Etude de la migration secondaire

Cas synthétique : un drain avec une faible pente

Le premier cas synthétique est une section géologique bidimensionnelle représentant un drain avec une faible pente. Le maillage utilisé est composé de 200 mailles (Figure 6.2). A -5 Ma, le piège n’est pas encore formé, mais la roche-mère est mature (le taux de transformation est proche de 1) et les hydrocarbures commencent leur migration. Puis, à -2.5 Ma, le piège structural est formé. Remarque. Le taux de transformation représente l’état d’avancement de la maturation des roches-mères génératrices d’hydrocarbures. Au début de la maturation, ce taux est nul, puis plus le kérogène craque et la roche-mère devient mature, plus il se rapproche de 1.  La densité de l’eau ρ w est égale à 1030 kg.m-3 et la densité de l’huile ρ o est égale à 140 kg.m-3 . Pour toutes les lithologies la saturation irréductible en eau, satir, est égale à 0.9 et la saturation d’expulsion, satex, est égale à 0.02. Afin de calculer la viscosité de l’huile, nous avons utilisé la formule d’Andrade avec les paramètres suivants : 5 0 45.1 10− µ = × Pa.s et 15. 1533 Ak0 = K. De plus, nous avons utilisé une roche-mère composée d’un kérogène de type I (cf. annexe C). Nous avons exécuté deux simulations avec Darcy en modifiant la perméabilité afin d’étudier la sensibilité du temps de remplissage du piège. Nous avons utilisé une loi de type Kozeny-Carman avec les paramètres indiqués dans le tableau 6.2 :  En utilisant des perméabilités standard pour le drain, la migration n’est pas très rapide. Les hydrocarbures vont vers la surface, mais pas la quantité totale expulsée depuis la roche-mère. Les hydrocarbures encore présents dans la zone de drainage ont la capacité de remplir le piège. C’est ainsi qu’à l’âge actuel, on observe une accumulation d’hydrocarbures (Figure 6.3). En utilisant des perméabilités plus fortes, même si la pente de drainage est faible, tous les hydrocarbures vont directement vers la surface avant la formation du piège. C’est pourquoi, on ne peut pas observer d’accumulation d’hydrocarbures à l’âge actuel (Figure 6.4). Avec l’invasion percolation, seules les pressions capillaires sont capables d’exercer une résistance à la migration des hydrocarbures; en particulier les perméabilités n’ont pas d’effet. Comme la génération des hydrocarbures a lieu avant la formation du piège, tous les hydrocarbures migrent directement à la surface. De ce fait, aucune accumulation n’est présente à l’âge actuel (Figure 6.5).Avec l’approche darcéenne, qui tient compte des termes visqueux, l’historique de remplissage des pièges est contrôlé par les perméabilités et la pente des chemins de migration, alors qu’avec l’invasion percolation, seule la vitesse de génération des hydrocarbures a un impact sur le remplissage des pièges. A partir des résultats obtenus sur ce premier cas synthétique, on peut dire que l’influence de la viscosité et de la perméabilité ne peut pas être négligée dans tous les cas de figure.  

