La modélisation numérique de la migration des hydrocarbures dans les bassins sédimentaires permet de déterminer les accumulations d’hydrocarbures au sein des formations géologiques. A partir de cela on peut prévoir la hauteur d’hydrocarbure piégé. Cette détermination est essentielle dans l’industrie du pétrole. Cependant grâce à certaines études, on a pu s’apercevoir que des erreurs numériques pouvaient apparaître lors de l’utilisation de pression capillaires polynomiales. Dans cette thèse, nous travaillons principalement sur les modèles dits de Darcy et nous évoquons sommairement les modèles de type percolation. L’objectif de ce travail est de fournir de nouveaux modèles des pressions capillaires, donnant de meilleurs résultats que ceux actuellement utilisés. Dans un premier temps, nous décrivons les mécanismes de la migration des hydrocarbures dans les couches. Ensuite nous étudions plus attentivement les lois des pressions capillaires permettant l’écoulement des fluides. Puis nous établissons la discrétisation, suivant la méthode des volumes finis, du problème. Dans la partie suivante nous testons en une dimension de nouveaux modèles de pressions capillaires affines par morceaux. Puis dans une autre partie, nous faisons les tests en deux dimensions de ces modèles auxquels nous rajoutons un autre modèle, bâti à partir des deux précédents. En conclusion, nous synthétisons l’ensemble des résultats et évoquons certaines perspectives concernant l’amélioration des modèles étudiés. / Numerical modeling of hydrocarbon migration in sedimentary basins makes it possible to determine hydrocarbon accumulations within geological formations. From this it is possible to predict the trapped hydrocarbon height. This determination is essential in the petroleum industry. However, thanks to some studies, it has been found that numerical errors can occur when using polynomial capillary pressure. In this thesis, we work mainly on the so-called models of Darcy and we briefly discuss percolation-type models. The objective of this work is to provide new models of capillary pressures, giving better results than those currently used. First, we describe the mechanisms of hydrocarbon migration in the layers. Then we study more closely the laws of capillary pressures allowing the flow of fluids. Then we establish the discretization, according to the finite volume method, of the problem. In the next part we test in one dimension new models of capillary pressures affine in pieces. Then in another part, we do the two-dimensional tests of these models to which we add another model, built from the two previous ones. In conclusion, we summarize all the results and discuss some perspectives concerning the improvement of the studied models.

La péninsule de la Gaspésie (Québec, Canada) présente un potentiel pétrolier dans les roches datées de l'Ordovicien tardif au Dévonien inférieur. Dans l'est de la ceinture de Gaspé, des puits producteurs de gaz prouvent la présence de réservoirs pétroliers. Des nouvelles études structurales et des études de bassin dans la ceinture de Gaspé permettent de mieux évaluer le potentiel pétrolier de cette région. Nous présentons ici une nouvelle méthodologie pour la prospection d'hydrocarbures dans les régions de piémont de type « fold and thrust belt » comme la ceinture de Gaspé. Nous avons développé cette méthodologie en la testant au niveau de la partie centrale de la ceinture de Gaspé. Nous avons intégré les données géologiques et géophysiques disponibles pour l'étape d'imagerie sismique 2D afin de construire une image sismique directement en profondeur, ce qui a permis d'améliorer l'interprétation structurale, notamment la caractérisation des structures profondes et des failles majeures. Ce travail est suivi d'une modélisation de bassin afin d'évaluer le potentiel pétrolier. Cette étude s'effectue en plusieurs étapes : 1) La construction du modèle structural : L'intégration des données géologiques dans l'étape de la migration en profondeur avant sommation permet d'améliorer le rendu des images sismiques. Ces nouvelles images sont plus fiables et, étant migrées directement en profondeur, rendent les interprétations plus proches de la géometrie réelle du sous-sol. Ces informations permettent de construire un modèle géologique plus complexe et de mieux contraindre le modèle structural de la ceinture acadienne. Les nouvelles interprétations ont permis en particulier, de mieux comprendre la relation entre les ceintures acadienne et taconienne. 2) L'évolution du modèle structural : il a été possible de valider la cohérence de la géométrie structurale grâce aux techniques de restauration. Cependant ce procédé n'a été appliqué qu'au niveau du Synclinal du Lac des Huit-Miles sur les successions stratigraphiques siluro-dévoniennes de la ceinture acadienne : les formations cambroordoviciennes ont été déformées par les orogenèses taconiennes et acadiennes ce qui rend impossible leur restauration. Ce scénario cinématique a été utilisé pour comprendre l'évolution géodynamique de la ceinture de Gaspé et ainsi permettre de proposer une nouvelle géométrie plus favorable à la production et à la migration des hydrocarbures. 3) Évaluation du système pétrolier : Suite à l'étape de restauration, la modélisation de bassin avec le logiciel Temis2D® a été appliquée à la succession stratigraphique Silurien-Dévonien du synclinal du Lac des Huit-Milles et à l'anticlinal de Causapscal. Temis2D® a permis de prédire l'évolution de la roche mère et le degré de maturation ainsi que la génération et l'expulsion des hydrocarbures, en utilisant le modèle structural et les données géochimiques des puits de la ceinture de Gaspé.

Etablir un bilan de masses entre la génération, la migration et l'accumulation du pétrole est un processus important pour quantifier des systèmes pétroliers. Ce bilan donne en effet des indications sur la répartition du pètrole dans un bassin sédimentaire, que ce soit une province très explorée ou un secteur d'exploration frontière. Cette thèse a établi la méthodologie pour approcher un bilan de masses d'un système pétrolier sur un cas réel. Elle a non seulement quantifié les termes sources et les pertes, mais s'est également intéressée aux aspects compositionnels. Les accumulations connues ont pour cela servi de données de calibration des paramètres influant le bilan. Dans cette optique, le cas d'étude choisi est le bassin de Recôncavo au Nord-Est du Brésil. Il s'agit d'un rift avorté qui a été formé pendant la fragmentation du Gondwana, au cours de le Crétacé Inférieur. Le stade mature de l'exploration de ce bassin a contribué à réduire les incertitudes sur les pertes et les charges, points essentiels d'une définition de bilan de matière. Les nombreux paramètres qui influencent le bilan ont pu être calibrés de façon précise. Pour procéder au bilan, on a d'abord effectué des analyses géochimiques pour la description cinétique compositionnelle des membres Tauá et Gomo (Fm. Candeias), les roches mères principales de ce bassin. Une loi de restauration du carbone organique total (COT) a été obtenue en résultat des expériences thermogravimétriques et de l'analyse Rock-Eval. Une deuxième partie de ce travail a intégré les résultats de géochimie dans un schéma séquentiel de modélisation de systèmes pétroliers en 1D,2D et 3D. Une calibration du régime thermique au cours du temps géologique indépendante des données de maturité a servi de guide pour le terme source. Puis la genèse, l'expulsion et la migration ont été modélisées. Ces résultats ont fourni les éléments du bilan de masses sur ce bassin, qui montre que seulement 8% des hydrocarbures expulsés des roches-mères ont été piégés, 16% sont perdus dans le réseau poreux non réservoir et 76% sont sortis du système latéralement ou par exsudation au cours de son évolution.

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