Identification par RMN des saturations et de la dynamique des hydrocarbures

Formation du pétrole : (BIJU-DUVAL, 1999)

   Le pétrole est un produit de l’histoire géologique d’une région, et particulièrement de la succession de plusieurs conditions qui sont l’accumulation de matière organique et végétale essentiellement, ainsi que de sa maturation en hydrocarbures et de son piégeage. Ensuite, comme un gisement de pétrole est entraîné dans la tectonique des plaques, l’histoire peut se poursuivre. Il peut être enfoui plus profondément et se pyrolyser à nouveau et perdre ses fractions, en donnant parfois un gisement de gaz naturel. Le gisement peut également « fuir », et le pétrole migrer à nouveau, vers la surface ou un autre piège. Il doit y avoir un concours de circonstances favorables pour que naisse un gisement de pétrole, ce qui explique d’une part que seule une infime partie de la matière organique formée au cours des ères géologiques ait été transformée en énergie fossile et, d’autre part, que ces précieuses ressources soient réparties de manière très disparate dans le monde.
a) Accumulation de matière organique :En règle générale, la biosphère recycle la quasi-totalité des sous-produits et débris. Cependant, une petite minorité de la matière « morte » sédimente, c’est-à-dire qu’elle s’accumule par gravité et reste enfouie au sein de la matière minérale, et dès lors est coupée de la biosphère. Ce phénomène concerne des environnements particuliers, tels que les endroits confinés, surtout en milieu tropical et lors de périodes de réchauffement climatique intenses, où le volume de débris organiques excède la capacité de « recyclage » de l’écosystème local. C’est durant ces périodes que ces sédiments riches en matières organiques s’accumulent.
b) Maturation en hydrocarbures :Au fur et à mesure que des couches de sédiments se déposent au-dessus de cette strate riche en matières organiques, la « roche-mère », croît en température et en pression. Dans ces conditions, la matière organique se transforme en kérogène, un « extrait sec » disséminé dans la roche sous forme de petits grumeaux. Si la température devient suffisante (le seuil est au moins à 50°C, généralement plus selon la nature de la roche et du kérogène, et si le milieu est réducteur, le kérogène sera pyrolysé extrêmement lentement. Le kérogène produit du pétrole et/ou du « gaz naturel » qui sont des matières plus riches en hydrogène, selon sa composition et les conditions d’enfouissement. Si la pression devient suffisante, ces fluides s’échappent, ce qu’on appelle la migration primaire. En général, la « roche-mère » a plusieurs dizaines, voire centaines de millions d’années quand cette migration se produit.
c) Piégeage de ces hydrocarbures :Quant aux hydrocarbures expulsés, plus légers que l’eau, ils s’échappent en règle générale jusqu’à la surface de la Terre où ils sont oxydés, ou biodégradés, mais une quantité minime est piégée : elle se retrouve dans une zone perméable (généralement du sable, des carbonates ou des dolomites) qu’on appelle la « roche-réservoir », et ne peut s’échapper à cause d’une couche imperméable (composée d’argile, de schiste et de gypse), la « roche piège » formant ainsi une structure-piège. Il existe plusieurs types de pièges.

Caractéristiques des roches réservoirs 

   L’évaluation des réservoirs pétroliers nécessite la connaissance de plusieurs paramètres pour mieux les estimer et les exploiter le cas échéant. Les volumes en place (porosités, saturations) et les propriétés de transport des fluides (perméabilité, tortuosité) (MONICARD, 1975). Ces caractéristiques sont influencées par la composition des roches (minéralogie et contenance d’argiles) et les interactions liquide-solide aux interfaces (capillarité, affinité). Ces caractéristiques peuvent être estimées in-situ et en laboratoire.

Le forage : (NGUYEN, 1993)

   Le forage pétrolier est l’ensemble des opérations qui permet d’atteindre les réservoirs pétroliers. Tout forage se fait en plusieurs étapes. Un premier trou de grand diamètre 30″ (~76 cm) depuis la surface jusqu’à quelques dizaines de mètres pour stabiliser le sol de départ, ce premier trou sera consolidé par un tubage (casing) de 26″ et cimenté pour assurer la cohésion entre le terrain et le tube (tubage conducteur). Ce tube servira de guide pour le trépan suivant de diamètre 20″ (~50cm), qui ira plus profond, sera à son tour tubé puis cimenté (tube de surface). Suivant la profondeur à atteindre jusqu’à 5 trous de diamètres de plus en plus petits peuvent être forés. Cette technique permet d’isoler les zones et donc se prévenir de toute contamination des nappes phréatiques de surface par exemple. Souvent le dernier trou est foré en diamètre 8,5″ (~21cm), mais peut aussi être plus petit. Pour évaluer le potentiel du forage, les « cuttings » sont analysés en continu. Dans ce trou, non encore tubé, des outils sont descendus au bout de câbles électriques, pour permettre d’évaluer les possibilités des roches rencontrées (wireline logging). Les informations recueillies permettent de recaler les données sismiques en temps réel par rapport à des données de profondeur, d’évaluer la hauteur de zone productive et d’évaluer sa porosité. Il est aussi possible de prendre des carottes de terrain lors du forage par un trépan spécial. Cette possibilité existe aussi au bout du câble électrique pour des carottes latérales, ou grâce à des outils spéciaux pour récupérer du fluide là où on le veut. Si le puits est considéré comme valable pour la production, il reçoit un dernier tubage cimenté sur place. Puis on descend au bout du câble électrique un canon contenant des explosifs sur le principe de la charge creuse en face de la zone de production prévue et l’on perfore le tubage et le ciment pour mettre en relation la roche mère et le puits.

