Les roches mères pétrolièresRéunion spécialisée de la SGF
MODÉLISATION THERMIQUE DES RÉSERVOIRS PÉTROLIERS :
CALIBRATION THERMO-CINÉTIQUE DE LA
GENÈSE DES HYDROCARBURES
Luis MARTINEZ
CNRS - Université de Strasbourg, UMR 7516 – IPGS,
EOST, 1 rue Blessig, 67084 Strasbourg cedex, France
luis.martinez(@)unistra.fr
27-27 novembre 2015
CNRS UMR7516
Institut de Physique du Globe de Strasbourg
Equipe :
Dynamique de la Lithosphère et des Bassins Sédimentaires
Evolution géochimique des réservoirs pétroliers
Les roches mères pétrolières, réunion de la SGF, 27 novembre 2015CNRS UMR7516
Michel Cathelineau, 2007
Ces dernières années, des avances considérables ont été réalisées
en modélisation numérique des bassins sédimentaires, en particulier sur
la simulation de la subsidence en considérant l’érosion et le back-
stripping.
D’un point de vue pétrolier c’est l’évolution du flux de chaleur avec le
temps et sa calibration pendant la subsidence qui ont permis de
reconstituer les étapes diagénétiques des kérogènes (Omodeo-Salé et
al. 2015a).
Dans le cas de la modélisation thermique des réservoirs pétroliers, la
calibration est essentielle et deux paramètres sont souvent utilisés : le
premier est pétrographique (%PRV, Martinez 1989, 2008) et le
deuxième est un paramètre géochimique de la pyrolyse Rock-Eval
(Tmax, Martinez 1993, Amir et al., 2008).
Les roches mères pétrolières, réunion de la SGF, 27 novembre 2015
Les roches mères pétrolières, réunion de la SGF, 27 novembre 2015
Le %PRV est utilisé fréquemment pour définir les étapes diagénétiques de la
transformation thermique des kérogènes (diagenèse, catagenèse, métagenèse),
par contre le Tmax est utilisé souvent pour définir les potentiels des fenêtres à
huile et à gaz.
En réalité ces deux paramètres sont complémentaires et nécessaires à la
calibration des modèles numériques des réservoirs pétroliers.
Ils permettent en particulier de définir les énergies d’activation nécessaires
aux réactions chimiques de la simulation cinétique (de type Arrhenius) de la
transformation du kérogène en hydrocarbures.
Pour cela il est nécessaire d’avoir le potentiel pétroligène initial du kérogèneimmature.
Atelier scientifique Géo-ressources, 30 septembre 2015, laboratoire ISTerre
Immature
300°C
170°C
320°C
DC29bbC30
bbC31
abC31
bbC30
bbC31R
S
RS
abC31
DC29
bbC30
bbC31
abC32
MA
TU
RIT
E C
RO
ISS
AN
TE
ki
Eai, Ai
KEROGENE
C1C2-C5C6-C14C14+
CRAQUAGE PRIMAIRE
Modèle GENOIL
ko,Eao,Ao H2O
CO2
Courbes S1+S2 Pyrolyse Rock-Eval
20
0
23
6
27
2
30
8
34
4
38
0
41
6
45
2
48
8
52
4
56
0
Température (°C)
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
S1
+S
2
S1+S2_0,51
S1+S2_0,65
S1+S2_0,77
S1+S2_1,16
S1+S2_1,35
S1+S2_1,50
dX/dt=A.exp(-Ea/T).X
Loi d'Arrhénius
17
21
X
X=CH3, C2H5
C3H7, C4H9, C5H11
Cinétique de l'évolution thermique
des biomarqueurs en pyrolyse confinée
Cinétique Rock-Eval des HC
kz
Eaz, Az
COKE DES HC
C1C2-C5
C6-C14
+
CRAQUAGE SECONDAIRE
kj
Eaj, Aj
COKE DES HCC1
C2-C5C14+
Modèle CRAKOIL
Vitrinite Inertinite
Liptinite
Liptinite
300°C
kj
Eaj, Aj
ISOMERISATION
DEGRADATION
PRODUCTION
Modèle de
transformation
des biomarqueurs
Atelier scientifique Géo-ressources, 30 septembre 2015, laboratoire ISTerre
Démarche classique
Démarche classique = 3 vitesses (même Ao et énergies d’activation)
Petroleum Generation
Gross hydrocarbon (bulk petroleum) formation rates (milligram per gram coal and per degree) from
open-system pyrolysis of an Indonesian coal sample as a function of temperature at heating rates
of 0.1, 0.7 and 5 Kmin-1. From: SCHENK et al. (1997)
Démarche classique = 3 vitesses (même Ao et énergies d’activation)
Oil & Gas Generation with Age and Depth
Oil Gener
Gas
1D basin modeling – transformation ratio
Démarche classique = 3 vitesses (même Ao et énergies d’activation)
Dans cette étude nous proposons une nouvelle méthodologie pour
réaliser la calibration cinétique de la formation des hydrocarbures sur
plusieurs exemples de réservoirs pétroliers.
