Cette thèse présente l'étude du procédé de combustion in situ (CIS) dans un réservoir carbonaté fracturé. Afin de modéliser et de simuler les processus à grande échelle, deux axes principaux sont distinguées, qui correspondent aux petites et grandes échelles. Pour traiter les problèmes à petite échelle, un simulateur commercial de réservoir est utilisé afin d’étudier le processus à l'échelle de la carotte. Tout d'abord, le simulateur est validé pour des procédés simples pour lesquels des solutions analytiques sont disponibles. La validation plus poussée est effectuée en utilisant des résultats expérimentaux publiés dans la littérature. Puis, quelques simulations du système fracturé à l'échelle de la carotte sont effectuées. Le but de ces simulations est d'aborder, la faisabilité du processus CIS dans le système fracturé et de distinguer l'importance relative des divers mécanismes de production pétrolière. Dans l'étape suivante, les tests de tube de combustion et de cellule cinétique sont réalisés, afin de mieux comprendre la physique du processus mais aussi la cinétique de combustion dans un système carbonaté fracturé. Les simulations sont également menées à échelle d'un bloc métrique. Afin d'obtenir la connaissance nécessaire pour le changement d'échelle, des simulations sur plusieurs bloc sont menées et les moyenne des certains paramètres sont estimées. Dans la dernière partie, les conclusions sont présentées et la technique de prise de moyenne est utilisée sur un processus simple (combustion du solide-gaz) afin de donner quelques pistes quant aux enjeux futurs de ce genre de problème. / The aim of the present work is to study the in situ combustion (ISC) process at inter-well scale in a fractured reservoir. Due to the complexity associated with the ISC process, highly heterogeneous nature of the fractured reservoirs and some unsuccessful attempts in the past to put the process into practice, the subject of ISC in fractured systems has been receiving little interest and there are still many essential open questions in this area. It is very challenging to answer the question whether the ISC process could be applied in a heavy oil fractured reservoir or not. And if the answer is positive, what is (are) the dominant oil recovery mechanism(s) and finally, how can we model and simulate this process, at least, at inter-well scale. This work tries to give answers to some of these questions. In this regard, we followed a step by step procedure. In the first step, general literature concerning the combustion process in porous media and particularly that related to the combustion process in an oil reservoir was reviewed. Some other references about the modeling of fracture reservoirs were also reviewed. This led us to distinguish some of the main challenges in this area and define a methodology for the rest of the work. Based on this methodology, the first target was to understand and to characterize the behavior of a combustion front at small (Darcy) scale. The second target was to apply the knowledge of the first part to propose a suitable model for ISC at larger scale. To this end, a commercial thermal reservoir simulator (STARS) was used. The simulator was validated for both simple process for which an analytical solution is available and for a more complex process where the laboratory results are on hand. Then, after the validation part, the numerical tool has been used to widely investigate the conditions where a reaction front can propagate in a fractured core. This allowed us to understand some of the leading mechanisms (oxygen diffusion coefficient for extinction/ propagation of combustion front and matrix permeability for oil production). Some other numerical studies provided us with some understanding about the most important mechanism(s) of oil production. Thereafter, some single block simulations were done to investigate the two-dimensional behavior of the ISC process, based on which the underlying process was found to be diffusion dominated both for heat and mass transfers. These results also helped us to distinguish the characteristic length scale of some important parameters (temperature, coke concentration, combustion front, etc.) which can give useful information about the large scale model. After that, an experimental part has been performed to find propagation conditions of ISC at laboratory scale. This was done by varying both the operational conditions (flowrate, pressure and oxygen concentration) and the characteristics of the fractured system (aperture, surface area, permeability). This permitted us to find that in some suitable conditions there is a possibility to generate a combustion front in a fractured system containing heavy oil. To give an idea about the modeling of the process at larger scale, some fine grid simulations are also performed using a multi-block model. By analyzing the results of this model some guidelines are proposed for the large scale model. At the end, a short discussion about the upscaling of an easy system (solid-gas combustion using an Arrhenius law as a function for the mass sink term in a conductive system) is presented based on an upscaling using the volume averaging method.

