Par

chance, leur poids provoque un affaissement progressif qui laisse place libre aux sédiments qui

continuent ainsi de s’accumuler. Ce phénomène dit de subsidence caractérise les bassins

sédimentaires.

COUPE DANS LA PARTIE EXTERNE DE LA TERRE Le pétrole et le gaz naturel (= les hydrocarbures) se forment dans des bassins sédimentaires

(Entre 1000 et 5000 m de profondeur)

C’est un phénomène de grande ampleur. L’affaissement progressif atteint plusieurs milliers de

mètres, parfois plus de 8 000 mètres (8 km !) au centre du bassin. Et la chaleur croît pour la roche

mère qui s’enfonce s’enfouit peu à peu, la température du sous-sol augmentant en moyenne de 3 °C

tous les 100 m. La matière organique est également de plus en plus écrasée par le poids des

sédiments, la pression augmentant de 25 bars par 100 m. Du coup, à 1 km de profondeur, il fait déjà

50 °C et la pression est de 250 bars. La matière organique évolue très lentement, les atomes de

carbone et d’hydrogène se réorganisent, s’associent. L’azote, le soufre et le phosphore, autres

éléments essentiels du vivant, sont peu à peu éliminés la matière organique se transforme en

kérogène.

Il faut environ 100 °C pour que le kérogène commence à générer des hydrocarbures liquides, du

pétrole et du gaz. Cela correspond en gros à un enfouissement de 2 200 m à 3 800 m.

L’enfouissement se poursuit et la production d’hydrocarbures liquides atteint un maximum, un pic.

Les liquides produits deviennent plus légers et tendent de plus en plus vers le gaz.


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Entre 3 800 m et 5 000 m, le kérogène commence à produire le plus léger des hydrocarbures, le

gaz méthane. Peu à peu, la roche mère a ainsi produit des liquides pour terminer par du gaz et,

finalement, l’épuisement de son potentiel. L’intervalle de profondeurs où elle produit des liquides

s’appelle fenêtre à huile. Celui où elle produit du gaz s’appelle… fenêtre à gaz, bien sûr !

La proportion de liquides et de gaz produits dépend de la nature de la roche mère. Par exemple, si

les débris organiques qui la composent sont principalement d’origine animale, elle produira

proportionnellement beaucoup plus de liquides. A l’inverse, si les débris végétaux dominent, elle

produit surtout du gaz et peu de liquides.

Au fait, prenons du pétrole généré à 3 000 m de profondeur. Estimons une sédimentation moyenne

de 50 m par million d’années. Il aura fallu 60 millions d’années pour que cette matière organique se

transforme en hydrocarbures liquides.

Bassins sédimentaires du monde


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3- La migration du pétrole vers la surface

Les hydrocarbures nouveaux-nés sont des molécules de petite taille. Et ils prennent plus de

place dans la roche mère que le kérogène originel. Ils vont donc être expulsés en permanence dans

les roches qui entourent la roche mère. Le gaz et l’huile étant plus légers que l’eau, qui imprègne

toutes les roches du sous-sol, ils commencent une lente ascension vers la surface, c’est la migration.

S’ils le peuvent, ils glissent entre les particules minérales des roches pour monter verticalement.

Leur vitesse de migration dépend de la capacité de chaque roche traversée à laisser circuler les

fluides. Cette capacité s’appelle la perméabilité. Si une roche imperméable les arrête, ils suivent une

voie latérale le long de cette roche, toujours vers le haut, ou empruntent la voie de cassures dans la

roche, les failles. Les molécules de gaz, plus petites et plus mobiles, montent plus vite et se glissent

mieux dans les roches peu perméables.

Une partie des hydrocarbures, surtout du gaz, se dissout dans l’eau qui imprègne les roches

qu’ils traversent. D’autres restent collés aux grains des roches traversées. Ces hydrocarbures

interrompent leur ascension : c’est ce qu’on appelle les pertes de migration, qui peuvent être très

importantes, surtout si l’huile et le gaz empruntent la voie plus longue.

Si rien n’arrête les hydrocarbures avant la surface, les fractions les plus légères (gaz et liquides

volatils) se dispersent dans l’atmosphère avant d’être détruites. Les plus lourdes s’oxydent ou sont

dévorées par les bactéries. Seules persistent quelque temps les fractions extrêmes les plus lourdes,

sous forme de bitumes presque solides enfouis à quelques mètres ou dizaines de mètres sous la

surface du sol.


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4- La roche réservoir, un réservoir de stockage

Le pétrole et le gaz se forment dans un bassin sédimentaire. Ils naissent puis migrent au sein de

roches sédimentaires. Ces roches ont une caractéristique commune : elles se sont toutes déposées au

final dans l’eau d’un océan, d’une mer, d’une lagune ou d’un lac, sous forme de grains. Ces grains

peuvent être très grossiers (graviers, par exemple), plus fins (sables) ou de taille minuscule, formant

des boues. Ils sont en contact les uns avec le autres, mais il reste du vide entre eux, espace qui

définit la porosité d’une roche.

