Petro Physique [PDF]

Zitiervorschau

ÉTUDE DES ROCHES RÉSERVOIRS ET DE LEUR CONTENU Au cours du forage d'un puits, il est très important de connaître les caractéristiques des couches   traversées   susceptibles   d'être   productrices.   Dans   cette   intention,   on   procède généralement à un carottage mécanique qui permet d'extraire des échantillons de roches qu'on analyse  en  laboratoire.  Les   mesures  effectuées  ont  pour  but de  déterminer  la  porosité,   la perméabilité   et   les   saturations   en   fluides   de   la   roche   ainsi   que   les   limites   des   zones intéressantes.   Les   diagraphies   différées   donnant   des   informations   en   continu   représentent l'autre outil fondamental à cet égard. Les roches réservoirs sont essentiellement des grès (ou sables) et des carbonates: calcaires et dolomies.

2.1

Porosité (Ø)

Une roche sédimentaire est constituée de particules solides agglomérées ou cimentées entre lesquelles existent des espaces, appelés "pores" ou parfois "vides", constituant des canaux microscopiques (diamètre de l'ordre de quelques dixièmes de micron par exemple). Soit un échantillon de roche de volume total VT comprenant un volume solide VS ; (VT - VS) représente le volume occupé par les fluides, c'est-à-dire le volume de pore Vp. Sa porosité s'exprime par le rapport :



V pores Vtotal



(Vtotal  Vsolide ) Vtotal

On s'intéresse particulièrement à la porosité utile (figure 3), c'est-à-dire celle qui ne tient compte que des pores qui communiquent entre eux et avec l'extérieur. Les roches réservoirs ont des porosités très variables, généralement comprises entre 10 et 30 %. Les valeurs de porosité sont obtenues par des mesures sur carottes, et par les diagraphies.

FIG. 3  Milieu poreux

Pores communicants entres eux (bleu)

Pores occupées par les argiles (kaolinite)

Ciment divers occupants l’espace poreux (remarquer la fissuration naturelle)

2.3 Saturations (S) Il est essentiel de connaître la nature des fluides qui occupent les pores de la roche. La saturation d'un échantillon de roche en un fluide est le rapport du volume de ce fluide dans l'échantillon au volume de pore Vp de l'échantillon. On définit ainsi : Ve • la saturation en eau Se  (= Sw (water)) Vp •

Vh la saturation en huile Sh  Vp

•

la saturation en gaz

Sg 

Vg Vp

(= So (oil)) (= Sg (gas))

avec Se + Sh + Sg = 1

EAU HUILE

Lors de la migration des hydrocarbures le déplacement de l'eau susjacente n'a jamais été complète. En effet, la perméabilité à un fluide devient nulle quand la saturation en ce fluide devient trop faible : ce seuil est appelé la saturation irréductible (pour le fluide considéré). En conséquence, il y aura toujours de l'eau dans un gisement., appelée eau interstitielle. Ceci est la conséquence des phénomènes capillaires liés à l'exiguïté des pores : l'eau est un fluide "mouillant" qui s'étale sur les surfaces solides et va rester piégée dans les pores les plus petits. Les valeurs courantes de la saturation en eau interstitielle sont de : 10 % < Swi < 35 %. Les mesures des saturations proviennent essentiellement des diagraphies.

