Dans les réservoirs silicoclastiques, la perte de porosité avec l'enfouissement est due à la fois à la compaction mécanique lors des 2-3 premiers kilomètres d'enfouissement, à la compaction chimique, et à la précipitation minérale (quartz, argiles, carbonates). Dès lors, la compréhension des processus responsables de l'inhibition de la compaction et/ou de la cimentation représente un triple enjeu: i) contribuer à la connaissance des mécanismes d'interactions eau-hydrocarbures-solides en milieu diagénétique profond; ii) apporter de nouveaux arguments pour reconstituer les chemins de migration des fluides à l'échelle du bassin iii) développer des guides de prospection pour l'industrie pétrolière. Les techniques analytiques telles que la pétrographie quantitative, les inclusions fluides ainsi que les modélisations diagénétiques et de bassin ont été couplées afin de comprendre les processus régissant le contrôle de la qualité du réservoir du Brent (Jurassique Moyen) à travers 8 champs pétroliers (et 11 puits) dans le bloc Q3 (Viking Graben, Northern North Sea). L'étude pétrographique quantitative du réservoir du Tarbert a permis de définir des compositions minéralogiques et des paramètres pétrophysiques (porosité) relativement similaires sur les 183 échantillons étudiés. Une paragenèse diagénétique commune à tous les champs étudiés a été établie, dominée par les ciments de quartz, de deux générations de kaolinite (K1, associée à la déstabilisation des micas et K2, associée à la dissolution des feldspaths potassiques), et de précipitation d'illite. L'approche comparative des ciments d'enfouissement n'a pas permis de rendre compte des larges gammes de porosité et perméabilité mesurées allant de 8 à 27 % et de 0,2 à 5000 mD. Contrairement au modèle diagénétique souvent évoqué, l'inhibition des ciments de quartz ne joue pas un rôle majeur dans la préservation de la porosité des réservoirs du bloc Q3. Les estimations P-V-T-X-t du piégeage des inclusions fluides couplées au modèle de bassin ont permis de reconstituer trois chemins de migration des fluides aqueux et hydrocarbonés associés à la mise en place de surpressions fluides au sein des réservoirs du Tarbert. 1) La partie Nord de la kitchen du Viking Graben alimente les champs de Hild, Jura et Islay en huiles légères très précocement (65-42 Ma) et en gaz à condensat à partir de 35-15 Ma. Ces deux migrations sont associées à une montée en surpression fluide du réservoir de 100 à 200 bar. 2) la partie Est de la kitchen de l'East Shetland alimente les champs d'Alwyn, Dunbar, et Grant en huiles lourdes à légères à partir de 42-35 Ma, associée à une faible surpression fluide (30-40 bar). 3) la partie Sud de la kitchen de l'East Shetland (longue distance de migration) alimente quant à elle les champs de Forvie Central et North très tardivement en gaz à condensat (> 15 Ma). Le timing relatif entre la mise en place de la surpression fluide et l'avancement de la compaction mécanique/chimique s'est révélé être le paramètre de premier ordre régissant la préservation de la porosité des réservoirs observée dans le bloc Q3. La présence d'inclusions hydrocarbonées atypiques HT-BP (haute température-basse pression) datées du Jurassique supérieur dans les champs proches du Viking Graben, pourrait être à l'origine d'une génération d?hydrocarbures très précoce sous un régime de pression hydrostatique. Bien que n'ayant aucun impact sur l'inhibition de la contrainte effective, cette migration fluide pourrait être attribuée aux anomalies thermiques du Nord-Ouest de l'Europe liée à l'ouverture de l'Atlantique Nord. Le couplage des outils de pétrographie quantitative, inclusions fluides et modélisation de bassin a donc permis de soulever l'importance d'intégrer une vision régionale à l'étude ponctuelle de la diagenèse dans le but de comprendre le rôle des migrations fluides sur la préservation de la qualité des réservoirs silicoclastiques / In siliciclastic reservoirs, porosity loss is mainly due to the mechanical compaction in the first 2-3 km of burial, the chemical compaction and mineral precipitation (quartz, clays, carbonates). Therefore, understanding the processes responsible of the inhibition of compaction and/or cementation permits to: i) contribute to the knowledge of the water-hydrocarbon-solid interaction mechanisms in deep diagenetic environment, ii) give new arguments for the reconstruction of fluid pathways at the basin scale iii) assist the oil industry for the intensive exploration. Analytical techniques such as quantitative petrography, fluid inclusion and basin/diagenesis modelling were coupled across 8 oil fields (and 11 wells) located in the Q3 block (Viking Graben, Northern North Sea) in order to understand the processes driving the variation of the Brent reservoir quality (Middle Jurassic). Quantitative petrographic study of Tarbert reservoir allowed to define similar depositional settings (mineralogy, porosity) among the 183 studied samples. The common diagenetic paragenesis is dominated by quartz cement, two generations of kaolinite (K1, associated with the destabilization of micas and K2, associated with the dissolution of feldspars), and precipitation of illite. The petrographic data do not explain the wide range of measured porosity and permeability on plugs from 8 to 27% and from 0.2 to 5000 mD respectively. In contrast with the conventional diagenetic model, the present study shows that inhibition of quartz cements did not play a major role in the preservation of porosity in the Q3 block. P-V-T-X-t estimates of fluid inclusion trapping coupled with basin modelling allowed reconstruction of three fluid migration pathways, associated with fluid overpressures in the Tarbert reservoir. 