Caractérisation pétrographique appliquée à la modélisation pétrolière

L’énergie primaire commercialisée au monde atteint les 9 milliards de tonnes d’équivalent pétrole dont 90% de combustibles fossiles avec les deux tiers représentés par le pétrole et le gaz et le dernier tiers par le charbon. Avec l’augmentation de la demande énergétique, l’exploration pétrolière progresse en développant de nouvelles technologies et méthodes d’exploration et d’exploitation des systèmes pétroliers conventionnels et surtout des systèmes pétroliers non conventionnels. Les hydrocarbures (pétrole et gaz) conventionnels et non conventionnels résultent de la transformation de la matière organique sédimentaire contenue dans une roche suite à l’augmentation de la température et la pression lors de son enfouissement (la roche mère). Cependant ce qui les différencie c’est les méthodes utilisées pour les extraire et les exploiter de leurs réservoirs dit « conventionnels » et « non-conventionnels », respectivement. Les hydrocarbures conventionnels, sont ceux exploité avec plus de facilité à partir des roches réservoirs poreuses et plus perméables, contenants des concentrations importantes de ces hydrocarbures ayant migrés et étant piégés sous une roche imperméable. Une fois le forage effectué, les hydrocarbures remontent (chute de pression) ou seront remontés grâce à des techniques dites aussi « conventionnelles » d’où l’appellation des « hydrocarbures conventionnels ». Ces réservoirs conventionnels peuvent devenir avec le temps des réservoirs nonconventionnels ceci est dû soit : à une deuxième partie (parfois très importante) d’hydrocarbures conventionnels produits restant piégée dans la roche mère à cause de sa faible perméabilité, soit aux processus diagénétiques et de circulations de fluides qui influencent les qualités pétrophysiques des réservoirs les classant donc dans les gisements inexploitable et roches réservoirs moins perméables. Un bassin pétrolier non-conventionnel est un bassin exploité en utilisant des techniques avancées, qui impliquent des coûts et des technologies supérieurs à ceux des réservoirs pétroliers conventionnels, car les conditions de l’exploitation sont difficiles. Ces réservoirs comprennent les schistes bitumineux, des sables bitumineux (à l’exception des sables bitumineux canadiens qui constituent une production assez importante), en offshore très profond, en conditions polaires ainsi que l’exploration du pétrole lourd et extra-lourds (dans ces deux derniers cas c’est la qualité de l’huile très visqueuse qui ne permet pas l’utilisation des méthodes conventionnel)…

La description pétrographique de ces systèmes pétroliers (conventionnels et nonconventionnels), nécessite la caractérisation de chaque élément et chaque processus les composants, et ceci d’un point de vue différents des descriptions classiques à l’échelle macroscopique et microscopique ainsi que les interactions entre les roches et les fluides. Dans cette thèse on va montrer les méthodes d’observation qui permettent d’étudier ces différences afin de pouvoir mieux comprendre le fonctionnement des deux systèmes. Un système pétrolier est un système regroupant des éléments et des processus géologiques propices à l’accumulation des hydrocarbures (Magoon et Dow, 1994). Ces éléments et ces processus géologiques sont définis différemment par plusieurs auteurs. Du point de vue géologie pétrolière, Gluyas et Swarbrick (2004), définissent les « magic five ingredients » sans lesquels un bassin ne peut pas constituer une province pétrolière, ces ingrédients magiques sont les suivant : la roche mère, la roche couverture, le piège, la roche réservoir et le timing. Allen (1990) définis ces éléments d’un point de vue analyse des bassins sédimentaires et d’apport à l’enjeu pétrolier comme suit : l’accumulation du pétrole, la roche réservoir, la roche couverture, le piège, le moment critique. Enfin, selon Magoon et Dow (1994), les composants d’un système pétrolier sont comme suit : une roche mère (active), les chemins de migration, le piège qui est défini par sa géométrie, par la roche réservoir et la roche couverture et le timing. Tous ces éléments peuvent être définis à partir de la modélisation des systèmes pétroliers. On peut en déduire que les éléments composants un système pétroliers sont la roche mère, la roche réservoir, la roche couverture, le piège et la charge sédimentaire (overburden rock) (Figure 1) ; dans certains cas, les roches mères produisent des hydrocarbures mais les gardent emmagasinés car leurs perméabilités sont faibles, dans ce cas-là elles deviennent par définition des roches réservoirs car l’accumulation de ces hydrocarbures se fait in situ. Dans d’autres cas les roches réservoirs perdent de leur qualité pétrophysique, donc de leur porosité et leur perméabilité et ceci à cause de processus de TSR (Sulfato-réductions à basse température : précipitation d’anhydrite), de la dolomitisation et de la circulation de fluide ; ceci les transforme en barrière contre laquelle s’accumulent les hydrocarbures migrant de la roche mère. Ceci dit les roches couvertures se transformant également en roche réservoir dans le cas où la circulation de fluides crée soit une dissolution des minéraux soluble créant des cavités où les hydrocarbures peuvent s’accumuler (exemple : la karstification des calcaires mudstone).

