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Cette thèse porte sur les propriétés pétrophysiques des roches déterminées par une nouvelle approche géochimique.
En effet, la perméabilité est actuellement déterminée expérimentalement par des techniques pétrophysiques classiques et représentant l'échelle de la carotte. L'objectif de cette thèse est de déterminer la perméabilité des roches à l'aide de traceurs géochimiques tels que les métaux mais également le chlore par l'étude de l'évolution de sa composition isotopique lors de la migration/diffusion des fluides à travers la roche. Cette approche géochimique est une nouvelle approche, complémentaire à ce qui est fait aujourd'hui par les méthodes classiques.
De plus, avec cette nouvelle approche géochimique, des mesures in situ de l'évolution des perméabilités d'un milieu poreux pourra être déterminée et nous permettre de mieux comprendre l'évolution d'un site dans un contexte de stockage géologique du CO2, d'un procédé d'EOR-CO2, d'un stockage de gaz naturel ....
En effet, au cours du temps, le CO2 va réagir avec son environnant et aura un impact sur les propriétés pétrophysiques des milieux poreux. Avec cette nouvelle approche géochimique, l'évolution des propriétés pétrophysiques pourra être déterminée et permettra une meilleure prédiction via la simulation numérique, pour être plus représentatif que ce qui se fait aujourd'hui.
Au cours de cette thèse, des études expérimentales seront réalisées sur des roches modèles représentatives de réservoir (et aussi d'une roche couverture). Des études de percolation et de diffusion à travers les milieux poreux seront donc réalisés. Ces deux phénomènes sont bien représentatifs de ce que nous observons dans un contexte géologique du CO2 ou d'un procédé EOR-CO2 (près des puits, la percolation est le principal phénomène d'écoulement ; alors que dans un réservoir secondaire ou à travers la roche couverture, la diffusion est le principal mode de "migration").
Des simulations numériques seront effectuées pour extrapoler les résultats obtenus à l'échelle du laboratoire à une échelle de site.

 

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Les systèmes pétroliers non conventionnels font l'objet d'une attention accrue depuis les succès rencontrés dans la production des gaz de schistes. Dans ces schistes, on trouve des quantités d'huiles variables associés aux gaz. L'évaluation précise de la qualité et de la quantité de tous les fluides (gaz + huile) est un verrou pour l'industrie pétrolière dans le domaine de l'exploration des ces réserves.
Le principal verrou qui sera levé grâce à cette thèse est l'évaluation du potentiel en fluides non conventionnels sur une roche mère de Type I. Cette évaluation se fera sur la base d'analyses d'échantillons, d'essais expérimentaux et d'une modélisation de bassin. Cette thèse fournira également un modèle prédictif pour les fluides non conventionnels du bassin de Muglad, une meilleure compréhension de la rétention des composés générés au cours du craquage thermique des kérogènes dans les roches mères, un analogue pour les roches mères subsalt de l'atlantique sud.
La qualité des échantillons, du modèle de bassin et de la candidate pour cette thèse sont un gage a priori de ses chances de réussite.

 

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Les modélisations géomécaniques, effectuées pour des problématiques actuelles de "tenues de réservoir" par exemple, aussi complexes soient-elles en terme en lois de comportement, ne seront jamais correctes si l'on n'est pas capable d'initialiser le tenseur des contraintes. Ces contraintes sont statiques et résultent de l'histoire géologique de la formation étudiée. Dans la majorité des cas, les contraintes locales ne sont ni uniformes, ni identique au champ régional.
Pour initialiser les contraintes dans les modèles, nous n'envisageons pas de parcourir l'histoire géologique, mais d'utiliser simplement des mesures in situ discrètes, représentatives des contraintes actuelles (leak-off test, ovalisation puits, FMI, microsismicité, ...) et des mesures continues (sismique de puits - PSV3D9C, sismique de surface, …).
Les mesures discrètes permettent d'obtenir une information locale précise du tenseur des contraintes. Les mesures continues (sismiques) donnent des informations concernant les champs de vitesses. Dans un premier temps, on souhaite extraire de ces champs de vitesses des informations permettant d'interpoler les tenseurs de contraintes connus localement. Dans un second temps, on mettra au point une méthodologie permettant de distribuer les contraintes dans un modèle géomécanique. Ce modèle devra être en équilibre avec la gravité.