Types de milieu perméable et porosité Milieu poreux et milieu fissuré En hydrogéologie on identifie deux types différents de réservoir: le réservoir en milieu poreux et le réservoir en milieu fissuré. Le réservoir en milieu poreux ou aquifère à porosité d'interstices est un milieu perméable comportant des pores interconnectés, comme les sables ou les grès peu cimentés. Le réservoir en milieu fissuré est un milieu perméable dans lequel l'eau s'écoule à travers un réseau de fissures ou de fractures ouvertes, diversement interconnectées (roches cristallines, grès cimenté, calcaire fissuré ou karstifié). Milieu continu et discontinu Si le milieu comporte des vides interconnectés dans le sens de l'écoulement, on parlera d'un milieu continu. Le milieu poreux et le milieu finement fissuré sont continus par opposition aux milieux fissurés et karstiques, appelés milieux discontinus, figure 27. fig27.eps Remarquons que si les lois générales de l'hydraulique ne s'appliquent qu'à des milieux continus isotropes et homogènes, on les applique également, en première approximation, aux milieux naturels même fissurés en prenant cependant soin de travailler à des échelles adéquates. La porosité des formations aquifères Un milieu perméable sera un aquifère favorable si en plus d'une perméabilité élevée, il contient une quantité d'eau appréciable dans les vides situés en son sein. On distingue deux milieux poreux aux caractéristiques bien différentes : le milieu à porosité d'interstices et le milieu à porosité de fissuration. Porosité des roches à porosité d'interstices La porosité exprime la quantité de vide dans une roche. On peut la considérer à partir des phases solide et liquide. Phase solide. Caractères pétrophysiques: Grandeur et forme des grains. Spectre granulométrique. Phase liquide (les vides). Nombre, forme et dimension des pores et de leur interconnections. Type de porosité, volume d'emmagasinement, perméabilité. En hydrogéologie, on considère principalement la porosité efficace ou cinématique, plutôt que la porosité totale. On exprime la porosité par le rapport des volumes, volume des vides/volume de la roche, exprimée en %. Porosité efficace : rapport du volume d'eau mobile à saturation, libéré sous l'effet d'un drainage complet, au volume total de la roche. On parle également de porosité effective. Valeurs de 0 à 30%. Porosité cinématique: rapport entre la vitesse de filtration de Darcy, soit le débit spécifique, et la vitesse linéaire moyenne de déplacement de l'eau (vitesse des traceurs): . En fait il s'agit de la teneur en eau mobile ou du rapport entre le volume des vides, réellement parcourus par l'eau en mouvement, au volume total (saturé ou non saturé). Valeurs de 0 à 25%. Granulométrie du milieu poreux meuble: l'étude granulométrique est importante pour caractériser la nature d'une formation meuble et surtout pour dimensionner l'équipement des puits et des forages. On détermine la distribution pondérale des dimensions des grains par l'opération de tamisage. On pourra ensuite différencier les granulométries uniformes des granulométries variées par le coefficient de

Hazen ( ). Si > 2.5, la granulométrie est variée. La figure 28 illustre la courbe classique d'un sable. fig28.eps La relation entre granulométrie, texture et porosité est complexe; elle est influencée par: la forme des grains (arrondi et sphéricité) la surface spécifique des grains (augmentation avec la diminution relative du diamètre des grains) la compaction de l'assemblage (les structures des éboulis et des dépôts deltaiques ont généralement une bonne porosité) l'importance de U (avec une granulométrie variée, les particules fines se placent entre les particules plus grosses) Cette relation complexe est illustrée par la figure 29. fig29.eps fig30.eps Porosité des roches consolidées Dans ces roches, les vides sont constitués par des joints de stratification, des fissures ou des fractures interconnectées (résultant des contraintes). Le plus souvent ces fissures ne sont pas ouvertes, mais sont obstruées par la recristallisation ou le colmatage. En général, l'hydrogéologue s'intéresse plus particulièrement aux fractures ouvertes, ou plutôt aux familles de fractures ouvertes, figure 30. On prend également en considération les microfissures (ouverture de l'ordre du mm): diaclases, microjoints de stratification, plan de schistosité. Dans ce cas, le milieu est considéré comme continu et le rôle hydrodynamique de ces ouvertures est proche de celui des pores en milieu poreux. I1 existe parfois des roches consolidées à porosité combinée ou à double porosité. Les calcaires oolithiques ou les grès peuvent en effet être simultanément à porosité de microfissure ou de matrice. En milieu calcaire, les fractures sont souvent élargies par la dissolution des calcaires, voir même transformées en cavité. En profondeur cependant, la porosité reste faible, de l'ordre du . Malgré cette faible valeur, les fissures peuvent créer un réseau mobilisant l'eau facilement et donner ainsi un caractère aquifère à une roche massive. La localisation de l'eau en profondeur y est toutefois délicate. Etude de la pétro physique: Un réservoir de pétrole est une roche souterraine suffisamment poreuse et perméable pour renfermer et laisser s'écouler des fluides. Mais comment calculer les valeurs de porosité et de perméabilité d'un réservoir de pétrole ? Grâce à la PETROPHYSIQUE ! La pétro physique est l’étude des propriétés physiques et chimiques qui décrivent l'apparition et le comportement des roches, des sols et des fluides. Pour caractériser de manière précise un réservoir de pétrole ou de gaz, on effectue des mesures, par exemple de la résistivité, des neutrons et de la densité, à partir desquelles on pourra ensuite quantifier la porosité, les saturations et la perméabilité. Mais vous devez sûrement vous demander ce que sont ces propriétés et pourquoi nous avons besoin de quantifier la porosité, les saturations et la perméabilité. En résumé : La porosité est le volume poreux par unité de volume d’une formation. La porosité d’une formation peut varier de manière considérable. Les carbonates (calcaire) et évaporites denses peuvent avoir une porosité nulle, d'un point de vue pratique. Les grès consolidés, en revanche,

