CARACTERISTIQUES PETROPHYSIQUES

CARACTERISTIQUES PETROPHYSIQUES

DES ROCHES RESERVOIRS

2.1- généralités

• Les roches réservoirs sont les plus connues et les plus étudiées . Leur présence dans un bassin conditionne l’existence de gisement d’hydrocarbures , et leurs caractéristiques pétrophysiques déterminent l’exploitabilité

Conditions de réservoirLes qualités qui conditionnent le rendement potentiel d'un réservoir, qu'il soit aquifère ou

pétrolier, sont principalement :

son volume

sa porosité

son taux de saturation

sa perméabilité

les différents fluides qu'il renferme

(huile, gaz, eau)

- 2 types de RR principaux

- Les roches détritiques (Sables et Grès )

- Les roches carbonatés (Calcaires et Dolomies )

Les roches détritiques

• résultent de l’accumulation d’éléments arrachés à des roches préexistantes . La sédimentation de ces éléments laisse subsister des vides qui engendrent une “porosité ”   et une “ perméabilité ” .

• Les éléments détritiques sont classés selon leur taille :

• - Galets

• - Graviers

• - Sables

• - Silts

• - Argiles

Type de sédiments

gravier moyen

sable gros

sable moyen

sable fin

sable très fin

sable silteux

silt

silt argileux

argile

Diamètre (mm)

2,5

0,250

0,125

0,09

0,045

0,005

0,003

0,001

0,0002

Porosité totale (%)

45

38

40

40

40

32

36

38

47

• Du point de vue minéralogique le quartz représente parfois plus des 2/3 des éléments de la roche .

• Le reste est constitué soit de minéraux détritiques tels que les feldspaths , les micas , les minéraux lourds ... ; ou authigènes comme les argiles , la pyrite , la glauconie ...

- Les roches carbonatés

• Résultent de précipitations chimiques ou d’accumulations de squelettes ou de coquilles d’organismes vivants.

• la porosité est souvent le résultat de dissolutions par les circulations d’eau a travers la roche.

• Les eaux riches en magnésium à travers les calcaires provoquent la dolomitisation . Ce phénomène induit la diminution du volume des minéraux de calcite CaCO3 , lorsqu’ils sont transformés en dolomite Ca,Mg (CO3)2

2.2- La porosité

• La porosité est définie comme étant le rapport du volume des vides de la roche au volume total de celle-ci exprimé en pourcentage .

A- La porosité primaire

• C’est la porosité qui résulte des vides laissés entre les grains au cours de la sédimentation et la diagenèse. elle se forme en même temps que la roche

B- La porosité secondaire

• C’est la porosité qui se forme ultérieurement après la formation et la consolidation de la roche

• Fissuration; dissolution, recristallisation…

C- La porosité totale

• C’est le rapport du volume total des pores au volume de l’échantillon exprimé en pourcentage .

• f = (Vp / Vt ) * 100%

-Vp: Volume total des pores

-Vt: volume total de l’échantillon

D- La porosité utile

• C’est le rapport du volume des pores reliés entre eux au volume total de l’échantillon exprimé en pourcentage

E- La porosité résiduelle

• C’est le rapport du volume des pores non communiquant au volume total de l’échantillon exprimé en pourcentage

2.3- La perméabilité

• La perméabilité caractérise l’aptitude d’une roche à laisser circuler les fluides contenus dans ses pores

Loi de Darcy

• Pour un écoulement laminaire d’un débit de fluide monophasique “ Q ”,

• de viscosité “ µ ” ,

• à travers un échantillon de roche d’épaisseur “ dx ” et de section “ S ”

• Avec la différence de pression “ dp ” à la rentrée et à la sortie , on admet la loi de Darcy suivante

Loi de Darcy

• Q= (K*S/µ) *(dp/dx) .

Q : Débit (en cm3/s)

S : Section (en cm² )

µ : Viscosité ( en Centipoise )

dp : Différence de pression ( en Atm )

dx : Epaisseur de l’échantillon (en cm)

K : perméabilité (en Darcy )

2.4- facteurs influents sur la porosité

• Deux types de facteurs peuvent influencer la porosité:

- Les facteurs granulométriques : forme , classement, arrangement ...

- Les facteurs minéralogiques : Argiles, ciments ...

2.5: facteurs influents sur la perméabilité

- La dimension des pores

- Les fluides en présence

- La direction d’écoulement

2.6- Les saturations

• les roches réservoirs peuvent contenir les fluides suivants :

- Les hydrocarbures liquides

- Les hydrocarbures gazeux

- l’eau de formation salée

A- La saturation en eau

- La saturation en eau est définie comme étant le rapport du volume occupé par l’eau dans les pores au volume total des pores exprimé en pourcentage

Sw

• Sw % = (Vw / Vp) * 100 %

Vw = Volume de l’eau .

Vp = Volume des pores

Sw irr

• Tous les réservoirs d’hydrocarbures contiennent de l’eau . Par conséquent même dans les zones totalement saturées en huile ou en gaz , nous retrouvons une quantité d’eau qui entoure les grains et adhère à leurs surfaces . On l’appelle l’eau interstitielle ou irréductible . (Sw ir).

B- Saturations en hydrocarbures

- C’est le rapport du volume occupé par les hydrocarbures (huile ou gaz) dans les pores au volume total des pores exprimé en pourcentage

So, Sg

• So = (Vo /Vp)*100%

• Sg = (Vg/Vp )*100% So: Saturation en huileSg : Saturation en gaz .

Vo : Volume d’huile .

Vg : Volume de gaz .

Vp : Volume des pores

2.7- disposition des fluides dans un réservoir

• Les fluides se séparent en fonction de leur densité

• L’eau est toujours présente dans les gisements.

• On peut trouver du gaz sans huile ou de l’huile sans gaz libre.

Plans entre les fluides

• Les passages du gaz à l’huile ou de l’huile à l’eau ne sont pas abrupts.

• On a toujours une zone de transition dont la hauteur dépend des propriétés capillaires de la roche.

• En général, les surfaces de contact entre les fluides sont horizontales