Pour atteindre ces objectifs il est nécessaire de travailler le signal du
spectre du pic S2 Rock-Eval.
Nous avons d’abord fait la calibration de l’évolution du flux de chaleur
avec le temps, en considérant l’évolution du %PRV avec la profondeur à
l’actuel (Martinez, 2008).
Ensuite nous avons modifié les paramètres cinétiques du kérogène de
la roche mère sur l’équation d’Arrhenius. Pour cela nous avons utilisé un
seul spectre du pic S2 Rock-Eval afin de suivre en modélisation l’évolution
du Tmax actuelle avec la profondeur (Omodeo-Salé et al. 2015).
Les roches mères pétrolières, réunion de la SGF, 27 novembre 2015
OMODEO-SALE Silvia, Thèse UCM, 2014
Les roches mères pétrolières, réunion de la SGF, 27 novembre 2015CNRS UMR7516
Nouvelle méthodologie :
Ao calculé par analyse thermique de la subsidence
Simulation à 3 vitesses de chauffe, paramètre Ao de
trois échantillons calculé par le maximum des énergies
d’activation.
Démarche classique
Simulation parfaite mais avec
plusieurs résultats possibles
Démarche
Simulation avec 3 vitesses de
chauffe (trois spectres), avec la
même distribution des énergies
d’activation et paramètre Ao
Simulation parfaite, mais même
résultats avec une autre
paramètre Ao et d’autres
vitesses de chauffe.
Résultats
Conclusion
Evaluation du paramètre Ao par modélisation du Tmax en considérant :
1) La vitesse de subsidence
2) L’évolution du flux de chaleur avec le temps
3) Le taux de transformation du kérogène (Max. Enérg. Activation)
Deconvolution de 1 seul spectre Rock- Eval => Modélisation SpectraCin
Courbes ind.
Courbes
accumules
Nouvelle démarche => SpectraCin
Tmax
CNRS UMR7516
Martinez et al. 1989
Courbes ind.
Courbes accum.
Forage de
Balazuc
1200 m
Forage de
Morte-Mérie
2 érosions 1 érosion
Faille de UZER
RESULTATS :
Exemple => Programme GPF
CNRS UMR7516
Equivalent de flux de chaleur fourni par les fluides de la faille
à la matière organique de Balazuc
Morte Mérie
Modélisation du flux de chaleur par le %PRV
CNRS UMR7516
Les roches mères pétrolières, réunion de la SGF, 27 novembre 2015
Modélisation du %PRV et Tmax
CNRS UMR7516
Les roches mères pétrolières, réunion de la SGF, 27 novembre 2015
OMODEO-SALE Silvia, Thèse UCM, 2014
RESULTATS (autres exemples)
TOC original variable de 1.5% a 17,8% en fonction de l’importance de la
préservation y la production des HC.
Kérogène initial min. = 81*3.95/100 = 3.2Kg/TnRoche
Kérogène initial moyen = 714*1.52/100 = 10.8kg/TnRoche
Kérogène initial max.= 695*17.82/100 =123.8Kg/TnRoche
Les roches mères pétrolières, réunion de la SGF, 27 novembre 2015
OMODEO-SALE Silvia, Thèse UCM, 2014
CNRS UMR7516
(ce travail en modélisation)
Les roches mères pétrolières, réunion de la SGF, 27 novembre 2015
RESULTATS :
Le puits de Geronville, France
Modélisation du %PRV et Tmax
CNRS UMR7516
Bassin d'avant arc d'Arauco
- Marge active chilienne
- Subduction plaque Nazca sous plaque Amérique du sud (66 mm/an)
- Bassin Onshore et Offshore (intérêt pour la zone Onshore)
- Intérêt pour le gaz de charbon (CBM: Coalbed methane)
RESULTATS (autres exemples)
CNRS UMR7516
CNRS UMR7516
RESULTATS : Le puits d’Penhue-1
Les roches mères pétrolières, réunion de la SGF, 27 novembre 2015
Modélisation du %PRV et Tmax
CNRS UMR7516
CONCLUSION
Cette démarche (modélisation SpectraCin) permet de
définir avec une meilleure précision la chronologie du
fonctionnement des roches mères du système pétrolier étudié.
Merci !
Equipe :
Dynamique de la Lithosphère et des Bassins Sédimentaires
Evolution géochimique des réservoirs pétroliers
Les roches mères pétrolières, réunion de la SGF, 27 novembre 2015CNRS UMR7516