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Groupe magister Spécialisé : GEOSCIENCE 1 SOMMAIRE I- La Porosité I-1 Définitio

Groupe magister Spécialisé : GEOSCIENCE 1 SOMMAIRE I- La Porosité I-1 Définition de la porosité I-2 Les différents types de porosité I-3 Facteurs contrôlant et modifiants la porosité I-4 Diagenèse et porosité I-5 Micro et macroporosité I-6 La porosité dans les récifs I-7 Classification de la porosité I-8 Descriptions des principaux types basiques de porosité selon Choquette et Pray (1970) II- La Perméabilité II-1 Définition de la perméabilité II-2 Anisotropie II-3 Types de perméabilités II-4 Relation entre porosité et perméabilité III- Saturation IV- Illustration sur Grapher et Surfer : a- variation du Vsh en fonction du profondeur b- Détermination des cartes de saturation, porosité et les zones les plus perspectives sur surfer c- la détermination du Cut off de la porosité & la perméabilité Groupe magister Spécialisé : GEOSCIENCE 2 Introduction Dans le domaine pétrolier, pour exploiter convenablement un gisement de pétrole, de gaz naturel ou encore une roche aquifère, il faut connaître aussi bien que possible les caractéristiques intrinsèques des roches qui renferment ces ressources. Leur capacité de stockage (c’est-à-dire la porosité), leur aptitude à laisser circuler les fluides (c’est-à-dire la perméabilité) ainsi que les méthodes utilisées pour mesurer l’une et l’autre sont des informations primordiales à réunir et à étudier pour décrire le réservoir (Monicard, 1965), démontré les zones les plus perspectives et les limites industrielles pour pourrais engager dans l’exploitation du gisement ou non. Les roches réservoirs sont des roches suffisamment poreuses et perméables pour pouvoir contenir des fluides (eau, huile, gaz, …etc.). Ces roches, que ce soit des calcaires, des dolomies ou encore des grès, ont un intérêt économique si leurs volumes sont suffisants et si elles sont recouvertes par des roches couvertures imperméables interdisant aux fluides de s’en échapper (Foucault et Raoult, 1995). Lorsqu’un réservoir potentiel souterrain est repéré par des méthodes de surface, géologiques et géophysiques, il faut en étudier ses qualités. Celles qui conditionnent le rendement potentiel, qu'il soit aquifère ou pétrolier, sont principalement : - son volume, - sa porosité, - son taux de saturation, - sa perméabilité, - les différents fluides qu'il renferme (huile, gaz, eau) (Chapellier et al., 2004). De plus, la distribution spatiale des paramètres pétrophysiques, comme la porosité, la perméabilité et la saturation, est essentielle pour caractériser une roche réservoir. La radioactivité naturelle des terrains qui est aussi une caractéristique physique des roches-réservoirs peut être aussi mesurée aisément sans qu’il y ait destruction, perte ou altération du matériel rocheux et les résultats peuvent être précieux pour des corrélations. Groupe magister Spécialisé : GEOSCIENCE 3 I- La Porosité I-1 Définition de la porosité : Les roches sédimentaires sont constituées par des particules, de forme quelconque, plus ou moins cimentés entre elles, et entre lesquels existent des espaces vides qui ont la faculté de contenir un ou plusieurs fluides interstitiels tels que de l’air, de l’eau ou des hydrocarbures liquides ou gazeux, et de les laisse circuler : la roche est alors dite poreuse et perméable (Monicard, 1965 ; Deveughele, 1992). La porosité (Φ ou f) correspond au volume total occupé par les vides de la roche (Vp) divisé par le volume total de la roche (Vt), elle s’exprime le plus souvent en pourcentage mais on peut la trouver sous forme de fraction: Φ = Vt/Vp en % ou en fraction d'unité - Φ : porosité [%] - Vt : volume total (ou apparent) de l’échantillon [m3] - Vp : volume des vides (ou volume des pores) entre les grains solides [m3] L’espace poreux est une continuité d’absence de matière solide imbriquée dans la continuité de matière solide ; il est par essence irrégulier dans ses formes et inconstant dans ses qualités ce qui lui confère une grande complexité (Monicard, 1965). Il apparaît donc logique d’étudier sa variabilité spatiale. I-2 Les différents types de porosité La porosité utile (ou connectée ou effective) de l’échantillon est le rapport du volume des pores qui sont reliés entre eux au volume total de l’échantillon. Il peut exister des pores qui ne communiquent pas entre eux. On peut ainsi définir une porosité résiduelle (ou occluse) due aux seuls pores non reliés. Il peut s’agir soit de vides intracristallins (inclusions fluides ou gazeuses par exemple), soit intercristallins mais reliés au reste du réseau poreux par des accès trop étroits. La porosité totale (utile + résiduelle) est celle qui est mesurée par les procédés de diagraphies électriques ou nucléaires (Monicard, 1965). La porosité utile est en général inférieure de 20 à 25%, parfois de 50% à la porosité totale. Ce coefficient est d’autant plus élevé que la granulométrie de la roche est fine, ce qui accentue l’action des phénomènes capillaires. Dans le cas