pétroliers et les inclusions fluides
1.3. Comportement thermobarométrique des fluides pétroliers
Nous allons illustrer le comportement thermobarométrique des fluides pétroliers en partant de corps purs d’hydrocarbures, puis en système binaire pour mieux comprendre les systèmes multi-composants tels que les pétroles.
1.3.1. Corps purs
Le comportement des phases dans un système à un seul composant peut se résumer dans une
projection PT (figure 1.5, A), délimitant les domaines solide (S), liquide (L) et vapeur (V). Les
états d’équilibres entres les phases sont décrits par les courbes de vaporisation, de sublimation et de fusion. Ainsi, la co-existence entre liquide et vapeur n’existe que sur la courbe d’équilibre liquide-vapeur, ou courbe de saturation, entre le point triple et le point critique. Le point triple
correspond à l’état d’équilibre des trois phases. Le point critique correspond à la condition PT
au-delà de laquelle il n’existe plus de transition entre l’état liquide et l’état gazeux.
Figure 1.5. Diagrammes de phases d’un corps pur (A), de systèmes binaires d’hydrocarbures de composition fixe (B) et de compositions variables (C). S : Solide, L : Liquide ; V : Vapeur ; L+V : Liquide+Vapeur.
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1.3.2. Système à deux composants et système multi-composants
Les systèmes binaires ont des comportements thermobarométriques proches des systèmes multi-composants. Le comportement d’un système binaire d’hydrocarbure est schématisé dans
le diagramme PT de la figure 1.5 (B). Une enveloppe de phase, ou isoplèthe, délimite les
domaines monophasique-liquide (L) et monophasique-vapeur (V) du domaine diphasique liquide-vapeur (L-V). La courbe de séparation des domaines monophasique liquide et
diphasique se nomme courbe de point de bulle, tandis que la courbe séparant les domaines
diphasique et monophasique vapeur se nomme courbe de point de rosée. L’intersection de ces
deux courbes s’effectue au point critique. Les courbes représentées dans le domaine
diphasique correspondent à des conditions PT de même rapport volumique Vliquide/Vfluide. Par
exemple, pour la courbe nommée 75 dans le domaine diphasique, le mélange liquide-vapeur
est constitué en volume par 75% de liquide et 25% de vapeur.
Le diagramme PT de la figure 1.5 (C) représente les comportements de phase de cinq
mélanges du système binaire éthane-heptane entre un pôle éthane pur et un pôle heptane pur. On constate que les formes des isoplèthes sont caractéristiques de la composition du mélange et que les positions du point critique sont situées à des pressions plus élevées que les points critiques des corps purs. De plus, l’augmentation de la concentration en hydrocarbure de poids élevé dans le mélange s’accompagne d’un déplacement du point critique du mélange vers les hautes températures décrivant la courbe critique.
1.3.3. Fluides de réservoirs
Le comportement des six groupes principaux de fluides hydrocarbonés de réservoirs est reporté
dans les diagrammes PT de la figure 1.6. Il apparaît clairement que les domaines diphasiques
ont tendance à s’étendre vers les hautes températures avec l’enrichissement du mélange en composés de poids moléculaires élevés. Les flèches noires représentent la déplétion d’un réservoir au cours de son exploitation. Ceci donne également une idée de l’état du fluide au cours de sa remontée isotherme, du réservoir jusqu’en tête de forage.
Les gaz secs sont composés principalement de méthane, d’éthane et de molécules non
hydrocarbonées comme N2, CO2 et H2S (Tableau 1.1). Le domaine diphasique est limité, ce qui
induit un état vapeur stable dans des contextes géologiques variés.
Les gaz humides sont composés de méthane et d’hydrocarbures légers en plus des composés non hydrocarbonés classiques. Avec un domaine diphasique relativement réduit, les gaz humides en réservoir présentent un état vapeur. Cependant, en condition de surface et à basse température, les gaz humides peuvent condenser une phase liquide. Les gaz à condensats, moins riches en méthane, contiennent des hydrocarbures plus lourds. L’enveloppe diphasique s’étend vers les plus hautes températures. Ainsi, au cours de son exploitation, les conditions de
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pression dans le réservoir chutent et deviennent compatibles avec le domaine diphasique du gaz à condensat. Le fluide démixe et une fraction liquide se condense. En condition de surface, le liquide retrouve son état gazeux.
Figure 1.6. Diagrammes de phases des six compostions type de mélanges d’hydrocarbures de réservoir.