On mesure celle-ci en pourcentage de volume total de la roche.

Pourquoi les pétroliers s’intéressent-ils tant à la porosité et à la perméabilité des roches ? Tout

simplement parce que, pour qu’une roche contienne de grandes quantités de pétrole ou de gaz, il lui

faut une bonne porosité (suffisamment de vide où les hydrocarbures vont à un moment remplacer

l’eau) et une bonne perméabilité (pour que le pétrole et le gaz puissent se déplacer rapidement

quand on va les pomper pour les exploiter).

Une roche qui possède à la fois une bonne porosité et une bonne perméabilité est un réservoir.

Plus ces deux caractéristiques pétrophysiques de la roche seront bonnes, meilleur sera le réservoir.

Si la roche est fracturée, ses qualités de réservoir sont améliorées.

Les roches bon réservoir sont, dans la plupart des cas, des grès ou des carbonates (calcaires et

dolomies). Les argiles possèdent beaucoup de vides entre les particules qui les composent, mais ces

particules ayant la forme de feuillets empilés serrés les uns contre les autres, leur perméabilité est

quasi nulle.

5- La roche couverture : une barrière imperméable

Une fois que les hydrocarbures commencent à traverser un réservoir, toujours en remontant dans

l’eau, il faut une barrière pour les arrêter. Sinon ils poursuivront leur ascension et le réservoir ne

servira que de zone de transit où ils ne pourront pas s’accumuler. Pour stopper les hydrocarbures, il

faut une roche imperméable au-dessus du réservoir, qu’on appelle la couverture. Les roches

couvertures sont souvent des argiles et parfois des couches de sels cristallisés. Mais n’importe

quelle roche suffisamment imperméable peut faire l’affaire, certains carbonates très compacts par

exemple.


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6- Le piège à hydrocarbures

Le réservoir a la capacité d’accumuler de grandes quantités d’hydrocarbures. La couverture

stoppe leur remontée vers la surface. Mais c’est insuffisant pour que s’accumulent des

hydrocarbures et que se forme un gisement de pétrole ou de gaz.

En effet, arrivés sous la couverture, ces hydrocarbures se glissent dans les espaces où ils peuvent

continuer leur remontée, dans tous les points de fuite. Il faut donc un volume fermé important afin

que s’accumulent des hydrocarbures en quantité suffisante pour qu’ils soient exploitables de

manière rentable.

Ce volume fermé s’appelle un piège. Il est créé par des déformations des couches rocheuses. Plus

son point de fuite est bas par rapport à son sommet, plus vaste est le piège.

Un piège rempli d’hydrocarbures peut, suivant les cas, contenir du pétrole seulement, du gaz

seulement ou les deux. S’il y a du pétrole et du gaz, le gaz, plus léger, se rassemble au sommet du

piège et le pétrole se place en dessous. Il faut retenir que, pour une accumulation de pétrole seul,

d’importantes quantités de gaz sont tout de même dissoutes. Et que les accumulations de gaz seul

contiennent toujours une fraction de liquides légers, qu’on appelle le condensât.

De plus, il reste toujours un peu d’eau collée aux grains de la roche réservoir, qu’on appelle eau

résiduelle.

Il existe différents types de pièges. On en distingue deux grandes familles : les pièges structuraux,

de loin les plus nombreux, et les pièges stratigraphiques.

7- La préservation du pétrole et du gaz

Une fois bien installés dans leur piège, les hydrocarbures ne sont pas complètement à l’abri de

changements. On sait que l’oxygène et les bactéries sont des éléments qui défavorisent leur

conservation. Or, lorsqu’une une accumulation de pétrole se trouve trop près de la surface, des eaux

de pluie finissent toujours par entrer en contact avec elle. Cette eau lui apporte de l’oxygène et des

bactéries voraces qui commencent à l’attaquer provoquant une diminution très importante de la

proportion des hydrocarbures liquides légers et moyens, ainsi qu’une libération de gaz. Au bout

d’un certain temps, il ne restera plus que des hydrocarbures lourds et visqueux, difficiles à exploiter,


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et s’il ne s’est pas échappé, du gaz moins intéressant pour nous que le pétrole initial. Ce dernier aura

subi une dégradation profonde .Les bactéries qui sont responsables des altérations ne peuvent pas

survivre à une température supérieure 50/55° C. Le pétrole reste donc à l’abri tant que la

température reste supérieure à cette valeur. En gros, on peut dire qu’il faut commencer à s’inquiéter

pour des accumulations d’hydrocarbures situées à moins de 1 000 m de profondeur.