 

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Des émanations d'hydrogène naturel ont été découvertes récemment dans différents contextes géologiques. Poursuivant notre intérêt pour l'hydrogène naturel produit dans les environnements intracratoniques et nous proposons de développer des outils géochimiques pour étudier l'origine de cet hydrogène ainsi que la dynamique de sa production naturelle. Notamment, cette source d'énergie existe à l'état dissous dans des aquifères. Des études basées sur les gaz rares ont démontré leur capacité à résoudre les problèmes d'origine, de transport et de dynamique des gaz dans les aquifères. Considérant la faisabilité de la production industrielle de l'hydrogène naturel, nous chercherons à comprendre ces systèmes roche / eau / gaz.
L' approche comprendra:
-La modélisation thermodynamique du comportement des gaz rares lors des processus de dissolution/dégazage en fonction de la nature de la phase majeure de gaz dissous ;
-L' étude géochimique des fluides riches en hydrogène de différentes origines: les propriétés du gaz et de l'eau seront exploitées pour rendre compte de: 1) l'origine de l'hydrogène en milieu continental; 2) la dynamique de recharge d'hydrogène dans l'aquifère.
- Analyse et synthèse des données géologique et des données de forage de données pour le site pilote de référence
- Modélisation des interactions fluides / roche.
- Définition d'un modèle conceptuel de l'hydrogène naturel intégré au contexte géologique des sites pilotes étudiés, avec en particulier un modèle de la production d'hydrogène pour le site pilote de référence.
Différents sites pilote ont été identifiés, par exemple, un pilote de référence, dans l'est du Kansas produit de l'hydrogène à des concentrations relativement élevées. Ces fluides sont produits en conjonction avec le système central du rift nord américain. Différentes origines possibles sont discutés dans la littérature. L'expertise développée sera appliquée à la compréhension de l'origine de l'hydrogène et de recharge sur des sites pilotes.
L'étude fournira l'expertise et les outils pour le développement de méthodes de prospection et de production de l'hydrogène naturel en contexte intra-continental.

 

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La perméabilité des roches est fortement influencée par la présence de fractures car ces dernières constituent un chemin préférentiel pour l'écoulement des fluides. Ainsi dans un réservoir les fractures naturelles sont un facteur déterminant de sa productivité, tant que, dans le cas de roches à faible conductivité, des techniques de stimulation telle que la fracturation hydraulique sont utilisées pour en augmenter la perméabilité et rendre le réservoir exploitable du point de vue économique. Par contre, il y a des cas où la présence de fractures dans la roche représente un souci, comme dans le cas du stockage de CO2 pour lequel la fuite du CO2 par les fractures présentes dans les couvertures du réservoir et la réactivation des failles constituent un des risques majeurs. C'est donc important de prévoir les effets de la présence de fractures dans un réservoir: réponse en termes de pressions, les effets en termes d'extraction, l'impact sur la subsidence pendant la production et la tenue des couvertures. Le but de cette thèse est le développement d'une technique numérique pour la simulation de la propagation de fractures hydrauliques. Grâce à sa versatilité, la méthode X-FEM sera utilisée avec un modèle zone cohésive. La méthode X-FEM permet l'introduction d'une fissure dans le modèle sans remailler, ce qui simplifie la simulation de la propagation. Le modèle zone cohésive permet de simuler correctement l'écoulement du fluide dans la fissure et l'échange fluide entre la fissure et le milieu poreux. Les développements seront menés dans Code_Aster, un logiciel libre de recherche et industriel à éléments finis développé par EDF R&D.

 

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Les découvertes d’hydrocarbures réalisées ces dix dernières années dans les séries anté-salifères de l’Atlantique Sud (Bassin de Campos et Santos) ont suscité un regain d’intérêt envers les réservoirs carbonatés d’environnements lacustres à forte composante microbienne.

Dans le Sud-Est de la France, les séries priaboniennes (Eocène sup.) à rupéliennes (Oligocène inf.) lacustres du Sud-Est de la France on été déposés au sein de bassins en extension, durant la phase syn-rift du rifting Ouest-Européen, et sont caractérisés par une sédimentation mixte (carbonate, silicoclastique, évaporite) typique d'environnements palustres à lacustres. Des carbonates microbiens (thrombolites, stromatolites) ont également été observés.

Ce projet de thèse a donc pour but :
- de replacer le système carbonaté de ces bassins dans le cadre de l’évolution géodynamique, climatique et paléogéographique de l’Europe de l’Ouest à la transition Eocène-Oligocène.
- de focaliser ensuite l'étude sur l'un de ces bassins (Gardon-Alès-Issirac) afin de contraindre au mieux les modèles de dépôt, d’architecture sédimentaire, d’évolution diagénétique et des propriétés réservoirs en relation avec leurs facteurs de contrôle (climatiques, tectoniques, paléogéographiques).
- proposer une méthodologie de simulation stochastique pour rendre compte de ces architectures et de la distribution des hétérogénéités dans ces systèmes sédimentaires.

 

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