Le but de cette thèse consiste à créer et développer un modèle de transport de suspension colloïdale en milieu poreux saturé qui sera capable de détecter et de prédire l'apparition de vitesses différentes entre l'eau et la suspension ; de distinguer les cas de l'accélération et de retard des particules colloïdales ainsi que de calculer les deux vitesses en utilisant l'information initiale des propriétés du milieu poreux et des particules. On a procédé de deux manières différentes. Premièrement, on a proposé une méthode analytique de calcul de facteur d'augmentation de la vitesse qu'on peut introduire dans le modèle monophasique classique du transport colloïdal. Deuxièmement, on a proposé un nouvelle approche mathématique phénoménologique pour décrire un transport colloïdal.Pour développer cette approche, on a utilisé le fait que les deux vitesses apparaissent automatiquement dans le modèle diphasique d'écoulement. Ainsi notre modèle doit être proche de celui diphasique. En conséquence, pour notre modèle mathématique, on a écarté l'approche traditionnelle qui suppose un transport d'un liquide monophasique / The aim of this PhD thesis is to create and to develop a colloid suspension transport model in the saturated porous media that will be able to detect and to predict the apparition of the difference between water and suspension velocity; to distinguish cases of acceleration and of deceleration of the colloidal particles and also to calculate the two velocities using the initial information on the properties of porous media and of particles. We are proceeded by two different manners. Firstly, we are proposed an analytical method of calculation of enhancement velocity factor that can be introduced in the classic colloid transport model that is single-phase one. Secondly, we are proposed a new phenomenological mathematical approach to describe a colloid transport. To develop this approach, we are used the fact that two velocities appear automatically in the two-phase transport model. Thus our model must be similar to two-phase one. Therefore, for our mathematical model we are refused the traditional approach that assumes a transport of a single-phase liquid

Le mécanisme de Réduction Sélective de Perméabilité (RSP) résultant de l'adsorption de polymère ou d'un gel en milieu poreux a été largement reporté dans la littérature dans le domaine du régime de Darcy. Néanmoins, peu d'études ont été dédiées à l'impacte de l'adsorption de polymère en milieu poreux quand des écoulements diphasiques ont lieu en régime non-linéaire lesquels sont d'intérêt dans une large gamme d'applications. L'objectif de cette thèse est de présenter quelques résultats expérimentaux sur l'effet de l'adsorption d'une couche de polymère sur des écoulements gaz/eau à faible pression moyenne, i.e. quand l'effet Klinkenberg peut être considéré, aussi bien qu'à débits élevés quand les effets inertiels sont significatifs.<br /><br />L'étude expérimentale a consisté à l'injection d'eau et de diazote dans différents milieux poreux non consolidés de Carbure de Silicium (SiC) possédant des perméabilités différentes. Plus spécialement, notre objectif a été d'étudier des écoulements de gaz à différentes saturations en eau avant et après adsorption de polymère en régimes raréfié et inertiel. En bon accord avec les travaux précédents, en régime darcéen, nous observons une augmentation de la valeur de saturation irréductible en eau et une forte réduction de la perméabilité relative à l'eau, alors que celle au gaz est peu affectée. A faible pression moyenne dans la phase gazeuse, l'intensité de l'effet Klinkenberg est fortement augmentée avec la saturation en eau en l'absence de polymère, alors que, pour une même saturation, la présence d'une couche de polymère adsorbé réduit cet effet. En régime inertiel, une réduction des effets inertiels est observée quand le gaz est injecté après adsorption de polymère en tenant compte des modifications en terme de saturation en eau et de perméabilité. Des données expérimentales sont discutées en accord avec des hypothèses proposées pour expliquer ces effets.

Dans cette thèse, nous nous sommes intéressés à la mesure et à la modélisation des propriétés d'écoulements diphasiques (perméabilités relatives) dans des milieux poreux carbonatés représentatifs de la zone de transition de réservoirs pétroliers carbonatés. Notre étude expérimentale a porté sur deux roches carbonatées de même minéralogie mais de propriétés pétrophysiques différentes (unimodale et bimodale). Les fluides utilisés sont une saumure, une huile minérale pour les expériences en mouillabilité franche à l'eau et une huile brute pour les expériences en mouillabilité altérée (obtenue par macération). Durant les expériences en « écoulements permanents », la perte de charge est mesurée continûment et le champ de saturation locale est mesuré en fin d'expérience par atténuation gamma. Les principaux résultats expérimentaux de cette étude sont les suivantes :- La mouillabilité dépend de la saturation initiale en huile et donc de la hauteur de la zone de transition. Elle a une influence sur les perméabilités relatives à l'huile ET à l'eau.- L'hystérésis des perméabilités relatives à l'eau est d'autant plus prononcée que la saturation initiale en huile augmente. Une observation similaire est faite sur la courbure des perméabilités relatives à l'huile.- Les évolutions des Sorw en fonction des Soi ne vérifient pas toutes, une loi monotone de type Land. Leur évolution dépend aussi de la structure poreuse.- Les deux types de roches carbonatés présentent une altération de mouillabilité différente, la structure vacuolaire favorisant l'altération de mouillabilité. Nos données expérimentales ont été interprétées en utilisant différents modèles d'hystérésis de la littérature. Il apparait clairement des différences entre les prédictions numériques et nos données expérimentales car ces modèles ne prennent pas en compte l'évolution de la mouillabilité. Nous avons proposé un modèle de calcul des perméabilités relatives qui décrit nos données expérimentales de manière satisfaisante. / In this work, we take an interest in measuring and modeling the multiphase flow properties (relative permeabilities) in different carbonate rock types that are representative of the transition zone of carbonate reservoirs. Our experimental study focused on two different carbonate rock types, with almost the same mineralogy, but different petrophysical properties (bimodal and unimodal). The system of fluids used is composed of brine, a mineral oil (for experiments at water-wet conditions), and a crude oil (for experiments including wettability alteration after an ageing process at high temperature). During the experiments performed by the steady-state core flooding method, the pressure drop is continuously measured along the core, and the saturation profiles are obtained at the end of the flooding, by gamma ray measurements. The main results of this study are as follows:- Wettability depends on the initial oil saturation and hence the heights above the oil-water contact. It affects the oil relative permeabilities AND water relative permeabilities- The hysteresis observed on water relative permeability is even more pronounced that the initial oil saturation increases. A similar observation is made on the curvatures of the oil relative permeability.- The evolution of Sorw as function of Soi does not always follow a classical Land correlation. Their evolution also depends on the pore structure.- The two rock types exhibit different responses to wettability alteration. The vuggy structure might promote oil-wetness.Our experimental data were interpreted using different hysteretic models of the literature. We observed significant differences between the results predicted by the models and our experimental observations which are attributed mainly to the failures to take into account the change in wettability. We proposed an improved hysteresis model, which described our experimental data satisfactorily.