Les accumulations situées plus en profondeur ne sont pas pour autant à l’abri de

bouleversements. La menace est cette fois celle de mouvements des roches. L’activité tectonique

peut détruire le piège, en réduisant fortement sa fermeture, voire en l’annulant, soit le plus souvent,

en brisant la couverture par des fractures ou des failles dans lesquelles les hydrocarbures piégés

vont s’engouffrer et s’échapper.

Champ pétrolier types de champs pétroliers

(Coupe verticale) (Coupe verticale)


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� Les roches réservoirs

Pour constituer un réservoir exploitable, une roche doit présenter deux qualités : offrir

conjointement aux hydrocarbures l’espace nécessaire pour en accueillir un volume suffisant et la

possibilité pour ces fluides de se mouvoir sans perte de charge excessive. En d’autres termes,

cette roche doit être douée de porosité et de perméabilité. Sables et grès plus ou moins grossiers,

calcaires fissurés plus ou moins dolomitisés sont des réserves typiques. Le volume intérieur, soit

intergranulaire, soit matriciel, est toujours occupé à la fois par les hydrocarbures et par de l’eau.

Cette eau interstitielle est minéralisée. Elle est fossile et généralement contemporaine des

hydrocarbures qu’elle accompagne, d’où son qualificatif d’eau « connée ». La roche est

imprégnée par ces fluides, comme l’est une éponge par l’eau. Il n’existe pas de poches.

Donc, par opposition aux roches mères, compactes et finalement imperméables, les roches-

réservoirs sont caractérisées par la présence en leur sein de vides généralement inférieurs à

quelques millimètres de diamètre, leur conférant des qualités de porosité et de perméabilité.

La porosité détermine directement la quantité de pétrole pouvant s’accumuler dans le réservoir.

La perméabilité, liée à la communication des vides entre eux, commande les facilités de

circulation des fluides, et en particulier le débit des puits. Si la porosité a une relation directe

avec le volume de pétrole ou de gaz en place, la perméabilité est liée à la productivité des puits.

Les roches-réservoirs sont constituées essentiellement par des roches détritiques, formées par

l’empilement de petits grains de quartz ou de calcaire, comme les sables et les grès, et par

certaines roches carbonatées, calcaires et dolomies. Les conditions dans lesquelles se sont

déposées ces roches ont une grande influence sur leurs caractéristiques de réservoir, les milieux

agités, peu profonds, oxygénés, étant toujours les plus favorables. L’enfouissement en

profondeur est généralement nuisible aux qualités de porosité et de perméabilité. Cependant,

certains phénomènes de diagenèse, comme la transformation des calcaires en dolomies, ou des

déformations structurales provoquant des fractures et des fissures peuvent être à l’origine de

nouvelles caractéristiques de réservoir.


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A. Caractéristiques physiques

La porosité et la perméabilité sont deux des caractéristiques principales des réservoirs ; ce sont aussi

les deux seules qui appartiennent au domaine du géologue car elles sont étroitement liées à la

lithologie, du mode de sédimentation et de l’histoire géologique du bassin ; il peut en étudier les

variations, dans une certaine mesure prévoir le sens de leur évolution, et orienter la prospection vers

les zones les plus favorables.

1°) la porosité

La compaction et la cimentation des roches ont pour effet de diminuer la taille des interstices

séparant les grains, donc le volume de vides où peuvent se loger des fluides tels que l'eau ou les

hydrocarbures. Le volume relatif des vides par rapport au volume total de la roche est appelé

porosité: ce paramètre a une énorme importance en prospection pétrolière, puisqu'il détermine le

volume potentiel de pétrole dans un gisement.

La porosité correspond donc au pourcentage du volume des vides (pores) existant entre les éléments

minéraux de la roche par rapport au volume total de la roche.

Soit un échantillon de roche de volume total VT comprenant un volume solide VS; (VT - VS)

représente le volume occupé par les fluides, c'est-à-dire le volume des pores VP. Sa porosité

s'exprime par Ø = VP/VT = 1- (VS/VT)

Dans la pratique, on admet l’appréciation ci-dessous:

3 à 5 % = Porosité très faible

5 à 10 % = Porosité faible

10 à 15 % = Porosité moyenne

15 à 20 % = Porosité bonne

Supérieure à 20

% = Porosité très bonne

Malgré ces données, on remarque bon nombre de roches présentant une forte porosité mais qui sont

de mauvais réservoirs (ponces volcaniques).

Une roche offrant moins de 3 % de porosité sera qualifiée de compacte.

Pores isolés (pores connectés fractures connectées) fractures isolées

-Porosité pratique (utile, effective…)-


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Deux valeurs sont nécessaires pour évaluer la porosité d’un réservoir

- La porosité totale qui représente le volume total des vides.

- La porosité effective ou pratique qui a trait au volume des seuls vides reliés entre eux.