Etude de cas réel : longs chemins de migration

La première étude de cas réel provient d’Afrique. Elle correspond à un bassin avec une suite de dépôts sédimentaires Paléozoïques et Mesozoïques. Ce bassin intracratonique est caractérisé par une discordance majeure au Paléozoïque Supérieur avec la majorité des accumulations d’hydrocarbures connues localisées dans des réservoirs clastiques au dessus de la discordance. Les roches-mères datent du Paléozoïque; elles sont thermiquement matures au bord du bassin et post-matures dans la partie centrale. La maturation est contrôlée par l’histoire thermique des roches-mères, caractérisée par une première phase d’enfouissement, suivie par une importante surrection liée à la discordance et ensuite une reprise de la sédimentation. Ceci explique les différents niveaux de maturité des roches-mères à l’âge actuel. C’est pourquoi, on observe deux phases d’expulsion et de migration associées à une migration qui a lieu sur de très longues distances le long de la discordance. La figure 6.6 montre une vue restreinte d’une section 2D de la zone d’étude. Dans la zone située en bas à gauche de la section, on rencontre deux couches de roche-mères du Paléozoïque supérieur ainsi qu’une fine zone de drainage au-dessus de laquelle se trouve une roche couverture. Dans la zone située en haut à droite, on a trois couches de roches-mères provenant du Paléozoïque moyen. Des couches à forte perméabilité se trouvent au-dessus et en-dessous de ces roches-mères. Les pièges, localisés sur la droite, sont hors de la vue restreinte.La densité de l’eau ρ w est égale à 1030 kg.m-3 et la densité de l’huile ρ o est égale à 700 kg.m-3 . Pour toutes les lithologies la saturation irréductible en eau, satir, est égale à 0.93 et la saturation d’expulsion, satex, est égale à 0.02. Afin de calculer la viscosité de l’huile, nous avons utilisé la formule d’Andrade avec les paramètres suivants : 7 0 2.1 10− µ = × Pa.s et 2973 Ak0 = K De plus, toutes les roches-mères sont composées d’un kérogène de type II (cf. annexe C). 113 Les hydrocarbures expulsés depuis la zone située en bas à gauche sur la figure 6.7 migrent vers la zone de drainage. Avec le modèle darcéen, tous les hydrocarbures ne vont pas instantanément dans les pièges structuraux, mais ils sont distribués le long du drain du fait de sa faible perméabilité. En revanche, avec le modèle d’invasion percolation, les hydrocarbures vont directement dans les pièges dès qu’ils sont expulsés (Figure 6.7). Pour préciser ces différences, nous nous sommes intéressés à l’historique d’une maille particulière située dans la zone de drainage. Avec Darcy, la saturation d’hydrocarbures de la maille fluctue au cours du temps. Ces changements dépendent de la vitesse d’expulsion des fluides depuis les roches-mères et de l’évolution de la géométrie due à la compaction et aux mouvements tectoniques. Avec l’invasion percolation, cette maille est identifiée comme appartenant au chemin de migration, ceci implique qu’à partir du moment où cette maille a atteint son seuil de saturation d’expulsion, satex, son état de saturation ne varie plus au cours du temps. Dans la zone située en haut à droite de la section, les hydrocarbures, expulsés depuis les couches rochesmères du Paléozoïque moyen, migrent avec le modèle darcéen, au-dessus et en-dessous de ces couches et s’accumulent en-dessous des roches-mères. Au contraire, avec le modèle d’invasion percolation, la migration des hydrocarbures est essentiellement dirigée par la flottabilité et s’opère donc préférentiellement à la direction verticale et vers le haut; c’est pourquoi on n’observe aucune accumulation en-dessous des roches-mères.

Etude de la migration tertiaire

Cas synthétique : une lentille de sable

Ce cas synthétique est une section géologique composée d’un piège structural. La figure 6.8 décrit ce piège situé sous une roche couverture contenant une lentille de sable. Les hydrocarbures sont expulsés des roches-mères puis migrent verticalement jusqu’à ce qu’ils atteignent la première roche couverture. Ils forment une accumulation sous cette barrière avant de pouvoir la traverser. Nous nous sommes focalisés sur la percée de la roche couverture. Pour cela, nous avons utilisé des maillages avec différentes résolutions et pour chacun d’entre eux, nous avons comparé les résultats obtenus avec les modèles de Darcy et d’invasion percolation. Les paramètres de pressions capillaires, perméabilités et les autres données de la section géologique sont identiques pour chacun des maillages. Pour le calcul des pressions capillaires nous avons utilisé la loi suivante : lim Pc(ϕ) = Pc . Comme pour les autres cas tests, les perméabilités sont calculées à l’aide d’une loi de Kozeny-Carman. Afin d’éviter qu’une fuite capillaire ait lieu au travers de la couverture située en haut de la section 2D, nous lui avons associé des paramètres physiques correspondant à une lithologie de type sel caractérisée par une pression capillaire extrêmement grande et une perméabilité nulle. D’autre part, l’objectif n’étant pas de se concentrer sur la migration primaire, nous avons choisi une valeur de pression d’entrée capillaire pour la roche-mère artificiellement grande, afin de faciliter l’expulsion des hydrocarbures. Les paramètres physiques utilisés sont donnés dans le tableau 6.5 :La densité de l’eau ρ w est égale à 1030 kg.m-3 et la densité de l’huile ρ o est égale à 140 kg.m-3 . Pour toutes les lithologies la saturation irréductible en eau, satir, est égale à 0.8 et la saturation d’expulsion, satex, est égale à 0.2. Afin de calculer la viscosité de l’huile, nous avons utilisé la formule d’Andrade avec les paramètres suivants : 5 0 45.1 10− µ = × Pa.s et 15. 1533 Ak0 = K. De plus, la roche-mère contient un kérogène de type II (cf. annexe C). Le premier maillage utilisé, qui est aussi le plus grossier, contient 320 mailles. Comme nous l’avons expliqué au début de ce chapitre, avec le modèle de Darcy, les hydrocarbures traversent la roche couverture par une large « cheminée » et ainsi il peuvent ensuite migrer dans la lentille de sable et former une accumulation. Avec l’invasion percolation, la percée de la roche couverture se fait le long d’un chemin partant du point le plus haut de la structure. Les hydrocarbures ne migrent pas dans l’unité sableuse car la lentille n’est pas sur ce chemin (Figure 6.8).