La première étape de ce projet va donc consister à évaluer les paramètres hydrodynamiques des unités des BTSL. Pour ce faire, les données brutes des forages pétroliers et gaziers réali- sés dans les BTSL, publiées par le Ministère de l’énergie et des ressources naturelles (MERN
paléozoïques des BTSL. Les données disponibles pour la création d’un modèle hydrostratigra- phique sont des données brutes d’essais en bout de tiges, dont quelques-uns sont interprétés, et des mesures de perméabilité et de porosité réalisées sur des carottes de forages. Les don- nées brutes des essais en bout de tiges doivent être interprétées alors que les mesures réalisées
sur les carottes ont été compilées par les membres du GRREBS. Le chapitre 2 présente ces
analyses et la création du modèle hydrostratigraphique et du modèle conceptuel. Ce modèle hydrostratigraphique permettra de choisir les unités à représenter dans la solution retenue pour définir les impacts potentiels de l’injection du CO2.
En raison de la structure complexe des formations et de leur hétérogénéité, il est nécessaire d’avoir recours à un modèle numérique pour la quantification de ces impacts. Un modèle numérique d’écoulement devra donc être utilisé pour simuler une injection présentant un débit
et un volume de fluides injecté comparables à un scénario d’injection industrielle de CO2.
Ce modèle devra tenir compte de la complexité du bassin et devra permettre de simuler le
transport des saumures dans le bassin. Le chapitre 3 présente la mise en place de ce modèle
numérique, la détermination des conditions initiales et aux limites, ainsi que le choix des valeurs des différents paramètres du modèle. Une étude des grands émetteurs industriels de la province de Québec sera menée pour définir 3 scénarios d’injection. De même, les premières simulations vont permettre de déterminer quels sont les compartiments qui sont les plus aptes à recevoir l’injection de CO2.
Les simulations suivantes vont permettre de quantifier les impacts hydrogéologiques de l’in- jection du CO2 à l’échelle du bassin des Basses-Terres du Saint-Laurent, elles constituent le
cœur des travaux de cette thèse et sont présentées dans le chapitre4. Dans les compartiments sélectionnés, les 3 débits d’injection définis précédemment vont être testés. Ces simulations vont permettre de décrire les impacts engendrés en fonction du débit d’injection, selon un jeu de paramètres de base. Une analyse de sensibilité sera menée par la suite pour tenter de carac- tériser l’incertitude associée aux résultats. Selon les résultats obtenus, différents scénarios vont être proposés, soit pour essayer de définir des méthodes pour diminuer les impacts de l’injec- tion, soit pour définir dans quelles conditions il est possible d’obtenir des impacts significatifs. Cette analyse de sensibilité doit permettre d’analyser l’influence des paramètres hydrodyna- miques sur les résultats obtenus, mais également l’influence des simplifications du modèle. Enfin, l’influence de la méconnaissance du bassin en tant que système doit être analysée. Finalement, il sera nécessaire de confronter les résultats avec ceux obtenus par des études similaires.
Chapitre 2
Modèle hydrostratigraphique
Un modèle hydrostratigraphique est un outil permettant de classer les différentes formations géologiques d’une zone d’étude en fonction de leurs propriétés hydrogéologiques. Il doit rendre compte des différentes propriétés d’écoulement des unités rencontrées dans la zone d’étude et des similitudes, ou des différences, qui peuvent exister entre, et au sein, de ces unités. Le modèle hydrostratigraphique permet de définir le modèle conceptuel des écoulements et du transport dans les unités du secteur d’étude. Bien que le concept de modèle hydrostratigra- phique soit largement répandu, il n’existe pas de définition précise et universelle d’unité et de modèle hydrostratigraphique. Les travaux récents de Paradis et collab.(2008) présentent une méthodologie assez exhaustive pour la définition du modèle hydrostratigraphique.
Dans ce chapitre, une définition d’unité hydrostratigraphique sera proposée dans un premier temps. Par la suite, les objectifs du modèle hydrostratigraphique seront rappelés ainsi que les moyens disponibles pour dresser un tel modèle dans le cas des unités paléozoïques des Basses-Terres du Saint-Laurent. Les résultats des analyses permettant de réaliser le modèle hydrostratigraphique seront présentés puis une synthèse de ces analyses sera présentée sous la forme d’un modèle hydrostratigraphique et d’un modèle conceptuel des écoulements dans le bassin. Enfin, les résultats des analyses de cette étude seront confrontés aux données dispo- nibles dans la littérature pour ces unités.
