La localisation de la déformation dans les grès poreux

Soutenance de Thèse :
La localisation de la déformation dans les grès poreux :
caractérisation d'un analogue de réservoir gréseux et
faillé dans le Bassin du Sud-Est, Provence, France
par
Elodie SAILLET
Présentée le jeudi 17 décembre 2009 à 14h
Salle de conférence de Géosciences Azur à Sophia Antipolis
Devant le jury composé de :
Jean-Pierre PETIT
Yves GUGLIELMI
Alexandre CHEMENDA
Yves LEROY
Roger SOLIVA
Anne SORNETTE
Christopher WIBBERLEY
Marc SOSSON
Professeur
Professeur
Professeur
Directeur de recherches
Maître de conférence
Maître de conférence
Maître de conférence
Chargé de recherches
Rapporteur
Rapporteur
Examinateur
Examinateur
Examinateur
Membre invité
Directeur de thèse
Codirecteur de thèse
Résumé
La compréhension de l’organisation géométrique et hydromécanique des failles qui
affectent les réservoirs est tout à fait essentielle pour contraindre au mieux les circulations de
fluides et d’hydrocarbures. Cette problématique est d’autant plus importante dans les
réservoirs de grès ou de sables faillés de forte porosité. Dans ce type de lithologies, la
déformation génère des bandes de déformation (BDs), qui au contraire des failles ou des joints
ne présentent pas de surfaces discrètes mais une évolution et une modification des propriétés
pétrophysiques de la roche. Si plusieurs descriptions exhaustives de ces objets ont déjà été
réalisées, la plupart ont été menées dans le même secteur de l’ouest des Etats-Unis, avec une
faible variation du contexte tectonique et de l’enfouissement. De plus, les relations et les
modes d’évolution depuis les BDs jusqu’aux larges failles restent encore mal identifiés.
Nous avons réalisé une étude multi-échelle complète, depuis les BDs jusqu’aux failles
majeures dans plusieurs analogues de réservoirs gréseux et faillés situés dans les terrains du
Crétacé Supérieur du Bassin du Sud-Est, en Provence (France). Nous avons choisi de mener
cette étude selon trois axes principaux : (1) Une étude de terrain détaillée, avec la réalisation
de plus de 700 mètres de relevés linéaires de la déformation ; (2) Une étude microstructurale
en laboratoire, basée sur l’analyse de clichés MEB puis sur des mesures en porosité et
granulométrie à partir d’un logiciel de comptage automatique puis d’un granulomètre à
diffractométrie laser ; (3) Une étude de perméabilité au gaz sous pression de confinement des
échantillons de roche saine et déformée, prélevés selon deux techniques d’échantillonnage
adaptées. L’ensemble des données obtenues selon les trois axes d’études cités précédemment
a permis l’obtention de résultats essentiels à la compréhension de l’évolution de la
déformation des réservoirs gréseux et de l’incidence sur les migrations de fluides :
(1) Nous montrons qu’un affleurement de 250 mètres de long, déformé lors du
raccourcissement Pyrénéo-Provençal, présente une forte densité de déformation se
traduisant par des BDs inverses et conjuguées créées en dehors de tout cluster ou de
toute faille majeure. Dans ce cas précis, la première génération de structures inhibe la
propagation des bandes conjuguées.
(2) Deux autres sites d’étude, déformés durant la phase d’extension Oligo-Miocène,
présentent une déformation modérée avec une localisation de la déformation sur
quelques zones de clusters. Des zones de failles ultracataclastiques et des plans de
glissements peuvent alors être générés au niveau de ces clusters de BDs.
(3) Les analyses microstructurales montrent : (i) Le rôle essentiel de la lithologie sur les
micromécanismes de la déformation ; (ii) La relation étroite entre la taille de la
structure déformée et la réduction de porosité et de perméabilité associée.
(4) La déformation produit une fracturation des grains, qui migrent par fluage dans les
espaces intergranulaires disponibles. La réduction de granulométrie issue de la
fracturation des grains produit une réduction de porosité équivalente.
(5) Les mesures de perméabilité, associées aux observations de terrain, montrent que les
BDs, même présentes en grande quantité affectent peu la perméabilité globale des
réservoirs. Au contraire, les larges failles ultracataclastiques sont susceptibles de
former des barrières à l’écoulement des fluides et de compartimenter les réservoirs.
2
Abstract
Fluid circulation in the crust and in particular hydrocarbon migration in reservoirs is
highly dependant on fault geometrical and hydromechanical properties. Understanding the
evolution of these properties during fault growth and network development is of major
importance in fluid flow prediction. This question is important for high porosity sandstone,
where brittle deformation is expressed by cataclastic deformation bands (CDBs). Faulting in
porous sandstone produces zones of deformation bands rather than planar fracture surfaces.
CDBs are brittle shear zones that form through the combined effects of compaction and
cataclasis. CDBs which affect high porosity sandstone induce a significant permeability
reduction, which poses problems for hydrocarbon production in faulted reservoirs. These
structures are well described in the literature from a limited number of examples in the west
of the USA, in geological and tectonic contexts of limited diversity. In order to evaluate the
influence of such factors on these geometrical and hydromechanical properties of faulted
sandstone reservoirs more diverse cases need to be studied, of equally good outcrop quality.
Furthermore, the relationships between CDBs and larger faults are not clearly understood.
We made a complete, multi-scale study of a faulted reservoir analogue in Cretaceous
high-porosity sands and sandstones from Provence, South-East France, studying a wide range
of structures and their distributions from the smallest deformation bands to decametric-offset
ultracataclastic fault zones. This study shows three main axes: (1) A detailed field study,
based on 700 m of structural logging; (2) A microstructural study, based on SEM
photomicrograph analyses including a statistic porosity and grain size analysis, complemented
by laser grain size distribution measurements; (3) Permeability measurements based on the
same large range of samples. In terms of understanding deformation evolution in highporosity sandstone reservoirs and the influence on fluid migration, the main results of our
different methods of analysis can be summarized as follows:
(6) For a study area which had been subjected mainly to Pyrenean-Provençal shortening,
a 250 m long outcrop recorded a persistent high density of reverse-sense conjugate
deformation bands which did not appear to cluster around any mapped faults. In this
case, a high density of one set of CDBs inhibits generation of the conjugate set.
(7) For two study areas which had experienced significant Oligocene-Miocene extension,
a moderate, undulating background density of normal-sense CDBs was recorded,
which became focussed into clusters in places. Later, larger ultracataclastic faults and
discrete slip planes are found localised within or at the edges of some of the CDB
clusters, but other clusters are present without larger faults within them, suggesting
that these clusters may be prior expressions of deformation localisation before
generation of the larger faults.
(8) The petrophysical studies shows: (i) The important role played by host rock properties
in the deformation processes; (ii) The grain-size and the porosity reduction evolve
with increasing displacement.
(9) Deformation produces intragranular fracturing, which causes grain size reduction and
leads to a porosity decrease due to more efficient packing of the smaller particles.
(10)
Permeability measurements associated with field observations show that CDBs
do not have a large influence on single-phase fluid migration despite their relatively
high densities. On the other hand, a small number of the larger ultracataclastic faults
can form barriers to fluid migration resulting in reservoir compartmentalization.
3