peuvent avoir une porosité comprise entre 10 % et 15 %, tandis que les grès non consolidés peuvent avoir, quant à eux, une porosité de 30 % ou plus. Enfin, les schistes et les argiles peuvent présenter une porosité élevée (40 %), mais leurs pores sont souvent si petits que la roche en devient imperméable. La porosité efficace est une mesure très importante qui permet de déterminer le volume de pores communicants dans une roche qui contribue à l'écoulement des fluides dans un réservoir. La saturation en eau peut aider à déterminer la présence potentielle d’hydrocarbures dans une formation rocheuse ainsi que le volume d'hydrocarbures existant dans un réservoir donné, et fournit donc une estimation des réserves. La perméabilité mesure la capacité d’une roche à laisser s'écouler des fluides. Pour être considérée comme perméable, une roche doit avoir des pores communicants ou des fissures. On peut donc dire qu’il existe une relation d'ordre général entre la porosité et la perméabilité. L’étude des gisements pétroliers requiert la connaissance de tous ces éléments et de bien d’autres propriétés importantes des réservoirs, regroupés en une discipline la pétro physique ! Les facteurs qui affectent la porosité des roches sont très nombreux, tout comme sont nombreux les types de roches poreuses qui existent sur terre. Les roches poreuses sont d'une très grande utilité pour nos activités humaines. Il est donc important pour les industries qui les utilisent de connaître la porosité des roches, puisque celle-ci influence leur comportement, par exemple lorsqu'elles sont utilisées comme pierre de construction, agrégat (utilisé notamment pour les routes) ou plateau. La porosité revêt également un caractère important pour la recherche de nappes souterraines ou de vapeur géothermique. Les sociétés d'exploration et de production de pétrole et de gaz sont aussi très intéressées par la porosité des roches réservoirs d’hydrocarbures potentielles. La majeure partie des réserves mondiales de pétrole et de gaz se trouve dans les grès. Dans certains pays, les roches telles que le calcaire, les dolomies et les roches ignées fissurées peuvent également avoir une porosité qui favorise l’accumulation et la production de pétrole et/ou de gaz. Dans le cas des grès, l’origine, les caractéristiques et les changements de la porosité sont plus simples à comprendre et à définir que pour les autres types de roches. Cependant, mêmes pour les grès, plusieurs facteurs affectent la porosité des roches. Ces facteurs sont, entre autres, la nature et les caractéristiques du sable et d’autres sédiments qui s’accumulent jusqu'à devenir (après enfouissement et tassement) une roche réservoir de pétrole. La taille des grains de sable impacte peu sur la porosité, contrairement à leur uniformité ou à leur répartition granulométrique. Un sable uniforme ou bien réparti aura, en effet, tendance à être beaucoup plus poreux qu’un sable avec des grains mal répartis. Les petits grains de limon ou d’argile contenus dans le sable sont particulièrement néfastes pour la porosité car ils remplissent les espaces qui pourraient sinon être des pores. Les processus de dépôt impliqués dans l'accumulation du sable affectent également le degré de porosité, l'épaisseur du dépôt ou de la couche de sable et, donc, la porosité globale de la formation rocheuse. Pendant les processus de tassement et d’enfouissement, le poids des sédiments sus-jacents (et plus tard de la roche) peut modifier l’accumulation du sable. Au début, ces modifications se manifestent généralement par une perte de porosité due à la compaction et, plus tard, par une nouvelle perte, cette fois-ci due aux processus de minéralisation ou de cémentation.

