La sûreté des installations de stockage profond des déchets radioactifs repose sur l’évaluation des propriétés de confinement de la barrière géologique et des processus qui y régissent le transport des radionucléides. La thèse est menée dans le cadre de l’expérience Deep Borehole du projet Mont Terri. Elle vise à renforcer l’évaluation de l’importance relative des phénomènes de transfert convectifs et diffusifs au sein de l’Argile à Opalines (OPA) et à apporter des éclaircissements concernant l’impact des phénomènes transitoires chimique et hydraulique sur ces transferts et la génération d’anomalies de pression. Un premier volet expérimental a permis d’acquérir les paramètres de transport advectifs, diffusifs, et les forces motrices associées, nécessaires à l’estimation des flux d’eau et de solutés entre l’OPA et les aquifères adjacents. Les données de température et de pression révèlent un gradient géothermique de 8.5°C/100 m et un excès de charge d’au moins 60 m. L’inversion du profil de chlorure par méthode Bayésienne de type Monte Carlo Markov Chain valide l’évolution paléohydrogéologique du site proposé dans la littérature en considérant un transport diffusif pur à travers la formation. La contribution des phénomènes de transport osmotique a été déterminée en interprétant le profil de pression à l’aide de simulations transitoires considérant l’évolution temporelle de la chlorinité et de la pression au cours du scénario géologique et de simulations en pseudo régime permanent. Ce profil est reproduit en évaluant le flux advectif couplé incluant l’advection de Darcy, la chemo-osmose et la thermo-osmose, avec une contribution majeure de ce dernier processus. / The safety of radioactive waste disposal facilities in deep geological formation depends on the evaluation of the rock confining properties and the processes governing radionuclides transfer. The thesis is conducted in the framework of Deep Borehole experiment of the Mont Terri project. The purpose of this research is to build confidence with regard to understanding relative importance of diffusive and convective phenomena withine the Opalinus Clay (OPA) and to identify the impact of a hydraulic and chemical transient behaviour on the transfers of fluid and solutes, and anomalous pressures generation.A first experimental stage enabled to acquire the advective and diffusive transport parameters, and the associated driving forces, necessary to the evaluation of fluid and solute fluxes between the OPA and its adjacent aquifers. Temperature and pressure measurements revealed a geothermal gradient of 8.5 °C/100 m and an excess of hydraulic head of at least 60 m.The chloride profile inversion by a Bayesian method with a Monte Carlo Markov Chain algorithm validates the paleohydrological evolution proposed in the litterature, considering a pure diffusive transport through the argillaceous formation. The contribution of osmotic transport phenomena was assessed by interpreting the pressure profile, using transient simulations that takes into account the temporal evolution of chlorinity and pressure during the geological scenario, and pseudo steady-state simulations. This profile is reproduced by evaluating the coupled advective flux, including pure advection, chemo-osmosis and thermo-osmosis, with a major contribution of the latter process.

L'étude des surpressions de fluide et de fracturation hydraulique des roches mères peut nous renseigner sur les mécanismes de génération qui en sont à l'origine. Ces dernières années, l'intérêt pour ces phénomènes s'est largement accru, notamment sous l'influence des sociétés pétrolières qui exploitent les ressources non-conventionnelles au cœur des problèmes énergétiques actuels. Dans ce travail de thèse, nous avons choisi deux approches différentes pour l'étude de ces mécanismes : (1) des exemples de cas géologiques naturels, et (2) le développement de la modélisation analogique. Ainsi, nous montrons que ces phénomènes sont très répandus au sein des bassins sédimentaires et que leurs manifestations s'expriment notamment par la génération de veines fibreuses parallèles à la stratification de la roche (beef), mais également par la formation de veines d'hydrocarbures solides (bitume). Nous démontrons également que les surpressions de fluides peuvent profondément changer le style de déformation d'un bassin sédimentaire par la génération de niveaux de décollement localisés au sein même des roches mères. Enfin, à l'aide de la modélisation analogique, nous avons pu identifier les mécanismes à l'origine des surpressions de fluide et de la fracturation hydraulique. En effet, lors de la génération d'hydrocarbures la transformation de solide à liquide de la matière organique conduit à la compaction chimique des sédiments. Par un mécanisme de transfert de charge lors de ce processus, ainsi que par l'accroissement de volume associé, des surpressions de fluides se développent et atteignent des pressions lithostatiques, capables de fracturer hydrauliquement les roches. / The study of fluid overpressures and hydraulic fracturing in source rocks can help us to understand the mechanisms, which are responsable for these phenomena. During the last few years, the interest in such processes has highly grown, especially through the influence of petroleum companies, which extract hydrocarbons from unconventional reservoirs. In this work, we have chosen to develop two different approaches for the study of these mechanisms: (1) field studies and (2) physical modelling. Thereby, we show that fluid overpressures and hydraulic fracturing are common in sedimentary basins worldwide. Bedding-parallel fibrous veins (beef) and solid hydrocarbon veins (bitumen) are the resulting structures. We also show that fluid overpressures can highly affect the deformation style in sedimentary basins, especially by causing thrust-detachments within source rocks. By the using of a new physcial modelling technique, we have identified the mechanisms, which are responsible for fluid overpressures and hydraulic fracturing. Indeed, during hydrocarbon generation, the solid organic matter becomes liquid, which leads to chemical compaction of the sediment. By a mechanism of load transfer, fluid overpressures rise to lithostatic values. However, volume changes also contribute, and are able to induce hydraulic fractures in the rocks.