Cette porosité peut ne pas suffire à donner à une roche le caractère d’un bon réservoir car la taille

des pores intervient.

Les argiles, par exemple, sont des roches extrêmement poreuses où l’indice des vides peut s’élever

jusqu’à 40 à 50% pour des argiles comprimées et même jusqu’à 90% pour des vases. Mais les pores

de ces roches sont des micro-pores dont le diamètre est inférieur à 0,2µ de telle sorte que les fluides

qui s’y trouvent sont bloqués et ne peuvent circuler.

Remarque : la qualité de la porosité d’une roche dépend des facteurs suivants :

- taille des grains : plus elle est petite, plus la surface spécifique (m2 / m

3 ROCHE) est grande, donc

porosité élevée. Ceci est valable pour des grains > 40µ.

- forme des grains : plus l’arrondi augmente, la porosité diminue; et plus l’arrondi diminue, la

porosité augmente.

- classement des grains : plus une roche a une granulométrie homogène, plus sa porosité est

grande; et plus l’écart entre la taille des éléments est grand, plus le classement est mauvais, donc

porosité faible.

Par ailleurs, il est à noter l’effet du ciment sur la porosité compte tenu de sa nature et de sa quantité.

2°) la perméabilité

C’est une caractéristique physique qui représente la facilité qu’à un matériau à permettre la

circulation d’un fluide au travers d’un réseau connecté.

La Loi de Darcy permet de relier un débit à un gradient de pression appliqué au fluide grâce à un

paramètre caractéristique du milieu traversé : la perméabilité k. La loi de Darcy s’exprime :


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La perméabilité ( k ) est le coefficient de proportionnalité qui relie le débit ( Q ) d'un fluide de

viscosité ( η ) qui passe à travers un échantillon de roche de section ( S ) et de longueur ( dL ), sous une pression différentielle ( dP ) nécessaire à son passage.

La perméabilité k est donc :

Q : cm3/sec

K : darcys

S : cm2

ηηηη : centipoises dP : atmosphères

dl : centimètres

On utilise en pratique le milliDarcy ( mD ) comme unité de mesure.

Pour l'exploitant pétrolier, la perméabilité est la qualité essentielle de la roche réservoir, car c'est

elle qui, compte tenu de la viscosité de l'huile et de la pression existant dans le gisement, régit le

rythme de production des puits, le nombre de puits nécessaires à l'exploitation d'un champ, la durée

de vie des gisements et enfin le taux de récupération, c'est-à-dire le pourcentage d'huile ou de gaz

qui pourra être extrait des gisements.

0.1 à 1

millidarcy = Perméabilité négligeable

1 à 5 millidarcy = Perméabilité médiocre

5 à 10

millidarcy = Perméabilité moyenne

10 à 100

millidarcy = Perméabilité bonne

100 à 1000

millidarcy = Perméabilité très bonne


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- Caractéristiques primaires et secondaires de la porosité et perméabilité

• La première caractéristique est acquise dés la consolidation de la roche et peut évoluer en

fonction des conditions physiques dans lesquelles va se trouver la formation (un sable

quartzeux, propre et non cimenté).

• La seconde résulte des phénomènes de dissolution, d'altération, de fractures et de

réorganisation des minéraux au sein de la roche (calcaire fracturé et caverneux).

N.B : sur le chantier, en cours de forage, un certain nombre d’observations permettent de déceler

l’entrée de l’outil dans un terrain poreux et perméable :

o le ROP, dont l’augmentation brutale signifie souvent l’entrée dans une formation peu

consolidée et poreuse.

o les pertes de boue, montrant la présence d’un terrain très perméable dont la pression de

couche est inférieure à celle de la colonne de boue.

o les variations de volume et salinité de la boue, résultant souvent de venue d’eau douce ou

salée circulant dans un terrain très perméable.

o la mauvaise récupération des carottes qui peut être due à ce que la formation carottée est peu

cohérente ou fissurée, donc probablement poreuse et perméable.

Propriétés pétrophysiques des roches réservoir

1-Porosité effective élevée, 2-porosité effective faible, 3-perméabilité horizontale et verticale

Faible perméabilité bonne perméabilité

3°) la saturation

Il est essentiel de connaître la nature des fluides qui occupent les pores de la roche. La saturation

d'un échantillon de roche en un fluide est le rapport du volume de ce fluide dans l'échantillon au

volume de pores Vp de l'échantillon.