En Albanie méridionale, les niveaux carbonatées d'âge Crétacé supérieur - Paléocène situés dans la chaîne plissée d'avant-pays des Albanides représentent le principal réservoir producteur en Méditerranée centrale. Dans ces zones complexes, les risques de destruction de la porosité et de la perméabilité des réservoirs sont accrus en raison de la possibilité de fortes circulations de fluides, de la compaction due aux profondeurs atteintes par le réservoir, des contraintes compressives et aux comportements des failles. Les principaux résultats de cette étude ont montré que la fracturation des niveaux réservoirs a une origine pré-plissement, associée à la flexure de l'avant-pays. La première phase de cimentation enregistrée a une signature météorique, impliquant des circulations de fluides descendantes et le développement d'un bombement précoce dans le Bassin Ionien. Ce fluide, fortement enrichi en strontium, atteste de la présence d'importantes interactions fluide-roche avec les évaporites du Trias localisées au niveau des diapirs. Puis, une augmentation de la contrainte compressive horizontale entraîne la migration de fluide en surpression et le développement d'une fracturation hydraulique. L'amorce des chevauchements se traduit par une augmentation rapide de l'enfouissement tectonique, déterminée par la hausse des températures de précipitation des ciments carbonatés. A ce moment, des circulations de fluides ascendantes ou descendantes, riches en sulfate, sont enregistrés. L'étape finale enregistrée se caractérise par le soulèvement de l'unité de Berati, permettant le développement d'une karstification sélective due à la circulation de fluide météorique.

Les systèmes sédimentaires carbonatés forment à la fois des archives géologiques uniques des changements globaux-locaux des enveloppes externes de la Terre et renferment plus de 75 % des réserves d'hydrocarbure conventionnelles. Ils sont complexes et très difficiles à comprendre et à prédire. Cette complexité à toutes les échelles spatio-temporelles rend nécessaire l'intégration de méthodes naturalistes et quantitatives pour les étudier. La modélisation numérique basée processus permet de réduire les incertitudes des prédictions des propriétés des réservoirs carbonatés.Le manuscrit présente une méthode de modélisation itérative des systèmes carbonatés de la stratigraphie à la sismique en intégrant la diagenèse. Cette approche est basée sur le couplage de plusieurs outils numériques et par une démarche de travail combinant la sédimentologie, la diagenèse, la physique des roches et la simulation sismique.L’approche de modélisation développée permet ainsi d’intégrer un grand nombre de données multi-échelles et multidisciplinaire au sein d’un modèle facilement partageable entre toutes les disciplines en géosciences. L’intégration de ces nombreuses données est facilitée par un continuum du modèle entre les différentes échelles d’espace et de temps (du bassin au réservoir). La sismique synthétique ainsi obtenue n’est pas une simple convolution géométrique, elle intègre les propriétés sédimentologiques et diagénétiques, permettant une analyse de la signification stratigraphique des réflecteurs sismiques. Cette approche innovante intègre les méthodes naturalistes et quantitatives nécessaires à la compréhension et à la prédiction des systèmes carbonatés. / Carbonate sedimentary systems record both global and local geological changes of the outer envelope of the Earth and contain more than 75% of conventional hydrocarbon reserves. These carbonate systems show a great complexity at every spatial and temporal scales. To increase our ability to understand and predict such intricate natural systems, it is necessary to integrate naturalistic and quantitative methodological apporaches. Numerical process-based modeling (stratigraphic-sedimentary-diagenetic) reduces the uncertainty of prediction of carbonate reservoir properties. The manuscript presents a method of iterative modeling of carbonate systems from stratigraphy to seismic by integrating diagenesis. This approach is based on the coupling of numerical tools and a working approach combining sedimentology, diagenesis, rock physics and seismic simulation. Tests on case studies associated with scientific and industrial issues validated the method.The modeling approach that was developed during the thesis allows to integrate a large number of multi-scale and multidisciplinary data. Models can easily be shared between the disciplines of geosciences. The model continuum along different scales of space (from the basin to the reservoir) and time eases the integration of various data. The obtained synthetic seismic is not a simple geometric convolution, but an integration of sedimentological and diagenetic properties, which allows for an analysis of the stratigraphic significance of the seismic reflectors. This innovative approach integrates naturalistic and quantitative methods, which improve the understanding and prediction of carbonate systems and reservoirs.