de pores et d’interstices très étroits, conséquence d’une granulométrie très fine, de l’eau interstitielle reste absorbée de façon irréductible aux grains sous l’action des forces capillaires (Perrodon, 1985). Les traditionnels termes exprimant une notion de temps pour la porosité dans les carbonates sont primaire et secondaire. La porosité primaire inclut tous les espaces poreux présents immédiatement après le dépôt final. La porosité secondaire désigne ceux crées après le dépôt final (Choquette et Pray, 1970). Ces deux termes dépendent uniquement du moment où le pore est crée ; leurs définitions sont indépendantes du mode d’origine du pore et de l’état de lithification. Conformément à ces définitions, si des pores primaires sont remplis et des processus plus tardifs développent des ouvertures sur le lieu de ces pores, la nouvelle porosité sera classée comme secondaire ou post-dépositionnelle (ces deux termes étant synonymes) (Choquette et Pray, 1970). Groupe magister Spécialisé : GEOSCIENCE 4 I-3 Facteurs contrôlant et modifiants la porosité La complexité de la taille et de la forme des pores dans les roches carbonatées est induite par beaucoup de facteurs. Premièrement, elle est reliée en partie à la large gamme de taille et de forme des particules carbonatées, lesquels créent les pores par leur assemblage ou leur dissolution, de plus elle est aussi reliée en partie à la variation de taille et de forme des pores intragranulaires. La complexité physique au sein d’une roche carbonatée augmente grandement avec les processus de dissolution (Choquette et Pray, 1970). Morphologiquement et quantitativement, la porosité est extrêmement variable d’une roche à l’autre. On a longtemps considéré que l’essentiel de la porosité des roches sédimentaires carbonatées était post-dépositionnelle. C’est ainsi qu’une attention toute particulière a été donnée aux processus de dissolution et de dolomitisation. En revanche, l’oblitération systématique de la porosité primaire et secondaire qui se produit dans la majorité des carbonates anciens a suscité moins d’attention. Ainsi les sédiments carbonatés récemment déposés ont communément des porosités de l’ordre de 40 à 70 % alors les carbonates anciens n’en possèdent plus que quelques pourcents (Choquette et Pray, 1970). I-4 Diagenèse et porosité L’influence de la diagenèse sur la porosité est majeure. En effet, elle peut en créer dissolution, fracture,…etc.), l’oblitérer (recristallisation, cimentation,…etc.) ou alors complètement la transformer. Tous les types de porosité sont particulièrement susceptibles de subir l’altération diagénétique depuis leur temps de formation. La plupart des roches carbonatées révèlent une histoire complexe de l’évolution de leur porosité. La porosité préexistante peut être augmentée par de la dissolution, de la dolomitisation ou de la fracturation. Cependant, la plupart des processus diagénétiques favorisent fortement la réduction ou l’occlusion total des pores. Ces processus sont par exemple l’infiltration de boue, la recristallisation, la compaction physique et chimique ou encore la cimentation partielle ou complète par de l’aragonite, de la calcite, de la dolomite,…etc. Les deux changements diagénétiques majeurs qui se produisent lors du passage d’un sédiment carbonaté récemment déposé à une roche ancienne sont (Land et al., 1967) : - la grande diminution de porosité, - le passage d’un assemblage minéral contenant des formes instables à un assemblage stable. I-5 Micro et macroporosité En dehors des descriptions purement qualitatives, il existe toutes celles issues de méthodes d’analyse directes ou indirectes qui permettent une quantification. On aboutit dans tous les cas à des classifications par coupures de type granulométrique. Il faut cependant remarquer que ces classifications ne sauraient être considérées comme des granulométries réelles. Puisque la porosité n’a pas une morphologie granulaire, mais qu’elle constitue un milieu continu (Bousquie, 1979). De nombreux auteurs proposent une coupure séparent micro et macropores. Cette coupure est variable selon les auteurs et les méthodes utilisées. Groupe magister Spécialisé : GEOSCIENCE 5 1/8 mm Choquette et Pray (1970) sur lames minces 0,5 μm Pittman (1971) au M.E.B. 0,01 μm Combarnous et Marle (1965) au porosimètre à mercure 0,1 μm Alonzo (1965) au porosimètre à mercure 1 μm Bousquie (1975) au porosimètre à mercure 5 μm Bousquie (1975) La topologie du milieu poreux des roches calcaires est à la fois complexe et extrêmement variable d’une roche à l’autre. L’utilisation conjointe d’essais indirects de caractérisation (par ex. : porosimétrie au mercure), d’essais de comportement (par ex. : perméabilité) et de l’observation directe en lames minces et au M.E.B. a permis de mettre en évidence le point suivant : la porosité des calcaires est généralement uni ou bimodale. Elle est constituée d’une microporosité correspondant aux espaces entre les cristaux des phases microcristallines uploads/Industriel/ determination-de-la-relation-entre-la-pe-pdf.pdf