Energie double déplétion-poussée d’eau que l’on rencontre dans les gisements de gaz à aquifère actif

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GEOLOGIE PETROLIERE

Quelques définitions

Le mot pétrole (du latin médiéval petroleum, huile de pierre) désigne un ensemble de produits et dérivés naturels variés, communs utilisés depuis la plus ancienne antiquité.
Le pétrole liquide comporte des produits variés. On parlera d’huiles légères pour designer celles composés largement (jusqu’à 99% en général) d’hydrocarbures et d’huiles lourdes pour celles à fortes viscosité due à une forte proportion en résines et asphaltènes.
Le gaz naturel représente la fraction gazeuse des hydrocarbures (C1 à C4) dans les conditions normales de température et de pression.

Origine et génération des hydrocarbures 

L’origine organique des produits pétroliers liquides et gazeux, est aujourd’hui très largement admise par la communauté des géochimistes.

Sédimentation des matières organiques

Les restes des organismes animaux et végétaux, après leur mort, constituent la matière organique sédimentaire. Elle est variée compte tenu des origines (phyto ou zooplancton, tissus algaires, spores et pollens, débris ligneux) et du plan chimique.
Les altérations chimiques lors de la sédimentation sont largement activées par les actions bactériennes. Sous l’effet de leurs propres masses, de la tectonique des plaques et à la suite de leur couverture par de nouveaux dépôts, les couches sédimentaires s’enfoncent dans la croûte terrestre. Sous l’effet de la compression due à la forte profondeur, les résidus minéraux de la matière organique sédimentaire se solidifient en une roche relativement imperméable appelée roche mère, piégeant le kérogène.

Roche mère et la formation du Kérogène 

A l’issus des processus de sédimentation, une certaine partie de la matière organique initiale ayant échappé aux actions bactériennes est préservée dans un dépôt. Lorsque la concentration en matière organique devient importante (4 à 12%), le sédiment est alors considéré comme une roche mère potentielle. La roche mère constitue le premier maillon essentiel du système pétrolier. La figure 4 présente quelques exemples de roche mère.

La dégradation de matière organique sédimentée conduit à la formation de kérogène : le terme kérogène désigne la matière organique insoluble dans le solvant organique contenue dans une roche ; il représente la fraction non transformée en hydrocarbures de la matière organique initiale d’un sédiment.
Il y a Trois types de kérogènes initiaux, dépendants de la biomasse initiale et des conditions de sédimentations :
• Type I : caractérise les milieux d’eaux douces, lacustres et dérive de produits lipidaires, algaires et bactériens.
• Type II : caractérise les milieux marins anoxiques avec principalement une origine planctonique parfois mêlés à des produits issus de plantes supérieures.
• Type III : issu de produits végétaux d’origine continentale.
Le diagramme de Krevelen représente les trois types de kérogène et les principaux produits issus de leur évolution comme l’indique la figure 5.

Transformation du kérogène et formation d’hydrocarbures:

Avec l’enfouissement progressif d’une roche mère au cours des temps géologiques, la formation d’hydrocarbures peut se décomposer en plusieurs phases :

Diagenèse

La diagenèse initiale, très précoce durant laquelle les effets bactériens peuvent générer du gaz méthane dit biogénique et la diagenèse d’enfouissement, au cours de laquelle les trois types de kérogène commencent à perdre leurs composants oxygénés sous forme d’eau et de gaz carbonique.

Catagenèse

Correspond à des profondeurs d’enfouissement croissantes, étapes de la formation de l’huile et des hydrocarbures légers (gaz à condensat). La profondeur à laquelle s’effectue cette genèse des hydrocarbures est appelée fenêtre d’huile. Le seuil de début de la catagenèse varie de 60° à 120°C soit une profondeur de 1 500 à 4 000m, selon les gradients géothermiques des bassins sédimentaires.

Métagenèse

Phase ultime d’évolution du kérogène est le stade de la formation du gaz sec (méthane); par le craquage des hydrocarbures précédemment formés et du kérogène résiduel, il y a formation de gaz méthane, on parle de fenêtre de gaz à partir de 90°C à 175°C soit à partir de 3 000m de profondeur. La figure 4 représente la transformation du kérogène et la genèse des hydrocarbures.