Choix des roches et mesures 

   Les grès et les carbonates sont les deux principaux types de roches des réservoirs de pétrole (EHRENBERG et al, 2005). Les grès représentent près d’un tiers et les carbonates le reste des réservoirs d’hydrocarbures mondiaux (site slb.com). Les deux différences fondamentales entre les roches de réservoirs, grès et carbonates, sont (i) le site de production de sédiments (allochtone pour les grès et autochtone pour les carbonates); (ii) la grande réactivité chimique des minéraux des carbonates. Cette dernière différence a une profonde signification pour la diagenèse et la qualité du réservoir, de telle manière que les strates siliciclastiques, pour la majeure partie, montrent uniquement des effets mineurs des diagénèses éogénétiques autres que les concrétions des carbonates et le développement du sol, alors que les carbonates sont caractérisés par une lithification précoce extensive et une modification de la porosité. L’acquisition et l’interprétation des données RMN sur les carbonates sont plus difficiles que sur les grès, où la technologie est très bien établie (WESTPHAL et al, 2005). La distribution hétérogène de la porosité, la disparité des tailles de pores, la large variété des textures complexes, et la faible relaxivité surfacique se combinent pour considérablement compliquer l’image. Afin d’avoir un système physique simple et nous défaire des imprévisibles possibilités des carbonates, nous avons choisi les grès. Cependant, il nous a fallu identifier, parmi une sélection de plusieurs roches (grès), celle qui sera une composante du système physique de notre étude. La roche est donc la première composante de notre système à identifier et à caractériser. Il y a des conditions nécessaires et suffisantes pour affiner notre sélection préalable. Tout échantillon de cette roche doit être un grès d’affleurement de préférence sachant qu’il  doit rester représentatif d’un échantillon pétrolier. Il doit être poreux avec une porosité supérieure à 20%, et une perméabilité audessus de 100 mD. Il doit avoir une certaine minéralogie, en particulier une teneur en ion Fe3+ inférieure à 0.5 %. Il doit être très peu argileux afin d’éviter les réactions avec l’eau et être homogène à l’échelle de l’échantillon. Il doit, enfin, avoir une dimension physique individuelle de 38 mm de diamètre et de 50 mm de longueur (hauteur si l’échantillon est posé sur sa section).

L’armoire de contrôle 

   C’est le programmateur qui contrôle la succession d’opérations (pulses RF, impulsions de gradient de champ magnétique et acquisition) durant une expérience RMN. Les taches sont exécutées par le biais de lignes de commande sur le logiciel RiNMR. C’est l’armoire désignée par le numéro (2). Elle contient le module de contrôle et l’amplificateur de gradient, de marque Techron, en bas et l’unité RF juste au-dessus de ce dernier. Les boutons vert et rouge correspondent aux boutons d’allumage et d’arrêt du spectromètre. Cette même armoire contient également le synthétiseur de fréquence et les transmetteurs de signal RF. Le synthétiseur de fréquence génère une onde sinusoïdale à la fréquence SF+O1 qui est amplifiée par les transmetteurs de signal RF. L’unité RF génère les pulses RF dont nous pouvons moduler les amplitudes et les phases.

Mesure en température et pression

   Jusque-là, les mesures RMN se font dans les conditions de la pièce où se trouve notre dispositif expérimental. Comme nous l’avons mentionné précédemment, l’aimant est à température constante et lors de l’utilisation des gradients, la circulation d’eau à l’intérieur de ces derniers permet à la sonde de ne pas chauffer. Pour pouvoir effectuer des mesures en température et également en pression, nous disposons d’un dispositif contenant une cellule similaire sur le mode de fonctionnement à la cellule de Hassler. Ce dispositif est fabriqué par ErgoTech. Il est composé de la cellule qui occupe l’emplacement vertical à l’intérieur de la sonde radio-fréquence. Ceci nous facilite le positionnement vertical de l’échantillon qui devient une étape caduque. Le dispositif comprend également deux colonnes contenant les tubes d’injection et de récupération. Nous les désignons par les appellations suivantes : « colonne du haut » et « colonne du bas ». La cellule est composée d’un porte-gaine en alliage de PEEK et fibre de verre. La gaine est portée par deux cylindres creux autour desquels elle est accrochée avant que l’ensemble ne soit introduit dans le porte-gaine. La gaine est en viton. Nous installons d’abord la cellule pour la positionner de façon parallèle à la sonde. Pour éviter de démonter les supports des colonnes, nous avons fixé une fois pour toutes ceux-ci sur la table nonmagnétique. Nous avons pris le soin de poser le spectromètre de façon à ne pas le déplacer ultérieurement. Ensuite nous fixons la colonne du haut et après en même temps que nous introduisons l’échantillon de roche saturée ou à saturer avec la colonne du bas. Le dispositif nous permet d’appliquer une pression axiale grâce à une manivelle. Cette dernière nous permet également de régler la hauteur de la cellule. La pression axiale doit être supérieure à la pression radiale que nous appliquons grâce à un moteur livré par le fabricant. Nous gardons en précaution une différence de 30 bar entre ces deux pressions. Comme lors de l’injection la pression du fluide peut dépasser 10 bar, nous fixons la pression radiale de sertissage à 30 bar et la pression axiale à 60 bar.