Les résultats présentés dans ce document portent sur les anisotropies sismique et électrique d'un massif calcaire fracturé dans des galeries parallèles souterraines. Les fractures étant orientées verticalement, leurs propriétés sont approximées par isotropie transverse horizontale (HTI). Plusieurs méthodes d'inversion ont été étudié pour traiter les données sismiques (temps d'arrivée des ondes P et S); et pour traiter les données de résistivité électrique mesuré dans une configuration pôle-pôle (valeur de potentiel mesuré).Pour traiter les données sismiques (quatre campagnes), les méthodes étudiées dans ce document sont: une tomographie isotrope, une approximation de cosinus, une inversion anisotrope basée sur l'algorithme Monte-Carlo pour les paramètres de la matrice de rigidité (de l'isotropie transverse horizontale) et une tomographie anisotrope pour un milieu avec une isotropie transverse inclinée. Toutes les méthodes conduisent à la conclusion qu'il y a effectivement une anisotropie présente dans le massif rocheux et confirment la direction de la vélocité maximale parallèle à la direction de la fracturation. Une forte anisotropie de 15 % est présente dans la zone étudiée.Pour traiter les données électriques (deux campagnes), les méthodes étudiées sont une approximation de cosinus et une inversion anisotrope basée sur l'algorithme Monte-Carlo pour les paramètres de résistivité transversale ρT, de résistivité longitudinale ρL et de l'angle d'orientation du modèle par rapport au système de référence. La présence à 180° de deux maxima de résistivité apparente par rapport à l'azimut de mesure ne peuvent être modélisés par des approches conventionnelles. Une modélisation conceptuelle d'un maillage des fils conducteurs dans un milieu non conducteur a été développé et montre des résultats prometteurs, avec le succès de la modélisation des deux maxima.Des mesures répétées montrent de légères variations de résistivité apparentes et des variations des ondes P. Les variations des ondes S ne sont pas prononcés, ce qui reflète un changement de la saturation en eau. La porosité de 10-15% est estimé à partir des mesures sismiques.

Les résultats présentés dans ce document portent sur les anisotropies sismique et électrique d'un massif calcaire fracturé dans des galeries parallèles souterraines. Les fractures étant orientées verticalement, leurs propriétés sont approximées par isotropie transverse horizontale (HTI). Plusieurs méthodes d'inversion ont été étudié pour traiter les données sismiques (temps d’arrivée des ondes P et S); et pour traiter les données de résistivité électrique mesuré dans une configuration pôle-pôle (valeur de potentiel mesuré).Pour traiter les données sismiques (quatre campagnes), les méthodes étudiées dans ce document sont: une tomographie isotrope, une approximation de cosinus, une inversion anisotrope basée sur l'algorithme Monte-Carlo pour les paramètres de la matrice de rigidité (de l'isotropie transverse horizontale) et une tomographie anisotrope pour un milieu avec une isotropie transverse inclinée. Toutes les méthodes conduisent à la conclusion qu'il y a effectivement une anisotropie présente dans le massif rocheux et confirment la direction de la vélocité maximale parallèle à la direction de la fracturation. Une forte anisotropie de 15 % est présente dans la zone étudiée.Pour traiter les données électriques (deux campagnes), les méthodes étudiées sont une approximation de cosinus et une inversion anisotrope basée sur l'algorithme Monte-Carlo pour les paramètres de résistivité transversale ρT, de résistivité longitudinale ρL et de l'angle d'orientation du modèle par rapport au système de référence. La présence à 180° de deux maxima de résistivité apparente par rapport à l'azimut de mesure ne peuvent être modélisés par des approches conventionnelles. Une modélisation conceptuelle d'un maillage des fils conducteurs dans un milieu non conducteur a été développé et montre des résultats prometteurs, avec le succès de la modélisation des deux maxima.Des mesures répétées montrent de légères variations de résistivité apparentes et des variations des ondes P. Les variations des ondes S ne sont pas prononcés, ce qui reflète un changement de la saturation en eau. La porosité de 10-15% est estimé à partir des mesures sismiques. / Les résultats présentés dans ce document portent sur les anisotropies sismique et électrique d'un massif calcaire fracturé dans des galeries parallèles souterraines. Les