Quant aux processus intervenants dans sa formation sont soit contrôlés par la température soit par l’évolution structural et sédimentaire et représentés par :
• La génération des hydrocarbures à partir de la roche mère ;
• L’expulsion des hydrocarbures saturant la roche mère.
• La migration primaire des hydrocarbures de la roche mère vers la roche réservoir, sous l’effet de la différence de pression entre les deux roches ainsi que l’hydrodynamisme et la gravité ;
• L’accumulation/piégeage des hydrocarbures dans la roche réservoir ;
• La préservation du système pétrolier ce qui correspond à la période après piégeage où les hydrocarbures sont soumis aux processus de migration secondaire dans la roche réservoir, ou à la dysmigration vers la surface et d’autres processus tels que la fracturation due aux mouvements tectoniques, le bon fonctionnement de la roche couverture.
• Le moment où la plus grande quantité d’hydrocarbures est accumulée est appelé « le moment critique ».

Afin de caractériser chaque élément et chaque processus des systèmes pétroliers conventionnels et non-conventionnels, des approches pétrographique (minérale et organique), géochimique et pétrophysique, appuyées par la modélisation, sont étudiées et proposées dans cette thèse.

Les différents éléments d’un système pétrolier sont définis et étudiés comme suit :

• La roche mère est l’élément principal dans la formation des hydrocarbures, il s’agit d’une roche source contenant une forte concentration de matière organique ayant partiellement ou totalement généré des hydrocarbures à partir du kérogène. Ce dernier peut être de différents types selon le milieu de dépôt de la matière organique le composant: type I (milieu lacustre), type II (milieu marin) et type III (milieu continental).

Il est important de connaitre la composition de la roche mère, de comprendre son fonctionnement actuel et antérieur, de déterminer sa maturité et d’évaluer son potentiel pétrolier et sa porosité. Ceci nécessite l’utilisation de plusieurs méthodes pétrographiques telles que : la microscopie à réflexion et en fluorescence, une analyse élémentaire, une analyse macérale, l’évaluation du pouvoir réflecteur de la vitrinite, une pyrolyse Rock-eval, une estimation des énergies d’activation utilisées dans la modélisation du système pétrolier à partir de la pétrographie des macéraux, et une tomographie avec une analyse d’image pour déterminer la porosité et la fracturation (cleats) due à l’expulsion des fluides (eau, huile, gaz).

• Les roches réservoirs sont des roches sédimentaires à porosité et perméabilité assez importante, contenants des hydrocarbures. Leur caractérisation est essentiellement pétrophysique, car leurs qualités dépend de leurs capacités à accumuler et laisser circuler le plus d’hydrocarbures. le réservoir étudié dans ce travail est représenté par les carbonates du bassin de Cardenas. Dans cette étude la caractérisation des paramètres pétrophysiques de ces carbonates s’est basée sur l’évaluation des paramètres porosité, perméabilité et pression capillaire à partir des méthodes d’injection de mercure, de microscopie électronique à balayage, de microscopie Confocale ainsi que la tomographie.

• Ces méthodes sont plus faciles à réaliser sur les réservoirs pétroliers conventionnels où le kérogène est absent mais on note la présence, en plus des hydrocarbures, des résidus tels que le bitume et le pyrobitumes (résidus de pétrole résultants d’un craquage primaire et secondaire respectivement). Ces hydrocarbures sont piégés soit dans la porosité soit dans la matrice au niveau des inclusions de fluides, l’étude de ces derniers permet l’évaluation du moment et la température du piégeage de ces fluides ainsi que l’évolution thermique des composants (fluide, gaz et résidus solides composants l’inclusion de fluide).