Migration des hydrocarbures

Cette migration s’effectue vers un milieu poreux et perméable. On distingue trois phases de migration :
• La migration primaire qui désigne l’expulsion de l’huile et du gaz de la roche mère vers un drain poreux, perméable.
• La migration secondaire qui désigne le déplacement des hydrocarbures dans un ou plusieurs drains vers une zone d’accumulation (réservoir) où ils vont se concentrer s’il y a un piège.
• La dysmigration qui désigne le phénomène par lequel les hydrocarbures initialement piégés vont pouvoir se déplacer vers la surface ou vers un autre piège.

Roches réservoirs

Les roches réservoirs sont des roches poreuses et perméables dans lesquelles les hydrocarbures pourront se loger. Celles-ci sont capables de concentrer de grandes quantités d’hydrocarbures, aboutissant à des gisements d’hydrocarbures.
Les roches réservoirs sont les argiles, le sable et le grès pour les séries argilo-sableuses, le calcaire et la dolomie pour les séries carbonatés.

Roches couvertures et pièges

Une roche couverture est une roche qui constitue une enveloppe imperméable au toit d’un réservoir empêchant la poursuite de la migration vers la surface. Les roches couvertures sont à la fois plastiques, imperméables et suffisamment épaisses surtout dans les régions de tectonique violente où il y a risque d’étirement et rupture.
Les horizons argileux et schisteux constituent les roches couvertures pour les séries argilo-sableuses, tandis que celles des carbonatées sont les calcaires compacts, anhydrite ou de sel.
L’association d’une couverture au toit d’un réservoir n’est pas suffisante pour permettre l’accumulation en un gisement d’hydrocarbures: il faut aussi un piège avec une fermeture qui assure l’arrêt de la migration. Un piège, condition indispensable de tout gisement, est une zone où le réservoir, couvert par une couche imperméable, est fermé latéralement par des terrains imperméables ou par une déformation des couches. Il permet l’accumulation d’une quantité d’hydrocarbures exploitable.
Il existe différents types de pièges classés en trois grandes familles: les pièges stratigraphiques, les pièges structuraux et les pièges mixtes comme l’indique la figure 8.

Système pétrolier

Le système pétrolier désigne la combinaison des facteurs géologiques majeurs qui ont permis d’obtenir des accumulations d’hydrocarbures :
• la présence d’une roche mère mature qui est fondamentale pour la génération des hydrocarbures.
• une roche réservoir poreuse et perméable qui est nécessaire pour permettre la migration des hydrocarbures et leur accumulation.
• Cette roche doit être surmontée d’une couverture qui agit comme une barrière contre les mouvements ascendants de fluides.
• Un piège doit sceller le tout, afin de permettre des accumulations.
• Enfin, la succession au cours du temps des évènements géologiques, que l’on appelle le timing, doit avoir été favorable, et en particulier, il est indispensable que le piège se soit fermé avant que les hydrocarbures n’aient migré.
C’est l’occurrence de chacun de ces évènements individuels qu’on tente d’évaluer lors de la prospection pétrolière, afin d’évaluer les chances de rencontrer une accumulation d’hydrocarbures dans un endroit précis du sous-sol (figure 9).

GISEMENT DE GAZ NATUREL

Ce chapitre donne un aperçu détaillé de gisement du gaz naturel, de sa formation aux techniques mis en œuvre pour sa production.

GAZ NATUREL

Introduction

Au sens large, on appelle gaz naturel toute substance naturelle qui est à l’état gazeux dans les conditions normales de température et de pression. Il s’agit pour l’essentiel des hydrocarbures saturés d’un nombre de carbone inférieur à cinq (méthane, éthane, propane, butane et isobutane).
Leurs propriétés physiques font que le plus souvent elles se trouvent soit à l’état supercritique soit à l’état dissout dans l’eau, soit encore à l’état dissout dans l’huile.

Les différents types de gaz naturel

On distingue différents types de gaz qui sont décrits ci-dessous :

Gaz conventionnels

La proportion d’hydrocarbures plus lourds que le méthane détermine les différents types de gaz naturel conventionnel:
• Le gaz sec (non associé ou libre) ne forme pas de phase liquide et contient une proportion élevée de méthane ;
• Le gaz humide forme une phase liquide dans les conditions de production ;
• Le gaz à condensat forme une phase liquide dans le réservoir lors de la production ;
• Le gaz associé coexiste dans le réservoir avec une phase huileuse, soit sous forme dissoute dans la masse d’huile, soit séparément dans le chapeau primaire.