Les modifications ultérieures survenant pendant la phase d’enfouissement peuvent se révéler très complexes, comme dans le cas des transformations minérales qui entraînent des changements de volume, le lessivage (dissolution) des grains et la précipitation de minéraux à l’intérieur des espaces poreux et à la surface des grains de sable. Si l’accumulation de sable est enfouie à des centaines de mètres de profondeur, certains grains peuvent être concassés et/ou subir une déformation plastique par l'effet du poids du déblai et de la stabilité physique des grains de sable. La nature des fluides qui s'écoulent à travers les pores entre les grains de sable, de même que la composition et la stabilité chimique des grains déterminent souvent les modifications des pores et de la porosité globale. Si le dépôt sableux se scelle et ne laisse plus s'écouler l’eau à travers, la porosité peut alors être préservée plus longtemps et permettre la pénétration précoce de pétrole et de gaz à l’intérieur des pores, car cela retarde les réactions chimiques et la minéralisation ou cémentation des grains. Roches poreuses La roche qui présente la plus grande porosité uniforme est la pierre ponce, une roche volcanique vitreuse qui ressemble à de la mousse, remplie de bulles de gaz chaud. Cette roche refroidit très vite, transformant les bulles en pores. Etant donné que les pores sont généralement très nombreux, la pierre ponce est très légère et flotte sur l'eau.

Pierre ponce La plupart des pores sont minuscules et non reliés les uns aux autres. Par conséquent, le pétrole, l'eau ou le gaz ne peuvent pas circuler à travers. La partie vitreuse solide de la pierre ponce est très dure, c'est pourquoi elle est beaucoup utilisée pour le soin du corps, pour gommer la saleté ou les peaux mortes persistantes. Broyée à l'état de poudre, la pierre ponce est également utilisée pour le nettoyage industriel.

Lors de la mise en production d'un réservoir pétrolier, la chute de la pression de pore est à l'origine d'une augmentation de la contrainte effective qui règne dans le réservoir. Ce chargement entraîne une déformation de la roche réservoir, et par conséquent, une réduction de sa porosité et sa perméabilité. La déformation de la roche peut se manifester jusqu'à la surface et provoquer des affaissements de terrains (subsidence). Le premier objectif de ce travail est de quantifier, à partir des essais de laboratoire, l'effet de la dépressurisation sur la perméabilité d'un grès de réservoir. Deux faciès ont été testés. Cette série de mesures a permis de déterminer les propriétés poro-élastiques de la roche ainsi que l'évolution de la perméabilité en fonction du chargement. Dans un second temps, les résultats des différents essais ont été exploités pour identifier une loi d'évolution de la perméabilité en fonction de la déformation. Deux approches sont proposées. La première loi, déduite à partir de la relation de Kozeny-Carmann, fournit un résultat satisfaisant mais elle ne permet pas (telle que nous l'avons appliqué) d'estimer la variation de la perméabilité pour tout l'historique de la déplétion. La seconde approche fait intervenir un modèle dit «puissance» qui lie la variation de la perméabilité à la variation de la porosité. Ce modèle s'applique de manière assez satisfaisante et permet d'estimer la variation de la perméabilité pour toute la plage de la déplétion. Ainsi, nous avons montré que la variation de la perméabilité peut être liée (dans le cas d'une roche homogène et isotrope) à la diminution de la porosité (ou à la déformation). Afin de quantifier l'effet de la dépressurisation sur les déformations du