On définit ainsi :

- la saturation en eau Se = Ve / Vp (appelé aussi Sw , w pour water )

- la saturation en huile Sh = Vh / Vp (appelé aussi So, o pour oil)

- la saturation en gaz Sg = Vg / Vp (appelé aussi Sg, g pour gas) avec Se + Sh + Sg = 1


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B. Types de roches magasin, leur pétrographie :

Les roches-réservoirs sont constituées essentiellement par des roches détritiques, formées par

l’empilement de petits grains de quartz ou de calcaire, comme les sables et les grès (Si les grains

sont libres, il s’agit de sable. Si les grains sont cimentés entre eux, il s’agit de grés), et par

certaines roches carbonatées, calcaires et dolomies. Les conditions dans lesquelles se sont

déposées ces roches ont une grande influence sur leurs caractéristiques de réservoir, les milieux

agités, peu profonds, oxygénés, étant toujours les plus favorables. L’enfouissement en

profondeur est généralement nuisible aux qualités de porosité et de perméabilité. Cependant,

certains phénomènes de diagenèse, comme la transformation des calcaires en dolomies, ou des

déformations structurales provoquant des fractures et des fissures peuvent être à l’origine de

nouvelles caractéristiques de réservoir.

Roches réservoirs Réserves

mondiales

Roches

détritiques (sable - grès)

61.7% 59%

Roches

carbonatées

(calcaire,

dolomie)

32% 40.2%

On se propose dans ce travail de s’intéresser spécialement sur les réservoirs carbonatés.


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� Les roches carbonatées – calcaire et dolomies

Les roches carbonatées réunissent toutes les roches sédimentaires constituées pour leur grande part

par des minéraux carbonatés ; parmi ceux-ci les deux principaux sont la calcite et la dolomite.

Calcite

Dolomite Aragonite

L’aspect, la composition, la texture de ces roches sont des plus variable ; tous les termes de passage

entre deux types existent rendant difficile l’établissement des classifications. Ceci provient du fait

que leur formation résulte d’actions variées, susceptibles de se superposer les unes aux autres :

1.- précipitation chimique, sur place, dues aux conditions de milieu (température, concentration en

calcium de l’eau, pression de CO2, agitation de l’eau, etc.), donnant naissance essentiellement aux

calcaires fins et compacts, aux dolomies à texture fine, aux calcaires oolithiques.

2 .- précipitation biochimique, parfois difficilement séparable de la première du fait du rôle joué par

les organismes vivants sur les conditions du milieu. Il en résulte les calcaires construits formés par

l’accumulation en position de vie des squelettes d’organismes constructeurs (polypiers, algues,

bryozoaires, etc.) et les calcaires bioclastiques, constitués par l’accumulation sur le fond marin des


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débris d’organismes à test ou squelette calcaire, plus ou moins déplacés et roulés (calcaires

coquilliers ; lumachelles, calcaires à foraminifères, etc.).

3- destruction des roches calcaires préexistantes quelle que soit leur origine et dépôts des débris, le

plus souvent à faible distance de la source de matériel du fait de la solubilité importante des

carbonates (brèches calcaires, calcarénites). De telles roches se trouvent fréquemment liées à des

calcaires construits situés au voisinage, mais dont on ne retrouve pas nécessairement la trace, les

agents de démolition l’ayant totalement effacée.

4- modification minéralogique, pénécontmporaines de la sédimentation ou plus tardives provoquées

par la circulation des eaux chargées en sels dissous et particulièrement des eaux renfermant des ions

Mg (dolomitisation) ou de la silice.

5- phénomène de dissolution et précipitation, au cours de la diagenèse ou postérieurement à elle,

introduisant des variations dans la composition et la proportion de ciment entre les éléments

originels de la roche.

Des recristallisations partielles ou totales sous l’effet des circulations d’eau sont susceptibles de

modifier la texture de la roche et de faire disparaître parfois totalement les éléments figurés

existants lors du dépôt des sédiments.

La plupart des sédiments carbonatés sont susceptibles de renfermer des hydrocarbures exploitables,

leurs caractéristiques de porosité et perméabilité peuvent être d’origine primaire, mais le plus grand

nombre de gisements à magasin carbonaté présente des caractéristiques secondaires résultant de

phénomènes agissant sur la roche après la lithification.

1) Porosité et perméabilité primaires

On retrouve pour les calcaires les règles générales déjà énumérées, mais la tendance à la

cimentation qui tend à réduire le volume et la dimension des vides joue ici un rôle plus accusé, la

calcite étant plus aisément que la silice soumise aux phénomènes de solution-précipitation.

Il est possible de distinguer dans les roches calcaires différents types de vide (Holht, 1948) ; le rôle

de chacun sur les caractères de magasin est d’ailleurs très inégal :

a. Vides entre des particules détritiques, ou semblables au point de vue texture à des particules

détritiques, conglomérats et sables à éléments calcaires (calcirudites et calcarénites),

calcaires oolitique, lumachelles, calcaires à entroques.

b. Vides entre les cristaux individuels et suivant les plans de clivage des cristaux, calcaires

cristallins, quelle que soit la dimension des cristaux de calcaire.

c. Vides le long des plans de litage, dues à des différences dans le matériel déposé, et dans la

taille et l’arrangement des cristaux.

d. Vides dans la structure des squelettes des invertébrés ou dans le tissu des algues.