2.1
Définitions
2.1.1 Unité hydrostratigraphique
Il est très difficile, voire impossible, d’avoir une idée exacte de la valeur des paramètres hydro- dynamiques et de leur variabilité sur toute l’étendue d’une unité stratigraphique. Cependant, il est possible de supposer que la distribution des valeurs des paramètres hydrodynamiques est constante au sein de l’unité stratigraphique, puisque la nature de la roche est relativement constante au sein de l’unité. C’est sur ce principe que repose le concept d’unité hydrostrati-
graphique ou de faciès hydrogéologique (Anderson,1989). Ainsi une première approche est de considérer que la lithologie est constante au sein de l’unité stratigraphique, et qu’il est possible d’étendre la distribution des valeurs d’un, ou plusieurs, paramètres mesurés ponctuellement, à toute l’unité.
Comme l’a souligné Seaber (1988), il est difficile de définir une nomenclature pour les unités hydrostratigraphiques. Ce travail de définition doit se faire au cas par cas selon les études, sui- vant le niveau de connaissance hydrogéologique associé à chacune des unités stratigraphiques et selon la quantité de paramètres hydrodynamiques récoltés. Une première étape consiste donc à compiler les données hydrogéologiques disponibles pour chacune des unités stratigra- phiques. Il peut être parfois nécessaire de grouper des unités stratigraphiques entre elles pour que l’ensemble de données soit suffisant pour avoir un échantillon représentatif des propriétés de l’unité. De même, il arrive que certaines unités stratigraphiques soient suffisamment bien documentées pour être divisées en sous-unités hydrostratigraphiques.
Les propriétés hydrogéologiques doivent être comparées à celles des autres unités hydrostra- tigraphiques pour définir si l’unité hydrostratigraphique étudiée est un aquifère, un aquitard ou un aquiclude. C’est la comparaison avec les autres unités hydrostratigraphiques de la zone d’étude qui permet de classer l’unité hydrostratigraphique étudiée, c’est pourquoi il est préfé- rable d’éviter de se référer à des valeurs absolues. En effet, une unité ayant une conductivité hydraulique "moyenne", par exemple K = 10−6 m· s−1, peut très bien être considérée comme
un aquitard ou un aquifère selon les conductivités des unités voisines.
Ainsi, une définition qui pourrait être donnée d’une unité hydrostratigraphique est la suivante : Une unité hydrostratigraphique est une ou un ensemble d’unités géologiques ayant une exten- sion significative dans le secteur étudié, dans lequel les paramètres hydrodynamiques peuvent être considérés comme ayant une distribution homogène au sein de l’unité.
2.1.2 Modèle hydrostratigraphique
Un modèle hydrostratigraphique intègre les différentes unités hydrostratigraphiques dans un système qui décrit l’écoulement dans la région étudiée. Lorsque deux unités hydrostratigra- phiques voisines sont d’un même type (aquifère, aquitard ou aquiclude) elles forment un même système hydrostratigraphique. Ainsi, le modèle hydrostratigraphique peut être défini comme une succession de systèmes hydrostratigraphiques aux propriétés hydrodynamiques homogènes et qui divisent l’espace étudié en une succession d’aquifères et d’aquitards, et parfois d’aqui- cludes. Un modèle hydrostratigraphique doit permettre d’expliquer les écoulements, comme
l’ont fait Bachu et Underschultz (1993), qui associent leur modèle hydrostratigraphique du
bassin du nord-est de l’Alberta aux conditions d’écoulement, régionales (condition de nappe captive) ou locales (condition de nappe libre orientée par la topographie), observées dans le bassin.