Gaz non conventionnels

Les gaz non conventionnels ont pris une grande importance sur le plan économique, en raison des développements importants intervenus aux Etats-Unis, grâce à la mise ne œuvre de nouvelles technologies de production, faisant appel au forage horizontal et à la fracturation hydraulique. Ils comprennent :
• Les gisements de gaz de faible perméabilité : qui sont à présent considérés le plus souvent comme des gisements de gaz conventionnel.
• Le « gaz de houille », contenu dans des veines de charbons inexploités.
• Le « gaz de schiste » (shale gas) est formé par du gaz, contenu dans un roche mère, qui n’a pas migré jusqu’à une roche réservoir.
• Les hydrates sont des composés solides formés par des molécules de méthane enfermées à l’intérieur de cages constitués par des molécules d’eau.

Origine et constituants de gaz naturel

Origine

Il existe trois modes possibles pour la formation des hydrocarbures gazeux naturels : un mode « bactérien », un mode « thermique » et un mode « inorganique ». Toutefois, les deux premiers modes sont seuls responsables de la formation des hydrocarbures des gisements commerciaux actuellement connus.

Mode bactérien

Il est dû à l’action des bactéries sur les débris organiques qui s’accumule dans les sédiments. Le gaz ainsi formé est appelé gaz bactérien.

Mode thermique

Il conduit à la formation de « gaz thermique » à partir de la matière organique présente dans les niveaux sédimentaires. Au cours de l’évolution des bassins sédimentaires, les sédiments sont enfouis progressivement et donc portés à des températures et pressions croissantes. Bien que les températures restent en général inférieur à 200°C, les durées au cours desquelles ce processus se poursuit sont telle que le kérogène, qui constitue au début de l’enfouissement l’essentiel du contenu organique des sédiments, est finalement dégradé thermiquement jusqu’à perdre la majeure partie de sa masse initiale sous forme de substances diverses.

Le processus de transformation du kérogène qui conduit à la formation d’huile, puis de gaz thermique est appelé maturation. La maturation est une cuisson douce, pendant des temps très longs, en l’absence d’oxygène. Les quantités de gaz produites varient selon la nature du kérogène initial. Elles sont de 10 à 15% du poids du kérogène initial quand celui-ci est d’origine « continentale », encore appelé de type III [2], et peuvent atteindre 30 à 40% de ce poids quand le kérogène est d’origine marine (Type II) ou lacustre (Type I). Les quantités de gaz formé dépendent de la teneur initiale en hydrogène lié au carbone dans ces différents types de Kérogène, qui croit du type III au type I.

Mode inorganique

Ce mode de formation des gaz hydrocarbures reste très secondaire et on ne connait pas actuellement de gisement de gaz de cette origine qui soit exploité industriellement. Les gaz volcaniques ou les sources hydrothermales contiennent parfois du méthane et les inclusions fluides des minéraux métamorphiques ou magmatiques renferment assez souvent des hydrocarbures légers, méthane principalement.

Constituants de gaz naturel

Les constituants non hydrocarbonés se forment principalement par dégradation thermique du kérogène au cours de la diagenèse et des étapes ultérieures. On distingue les constituants majeurs, les constituants mineurs et les constituants en trace:

Constituants majeurs

L’azote et le dioxyde de carbone constituent les impuretés usuelles de tous gaz naturels, avec des proportions moyennes de l’ordre de 0,5 à 5% pour l’azote et des maxima qui peuvent dépasser 25% et de 0,5 à 10% pour le dioxyde de carbone.
Le sulfure d’hydrogène qui se forme par dégradation thermique du kérogène et des huiles riche en soufre dans les zones de catagenèse et de métagenèse. Il pose les problèmes les plus critiques.

Constituants mineurs

Ils comprennent l’hydrogène (qui trouve très probablement son origine dans le craquage thermique des kérogènes et des pyrobitumes), l’hélium (d’origine inorganique) et l’argon.

Constituants en traces

Le gaz naturel peut également contenir des traces de mercures, généralement sous forme élémentaire, dont l’origine n’est pas connue. La présence de mercure, si elle est ignorée par les exploitants, peut avoir des conséquences graves car le mercure corrode certains matériaux tels que l’aluminium. La concentration en mercure peut varier dans la gamme de 1 à 75 µg/m3.