Pores issus d’un ciment quartz qui succède à la kaolinite réservoir et des roches de couverture, une série de calculs par la méthode des éléments finis a été réalisée. La première simulation (purement mécanique) a permis de calculer la compaction et la subsidence induites par la mise en production d'un réservoir HP-HT (haute pression, haute température). La seconde simulation (couplage hydromécanique) a montré l'impact de l'évolution de la perméabilité sur l'historique des pressions dans un réservoir. Ainsi, nous avons conclu que la variation de la perméabilité doit être prise en compte (pour les simulations des profils de production) et ne peut être négligée Lors de la mise en production d'un réservoir pétrolier, la chute de la pression de pore est à l'origine d'une augmentation de la contrainte effective qui règne dans le réservoir. Ce chargement entraîne une déformation de la roche réservoir, et par conséquent, une réduction de sa porosité et sa perméabilité. La déformation de la roche peut se manifester jusqu'à la

surface et provoquer des affaissements de terrains (subsidence). Le premier objectif de ce travail est de quantifier, à partir des essais de laboratoire, l'effet de la dépressurisation sur la perméabilité d'un grès de réservoir. Deux faciès ont été testés. Cette série de mesures a permis de déterminer les propriétés poro-élastiques de la roche ainsi que l'évolution de la perméabilité en fonction du chargement. Dans un second temps, les résultats des différents essais ont été exploités pour identifier une loi d'évolution de la perméabilité en fonction de la déformation. Deux approches sont proposées. La première loi, déduite à partir de la relation de Kozeny-Carmann, fournit un résultat satisfaisant mais elle ne permet pas (telle que nous l'avons appliqué) d'estimer la variation de la perméabilité pour tout l'historique de la déplétion. La seconde approche fait intervenir un modèle dit «puissance» qui lie la variation de la perméabilité à la variation de la porosité. Ce modèle s'applique de manière assez satisfaisante et permet d'estimer la variation de la perméabilité pour toute la plage de la déplétion. Ainsi, nous avons montré que la variation de la perméabilité peut être liée (dans le cas d'une roche homogène et isotrope) à la diminution de la porosité (ou à la déformation). Afin de quantifier l'effet de la dépressurisation sur les déformations du réservoir et des roches de couverture, une série de calculs par la méthode des éléments finis a été réalisée. La première simulation (purement mécanique) a permis de calculer la compaction et la subsidence induites par la mise en production d'un réservoir HP-HT (haute pression, haute température). La seconde simulation (couplage hydromécanique) a montré l'impact de l'évolution de la perméabilité sur l'historique des pressions dans un réservoir. Ainsi, nous avons conclu que la variation de la perméabilité doit être prise en compte (pour les simulations des profils de production) et ne peut être négligée Pour que les fluides (l’eau, mais aussi le pétrole et le gaz) puissent circuler dans une roche, la porosité ne suffit pas, les vides entre les grains doivent aussi rester connectés entre eux. Cette capacité de connexion s’appelle la perméabilité. CIMENTATION-DISSOLUTION-RECRISTALLISATION-REMPLACEMENT Les principaux processus diagénétiques affectant les phases minérales sont la cimentation, la dissolution, la recristallisation et le remplacement. - La cimentation correspond à la précipitation de matière sur un substrat et à l'accroissement progressif des cristaux ainsi formés. La cimentation a pour conséquence la disparition progressive de la porosité. - La dissolution d'un substrat ou d'une phase diagénétique préexistante a évidemment comme conséquence une augmentation de la porosité. Ce phénomène joue à diverses échelles, depuis celle du système karstique jusqu'à la porosité intraparticulaire. Un processus de dissolution implique toujours le passage par une étape où existe un vide: ce vide peut être ensuite rempli par des sédiments internes ou cimenté. On distingue différents types de porosité en fonction de leur dépendance/indépendance par rapport aux structures originelles du sédiment (Fig. VI.7). La pression-dissolution est un processus de dissolution suite à une augmentation de la pression aux points de contact entre les grains. C'est ce processus qui est responsable du développement de structures comme les stylolithes (dans les calcaires purs) et de "joints de pression-dissolution" dans les calcaires plus riches en insolubles (par concentration d'insolubles le long de la surface de dissolution préférentielle). Ce processus peut conduire à la naissance de stylocumulats et de calcaires noduleux (Fig. VI.8).