Les plus fortes porosités apparaissent dans les calcaires coquilliers, où s’additionnent les vides des

tests et les vides dus au caractère clastique de la roche (magasin de Pointe-Indienne au Congo).

Les calcaires oolithiques fournissent également de bonnes porosités (corniche supérieure du Dogger

du Bassin de Paris), de même que les calcaires construits à polypiers et à algues (calcaires

producteurs du Dévonien de l’Alberta au Canada)


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Les porosités dues aux vides entre les plans de litage et aux vides intercristallins sont en général peu

importantes en ce qui concerne la productivité des magasins, par contre la présence de tels vides

présente un intérêt considérable par le ait qu’ils autorisent le passage initial des eaux souterraines à

travers toute masse de la roche calcaire, facteur essentiel de la porosité et de la perméabilité

secondaires.

2) Porosité et perméabilité secondaires Les vides qui confèrent aux roches carbonatés les caractéristiques de porosité et perméabilité

secondaires et font de ces roches souvent d’excellents magasins, peuvent être groupés en trois

catégories :

a. Les ouvertures et vides de dissolution en relation avec les circulations d’eau,

b. Les vides intergranulaires produits par des modifications minéralogiques (dolomitisation)

c. Les fractures ou fissures, quelle que soit leur origine.

De ces trois catégories, les deux premières se rencontrent presque uniquement dans les roches

carbonatées, la troisième, moins spécifique, est susceptible d’apparaître dans toutes les roches

consolidées. La fissuration revêt cependant toute son importance dans les roches calcaires, en ce

sens que non seulement elle participe par elle-même à la création du magasin, mais aussi ouvre la

voie aux circulations souterraines responsables des dissolutions et pour une part des phénomènes de

dolomitisation.

Ces rois types de vides peuvent coexister dans un magasin et se superposer de plus à des

caractéristiques primaires de réservoir.

3) Classification des magasins carbonatés d’après le type de vides

a) Magasins produits par des phénomènes de dissolution des calcaires

Les phénomènes de dissolution jouent un rôle qui est loin d’être négligeable dans la création des

magasins productifs ; il n’est pas rare de rencontrer de véritables petites cavernes dans des

gisements. Le plus souvent la dissolution s’ajoute à une fissuration préexistante.

La solubilité du CO3 Ca. est pratiquement nulle dans l’eau de mer déjà saturée en carbonates, elle

est très faible dans l’eau pure ( de 0.0143 à 0.0198 grammes par litre) ; elle est par contre nettement

plus importante dans les eaux douces chargées de CO2 (Holht, 1948). Seules ces dernières

paraissent susceptibles d’une action suffisante pour créer les vides de grande taille observés dans

les réservoirs calcaires.

L’origine du gaz carbonique dissout dans l’eau est multiple :

- lessivage de l’atmosphère par la pluie,

- décomposition de la matière organique en présence d’oxygène,

- respiration des racines des végétaux,

- réactions d’acides organiques sur les carbonates.

Ces différentes origines ont cependant pour point commun d’être liés à des influences continentales,

aériennes, ce qui explique que la plupart des réservoirs producteurs présentant une porosité de

dissolution sont en relation étroite avec des surfaces d’émersion anciennes.

Toutes fois, les actions de dissolution paraissent pouvoir intervenir encore efficacement à plus de

30m de profondeur, n’étant limités que par la saturation en CO3 Ca des eaux de circulation

souterraines.


19

b) Magasins formés par des modifications minéralogiques

Ce sont essentiellement des magasins dolomitiques.

Parmi les dolomies, roches renfermant au moins 50% de dolomite, on peut distinguer trois types

principaux différents les uns des autres par leur texture et leur aspect. On les désigne habituellement

par des termes rappelant leur mode de formation (V.G. Chilingar, 1956, IFP, 1959) :

− Les dolomies primaires, roches de précipitation chimique, se rencontrent dans une position

stratigraphique bien définie. Elles sont biens stratifiées et associées fréquemment avec des

sulfates (anhydrite) et des marnes. Elles sont à grain très fin, les cristaux de dolomite ne

dépassent pas 1à 20 µ ; tous présentent la même orientation, l’axe « C » dans le plan de

litage. Leur porosité est nulle.

− Les dolomies diagénétiques ou pénécontemporaines résultent d’une transformation de la

calcite en dolomie avant que la consolidation du sédiment soit complète. Elles s’observent

en lits ou lentilles à stratification obscure. Leur grain est également fin et leur porosité

faible.

− Les dolomies épigénétiques résultent de la transformation d’un calcaire déjà lithifié. Elles

apparaissent sous forme de masses irrégulières souvent en « cheminées » ou en

« champignons » sans stratification, souvent associées à des fractures. Les cristaux sont de

taille variable, leur orientation est quelconque. elles présentent une porosité importante et

constituent de très bons magasins.

