Etude des propriétés pétrophysiques

1.5.1. La porosité et l’espace poreux

La porosité et l’espace poreux définissent tous deux l’espace pouvant être rempli par un fluide au sein d’une roche, mais tandis que la porosité est une définition quantitative, l’espace poreux a quant à lui une définition qualitative. En effet la porosité est un paramètre quantifiable, défini comme le volume des vides contenus dans une roche sur le volume total. L’espace poreux est lui concentré sur la topologie et la connectivité de ces pores.

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La description de la porosité est importante dans la description d’une roche, car de l’espace poreux dépendent en grande partie les conditions pétrophysiques de la roche. Cet espace poreux évolue au cours du temps. Son évolution dépend aussi fortement des conditions de pression et de température, qui varient au cours de l’histoire d’enfouissement.

Il existe trois grands types de porosité : la porosité connectée, la porosité occluse et la porosité effective.

• La porosité connectée décrit la quantité d’espace comprise dans les pores interconnectés. Ce type de porosité permet le passage d’un fluide au sein de la roche. C’est ce type de porosité qui contrôle la perméabilité de la roche.

• La porosité occluse décrit quant à elle un espace clos, où les pores sont isolés. Cette porosité occluse ne participe pas aux mouvements de fluides au sein de la roche. Selon Zinszner et Pellerin (2007) ainsi que Bourbié et al. (1986), la porosité occluse dans les roches sédimentaires est en général très faible, de l’ordre de 1/10³ de la porosité totale, ce qui la rend négligeable.

• La porosité effective peut avoir plusieurs définitions, mais peut être assimilée à la porosité réelle, correspondant à la quantité de vides contenus dans une roche (Zinszner et Pellerin, 2007). Sur la Figure 16, elle est donc représentée en bleu.

Ces différents types de porosité sont présentés schématiquement sur la Figure 16. La porosité peut être décrite selon différents types de classifications :

• Une classification en fonction de la taille des pores. Choquette et Pray (1970) définissent trois classes de pores : les micropores (<1/16 mm), les mésopores (1/16 – 4 mm) et les macropores (>4mm).

• Une classification génétique. Choquette et Pray (1970) en détermine 15 types, dont la porosité intergranulaire, intercristalline, intragranulaire, intracristalline et moldique. • Une classification de type pétrophysique, notamment au travers des classifications de

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Figure 16. Caractérisation des différents types de pores dans un milieu granulaire. En rouge, les porosités de type génétique, en noir, les porosités de type pétrophysique.

Traditionnellement, il était communément admis que les formations carbonatées perdaient une grande partie de leur porosité dans les premières centaines de mètres de l’enfouissement et que la porosité variait de 50-70% à faible profondeur (quelques centaines de mètres) (Schmoker et Halley, 1982 ; Fabricius, 2003) jusqu’à sa quasi disparition (porosité ≈ 0) à des profondeurs de plus de 6000 mètres (Friedman et al., 1981 ; Heydari, 2000) . Cependant, la porosité initiale des sédiments carbonatés est très variable en fonction du faciès de dépôt. L’intensité de la diagénèse précoce est également très variable et influe grandement sur les propriétés pétrophysiques de la roche avant l’enfouissement. Un autre effet de l’éogenèse peut être la cimentation et la lithification précoce du sédiment. Cette cimentation joue ensuite un rôle inhibiteur des effets de la compaction pendant l’enfouissement (Heydari, 2003). Sur la Figure 17 sont présentées les évolutions de porosité de formations carbonatées avec la profondeur. On remarque que la porosité initiale peut varier de 5 à plus de 50% (voire plus), et que l’on peut conserver une porosité de 5 à 15% à 5000 m de profondeur. Ainsi la porosité peut être en partie préservée en profondeur via certains phénomènes diagénétiques.

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Figure 17. Evolution de la porosité en fonction de la profondeur dans les formations carbonatées (modifié d’après Croizé et al., 2013)