Perméabilité (k) Résumé C'est le paramètre clé pour le production. La perméabilité d'un milieu poreux correspond à son aptitude à se laisser traverser par un fluide (liquide ou gaz) sous l'effet d'un gradient de pression. Les pétroliers mesurent la perméabilité en darcys (d'après Henri Darcy, 1856). Un darcy correspond à la perméabilité d'un corps assimilé à un milieu continu et isotrope au travers duquel un fluide homogène de viscosité égale à celle de l'eau à 20°C (une centipoise) s'y déplace à la vitesse de 1 cm/s sous l'influence d'un gradient de pression de 1 atm/cm. Qkx

S . dP  . dl

(loi de Darcy pour un liquide en écoulement linéaire et en régime permanent) avec Q mesuré dans les conditions de l'écoulement. On utilise en pratique le milliDarcy (mD) comme unité de mesure, les gisements exploités ayant généralement une perméabilité de 20 à 300 mD.

Le Darcy est la perméabilité d'un milieu qui laisse passer 1 cm3 par seconde d'un fluide dont la viscosité est de 1 centipoise (viscosité de l'eau à 20 °C) sous l'effet d'un gradient de pression d'une atmosphère par centimètre à travers une surface de 1 cm2. 1 Darcy  10-12 m2 1 milliDarcy = 10-3 Darcy A noter que la perméabilité a les dimensions d'une surface. La perméabilité d'une roche varie avec la direction considérée et l'on peut distinguer les perméabilités horizontale, verticale, parallèle au pendage et perpendiculaire à celui-ci. Les valeurs des perméabilités sont obtenues par mesures sur carottes, et aussi à partir des essais de puits. 1 Darcy = 0,97.10-12 m2. Définitions La perméabilité est une caractéristique physique qui représente la facilité qu’a un matériau à permettre le transfert de fluide au travers d’un réseau connecté. La Loi de Darcy permet de relier un débit à un gradient de pression appliqué au fluide grâce à un paramètre caractéristique du milieu traversé : la perméabilité k. La loi de Darcy (Henry Darcy, 1856) s’exprime par :

Avec Q le débit, S la section de l’éprouvette qui pour une éprouvette cylindrique est PR2 avec R le rayon de l’éprouvette, k la perméabilité, h la viscosité dynamique du fluide et ∆P/∆x, le gradient de pression. La perméabilité k s'exprime en m2. Lorsque les unité suivantes sont utilisées : Q en cm.s-1, S en cm2, ∆P/∆x en atm.cm-1 et h en poises, la perméabilité k s’exprime également en Darcy. Ainsi, 1 Darcy = 0,97. 10-12 m2. Le darcy est couramment utilisé par les hydrogéologues et par les pétroliers Le m2 est plutôt utilisé par les physiciens des matériaux. La perméabilité peut être considérée comme significative de la surface utilisable pour l’écoulement, elle dépend de la géométrie du réseau poreux. La loi de Darcy, et donc la perméabilité, est définie pour des conditions d’écoulement laminaire dans un milieu homogène, isotrope et continu ; le fluide n’interagissant pas avec le milieu. Remarque sur la perméabilité k et le coefficient de perméablité K : . Comment est mesurée le perméabilité ? Au laboratoire Dans le cas de matériaux peu cohérents L'expérience de Darcy consiste à mesurer un débit et un gradient de charge qui permettent de calculer une perméabilité grâce à la formule précédente. Cette expérience a été développée au départ pour des sables ou des matériaux peu cohérents.