La marge algérienne est un domaine complexe, bordé au sud par les zones internes des Maghrébides (AlKaPeCa) qui chevauchent les zones externes telliennes vers le sud. La partie offshore de ce système constitue un bassin d‘arrière arc où s‘est déposée une série sédimentaire mio-pliocène reposant sur un substratum de nature et d‘origine variables spatialement. L'objectif de ce travail a consisté à analyser et modéliser le fonctionnement des systèmes pétroliers et à quantifier les volumes d‘hydrocarbures accumulés. Avant de procéder aux différentes modélisations numériques, stratigraphiques et thermiques, un modèle géologique conceptuel a été élaboré sur la base des données de géologie de terrain et de sismiques. La continuité terre- mer du socle kabyle a permis une extrapolation stratigraphique entre des formations oligo-miocènes en affleurement et les unités acoustiques définies dans le bassin offshore. L‘analyse tectonique dans les deux domaines a abouti à une évolution en trois phases : (1) syn-rift où le bassin a été ouvert en transtension à partir de l‘Oligocène supérieur-Aquitanien, (2) phase post-rift durant laquelle il y a eu le développement des bassins intra-arcs, la collision AlKaPeCa- Afrique et le magmatisme, (3) phase d‘inversion où la marge devient active essentiellement à partir du Quaternaire. En définissant l‘ensemble des éléments des systèmes pétroliers avec des incertitudes variables, la simulation du fonctionnement de ces derniers par modélisation de bassin 2D/3D a montré des possibilités d‘accumulation d‘huile et de gaz majoritairement près de la marge, entre 20 et 65 km de la côte avec un maximum de portée de 70 km dans le golfe de Bejaia. / The Algerian margin is a complex domain, limited to the south by the Maghrebian internal zones (AlKaPeCa) that overthrust the external Tellian zones southward. The offshore part of this system constitutes a back-arc basin, where a mio-pliocene sedimentary series were deposited over a substratum of laterally variable origin and nature. The goal of the present work consisted in analyzing and modelling the petroleum system at work and calculating hydrocarbon volumes. Before proceeding to different numerical basin, stratigraphic and thermal modelling, a conceptual geological model is required and was performed based on field geological studies and stratigraphic and structural interpretations of the seismic profiles. The extension of the continental crust beyond the foot of the margin, allows determining a chronostratigraphic model by extrapolation of the outcroping oligo-miocene formations onshore to the acoustic pre-messinian units defined in the offshore basin. Besides, a tectonic analysis in both onshore and offshore domains gave rise to three main steps of evolution: (1) syn-rift phase where the basin was opened by transtension since Late Oligocene- Aquitanian, (2) post-rift phase in which intra-arc basins were developed, AlKaPeCa and Africa docked and magmatism activity took place, (3) inversion phase where the margin became active mainly since Quaternary times. After defining the different petroleum system elements taking into account variable uncertainties, the 2D/3D petroleum system model depicts possibilities of oil and gas accumulations mainly close to the margin, between 20 to 65 km from the coastline to the north with a maximum range of 70 km in the Bejaia Gulf.