La porosité de ce dernier type de dolomie s’expliquerait par le fait que la transformation

moléculaire de la calcite en dolomie par substitution d’ion Mg++ à une partie des ions Ca

++

s’accompagne d’une contraction réduisant le volume de l’assemblage dans une proportion de 12 à

13 % (la réduction calculée théorique étant de 12,1%).

La porosité est encore accentuée par la circulation de l’eau, autorisée et facilitée par la contraction

des cristaux. La calcite plus soluble que la dolomie est élevée plus rapidement laissant en place un

assemblage comparable à un sable.

Les gisements fournissant une production à partir d’un magasin dolomitique sont nombreux dans

les bassins à sédimentation carbonatée, où la dolomitisation jouant ou non un rôle essentiel est

fréquente. Un exemple classique de dolomitisation en cheminée créant magasin et piège est fourni

par le gisement de Deep River (Michigan)

Fig.01.gisement de Deep River, Michigan ;

(Coupe schématique de la zone productrice)


20

c) Magasins dus à la fissuration ou fracturation

Une grande partie des calcaires producteurs doit ses caractères de magasin à la fissuration ; toute

fois le phénomène n’est pas spécifique des roches carbonatées et peut se rencontrer dans toutes les

roches compactes, quartzites, silexites, roches éruptives, volcaniques ou métamorphiques.

Un magasin fissuré peut être défini comme étant une roche de laquelle aucune production d’huile

ou de gaz ne pourrait être obtenue, ou serait très sérieusement réduite si des fissures n’existaient pas

(Hubbert et al, 1955).

Cette définition très générale peut se rapporter à deux catégories principales de roches magasins :

• Les roches possédant une porosité intergranulaire ou matricielle négligeable et où la

fissuration fournit à la fois la porosité et la perméabilité.

A cette catégorie se rapporte par exemple les calcaires à Globigérines du Crétacé supérieur

de Ain Zalah en Irak, dont la porosité de matrice varie de 0 à 11% et dont la perméabilité est

nulle. La production est due aux seules fissures. Les puits secs sont réellement secs, ils ne

fournissent ni huile, ni gaz, ni eau ; ils correspondent toujours à des puits où aucune trace de

fissuration n’a été remarquée et les essais de stimulation par fracturation artificielle et

acidification sont restés sans résultats.

• Les roches possédant une porosité intergranulaire convenable, où la fracturation fournit

seulement la perméabilité nécessaire pour une productivité rentable. C’est le cas du magasin

de Dukhan à Qatar, où la présence de fissures a été constatée et joue un rôle certain, mais où

la roche constituée par un calcaire à débris, plus ou moins dolomitisé, présente une porosité

(environ 20%) et une perméabilité (40à 75 md) matricielle non négligeable.

− Nature des fissures : les fissures transforment l’ensemble d’un horizon magasin en un

agglomérat de blocs solides. La dimension des blocs dépend de la densité des fissures, qui

elles mêmes se présentent sous des aspect très variés. Elles peuvent être :

a) Effectives, c à d ouvertes avec séparation nette des compartiments,

b) Potentielles, les deux compartiments sont en contact sans laisser de vides entre eux,

mais sont susceptibles d’être séparés par un procédé de fracturation,

c) Partiellement remplies par des dépôts secondaires qui tapissent les compartiments de

la fissure,

d) Totalement remplies par des dépôts secondaires.

En outre, dans chacune de ces catégories on peut rencontrer des fissures :

Régulières et continues,

Irrégulières et discontinues,

Rectilignes ou tortueuses.

En fin, leur orientation et leur disposition relative sont susceptibles d’être variées.


21

Fig02. Schéma montrant la variété d’orientation

des fissures dans les roches

(Bases d’une classification des fissures dans les carottes de sondage)

1 quelconques

2 quelconques et sécantes

eshorizontal

verticales

4

3Peuvent être simples ou multiples

5 inclinées

6 sécantes verticales

7 sécantes verticales et horizontales

8 sécantes verticales et inclinées

9 sécantes horizontales et inclinées

10 sécantes différemment inclinées

Les dimensions des fissures sont en général très réduites, leur développement linéaire ne

dépasse pas quelques mètres, leur largeur quelques millimètres.

− Origine des fissures : la première cause venant immédiatement à l’esprit est la fracturation

des roches sous l’effet des déformations orogéniques, plis et failles.

a) Plis- la fracturation semble apparaître principalement sur les crêtes anticlinales en

tension, ou sur les charnières locales des plis. toute fois, de nombreuses

observations montrent que le maximum de fracturation n’est pas obligatoirement

localisé à l’emplacement actuel des charnières anticlinales, sa position dépend en

réalité de toute l’histoire tectonique du pli.

b) Failles- bien qu’il existe tous les intermédiaires entre fissures et failles, le rôle des

failles dans la fracturation des réservoirs parait très variable et, en tout cas,

difficilement prévisible.