Voici des tableaux (tableau 1 et 2) qui illustrent la grande diversité de composition de gaz naturels bruts. Ceci tient en partie aux différences de composition entre gaz associé et gaz non associé ; ainsi, un gaz associé peut contenir jusqu’à dix fois plus de fraction lourdes (éthane et hydrocarbures supérieurs) qu’un gaz non associé « sec » typique.

Table des matières

LE DES MATIERES
REMERCIEMENTS
SOMMAIRE
LISTE DES TABLEAUX
LISTE DES FIGURES
LISTE DES ABREVIATIONS
LISTE DES UNITES
INTRODUCTION GENERALE
PARTIE I. REVUES DE LITTERATURE
CHAPITRE I. GEOLOGIE GENERALE ET GEOLOGIE PETROLIERE
I.GEOLOGIE DU BASSIN SEDIMENTAIRE DE MORONDAVA
I.1.Généralité sur la Géologie de Madagascar
I.2.Bassin sédimentaire de Morondava
I.2.1.Cadre structural
I.2.2.Cadre tectonique
I.2.3.Cadre sédimentaire
I.2.4.Cadre stratigraphique
II.GEOLOGIE PETROLIERE
II.1.Quelques définitions
II.2.Origine et génération des hydrocarbures :
II.2.1.Sédimentation des matières organiques:
II.2.2.Roche mère et la formation du Kérogène :
II.3.Transformation du kérogène et formation d’hydrocarbures:
II.3.1.Diagenèse
II.3.2.Catagenèse
II.3.3.Métagenèse
II.4.Migration des hydrocarbures
II.5.Roches réservoirs
II.6.Roches couvertures et pièges
II.7.Système pétrolier
CHAPITRE II.GISEMENT DE GAZ NATUREL
I.GAZ NATUREL
I.1.Introduction
I.2.Les différents types de gaz naturel
I.2.1.Gaz conventionnels
I.2.2.Gaz non conventionnels
I.3.Origine et constituants de gaz naturel
I.3.1.Origine
I.3.2.Constituants de gaz naturel
II.METHODE D’EXTRACTION
II.1.Roche réservoir
II.2.Mécanisme de drainage
II.2.1.Déplétion que l’on trouve dans tous les types de gisement de gaz
II.2.2.Energie double déplétion-poussée d’eau que l’on rencontre dans les gisements de gaz à aquifère actif
II.3.Fluides de formations
II.3.1.Gaz naturels
II.3.2.Eau interstitielle
II.3.3.Impuretés gazeuses non hydrocarbonées
II.4.Puits de gaz
II.4.1.Prévention de l’envahissement
II.4.2.Prévention des manifestations éruptives
II.4.3.Modification des propriétés de la boue
II.5.Tubage de production des puits de gaz
II.5.1.Dimensionnement
II.5.2.Cimentation
II.6.Complétion des puits de gaz
II.6.1.Prévention des fuites
II.6.2.Prévention de la corrosion
II.6.3.Production duale
CHAPITRE III. PRINCIPE DE MODELISATION DE BASSIN
I.DEFINITION
II.OBJECTIFS
III.RECONSTITUTION DE L’HISTORIQUE GEOLOGIQUE ET GEOTHERMIQUE
III.1.Application de la méthode de Lopatin (1971)
III.2.Estimation de la réflectance de la vitrinite par la méthode de Sweeney et Burnham (1990)
III.2.1.Réflectance de la vitrinite (%Ro)
III.2.2.Modèle cinétique
III.2.3.Echelle de maturité
IV.LOGICIEL DE TRAITEMENT
IV.1.Petrel 2013.2
IV.2.Processus de modélisation
IV.2.1.Création de la colonne stratigraphique
IV.2.2.Définition du « facies table »
IV.2.3.Définition du « Time trends »
IV.2.4.Création d’un modèle de système pétrolier 1D
IV.2.5.Simulation du modèle:
IV.2.6.Processus de modélisation d’un système pétrolier 1D
PARTIE II. COMPILATION ET TRAITEMENT DES DONNEES
CHAPITRE IV. IDENTIFICATION DE LA ZONE D’ETUDE