1) The northern part of the Viking Graben kitchen supplies Hild, Jura and Islay fields with an early migration of light oils (65-42 m.y.) and condensate from 35-15 m.y. Both migrations are associated with a great fluid overpressure from 100 to 200 bar. 2) The eastern part of the East Shetland kitchen supplies Alwyn, Dunbar, Grant fields, with heavy to light oils from 42-35 m.y., associated with a low fluid overpressure (30-40 bar). 3) The southern part of the East Shetland kitchen (long distance migration) supplies Forvie North and Central fields with a very late gas condensate migration (> 15 Ma). The relative timing of the fluid overpressure build-up with the degree of mechanical and chemical compaction appears to be the first order parameter governing the preservation of reservoir porosity across the Q3 block. The presence of unusual HT-LP (high temperature-low pressure) hydrocarbon inclusions in the fields near the graben could indicate an early heavy oil generation under hydrostatic pressure conditions. Although having no impact on the inhibition of effective stress, this high-temperature fluid migration could be attributed to thermal anomalies in the Northwest of Europe related to the North Atlantic opening. The combination of quantitative petrography, fluid inclusion and basin modelling allowed to point out the impact of regional fluid migrations on the well scale diagenesis and on the siliciclastic reservoir quality preservation

Nous présentons dans ce mémoire l'influence que peuvent avoir les écoulements de fluide au sein de la matrice rocheuse fracturée, laquelle est sujette aux variations locales ou régionales de l'état de contrainte in situ. Du fait de l'augmentation de la pression de pore, la longueur et l'ouverture de la (les) fracture(s) peuvent subir des variations significatives et conduire à la formation de chemins préférentiels pour l'écoulement du fluide dans le milieu géologique. Les modèles théorique et numérique évoqués ici sont des modèles de comportement hydro-mécanique pour le milieu poreux saturé en présence d'une seule phase fluide. La méthode des éléments finis étendue (XFEM) est utilisée afin de modéliser la dynamique des fractures ainsi que les écoulements de fluide dans la matrice rocheuse fracturée, sans être tributaire de la dépendance au maillage. Ainsi, nous considérons: (i) qu'il existe une pression fluide induite par l'écoulement au sein de la fracture, (ii) que la dynamique de la fracture est gérée grâce à un modèle de zone cohésive en supposant un chemin de propagation prédéfini, et (iii) que des échanges entre la fracture et la matrice poreuse peuvent se produire. Ce dernier aspect sera pris en compte en introduisant, dans la formulation du problème couplé, un champ de multiplicateur de Lagrange. Ce champ résulte de la dualisation de la condition d'égalité entre la pression de pore et de la pression de fluide au niveau des parois de la fracture. Afin de respecter les contraintes liées à XFEM, nous avons choisi d'introduire dans la formulation une loi cohésive non-régularisée de type Talon-Curnier. Ce type de loi est capable de gérer la propagation et/ou la refermeture de la fracture. Le modèle HM-XFEM a été validé à partir des solutions analytiques du modèle 2D de fracture KGD, et ce, pour différents régimes de propagation. Nous avons ensuite appliqué le modèle HM-XFEM au cas d'un réseau de fractures non connectées entre elles et évoluant sur des chemins de propagation prédéfinis, afin d'analyser comment les fractures d'un réseau peuvent influer les unes sur les autres lorsqu'elles sont soumises à un écoulement. En particulier, une étude paramétrique a été menée afin de montrer l'influence que peuvent avoir la viscosité, le débit d'injection et l'écartement entre les fractures sur leur propagation. Une attention particulière sera porté à l'évolution du stress-shadowing effect (i.e. modification de l'état de contrainte due à l'effet d'interaction entre les fractures). / In the present work, we address the issue of groundwater flow in the fractured porous media submitted to local or regional stress-state variations. Due to the increasing pore fluid pressure, the length and aperture distribution of the fractures are modified resulting in the formation of preferential flow channels within the geological formation. The numerical approach proposed is a fully coupled hydro-poro-mechanical model in saturated conditions involving single-phase flow both in fractures and in the porous matrix. The extended finite element method (XFEM) is employed for modeling fracture dynamics and flow calculation for fracture which do not lie on the mesh but cross through the elements. In this study: (i) we consider the pressure build up generated by fluid flow inside and through the fracture, (ii) the fracture dynamics by using a cohesive zone model (CZM) on pre-existing propagation path and (iii) fluid exchanges may occur in between fractures and porous medium. The last specification of the HM-XFEM model is taken into account through the introduction of a Lagrange multiplier field along the fracture path. These fields are the result of the dualised condition of pressure continuity between the pore pressure and the fluid pressure inside the fracture. As a function of the Lagrange multiplier value, both permeable and impervious fractures can be considered. The cohesive law employed is a non-regularized-type cohesive law to ensure propagation and eventually closure of the fracture. Validation of the model has been conducted by means of the well-known KGD fracture model when different propagation regimes are considered. We applied the HM-XFEM model to the case of multi-stage fracture network stimulated by the injection of incompressible fluid at constant rate. Fractures are not connected to each other and evolve on pre-existing propagation paths. We aim at appreciating the influence of the fluid viscosity, the injection rate and spacing between each fracture, on the fracture propagation. A peculiar attention is paid to the stress-shadowing effect (i.e. interaction between fractures).