Il existe des gisements produisant à partir de réservoirs fracturés dans des régions qui

n’ont pas été soumises à des efforts orogéniques notables, ce qui amène à penser qu’il existe

des facteurs de fracturation autre que la tectonique. Différentes hypothèses ont été émises,

en relation avec la nature pétrographique particulière des réservoirs envisagés :

a) La décompression- jouerait un rôle principalement dans la fracturation des roches

métamorphiques du socle. Ces roches ont été à certaines périodes de leur histoire

soumises à des pressions considérables entraînant des réarrangements minéraux.


22

b) Fissuration contemporaine à la fin de la diagenèse- sous l’effet du tassement, les

roches et en particulier les roches à texture fine, expulsent une grande partie de leur

composition minérale qui seraient susceptibles d’entraîner l’apparition de fractures

au moins potentielles.

−−−−Identification et reconnaissance des magasins fissurés – la fracturation des roches est un élément important des roches magasins, autorisant des productions à partir des roches

normalement imperméables.

Du fait de sa localisation le plus souvent très restreinte et de son origine tardive dans

l’histoire des terrains, elle est très difficilement prévisible. On peut tout au plus penser que

les roches dures et compactes qui se montrent à l’affleurement affectées par de nombreuses

diaclases sont plus que d’autres susceptibles de fournir des magasins fissurés.

La connaissance de la fissuration d’un magasin est essentiellement pour l’étude des

problèmes de mise en production, il est important de pouvoir la détecter très rapidement en

cours de forage. Différentes observations en permettent l’identification :

a) Les pertes de boues, en cours de forage, sont un indice net de la porosité-

perméabilité d’un terrain, et très souvent de sa fissuration. Les pertes sont

d’autant plus importantes et rapides que les fissures sont largement ouvertes et

nombreuses. Inversement cependant, si les fissures sont très fines (quelques

dixièmes de millimètres) les pertes peuvent ne pas se produire.

b) Les fissures sont très souvent tapissées sinon entièrement remplies par des

cristaux de calcite, dolomie ou quartz qui sont toujours bien reconnaissable dans

les cuttings fournissant une indication précieuse de la présence de fissures.

c) Dans une roche très fissurée, la récupération de carottes de sondage est souvent

très faible. le taux de récupération dépend de la densité des fissures et de leur

orientation par rapport à l’axe du sondage.

d) Si les récupérations sont bonnes, les fissures peuvent être observées directement sur les carottes.

e) En fin, la productivité des magasins fissurés est en général plus élevée que celle

des magasins présentant seulement une porosité matricielle

4) Difficulté d’évaluation des réservoirs carbonatés

La difficulté d’analyse des roches carbonatées peut être dénouée par sa comparaison aux réservoirs

gréseux d’après quelques aspects rappelés dans le tableau suivant :

Aspect de réservoir Grès carbonates

Types de pores Intergranulaires/ fracturés Plusieurs types

Géométrie des pores Fonction de la géométrie des

grains

Complexe

Influence diagénétiques Effet mineur sur la porosité Effet majeur sur les pores

Fracturation Faible importance Effet très important

Analyse des carottes

Relation porosité/perméabilité

Adéquate

Linéaire

Inadéquate

Non linéaire

faciès Peu variable Très variable


23

La saturation en hydrocarbures dans les roches réservoirs a été historiquement déterminée par la

mesure de résistivité des formations. Quand la salinité de l’eau interstitielle est plus ou moins salée

(conductrice), les mesures de résistivité profondes peuvent distinguer facilement entre les roches

imprégnées d’eau et celles imprégnées d’huile ou de gaz. Mais cette théorie n’est plus valable au

cas où les coefficients des formules empiriques de saturation sont variables ou inconnus. Les

modèles homogènes et isotropes (théoriques) de laboratoire ne sont pas toujours valables en face

des réservoirs carbonatés qui présentent des relations et formules non linéaires. Ils peuvent être

considérés comme des réservoirs à multicouches dont les caractéristiques varient très rapidement et

aléatoirement t dans toutes les directions. Ces variations sont étroitement liées à l’évolution très

rapide des roches carbonatés et des différents types de pores qui existent. Pour remédier à ces

problèmes, les spécialistes de Schlumberger e les chercheurs continuent à développer des logiciels

et des outils capables de minimiser les erreurs et les incertitudes.


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Bibliographie :

� Cours de géologie du pétrole

Par J.GUILLEMOT ; Institut Français du Pétrole. 1966

� L’explorateur pétrolier

Revue n° :07- Octobre 1996

� Encyclopédie Encarta 2006

� Encyclopédie Universalis 2004

� WWW .ulg.ac.be.Fr

� Planète-energies. Com

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