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U n i v e r s i t é H a s s a n I I d e C a s a b l a n c a F a c u l t é d e s

U n i v e r s i t é H a s s a n I I d e C a s a b l a n c a F a c u l t é d e s S c i e n c e s B e n M ’ s i k D é p a r t e m e n t d e G é o l o g i e Master Géologie appliquée à la Prospection des Ressources Naturelles Module : Géologie des hydrocarbures conventionnels et non conventionnel Les réservoirs carbonatés, détritiques, Diagenèse Réalisé par : ISMAIL KADIRI Sous l’encadrement de : Pr. Benbouzian Abdelmajid Année universitaire : 2020 / 2021 Table de matière I. Généralités et définitions sur les Réservoirs ................................................................................... 2 A. Un réservoir ......................................................................................... Erreur ! Signet non défini. B. La porosité : ................................................................................................................................. 3 C. La perméabilité ............................................................................................................................ 4 II. La diagenèse des réservoirs :........................................................................................................... 4 A. Perte de porosité par compaction .............................................................................................. 6 B. Perte de porosité par cimentation .............................................................................................. 7 C. La dissolution ............................................................................................................................... 7 III. Les carbonates : ........................................................................................................................... 8 A. Sédiments carbonatés : ............................................................................................................... 8 B. La classification des roches carbonatées : ................................................................................... 9 1. Classification de Dunham : ...................................................................................................... 9 2. La classification de Folk : ......................................................................................................... 9 IV. Les réservoirs carbonatés : ........................................................................................................ 10 V. Les réservoirs détritiques « silicoclastiques » : ............................................................................. 11 A. Les réservoirs détritiques (cas des réservoirs non conventionnels). ........................................ 11 B. 1.2 Les réservoirs de grès « tight » ............................................................................................ 13 C. Le gaz de schiste : ...................................................................................................................... 15 VI. Conclusion : ............................................................................................................................... 16 I. Généralités et définitions sur les Réservoirs Un bassin sédimentaire peut être considéré comme un système pétrolier à condition d’être constitué de cinq éléments majeurs aussi connus sous le terme anglais « magic five ingredient » : une roche mère, une couverture, un piège, un réservoir et un timing de migration d’hydrocarbures (Ong, 2013). Figure 1 : Schéma conceptuel d’un système pétrolier (Ong, 2013) A. Un réservoir : Un réservoir est défini comme étant un volume de sédiments présentant des vides, pores ou fissures dans lequel peuvent circuler des fluides. Les principales roches réservoirs sont généralement sédimentaires, constituées essentiellement de grés et/ou de carbonates 99% au total dans le cas du conventionnel (ACHI 2015). Figure 2 : Schéma d’un réservoir des hydrocarbure conventionnels Les conditions de dépôt sédimentaire et diagenétique de ces roches génèrent un grand impact dans la préservation de ces milieux poreux. Des facteurs importants tels que la sédimentation, la diagenétique (compaction et arrangement) et l’hétérogénéité contribuent dans la qualité et la préservation de ces réservoirs ainsi que la distribution des pores et leur taille Pour constituer un réservoir exploitable, une roche doit présenter deux qualités : offrir conjointement aux fluides l’espace nécessaire pour en accueillir un volume suffisant et la possibilité pour ces fluides de circuler avec un taux d’irréductibilité. Il s’agit d’un milieu poreux dont les paramètres pétrophysiques sont développés traduisant une porosité effective élevée et une perméabilité permettant une circulation facile de fluide (Achi 2015). B. La porosité : La porosité d’une roche est définie comme étant le rapport entre l’espace poral (vides pouvant être remplis par des fluides) et le volume total (espace poral + matrice solide). On distingue généralement deux types de porosité : la macroporosité et la microporosité (Ong 2013). ✓ La macroporosité est constituée à la fois de la porosité primaire (généralement intergranulaire dans le cas des réservoirs silicoclastiques) correspondant aux espaces entre les grains, et de la porosité secondaire correspondant à la porosité issue de la dissolution de grains minéraux. ✓ La microporosité correspond quant à elle aux pores dont la taille ne permet pas d’être observée précisément par microscopie optique (< 10 μm). Dans les réservoirs gréseux cette porosité est souvent associée aux phyllosilicates ou aux grains lithiques argileux. Figure 3 : Photographies de lames minces illustrent la macro-porosité dans des