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par Admin Ven 17 Déc - 21:431 Définition des roches réservoirs
Les roches réservoirs sont des roches suffisamment poreuses et perméables pour pouvoir contenir des fluides (eau, huile, gaz, …). 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).
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).
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 :
<blockquote> - son volume,
- sa porosité,
- son taux de saturation,
- sa perméabilité,
- les différents fluides qu'il renferme (huile, gaz, eau) (Chapellier et al., 2004).</blockquote>
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.
2 Réservoirs carbonatés
Les réservoirs carbonatés sont caractérisés par une très grande hétérogénéité de la porosité et de la perméabilité. Ils se présentent souvent sous formes massives, à gros pores et fissures dans le cas des récifs, finement stratifiées et laminées dans les dépôts d’arrière-récif et de haut-fond (Perrodon, 1985).
La porosité primaire est d’abord de type intergranulaire ; elle est toujours très variable du fait de la diversité de forme et de taille des composants, dont certains peuvent ajouter une porosité propre ou intergranulaire. Elle varie étroitement avec l’augmentation de l’énergie du milieu de dépôt, notamment en ce qui concerne les récifs où la porosité maximale s’observe sur les flancs des édifices récifaux, là où s’accumulent les débris d’organismes (Perrodon, 1985).
Aux hétérogénéités causées par les variétés des milieux de dépôt s’ajoute celle provoquée par les actions de la diagenèse ou porosité secondaire. La dolomitisation se traduit par une augmentation du volume des pores dans le cas d’un calcaire compact, par une simple modification de l’architecture du volume poreux dans le cas d’un calcaire récifal par exemple. Une étude statistique effectuée dans l’Ouest du Canada a montré que les porosités et les perméabilités de 8% et de 68 mD dans des réservoirs calcaires, passent à 9% et 800 mD dans les zones dolomitisés. Parfois cependant, la dolomitisation peut avoir un effet négatif en créant un dense réseau de cristaux (Perrodon, 1985).
Les calcaires bioconstruits formés de coraux, les constructions récifales dans leur ensemble ainsi que leurs produits de démantèlement qui les ceinturent constituent d’excellentes roches réservoirs, du fait de leur forte porosité et perméabilité primaire. Le Jurassique supérieur possède d’ailleurs quelques remarquables réservoirs pétroliers dans les calcaires récifaux du Sud de l’Angleterre (Sun et Wright, 1998).
Les roches réservoirs sont des roches suffisamment poreuses et perméables pour pouvoir contenir des fluides (eau, huile, gaz, …). 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).
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).
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 :
<blockquote> - son volume,
- sa porosité,
- son taux de saturation,
- sa perméabilité,
- les différents fluides qu'il renferme (huile, gaz, eau) (Chapellier et al., 2004).</blockquote>
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.
2 Réservoirs carbonatés
Les réservoirs carbonatés sont caractérisés par une très grande hétérogénéité de la porosité et de la perméabilité. Ils se présentent souvent sous formes massives, à gros pores et fissures dans le cas des récifs, finement stratifiées et laminées dans les dépôts d’arrière-récif et de haut-fond (Perrodon, 1985).
La porosité primaire est d’abord de type intergranulaire ; elle est toujours très variable du fait de la diversité de forme et de taille des composants, dont certains peuvent ajouter une porosité propre ou intergranulaire. Elle varie étroitement avec l’augmentation de l’énergie du milieu de dépôt, notamment en ce qui concerne les récifs où la porosité maximale s’observe sur les flancs des édifices récifaux, là où s’accumulent les débris d’organismes (Perrodon, 1985).
Aux hétérogénéités causées par les variétés des milieux de dépôt s’ajoute celle provoquée par les actions de la diagenèse ou porosité secondaire. La dolomitisation se traduit par une augmentation du volume des pores dans le cas d’un calcaire compact, par une simple modification de l’architecture du volume poreux dans le cas d’un calcaire récifal par exemple. Une étude statistique effectuée dans l’Ouest du Canada a montré que les porosités et les perméabilités de 8% et de 68 mD dans des réservoirs calcaires, passent à 9% et 800 mD dans les zones dolomitisés. Parfois cependant, la dolomitisation peut avoir un effet négatif en créant un dense réseau de cristaux (Perrodon, 1985).
Les calcaires bioconstruits formés de coraux, les constructions récifales dans leur ensemble ainsi que leurs produits de démantèlement qui les ceinturent constituent d’excellentes roches réservoirs, du fait de leur forte porosité et perméabilité primaire. Le Jurassique supérieur possède d’ailleurs quelques remarquables réservoirs pétroliers dans les calcaires récifaux du Sud de l’Angleterre (Sun et Wright, 1998).