Les fluides critiques sont des mélanges d’hydrocarbures incorporant un pourcentage plus
important d’hydrocarbures de taille moyenne à lourde. En réservoir, les conditions PT sont
proches du point critique de ce type de fluide. Au cours de son exploitation, les conditions PT
atteignent le domaine diphasique. Les fluides issus de la démixtion ont alors des compositions montrant une importante variabilité due aux fortes variations à proximité du point critique. Une faible réduction de pression peut provoquer la démixtion d’un important volume de liquide. Les huiles volatiles contiennent plus de composés lourds. Cette proportion importante en composés lourds provoque le déplacement du point critique vers les hautes températures. Ainsi, en réservoir, ces huiles se présentent en phase liquide. La décompression au cours de
l’exploitation de ces fluides en réservoirs fait basculer les conditions PT dans le domaine
diphasique. Le fluide liquide devient de plus en plus lourd, tandis que la proportion de gaz, riche en composés légers augmente.
Les huiles lourdes sont les huiles de réservoirs les plus courantes. Le domaine diphasique s’étend vers les très hautes températures. La courbe de point de bulle se situe à des pressions
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basses. Ainsi, en réservoir, la phase liquide est stable, la démixtion de ce type de fluide ne se produit que pour des conditions de pression faibles.
1.3.4. Etat des phases dans le réservoir
Dans les réservoirs, les hydrocarbures se présentent sous forme d’accumulation de gaz, d’huile ou d’huile et de gaz (réservoir d’huile à "gas cap"). Lorsqu’un réservoir est considéré comme mature, c’est à dire qu’il a atteint un état d’équilibre par diffusion et mélange des molécules, à pression et température données, les concentrations des différents composés du pétrole devraient être identiques dans tout le réservoir. Mais la pression et la température dans le réservoir ne sont pas uniformes. Elles augmentent avec la profondeur. Ces gradients s’accompagnent d’un gradient des compositions dans le réservoir amplifié ou réduit par effet gravitaire.
Ainsi, on peut distinguer trois configurations PVT :
- Un gaz est piégé dans le réservoir, les conditions PT du réservoir se situent sur la
courbe de point de rosée.
- Une huile saturée en gaz est piégée dans le réservoir, les conditions PT du réservoir se
situent sur la courbe de point de bulle. Toute baisse de la pression entraîne une vaporisation.
- Une huile sous-saturée en gaz est piégée dans le réservoir, les conditions PT se situent
dans le domaine monophasique du fluide accumulé.
Pour les réservoirs à "gas cap", les conditions PT dans le réservoir, au niveau du contact
gaz-huile, se situent au croisement de la courbe de point de rosée pour le gaz et la courbe de point de bulle pour l’huile.
D’une manière générale, les accumulations de pétrole dans les réservoirs perméables sont en équilibre mécanique et en équilibre chimique vertical; cette situation se traduit par une densité constante à chaque niveau de profondeur dans l'accumulation et par un accroissement de cette densité avec la profondeur, dénommé ségrégation gravitaire. Toutefois, même dans des réservoirs perméables, des différences latérales de composition héritées du processus de remplissage du réservoir, ne sont pas entièrement éliminées par les phénomènes de diffusion et de convection. Il en résulte que l'équilibre chimique latéral est souvent imparfait et que des variations latérales de composition s'observent dans les réservoirs actuels d'huile et de gaz
(England & Mackenzie, 1989).
1.3.5. Cas d’un flash
Le processus de flash consiste en une variation des conditions PT d’un mélange fluide
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l’équilibre (Dandekar, 2006). En réservoir, si lors de variations de pression et/ou de
température, les conditions PT acquises deviennent compatibles avec le domaine diphasique
du fluide, le fluide initial démixe en une fraction gazeuse et une fraction liquide à l’équilibre. Les composants les plus légers se concentrent alors dans la fraction gazeuse, tandis que les composés les plus lourds se concentrent dans la fraction liquide. Le nouveau mélange liquide concentre une plus grande proportion de composés lourds que le fluide initial. Réciproquement, le nouveau mélange gazeux concentre une plus grande proportion de composés légers que le fluide initial. Le point de croisement des isoplèthes des fluides liquide et gazeux coexistant (courbe de point de bulle pour le liquide et courbe de point de rosée pour le gaz) se situe au
niveau des nouvelles conditions PT (figure 1.7).
Figure 1.7. Principe de flash d’un fluide hydrocarboné initial en une fraction gazeuse et une fraction liquide, chacun de compositions différentes par rapport au fluide initial. Cas d’un flash à partir d’un pétrole initial liquide.