pétroliers et les inclusions fluides
1.4. Les inclusions fluides issues de réservoirs pétroliers
1.4.4. Représentativité des fluides contenus dans les inclusions fluides 1 Enregistrement de la chimie des fluides 1 Enregistrement de la chimie des fluides
D’un point de vue expérimental, les travaux menés au CREGU-G2R, durant la thèse de doctorat de Stéphane Teinturier (2002), ont montré que la composition des inclusions fluides hydrocarbonées de synthèses est représentative du fluide parent jusqu’à des températures de
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250°C. A des températures supérieures, des processus de craquage des hydrocarbures
affectent la composition des fluides. Vityk et al. (2001) ont testés la similarité des propriétés de
fluorescence d’inclusions fluides synthétiques à hydrocarbures piégeant un pétrole connu. Ils montrent que les hydrocarbures des inclusions adoptent parfois des teintes de fluorescence variables. Cette observation est interprétée comme un partionnement différentiel des composées aromatiques et NSO entre eau et huile au momment du piégeage. Cependant, les hydrocarbures piégés en inclusions représentent généralement bien la composition de l’huile
initiale. Dominé et al. (2002) indique suivant un modèle mécanistique que les pétroles matures
seraient stables jusqu’à 240-260°C. Ainsi pour la majorité des bassins sédimentaires, les inclusions fluides seraient représentatives de la chimie des fluides en circulation dans le sous-sol. Par ailleurs, les modèles classiques de craquage d’huile proposent une limite de stabilité
des pétroles autours de 160-190°C (Tissot & Welte, 1984; Horstfield et al., 1992; Hunt, 1996).
Les modèles numériques ou les expérimentations en laboratoire sont limités par l’aspect cinétique des réactions et des équilibres physico-chimiques des hydrocarbures en conditions naturelles.
D’un point de vue réservoir, il semblerait que les fluides extraits de réservoirs soient de
composition plus légère que ceux contenus dans les inclusions fluides (Blanchet et al., 2001).
La mobilité et les propriétés de viscosité des fluides hydrocarbonés sont, en partie, contrôlées par la taille des molécules hydrocarbonées et leurs solubilités propres par rapport au mélange présent dans le réservoir. Tout comme un fractionnement des hydrocarbures a lieu dans la roche mère au cours de l’expulsion (Ritter, 2003a, 2003b ; Pepper & Corvi, 1995). Il existerait également un fractionnement du mélange de réservoir au cours de son exploitation. Ainsi, la fraction légère du mélange hydrocarboné exploité en réservoir ne serait pas représentative de la composition globale du mélange. Le piégeage par les inclusions fluides du mélange primaire, ou d’une partie de ce mélange, semblerait plus représentatif des compositions réelles au moment du remplissage du réservoir que les fluides exploités des réservoirs.
1.4.4.2 Préservation de l’enregistrement des conditions PT de piégeage
Les inclusions fluides sont soumises à de potentiels phénomènes de rééquilibrage post-piégeage. Ces rééquilibrages peuvent être provoqués par la variation de deux paramètres : la
température de confinement (Tconf) et la pression de confinement (Pconf). Ces variations PT
s’expriment par un déséquilibre entre les conditions internes aux inclusions et les conditions de pore. Lorsque le minéral ne peut plus compenser le déséquilibre, une déformation irréversible des inclusions se produit aboutissant à une variation du volume des inclusions et/ou d’une fuite d’une partie du contenu des inclusions. Ces rééquilibrages existent dans le cas d’inclusions hydrocarbonées ou aqueuses, en revanche, les modalités du rééquilibrage et leurs intensités sont différentes pour ces deux types de fluides. Ces différences reposent sur les
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comportements thermodynamiques distincts des fluides. La figure 1.13 illustre ces différences à
l’aide de deux diagrammes PT rassemblant les isoplèthes et les isochores d’inclusions
aqueuses et hydrocarbonées contemporaines piégées aux conditions Pp-Tp.
Figure 1.13. Diagramme PT d’un assemblage d’inclusions à hydrocarbures et aqueuses piégées à
la pression de piégage Pp et à la température de piégeage Tp. A. Illustration de l’écart de pression
entre la pression interne des inclusions aqueuses (Piaq) et des inclusions hydrocarbonées (Pihc)
avec la pression de confinement (Pconf) lors d’une variation ∆T de la température de confinement
(Tconf) ; (1) chute de Tconf ; (2) augmentation de Tconf. B. Illustration de l’écart de pression entre la
pression interne des inclusions aqueuses (Piaq) et des inclusions hydrocarbonées (Pihc) avec et la
pression de confinement pouvant lors d’une variation ∆P de la pression de confinement (Pconf) ;
(1) chute de Pconf ; (2) augmentation de Pconf.
Le diagramme A exprime l’impact d’une chute (1) et d’une augmentation (2) de la température de confinement sur les pressions internes des inclusions fluides. Les fluides aqueux contenus dans les inclusions fluides montrent des pentes d’isochores fortes dans le domaine monophasique liquide. Celles-ci induisent d’importantes évolutions de la pression interne pour de faibles variations de température du milieu de confinement (figure 1.13, A). Les inclusions à hydrocarbures présentent généralement des pentes d’isochores faibles dans le domaine monophasique liquide. Ceci induit des variations de pression interne plus modérées avec la variation de la température de confinement (figure 1.13, A).
Le diagramme B exprime l’impact d’une chute (1) et d’une augmentation (2) de la pression de confinement sur les pressions internes des inclusions fluides. Lors de variations de la pression de confinement, les pressions internes des inclusions fluides aqueuses et hydrocarbonées sont
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identiques, égale à la pression de piégeage. Les inclusions fluides sont alors en surpression (1) ou en souspression (2) par rapport aux conditions extérieures.
Lors d’un rééquilibrage, les densités des fluides contenus dans les incluions fluides tendent à se rapprocher ou s’égaliser avec la densité des fluides extérieurs. L’importance de l’écart des
nouvelles conditions PT avec l’isochore respectif aqueux et hydrocarboné initial dans un
diagramme PT, donne une idée de l’intensité du rééquilibrage. Ainsi, les fluides hydrocarbonés
présenteraient une plus grande sensibilité aux variations de la pression tandis que les fluides aqueux présenteraient une plus grande sensibilité aux variations de la température. Le rôle de la minéralogie du cristal hôte est également un facteur clé dans la préservation des inclusions fluides. La capacité de résistance à la contrainte va conditionner le seuil de rupture du minéral et la capacité des inclusions à préserver les conditions de piégeage. Le quartz, plus résistant mécaniquement, préserve ainsi mieux les inclusions fluides que les carbonates, plus sensibles
Chapitre 2. Cadre géodynamique et tectono-stratigraphique du bassin du Sud-Est mexicain
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