I.PRESENTATION DES LOGICIELS DE TRAITEMENT DES DONNEES
I.1.Oasis Montaj 7.5
I.2.ArcGis 10.1
II.IDENTIFICATION DE LA ZONE D’ETUDE
II.1.Localisation
II.2.Traits physiques généraux
II.3.Climat
II.4.Hydrogéologie
CHAPITRE V. TRAVAUX GEOLOGIQUES ET GEOPHYSIQUES
I.TRAVAUX GEOLOGIQUES
I.1.Evolution tectono-sédimentaire
I.2.Cadre structural
I.3.Cadre stratigraphique
I.4.Volcanisme de la zone d’étude
I.5.Trilogie pétrolière
I.5.1.Roches mères
I.5.2.Roches réservoirs
I.5.3.Roches couvertures
II.TRAVAUX GEOPHYSIQUES
II.1.Sismique
II.2.Gravimétrie
II.3.Magnétométrie
II.4.Diagraphies
CHAPITRE VI. DONNEES DES PUITS
I.SECTION A-A’
I.1.Puits 1
I.1.1.Stratigraphie
I.1.2.Indice
I.2.Puits 2
I.2.1.Stratigraphie
I.2.2.Indice
I.3.Puits 3
I.3.1.Stratigraphie
I.3.2.Indice
I.4.Puits 4
I.4.1.Stratigraphie
I.4.2.Indice
I.5.Schéma de stratigraphie comparée entre les forages de la section A-A’ :
II.SECTION B-B’
II.1.Puits 5
II.1.1.Stratigraphie
II.1.2.Indice
II.2.Puits 6
II.2.1.Stratigraphie
II.2.2.Indice
II.3.Puits 7
II.3.1.Stratigraphie
II.3.2.Indice
II.4.Puits 8
II.4.1.Stratigraphie
II.4.2.Indice
II.5.Schéma de stratigraphie comparée entre les forages de la section B-B’
III.SECTION C-C’
III.1.Puits 9
III.1.1.Stratigraphie
III.1.2.Indice
III.2.Puits 10
III.2.1.Stratigraphie
III.2.2.Indice
III.3.Puits 11
III.3.1.Stratigraphie
III.3.2.Indice
III.4.Puits 12
III.4.1.Stratigraphie
III.4.2.Indice :
III.5.Schéma stratigraphique comparé entre les forages de la section C-C’
PARTIE III.MODELISATIONS ET PROPOSITION DES ZONES A DEVELOPPER
CHAPITRE VII.MODELISATIONS 1D ET INTERPRETATIONS
I.SECTION A-A’
I.1.Puits 1
I.1.1.Paramètres d’entrés
I.1.2.Résultat
I.1.3.Interprétation
I.2.Puits 2
I.2.1.Paramètres d’entrés
I.2.2.Résultats
I.2.3.Interprétation
I.3.Puits 3
I.3.1.Paramètres d’entrés
I.3.2.Résultat
I.3.3.Interprétation
I.4.Puits 4
I.4.1.Paramètres d’entrés
I.4.2.Résultat
I.4.3.Interprétation
II.SECTION B-B’
II.1.Puits 5
II.1.1.Paramètres d’entrés
II.1.2.Résultat
II.1.3.Interprétation
II.2.Puits 6
II.2.1.Paramètres d’entrés
II.2.2.Résultat
II.2.3.Interprétation
II.3.Puits 7
II.3.1.Paramètres d’entrés
II.3.2.Résultat
II.3.3.Interprétation
II.4.Puits 8
II.4.1.Paramètres d’entrés
II.4.2.Résultat
II.4.3.Interprétation
III.TRANSECT C-C’
III.1.Puits 9
III.1.1.Paramètres d’entrés
III.1.2.Résultat
III.1.3.Interprétation
III.2.Puits 10
III.2.1.Paramètres d’entrés
III.2.2.Résultat
III.2.3.Interprétation
III.3.Puits 11
III.3.1.Paramètres d’entrés
III.3.2.Résultat
III.3.3.Interprétation
III.4.Puits 12
III.4.1.Paramètres d’entrés
III.4.2.Résultat
III.4.3.Interprétation
CHAPITRE VIII. ANALYSE DES PROSPECTS IDENTIFIES ET PROPOSITION DES ZONES A DEVELOPPER
I.Analyse des prospects identifiés
I.1.Section A-A’
I.2.Section B-B’
I.2.1.Puits 7
I.2.2.Puits 8
I.3.Section C-C’
I.3.1.Puits 11
I.3.2.Puits 12
II.Proposition des zones à développer
II.1.Risques pendant la phase d’exploration
II.2.Proposition des zones à développer
CONCLUSION GENERALE
BIBLIOGRAPHIE ET WEBOGRAPHIE

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