2.1.3 Modèle préliminaire
L’état des connaissances actuelles sur les propriétés hydrodynamiques des roches du bassin des BTSL repose sur deux types d’études ; les études hydrogéologiques, qui s’intéressent aux écoulements proches de la surface, et les études d’exploration d’hydrocarbures. Les études hydrogéologiques menées jusqu’à maintenant dans les BTSL proposent un modèle hydrostra- tigraphique assez similaire (p. ex. Morin et collab., 2007; Nastev et collab., 2008; Paradis et collab., 2008). On trouve généralement en surface une ou plusieurs formations de dépôts meubles quaternaires, aux propriétés variables. Les eskers et les formations sableuses ou gra- veleuses quaternaires conduisent bien les eaux souterraines grâce à leurs perméabilités élevées. Ces unités sont donc considérées comme des aquifères. À celles-ci s’opposent les tills et les argiles, considérés comme des aquitards, dans lesquels les flux sont lents à cause de la faible perméabilité de ces unités. Ces unités peu perméables peuvent agir comme des couches de confinement pour les aquifères sous-jacents. Parmi les aquifères sous-jacents, les unités paléo- zoïques sont citées par plusieurs auteurs comme du roc fracturé, perméable sur les premiers mètres, indépendamment de la lithologie (Paradis et collab., 2008; Lavigne et collab.,2010). Dans la plupart des études hydrogéologiques, les unités paléozoïques ne sont pas considérées plus en profondeur, la majeure partie de l’écoulement ayant lieu à la surface de ces unités. Ces unités ont été étudiées, en profondeur, lors de l’exploration des ressources en hydrocar- bures des BTSL. Cette exploration, majoritairement d’hydrocarbures conventionnels, four- nit, grâce aux données de forages, des informations sur les propriétés des unités géologiques et des fluides pour des profondeurs comprises entre 1000 et 4000 m. Les perméabilités et les porosités mesurées dans les carottes indiquent des valeurs plutôt faibles, respectivement 3·10−19≤ k ≤ 2.5·10−16m2et 1 ≤ φ ≤ 6%. Aux profondeurs étudiées, la roche est majoritai-
rement saturée en saumures, avec la présence possible de gaz ou d’huile dans le cas du Shale d’Utica. Dans la région de Bécancour, les saumures présentes, de type Na-Ca-Cl, atteignent des salinités comprises entre 94 et 315 g/l. Les analyses isotopiques menées sur ces saumures indiquent une dissolution évaporitique datant du Dévonien et une interaction de longue durée avec la roche-réservoir (Pinti et collab.,2011). Les très longs temps de résidence ainsi définis, associés aux faibles perméabilités mesurées, indiquent des vitesses d’écoulement pouvant être considérées comme nulles.
Ces deux types d’études laissent la zone intermédiaire, entre 300 et 1000 m de profondeur,
peu investiguée. Le Conseil des Académies Canadiennes (2014) dresse un bilan similaire des
connaissances hydrogéologiques disponibles pour les bassins sédimentaires présentant un po- tentiel en gaz et huiles de roches mères. Les auteurs définissent la zone d’eaux souterraines douces (ZESD) comme la zone à l’intérieur de laquelle l’eau souterraine présente une concen- tration en solides dissous inférieure à 4000 mg/l. En dessous de cette zone se trouve la zone intermédiaire qui fait le lien entre la ZESD et la zone de production des hydrocarbures. Le
considérée comme une zone imperméable isolant la zone de production de la ZESD. Dans le cas des BTSL, aucune limite inférieure de la ZESD, telle l’isocontour de concentration en solides dissous 4000 mg/l, n’est définie.
Un modèle conceptuel préliminaire pourrait ainsi être dressé ; les formations quaternaires per- méables et les premiers mètres de roc fracturé sont les aquifères qui supportent la majorité de l’écoulement souterrain. L’écoulement se fait à une échelle locale, il est orienté par la topogra- phie. La connexion avec la zone profonde est mal établie, notamment parce que le sommet de la série paléozoïque dans les BTSL comprend les unités de shale de Lorraine et de l’Utica, très peu perméables. Cette tendance est accentuée par la saturation variable en gaz ou en huile du Shale d’Utica, qui tend à abaisser la perméabilité relative à l’eau. Des écoulements régionaux beaucoup plus lents existent dans les unités paléozoïques peu connues en profondeur, jusqu’au socle précambrien. Les unités de Trenton, Chazy - Black River et Beekmantown possèdent des propriétés hydrodynamiques intermédiaires. Le Groupe de Potsdam renferme les formations de Covey Hill et de Cairnside, conglomératiques et gréseuses, plus conductrices que les unités qu’elles supportent. Ces unités sont les couches cibles pour l’injection de CO2. Enfin le socle
précambrien, métamorphique, mal connu lorsque enfoui sous les importantes épaisseurs des unités paléozoïques, peut être considéré comme un substratum très peu perméable.