Table des matières

Ch. I. Introduction
Ch. II. Bibliographie sur l’état de l’art de la RMN dans l’exploration pétrolière
A. Le gisement de pétrole
1.Formation du pétrole
a)Accumulation de matière organique
b)εaturation en hydrocarbure
c)Piégeage de ces hydrocarbure
B. Caractéristiques des roches réservoirs
1. Le terrain et la caractérisation des roches
a)Le forage
b)Diagraphie
c)La RMN dans l’industrie pétrolière, sur le terrain
2. L’analyse de la carotte au laboratoire
3. Conclusion
C. Références
Ch. III. Matériels, méthodes et techniques de caractérisation de la roche et des fluides pétroliers
A.Choix des roches et mesures
1.Mesures RMN à champ magnétique variable sur les grès « Bentheimer et Dausse »
2.Caractérisation et mesures pétrophysiques sur le grès Bentheimer
a)La porosité
b)La perméabilité au gaz
c)Les dimensions géométriques
d)Résultats de CT aux rayons X
e)Description de la table III.A.4, contenant les valeurs pétrophysiques des échantillons
B.Le choix des fluides
1.La saumure
2.L’huile de réservoir brute (l’huile)
3.Le filtrat de boue de forage (filtrat)
C.Protocole expérimental
1.RMN bas champ
a)Description du banc expérimenta
b)Séquences de base
c)La sonde RεN
d)Réglages préalables
e)L’acquisition et la mesure
2.Mesure en température et pression
D.Interprétation des données
Conclusion
Références
Ch. IV. Structure et dynamique des fluides pétroliers en volume et en confinement par RMN multiéchelles
A.Mesures RMN à une dimension
1.La FID et son utilisation pour retrouver le volume poreux accessible
2.L’utilisation de la PFG pour calibrer les gradients de champ magnétique
3.La relaxation transversale dans les fluides pétroliers
a)La relaxation transversale dans la saumure
b)La relaxation transversale dans le filtrat de boue de forage
c)La relaxation transversale dans l’huile brute
d)Comparaison des résultats
e)La reproductibilité des résultats
f)La relaxation transversale dans la saumure et l’huile en confinement
B.Mesures RMN à deux dimensions
1.Validation de la séquence de mesure D-T2 à deux dimensions
a)Notre séquence de base
b)Un premier exemple d’application, le cas de la saumure en volume à pression et température ambiantes
c)Un deuxième exemple d’application, le cas de la saumure en confinement à pression et température ambiantes
d)Remarque importante
e)Choix d’une nouvelle séquence D-T2 permettant d’éviter les effets des courants de Foucault
f)Validation de la nouvelle séquence D-T2
2.Utilisation de la séquence de mesure à deux dimensions sur les fluides pétroliers
a)Le spectre de corrélation de l’huile brute
b)Le spectre de corrélation de l’huile brute, dans des conditions de pressions et températures variables
c)Le spectre de corrélation lors de l’imbibition-drainage
Conclusion
Références
Ch. V. Discussion générale sur les comportements anormaux des spectres RMN de corrélation D-T2 des huiles brutes avec asphaltène en situation de volume et de confinement dans des grès poreux
Introduction
Les molécules d’asphaltène
Comparaison des distributions de longueurs de chaînes et de temps de relaxation longitudinale
Localisation des ions paramagnétiques VO2+ à l’intérieur des agrégats d’asphaltène par résonance paramagnétique électronique
Confirmation de la localisation des VO2+ à l’intérieur des agrégats d’asphaltène par chromatographie liquide couplée à la spectroscopie de masse
Dynamique des petits hydrocarbures à proximité des nanoagrégats d’asphaltène
Comparaison des spectres RMN de corrélation D-T2 des huiles brutes avec asphaltène en volume et en confinement dans des grès poreux
Tentative d’interprétation de la relation non linéaire DT2 observée sur de l’huile brute avec asphaltène
Ch. VI. Conclusion générale et perspectives
Annexes
Annexe A : La perméabilité
Annexe B : La porosité et la masse volumique
Annexe C : Les Séquences de gradients de champ pulsés et leur application aux milieux poreux
Annexe D : L’interpolation barycentrique de Lagrange

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