Présentation du workflow d’une étude de bassin

L'objectif de la modélisation de bassin est de reconstruire l'histoire géologique d'un bassin sédimentaire et de ses systèmes pétroliers afin de pouvoir prédire l'existence d'accumulations. Les modèles de bassin prennent en compte la compaction, les transferts de chaleur, la génération et la circulation des hydrocarbures.

Une étude est généralement constituée de trois étapes principales (Schneider, 2003) (Figure IV.2).

Figure IV.2 : Les différentes étapes nécessaires pour la modélisation de bassin.

- La première étape consiste à construire la section à l'époque actuelle. Ceci est généralement effectué à partir de l'interprétation sismique, des données de puits, des observations d'affleurements et des analyses de carottes.

- La seconde étape consiste à restaurer le modèle. La section à l'époque actuelle est restaurée progressivement dans le passé pour chacune des couches définies jusqu'à ce que le substratum soit atteint. Nous utiliserons pour la restauration deux approches possibles : d’une part l’approche « équilibrage des coupes » au moyen du logiciel LOCACE®, d’autre part l’approche « décompactage » avec le logiciel TEMIS2D® qui est aussi appliqué pour réaliser la prochaine étape.

- La troisième étape consiste à compléter le modèle validé par l’étape de restauration par une description litho-stratigraphique. Les roches mères sont ainsi identifiées à partir de l’histoire connue du bassin.

- La quatrième étape est consacrée aux simulations directes. Ainsi la modélisation de bassin avec le logiciel TEMIS2D® permet d’obtenir des estimations réalistes des paléo-températures et des paléo-enfouissements des roches mères et des réservoirs donnés. Il est possible de simuler la maturation des roches mères, le craquage et la migration des hydrocarbures produits et de quantifier le potentiel pétrolier dans les réservoirs.

Afin de pouvoir utiliser la modélisation de bassin comme outil efficace et fiable pour l’évaluation pétrolière, il est nécessaire d’avoir un bon contrôle géométrique et stratigraphique au cours du temps et d’avoir suffisamment de données de géochimie. Il faut également bien contraindre le modèle au niveau des conditions thermiques du bassin pendant son histoire et quantifier les érosions de chaque formation géologique :

L’évolution des températures dans les sédiments dépend d’une part de la quantité de chaleur entrant dans le bassin, c’est-à-dire du flux de chaleur à la base des sédiments, et d’autre part des processus de transfert de chaleur à travers les sédiments (Ungerer et al., 1991). Le flux de chaleur à la base des sédiments est la somme de deux composantes : la production radiogénique dans la croûte, et le flux de chaleur infracrustal. Les principaux mécanismes de transfert de chaleur, dans les sédiments, sont la conduction, et la convection.

La conduction est responsable d’importantes variations du gradient thermique avec la profondeur. Ces variations sont causées par les conductivités thermiques, qui peuvent varier d’un facteur 3 ou 4. La conductivité thermique est en particulier sensible au rapport

sable/argile, à la présence de niveaux évaporitiques et à la compaction. Les transferts thermiques conductifs sont essentiellement verticaux. Les conditions aux limites dans une étude TEMIS2D® sont soit des températures imposées, soit des flux de chaleurs imposés pour chacune des frontières du domaine étudié.

Les modèles cinétiques décrivent la formation d’huile et de gaz et obéissent à une cinétique d’ordre un et à la loi d’Arrhenius. Les paramètres du modèle cinétique sont étalonnés pour le type de matière organique correspondant à la roche mère du bassin étudié (type I, II ou III), (Espitalié et al., 1977). Le type organique influence à la fois la quantité maximale d’hydrocarbures engendrés et la profondeur de la zone de formation du pétrole. Ils permettent de prendre en compte le craquage secondaire et l’expulsion. Une expulsion précoce des hydrocarbures de la roche mère vers un piège moins chaud les préserve des réactions secondaires et favorise donc les hydrocarbures liquides. Au contraire, une expulsion tardive favorise le craquage de l’huile en gaz. Le calcul de la maturation demande les paramètres cinétiques décrivant la formation des hydrocarbures pour chaque roche mère (distribution des énergies d’activation, facteurs pré-exponentiels, paramètres de craquage de l’huile en gaz). Le potentiel pétrolier des roches mères est nécessaire en complément si l’on désire un bilan quantitatif des hydrocarbures engendrés.

Les écoulements et les surpressions induits par la compaction sont décrits en couplant la loi de Darcy, classique pour l’eau, en ajoutant un critère de fracturation naturelle.

Une adaptation de la loi de Darcy aux écoulements diphasiques permet de reproduire la migration primaire et la migration secondaire (Figure IV.3).

- Les données relatives aux écoulements monophasiques sont celles qui permettent de déterminer la perméabilité (surface spécifique, coefficient d’anisotropie) et les coefficients de la loi porosité/contrainte effective, pour chaque type de lithologie.

- Les données complémentaires nécessaires servent à caractériser les propriétés de la phase hydrocarbure (masse volumique, coefficient de viscosité) et les écoulements diphasiques (pression capillaire, saturation) servent au calcul des perméabilités relatives).

La quantité érodée des différentes formations au cours du temps contraint essentiellement la géométrie du bassin et influe sur l’histoire d’enfouissement des roches mère. Une fois que ces différentes informations sont connues, différentes solutions logicielles peuvent être utilisées.

Figure IV.3 : Migration primaire des hydrocarbures de la roche mère aux roches réservoirs et migration secondaire des roches réservoirs à d’autres réservoirs (Huc, 2004).