Dans le cas de l’injection de CO2 à l’échelle industrielle,Tran Ngoc et collab. (2014) se sont
intéressés à la région de Bécancour, secteur cible au Québec pour la séquestration géologique
du CO2 (Bédard et collab., 2013b). Le Cairnside, le Chazy, le Black River et le Trenton
sont présentés comme des aquifères intermédiaires et les unités du Groupe de Beekmantown sont présentées comme des aquitards. Cette étude ne s’intéresse cependant qu’à la région de Bécancour. Il est donc nécessaire de construire un modèle hydrostratigraphique valide pour l’ensemble du bassin des BTSL, intégrant l’ensemble des données disponibles pour le bassin.
2.1.4 Moyens disponibles pour la création d’un modèle hydrostratigraphique des unités paléozoïques
Les moyens disponibles pour la définition d’un modèle hydrostratigraphique sont des mesures directes effectuées dans les puits gaziers et pétroliers forés dans les BTSL. Ces mesures sont principalement disponibles grâce à la publication des données de campagnes d’exploration
ayant eu lieu au Québec depuis la fin du XIXe siècle. Ces données sont disponibles sur le
système d’information géoscientifique pétrolier et gazier (SIGPEG) du ministère des ressources naturelles du Québec. Deux méthodes directes de détermination de la perméabilité k ont été employées, des essais de puits et des essais sur des carottes. Les essais de puits sont majoritairement des essais en bout de tiges (DST pour Drill Stem Test en anglais). Cependant, peu d’essais de production ont été tentés à cause du faible potentiel économique des réservoirs étudiés. Outre la perméabilité, les analyses de carottes disponibles permettent de définir la porosité des roches. La carte de la figure 2.1présente une localisation des puits et indique le
type de mesures réalisées dans chaque puits. 71 0’0"W 71 0’0"W 72 0’0"W 72 0’0"W 73 0’0"W 73 0’0"W 74 0’0"W 74 0’0"W 75 0’0"W 75 0’0"W 76 0’0"W 47 0’0"N 47 0’0"N 46 0’0"N 46 0’0"N 45 0’0"N 45 0’0"N 0 15 30 60 90 120 KilomŁtres LØgende
Puits avec DST et carottes Puits avec DST Puits avec carottes Puits sans DST ni carotte
tendues d’eau GØologie MontØrØgiennes Appalaches Groupe de Queenston Groupe de Lorraine Groupe de Sainte-Rosalie Shale d’Utica Groupe de Trenton Groupe de Chazy Groupe de Black River Groupe de Beekmantown Groupe de Postdam
Figure 2.1 – Carte des puits des BTSL
Dans les puits gaziers forés dans les Basses-Terres du Saint-Laurent, 181 sont documentés sur le site du SIGPEG. Des essais en bout de tige ont été menés dans 56 puits et les données brutes ne sont disponibles que pour 36 puits. Parmi ces 36 puits, les données brutes sont disponibles pour 87 essais, totalisant 163 courbes de remontée de la pression, permettant de calculer la perméabilité. Parmi ces 163 courbes de remontée, 61 permettent de définir la perméabilité des unités testées, dont 3 qui ne concernent pas des unités des BTSL mais des Appalaches. Au sein des 58 essais qui ont eu lieu dans les unités des BTSL, 37 sont des couples d’essais presque identiques, seule la durée est modifiée. Cette étude présente 40 résultats de test de perméabilités pour 16 unités différentes, mais qui peuvent se recouper, avec les différents niveaux de confiance accordés à chaque essai. Le tableau2.1récapitule le nombre de mesures, carottes et DST, réalisées dans le bassin, ainsi que le nombre de puits concernés.
