La connaissance des réseaux de fractures est essentielle pour comprendre la circulation des fluides dans un réservoir. Cette thèse s’appuie sur la reconnaissance du réseau de fractures naturelles qui chenalisent les circulations à l’échelle des deux forages profonds GRT-1 et GRT-2 de Rittershoffen (Alsace, France) qui ont recoupé les sédiments gréseux triasiques et le socle granitique altéré dans le cadre d’un projet industriel de géothermie. L’étude structurale de ce réseau de fractures a été réalisée à partir d’imageries de paroi acoustiques corrélées à des diagraphies géophysiques standard tandis que l’étude pétro-minéralogique se base sur les échantillons de cuttings. Les zones de fractures perméables des puits de Rittershoffen montrent une organisation asymétrique de la perméabilité. Des fractures ouvertes à l’échelle du puits semblent agir comme des drains perméables entourés de halos d’altération hydrothermale. Ces zones de fractures sont associées à des perturbations locales du profil de température dans le puits. La présence de minéraux illitiques hétérogènes pourrait être un indicateur pour prospecter les zones de circulations actuelles et passées à l’échelle des puits. Cette étude géologique permet d’évoluer vers un modèle de forage hydrothermal possédant des connexions favorables avec le réservoir sans avoir recours à des opérations de stimulation. / The knowledge of the fracture network is a key challenge to understand the fluid circulation through a reservoir. The aim of this PhD project is to investigate the natural fracture network that channelized the hydrothermal circulations into two deep wells GRT-1 and GRT-2 at Rittershoffen (Alsace, France) that intersect Triassic sandstones and altered granitic basement in the framework of an industrial geothermal project. The structural study of the fracture network was based on acoustic image logs correlated with standard geophysical logs, whereas the mineralogical study was based on cutting samples. Permeable fracture zones of wells at Rittershoffen present an asymmetrical organization of permeability. Open fractures at the borehole scale act as fluid pathways surrounded by halos of hydrothermal alteration. These fracture zones are associated with local thermal anomalies in the temperature profiles at the borehole scale. Occurrences of heterogeneous illitic minerals could be a good indicator to prospect zones of actual and past circulations at the borehole scale.

La modélisation de bassin est couramment utilisée pour décrire l’évolution des bassins sédimentaires à partir d’une reconstitution de leur histoire. Durant la modélisation des processus géologiques, les propriétés de transfert des sédiments peuvent changer significativement à cause de leur fracturation naturelle. La présence de ces fractures dans le bassin peut constituer des chemins préférentiels d’écoulement ou des barrières qui contrôlent les niveaux de surpressions, l’accumulation et la migration des hydrocarbures dans le milieu ainsi que la perméabilité du milieu. Dans l’industrie pétrolière et en particulier durant l’exploration, la connaissance de l’historique des processus de fracturation naturelle permet d’améliorer la prédiction des positions de réservoirs d’hydrocarbures dans le milieu ainsi que leurs propriétés. En profondeur les fractures s’amorcent dans les roches aux niveaux des discontinuités géométriques. Cependant, les chargements à l’origine de l’initiation de ces fractures restent mal connus. Dans les bassins sédimentaires, les propriétés mécaniques et géométriques de ces fractures sont directement reliées aux processus inhérents à leur formation. Elles peuvent dériver de certains processus comme par exemple le dépôt des sédiments, les chargements tectoniques ou le processus d’érosion. Le but de cette thèse est de fournir une amélioration de la caractérisation de l’amorçage des fractures dans la modélisation de bassin à partir d’un outil numérique de simulation de réseaux de fractures et de son évolution sous chargement hydromécanique. Au cours de la sédimentation, les matériaux enfouis subissent une augmentation de la contrainte verticale. Cette augmentation de la contrainte par sédimentation entraîne une compaction mécanique et une diminution de la porosité. La compaction mécanique qui dépend du taux de sédimentation et de la perméabilité des matériaux enfouis peut générer des surpressions importantes dans le bassin. Dès lors une compétition s’établie entre la dissipation de la surpression des fluides et la vitesse de sédimentation et peut conduire à l’amorçage de fractures. Ainsi, pour étudier analytiquement l’amorçage des fractures dans le bassin, un modèle synthétique géologique est proposé. La solution analytique de l’évolution de la pression et des contraintes dans ce contexte est obtenu en superposant deux problèmes de poroélasticités. L’analyse de la solution et d’un critère de fracturation serviront de base pour prédire l’amorçage et la propagation des fractures. Pour simuler la propagation et l’évolution des fractures, un modèle numérique comportant des chemins potentiels de fracturation uniformément repartis est mis au point dans le code de calcul par éléments finis Porofis. Les fractures sont modélisées par un modèle de joints cohésifs avec endommagement et l’écoulement est décrit à partir de loi de Poiseuille. Les effets du couplage hydromécanique dans les fractures et dans la matrice poreuse sur l’évolution dynamique de l’espacement des fractures pour des cas synthétiques typiques de la modélisation de bassin sont également étudiés / Basin modeling is commonly used to describe basin's evolution from a reconstruction of its history. During the geological processes modeling, the transfer properties of sediments can change significantly due to natural fracturing and therefore may constitute preferential flow paths or barrier that control hydrocarbons migration and accumulation. In petroleum industry, and especially for exploration, the knowledge of natural fracturing processes and history enhances the prediction of overpressures, potential location of hydrocarbon storage and matrix equivalent permeability. At significant depth, nucleation of fractures and initiation are triggered at existing defects, but the loads behind its initiation are unknown or poorly characterized. In sedimentary basin, fracture mechanical and geometrical properties are directly related to the processes from which it comes. Fracture initiation at depth can arise from by many processes such as deposition, tectonic and erosion processes. The aim of the thesis is to provide an improvement in the characterization of fracture initiation in basin modeling by using a numerical modeling of fracture network and its evolution under hydro mechanical loading. During sedimentation, buried rocks are subjected to an increase in vertical stress. This increase leads to a decrease of porosity that is commonly called mechanical compaction. Indeed, the mechanical compaction depending on its rate and on the permeability of the burden rocks, can induce significant overpressures. Thus, a competition is initiated between the dissipation of fluid overpressure and sedimentation rate, and may result in fracture initiation. For analytical study of fracture initiation, a synthetic geologic structure is used. The analytical solution analytical solution of the pressure and stresses in a sealing formation is proposed under sedimentation by superposing two problems of poroelasticity. This analytical solution and a fracturing criterion are used to predict the initiation and propagation of the fracture. The fracture propagation and growth are studied by numerical simulations based on a finite element code dedicated to fractured porous media called Porofis. The numerical model contains defects initially closed and homogeneously distributed. The fractures are modeled with a constitutive model undergoing damage and the flow is described by Poiseuille’s law. The effect of hydromechanical coupling on dynamicevolution of fracture spacing using synthetic geological structure for basin modeling are also studied