L’échantillon est dans un tube de rayon R, et soumis à un gradient de charge du à la différence de hauteur d’eau dans les deux réservoirs amont et aval, dont les niveaux sont maintenus constants. Le sens d’écoulement est inverse au gradient de charge. Ce gradient de charge peut également être déterminé grâce à la mesure de la différence de hauteur d’eau (DH) dans deux tubes piézométriques distant de L. Dans le cas des matériaux consolidés et moins perméables L’essai consiste à injecter un fluide sous pression (P1 ) et à mesurer la pression (P2 ) et le débit (Q) en sortie de l’éprouvette. Le gradient de pression est (P1-P2)/L. Connaissant le rayon de l’éprouvette, il est facile de calculer la perméabilité. Dans le cas de matériau très peu perméable La mesure d’un débit devient très difficile. La technique du pulse est alors utilisée. Il s’agit de mesurer la décroissance en fonction du temps de la pression appliquée en tête de l’échantillon, au prix de certaines suppositions sur la morphologie du réseau poreux il est possible d’en déduire une valeur de perméabilité. Sur le terrain, à l'échelle de l'aquifère à partir d’essai d’injection en puits

Une section du puits est rendue étanche grâce à la mise en place de « bouchons » gonflables, les packers, qui obturent le puits à deux profondeurs différentes définissant la zone d’injection de longueur L et de rayon R. Un fluide est injecté sous pression entre les deux packers. Le centre du dispositif se situe à une distance H de la surface du réservoir d’injection. Le débit mesuré correspond au fluide (Q) qui s’écoule dans le massif entre les deux packers. Au cours de ces essais la perméabilité est calculée : à partir d’essais de pompage

Le dispositif utilise des piézomètres qui permettent de mesurer la profondeur de la surface libre de la nappe (dans le cas d’une nappe libre). Au cours d’un essai de pompage, une déformation de la surface libre de la nappe est observée autour du puits de pompage : c’est le rabattement. L’importance du rabattement dépend, entre autres paramètres, de la perméabilité de l’aquifère. La perméabilité s’exprime par : Résultats d'enregistrement de la perméabilité Dans le cas des aquifères formés par des matériaux non consolidés (graviers, sables), la perméabilité peut être très supérieure au Darcy et atteindre 103 D (soit 10-9 m2). Dans les matériaux consolidés, les roches les plus poreuses sont les grès. Certains grès peu ou pas

cimentés ont des perméabilités de l’ordre du Darcy (10-12 m2). Les matériaux les moins perméables sont les argilites avec des perméabilités de 10-22-10-23 m2. Figure 5. Agrandir l'image A partir de données de laboratoire sur échantillons, le domaine de variation de la perméabilité pour un même matériau est large, cette variabilité illustre le fait que la perméabilité dépend d’un certain nombre de caractéristiques de la porosité (volume, dimensions, forme, connectivité) qui sont eux-mêmes variables pour un matériau. Cette variabilité est maximale pour les carbonates. Par contre les mesures effectuées en sondage montrent des valeurs généralement plus élevées que les mesures effectuées au laboratoire. A cette échelle, les discontinuités misent en jeu sont des fractures ou des failles alors qu’au laboratoire les discontinuités sont des fissures et des tubes. A partir de données de perméabilité, les pétroliers ont défini différentes classes de réservoirs : Perméabilité nulle à faible : 1000 Dans les réservoirs pétroliers, il n’y a pas, en général, qu’une seule phase fluide, on trouve un mélange de gaz, d’huile et d’eau. Dans ce cas on définie la perméabilité relative d’un fluide comme le rapport entre la perméabilité mesurée pour la saturation du fluide considéré et la perméabilité du milieu définie pour un seul fluide. Exploitation dans divers domaines de la recherche et de la géologie appliquée

Deux fluides s’écoulent simultanément dans un échantillon réduction de la perméabilité à chaque fluide. Pression

Fluide 1

Fluide 1

Fluide 2

Fluide 2 L Pression

L’expérience montre que l’on peut écrire une relation de type Darcy . Q1 

k1 dP1 A  L

et

Q2 

k 2 dP2 A  L

k1 et k2 sont appelées perméabilité effective aux fluides 1 et 2. Elles dépendent de la perméabilité spécifique au milieu et de la saturation.

EAU HUILE

•

LES FORCES DE SURFACE AGISSENT à l’interface séparant 2 fluides ==> Tension interfaciale • à l ’interface fluide/roche ==> Mouillabilité • la résultante de ces forces ==> Force capillaire