2.1.5 Présentation des essais en bout de tiges
Présentation de la mesure
Les DST sont des essais de puits souvent réalisés en cours de forage d’exploration pétrolière ou gazière car ils permettent d’évaluer en un temps suffisamment bref le potentiel des unités visées par l’exploration. Il est généralement nécessaire de retirer les outils de forage du puits et
Table 2.1 – Synthèse des données disponibles pour les forages d’exploration
Type d’essai Carotte DST
Nombre de puits 34 56
Mesures de porosité 1152 -
Mesures de perméabilité 3247 58 valides
de descendre dans le trou les outils nécessaires à la réalisation de l’essai. D’autres instruments de mesure peuvent être descendus à cette occasion, comme du matériel de diagraphie, des outils d’échantillonnage et différents types d’enregistreurs de propriétés physiques.Earlougher
(1977) a décrit les différentes étapes d’un DST à l’époque de la généralisation de cet outil. La procédure consiste à isoler, grâce à des obturateurs, une partie d’un forage des boues qui maintiennent la paroi du forage et dont la pression hydrostatique est supérieure à celle des fluides du réservoir. À la mise en place des obturateurs, le trou est isolé de la boue de forage et l’opérateur peut mettre en contact la zone investiguée avec l’air ambiant ce qui va avoir pour effet de diminuer subitement la pression. Les fluides du réservoir vont pénétrer dans le trou et la pression va augmenter, l’opérateur laisse les fluides s’écouler quelques minutes dans le train de tiges (Preflow) puis ferme le train de tiges grâce à une valve. Le forage ne produit plus de fluide et la pression continue d’augmenter vers la pression initiale du réservoir. Ce sont les données de pression récoltées durant cette phase fermée (Shut In) qui sont interprétées. L’opération est renouvelée une seconde fois avec des périodes plus longues et apporte généralement une information de meilleure qualité, dans ce cas le premier essai est noté ISI (Initial Shut In) et le second essai est noté FSI (Final Shut In). C’est généralement l’interprétation du deuxième
essai qui est retenue pour la détermination des propriétés du milieu. La figure 2.2 présente
l’outil de mesure lors des différentes étapes citées précédemment, et qui sont récapitulées dans le tableau2.2. Il est fréquent de retrouver dans la littérature des représentations de la pression mesurée par l’outil durant toute la durée de l’essai, la figure 2.3 présente une telle courbe
de pression, issue de données théoriques. La numérotation des étapes des figures 2.2 et 2.3
correspond à celle du tableau 2.2.
Durant les périodes ouvertes, les débits des fluides qui s’écoulent hors du réservoir doivent être mesurés. Les débits de gaz sont systématiquement mesurés à la tête du puits à l’aide d’un débitmètre, alors que les débits de fluides incompressibles sont calculés en mesurant la hauteur de la colonne de fluides récupérés dans l’outil à la fin de l’essai en fonction du rayon des différents outils selon la formule suivante :
qF I = houtil1routil12 π + houtil2r2outil2π + ... + houtilnr2outilnπ + htigesr2tigesπ /touverture (2.1)
dans laquelle qF I est le débit de fluides incompressibles, houtil et routil sont respectivement la
incompressibles. touverture est le temps d’ouverture de l’outil de mesure durant l’essai dans la
phase ouverte. Sachant qu’il y a au moins deux phases de production par essai, il faut estimer le débit de chaque phase de production en fonction de leurs temps respectifs et de la pression durant chaque phase de production.
1 2 3 5 4 6 7 Trou de forage Formation forée Obturateur Tiges de forage Clapet interne Flèche indiquant le direction des flux Crépine Enregistreur de pression Obturateur Outils de fond de forage Air Boue de forage Fluide de réservoir Numéro d'étape 8
Figure 2.2 – Représentation d’un outil de DST durant les différentes phases de l’essai Table 2.2 – Les différentes phases d’un DST
1 : Descente de l’outil dans le trou
l’outil mesure la pression hydrostatique de la colonne de boue 2 : Obturateur gonflé et outil fermé, la pression augmente encore
3 : Outil ouvert, la pression diminue brusquement et les fluides pénètrent dans le train de tiges, phase ouverte (Preflow)
4 : Outil fermé, la pression augmente mais les fluides ne pénètrent plus dans l’outil, phase fermée (Shut In)
5 : Deuxième phase ouverte 6 : Deuxième phase fermée
7 : Dégonflage de l’obturateur, la pression est celle de la colonne de boue