roches carbonatées saturées de résine colorée (Achi 2015) C. La perméabilité En ingénierie pétrolière, un des paramètres auquel est associée la porosité est la perméabilité. En effet, la perméabilité découle souvent de la porosité et principalement de l’organisation de l’espace poral. La perméabilité est donc fonction à la fois de la valeur totale de la porosité et de la distribution de la taille des pores, mais également de la connectivité entre ces pores. Figure 4. Représentations schématiques des structures de la perméabilité : pores et seuils interporaux (C). (A) Seuil interporal étroit, (B) Seuil interporal large. En rouge : profils de vitesse du fluide au niveau du seuil. Modifié d'après (Dautriat, 2008) II. La diagenèse des réservoirs : La porosité et la perméabilité initiales d’un sédiment dépendent en premier lieu de son environnement de dépôt et donc de la minéralogie, de la taille, du tri et de la forme des grains. Les processus physiques, chimiques et biologiques affectant le sédiment suite à son dépôt sont regroupés sous le terme de diagenèse. Ces processus sont fonction des variations de température, pression et de chimie liées à l’histoire d’enfouissement du bassin sédimentaire. Figure 5. Diagramme Pression-Température définissant les domaines de la diagénèse et des différents métamorphismes (Neveux, 2013). La diagénèse est active depuis des domaines très superficiels juste après le dépôt jusqu'à des domaines très enfouis proches du métamorphisme. La transition entre le domaine de la diagénèse et celui du métamorphisme se fait aux alentours de 180°C à 250°C (Frey, 1987). La diagénèse peut être décomposée en trois grands domaines : l’éogénèse, la mésogénèse et la télogénèse. L’éogénèse : est aussi appelée diagénèse précoce. Les fluides agissant dans ce domaine sont en contact avec la surface et avec le CO2 atmosphérique. Il peut s’agir de fluides de type météorique ou de fluides de type marin. Ici la chimie des fluides interstitiels est directement contrôlée par l’environnement de surface. La mésogénèse : ou diagénèse d’enfouissement. Le domaine de l’enfouissement débute lorsque les eaux porales ne sont plus en relation avec le milieu extérieur (marin ou continental). La chimie des fluides interstitiels est contrôlée par les réactions chimiques de précipitation ou de dissolution au sein de l’encaissant. En général, on considère la limite entre l’éogénèse et la mésogénèse vers la profondeur de 1 à 2 km et une température de 30 à 70°C (Morad et al. 2000). Les effets de la diagénèse d’enfouissement sont progressifs et non brutaux. C’est pourquoi il est difficile de relier précisément un processus diagénétique à une profondeur. La télogénèse : Il s’agit de la diagénèse liée à l’exhumation des roches. On identifie la limite de la télogénèse lorsque les roches sont de nouveaux en contact avec des eaux de surface. Figure 6 : Différents stades de la diagenèse contrôlant les qualités réservoirs, avec les contrôles eogenetiques (diagenèse d'enfouissement précoce/peu profond), les contrôles mesogenetiques (diagenese d'enfouissement) et même les contrôles telogenetiques (lies au soulèvement) (modifie de Burley et Worden, 2003 ; Deconinck et al., 2016). Figure 7. Les différents fluides interagissant avec la roche au cours de la diagénèse A. Perte de porosité par compaction : La compaction mécanique est le principal phénomène responsable de la diminution de porosité dans les 3 premiers kilomètres d’enfouissement. Son impact repose sur la réorientation et le réarrangement des grains sous l’effet de la pression. Au-delà de cette profondeur, la réduction de la porosité est principalement due à la compaction chimique, caractérisée par la dissolution des grains à leurs points de contact (Ong, 2018). Figure 7 : L’influence de la compaction Dissolution B. Perte de porosité par cimentation La perte de porosité par cimentation peut intervenir à tous les stades de la diagenèse (Eogenèse, Mésogenèse, Télogenèse). Elle est plus particulièrement active au-delà des 2-3 kilomètres d’enfouissement, où elle devient le phénomène principal responsable de la diminution de la qualité réservoir (notamment la cimentation siliceuse). Dépendante de la chimie des fluides circulant dans le système, la cimentation augmente généralement avec l’enfouissement et/ou avec l’âge du sédiment (en liaison avec une cinétique de précipitation des minéraux des ciments plus rapide à température plus élevée). (Ong, 2018). Figure 8 : Morphologie commune des ciments carbonatés modernes. D'après James et Choquette (1990). C. La dissolution Source de porosité secondaire, se rencontre fréquemment en présence de fluides acides, et/ou sous-saturés par rapport aux carbonates. Ces fluides sont générés par la réduction des sulfates, par la maturation organique, ou proviennent de nappes ayant baigné des roches silico-clastiques ou d’origine superficielle (fluides météoriques). III. Les carbonates : Les roches carbonatées sont des roches sédimentaires essentiellement sous-aquatiques (marines ou lacustres), d’origine chimique ou biologique, formées par 50% au moins de carbonates. Elles représentent 20% des roches sédimentaires existantes. Ces carbonates peuvent être de calcium CaCO3 (calcite, aragonite) ou de calcium et de magnésie CaMg (CO3)2 (dolomite). Ainsi, les roches carbonatées sont généralement classées en fonction du ratio entre les quantités de calcite et de dolomite qu’elles contiennent. (Mangane, 2013). Deux principaux types de roches carbonatées sont distingués : les calcaires, contenant plus de 50% de calcite, et les dolomies, composées de plus 50% de dolomite. Cependant, d’autres compositions chimiques intermédiaires existent : calcaire dolomitique uploads/Geographie/ rapport-les-reservoirs-carbonates-detritiques-diagenese.pdf