1.5.2. La perméabilité

En ingénierie pétrolière, un des paramètres auquel est associée la porosité est la perméabilité. En effet, la perméabilité découle souvent de la porosité et principalement de l’organisation de l’espace poral. La perméabilité est donc fonction à la fois de la valeur totale de la porosité et de la distribution de la taille des pores, mais également de la connectivité entre ces pores. A l’échelle du pore, deux structures peuvent être distinguées : les cavités elles-mêmes, constituant l’essentiel de la porosité, et les seuils, beaucoup plus étroits, permettant leur interconnexion (Figure 18). Ces seuils de pores peuvent être considérés comme des goulets d’étranglement, c'est-à-dire le lieu de pertes de charges les plus importantes. La taille de ces seuils va alors être un facteur déterminant pour la perméabilité. Plus le seuil est étroit (figure 18 A), plus la vitesse du fluide au niveau de ce seuil sera limitée et donc plus la perméabilité sera faible. A l’inverse, des seuils de pores plus larges (figure 18 B) induisent une vitesse du fluide moins réduite et donc une perméabilité plus importante. Il est important de noter qu’une roche peut présenter une grande variété de taille de seuils de pores. La perméabilité sera alors fortement influencée par les seuils de petite taille. Par exemple, un fluide circulant dans la roche représentée schématiquement sur la Figure 18 C verra sa vitesse influencée par la taille du seuil le plus étroit (seuil S2, figure 18 C).

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Figure 18. Représentations schématiques des structures de la perméabilité : pores et seuils interporaux (C). (A) Seuil interporal étroit, (B) Seuil interporal large. En rouge: profils de vitesse du fluide au niveau du seuil. Modifié d'après Dautriat (2008)

La compréhension des phénomènes régissant l’évolution des propriétés de transport au sein d’une roche poreuse sous sollicitation mécanique constitue un enjeu majeur notamment dans le domaine de l’ingénierie des réservoirs. Il existe dans la littérature de nombreuses études expérimentales et théoriques sur le sujet. De manière générale, il a été déterminé que la perméabilité diminue sous l’effet de la compaction (Wilhemi et Somerton, 1967 ; Brace et al., 1968 ; Zobrack et Byerlee, 1975 ; LeGuen, 1991 ; David et al., 1994). Cependant, un endommagement mécanique par fracturation peut provoquer l’apparition de drains de circulation et générer une augmentation de cette perméabilité (Rhett et Teufel, 1992 ; Zhu et al., 1997). La pression de pore et la pression de confinement jouent de manière antagoniste sur les déformations du milieu poreux, et par conséquent sur les propriétés hydrauliques. La pression de pore étant une pression interne, son application entraine une dilatation de la porosité.

La plupart des roches sédimentaires sont anisotropes. Cette anisotropie est héritée des conditions de dépôt mais aussi de son histoire diagénétique. Cette anisotropie est observable à différentes échelles :

• A l’échelle de la microstructure, l’anisotropie peut être marquée par la présence locale de matrice sédimentaire, par un allongement préférentiel des grains constituant la matrice, des contacts intergranulaires ou des microfissures ayant une direction préférentielle. Ceci peut alors conduire à une porosité ayant une anisotropie de forme, ce qui aura un impact sur les propriétés pétrophysiques et en particulier sur le transport au niveau macroscopique.

• A l’échelle du réservoir, cette anisotropie peut être caractérisée par la présence de fractures, constituant des drains préférentiels de circulation de fluides.

La perméabilité des roches de forte porosité initiale tend à diminuer avec l’augmentation de la pression effective (David et al., 1994), indépendamment du chemin et du type de chargement suivi. Cette diminution se poursuit jusqu’à un seuil de pression critique pour lequel la microstructure va alors subir des modifications irréversibles. A cette pression critique, des

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mécanismes de fracturation intergranulaire sont alors activés. Ces mécanismes induisent un effondrement de la porosité (Zhang et al., 1990), se traduisant par une très forte diminution de la perméabilité.

L’augmentation de la perméabilité au cours du chargement est principalement observée sur des roches de faible porosité initiale et sous des conditions de chargement pouvant induire un endommagement fragile (Keaney et al., 1998 ; Heyland et Raab, 2001), ces roches ne permettant d’accommoder la contrainte au travers d’un réarrangement des grains. Sous l’effet d’une forte contrainte déviatorique (forte contrainte verticale), l’ouverture de microfissures va alors en effet provoquer une augmentation de la porosité durant la phase de dilatance, et la coalescence de ces microfissures en un réseau de fractures entraine une augmentation de la perméabilité.

Ainsi, sur des roches de forte porosité initiale, il est peu courant d’observer une augmentation de la perméabilité avec l’augmentation de la pression effective, c’est à dire l’augmentation de la profondeur d’enfouissement de la roche, mis à part par la création d’un réseau de fractures ou par un phénomène de dissolution de grande ampleur. Cependant, il est possible que la diminution de la perméabilité avec la profondeur soit réduite voire inhibée par différents processus diagénétiques de surface, sub-surface voire même d’enfouissement.