Différents types de discontinuités dans un réservoir fracturé

Les réservoirs fracturés

Le système pétrolier

La formation d’un réservoir pétrolier est la conséquence de l’accumulation de la matière organique dans une roche faiblement poreuse et perméable appelée la roche mère. Le dépôt des différentes couches sédimentaires au-dessus de la roche mère provoque l’augmentation de la pression et de la température à l’intérieur de cette roche. Ceci provoque la maturation de la matière organique. Ainsi, se forment des hydrocarbures sous forme liquide ou gazeuse qui seront, par la suite, expulsés de cette roche mère. Les hydrocarbures expulsés montent sous l’effet du contraste de densité à travers différentes couches jusqu’à être piégés à l’intérieur d’une roche perméable et poreuse appelée roche réservoir. Cette roche doit être impérativement couverte par une roche imperméable (d’argile par exemple) pouvant piéger ces hydrocarbures. Cette structure est appelée piège. Ce processus aboutissant à l’obtention d’un réservoir pétrolier est appelé système pétrolier (Figure 5). Ce processus est très lent. Il dure des millions d’années.

Les fractures

Le mouvement continu des plaques tectoniques provoque des accidents géologiques dans les différentes couches sédimentaires. La conséquence de ces accidents peut se manifester sous forme de discontinuités au niveau des différentes couches géologiques. On parle ici de fractures et failles. On donne dans la Figure 6 un exemple de réservoir fracturé.

Différents types de discontinuités dans un réservoir fracturé

Le degré de fracturation d’une roche est un paramètre très important qui définit le potentiel de cette roche à jouer le rôle d’un réservoir pétrolier. Les fractures sont des discontinuités dans un volume rocheux causées par des contraintes de pression appliquées à ce volume lors de la formation (pression appliquée par les couches supérieures par exemple) ou bien après (séismes, mouvements tectoniques). On peut distinguer trois types de fractures selon le sens de déplacement la provoquant :  Les fractures de dilatation ou joints : Le déplacement des deux compartiments de la roche a eu lieu perpendiculairement à la surface de la fracture.  Les fractures de cisaillement ou failles : Elles sont produites suite à des mouvements de cisaillement entre les deux compartiments. C’est à dire, parallèlement à la surface de la fracture.  Les fractures de pression : Elles sont formées suite à des mouvements inverses à ceux qui sont à l’origine des joints. L’extension et le rejet peuvent aussi être un critère de classification des fractures. Ainsi, on distingue :  Les failles sismiques : ce sont les failles dont l’extension est suffisamment importante pour être détectées par l’exploration sismique.  Les failles sub-sismiques : ce sont les failles dont l’extension n’est pas assez importante pour être détectée par la sismique. Des algorithmes géostatistiques sont utilisés pour générer ces failles lors de la modélisation des réservoirs fracturés, par extrapolation des connaissances collectées sur les failles sismiques .  Les fractures diffuses : Il s’agit de l’échelle de fracturation la plus petite. Ces petites fractures sont observées au niveau des puits. Tout comme les failles sub-sismiques, elles sont générées statistiquement lors de la modélisation des réservoirs. Dans le cadre de cette thèse, on ne s’intéresse qu’aux fractures diffuses. Les failles ne seront pas prises en compte (plus précisément on admet qu’elles sont explicitement représentées dans le modèle, donc ne posent pas de réel problème de changement d’échelle). 

Propriétés des fractures

La longueur et la forme 

La fracture est une discontinuité plane. Elle est modélisée dans l’espace tridimensionnel par une surface ayant une forme polygonale ou elliptique. Dans ce même espace, la fracture est caractérisée par la longueur du grand rayon de l’ellipse. Dans l’espace bidimensionnel, la fracture est modélisée par un segment de droite correspondant à l’intersection entre la fracture et le plan d’observation. La longueur de la fracture est elle-même, la longueur de ce segment de droite.

L’orientation (azimut) et le pendage (dip) 

L’orientation (ou azimut) est l’angle moyen formé par le linéament d’une fracture par rapport à la direction nord. Le pendage (ou dip) est l’angle entre le plan de faille et le plan horizontal (voir Figure 7). 

L’ouverture

L’ouverture est la distance entre les deux lèvres de la fracture. C’est la caractéristique la plus importante car elle contrôle la quasi-totalité des propriétés d’écoulement et de transfert à travers cette fracture.

Influence de la morphologie de la fracture sur la perméabilité du réservoir 

La perméabilité du réservoir est fortement influencée par la morphologie de ses différentes fractures. A la base, on peut distinguer quatre morphologies différentes de la fracture :  fractures ouvertes : l’espace séparant les deux lèvres de la fracture n’est pas rempli de matériaux (dont l’origine peut être la diagenèse ou une déformation).  fractures remplies de minéraux : ces minéraux sont soit formés par diagenèse soit par altération. Ce sont principalement le quartz, les carbonates ou un mélange des deux.  fractures vacuolaires : il s’agit de la conséquence d’une altération ayant lieu à proximité des fractures. Cette altération est causée par la pénétration d’un fluide dans une zone matricielle peu poreuse. La morphologie des fractures influence la perméabilité directionnelle de la masse rocheuse . En effet, la fracture ouverte augmente la perméabilité du réservoir dans la direction de la fracture. Pour les directions la traversant, la fracture joue le rôle des pores de la matrice et la perméabilité n’est pas modifiée. Une fracture remplie de gouge, réduit la perméabilité dans les directions qui traversent celle de la fracture. Dans la direction de la fracture, la perméabilité n’est pas modifiée. Une fracture remplie à faces lisses augmente la perméabilité dans sa direction et la diminue à travers. Les fractures vacuolaires jouent le même rôle que les fractures ouvertes. Dans le cadre de cette thèse, on ne considère que les fractures ouvertes.

Classification des réservoirs fracturés

 Dans un réservoir pétrolier, les fractures peuvent favoriser la conduction des fluides dans un volume rocheux. Elles peuvent également jouer le rôle de barrières à l’écoulement. Ceci dépend de son historique de genèse et de la connectivité entre les différentes fractures. Nelson se base sur les paramètres de l’écoulement des fractures et du milieu matriciel pour classifier les réservoirs fracturés selon 4 types :  Type I : La fracture assure majoritairement la capacité de stockage et la perméabilité du réservoir. La matrice est de faibles porosité et perméabilité.  Type II : La matrice rocheuse assure le stockage des hydrocarbures alors que les fractures assurent la perméabilité du réservoir. La matrice est de faible perméabilité mais sa porosité peut être modérée ou même importante.  Type III : La fracture assure une perméabilité qui, s’ajoutant à la bonne perméabilité et porosité de la matrice, donne un réservoir dont la production est très économique.  Type IV : Les fractures sont des barrières à l’écoulement. Elles accentuent l’anisotropie du réservoir sans contribuer à sa capacité de stockage ou à sa perméabilité.