fractures étant orientées verticalement, leurs propriétés sont approximées par isotropie transverse horizontale (HTI). Plusieurs méthodes d'inversion ont été étudié pour traiter les données sismiques (temps d’arrivée des ondes P et S); et pour traiter les données de résistivité électrique mesuré dans une configuration pôle-pôle (valeur de potentiel mesuré).Pour traiter les données sismiques (quatre campagnes), les méthodes étudiées dans ce document sont: une tomographie isotrope, une approximation de cosinus, une inversion anisotrope basée sur l'algorithme Monte-Carlo pour les paramètres de la matrice de rigidité (de l'isotropie transverse horizontale) et une tomographie anisotrope pour un milieu avec une isotropie transverse inclinée. Toutes les méthodes conduisent à la conclusion qu'il y a effectivement une anisotropie présente dans le massif rocheux et confirment la direction de la vélocité maximale parallèle à la direction de la fracturation. Une forte anisotropie de 15 % est présente dans la zone étudiée.Pour traiter les données électriques (deux campagnes), les méthodes étudiées sont une approximation de cosinus et une inversion anisotrope basée sur l'algorithme Monte-Carlo pour les paramètres de résistivité transversale ρT, de résistivité longitudinale ρL et de l'angle d'orientation du modèle par rapport au système de référence. La présence à 180° de deux maxima de résistivité apparente par rapport à l'azimut de mesure ne peuvent être modélisés par des approches conventionnelles. Une modélisation conceptuelle d'un maillage des fils conducteurs dans un milieu non conducteur a été développé et montre des résultats prometteurs, avec le succès de la modélisation des deux maxima.Des mesures répétées montrent de légères variations de résistivité apparentes et des variations des ondes P. Les variations des ondes S ne sont pas prononcés, ce qui reflète un changement de la saturation en eau. La porosité de 10-15% est estimé à partir des mesures sismiques.

Sur l’île de Majorque (Espagne), l’exploitation en continue de la nappe aquifère a favoriséla formation d’un biseau salé et l’épuisement de la ressource en eau potable. En 2002, un projet nommé ALIANCE, financé par l’Union européenne, a été lancé pour permettre une meilleure caractérisation des réservoirs. L’objectif est de concevoir un plan de gestion durable des ressources en eau dans les zones côtières aquifères sujets aux problèmes d’intrusion d’eau salée. Dans cet optique, un site expérimental près de la ville de Campos (Majorque) a été créé, avec la mise en place de plusieurs puits au sein d’un milieu karstique carbonaté. Des études pétrophysiques sur des échantillons ont été réalisées ainsi que différentes prospections géophysiques dans la zone saturée (tomographie puits à puits). Ce type d’études est utile pour déterminer certaines propriétés réservoirs telles que la porosité, mais sont limitées à la zone saturée au voisinage des puits. Ainsi, une étude sismique 3D haute résolution a été réalisée pour localiser les principaux réflecteurs, leurs répartitions sur la zone et imager les hétérogénéités du réservoir dans la zone non saturée. L’acquisition et le traitement de données sismiques lors de prospection de subsurface est une tâche difficile en raison de plusieurs facteurs, notamment logistique et technique. Cependant, cette acquisition 3D haute résolution a été optimisée pour imager une structure peu profonde, à savoir une centaine de mètres. Différentes stratégies de traitement de données ont été appliquées pour éliminer de manière efficace le bruit sur les données, et une technique de calcul de correction statique, basée sur l’inversion des temps de premières arrivées, a été mise au point. Différents attributs sismiques ont été extraits et utilisés pour la caratérisation du réservoir. La propagation des ondes sismiques est limitée par la nature des roches carbonatées et la création d’ondes de Rayleigh. Un obstacle majeur rencontré lors du traitement des données sismiques a été la présence d’ondes de Rayleigh de fortes amplitudes, d’une part due à l’utilisation d’une source en surface et d’autre part en raison des hétérogénéités de petite tailles. Un "mute" de ces ondes de surface a été réalisé avant d’imager la structure profonde. De multiples problèmes d’interférences sont également dus aux nombreuses hétérogénéités, à l’atténuation rapide du contenu hautes-fréquences des signaux et au contraste d’impédance avec les couches sous-jacentes. L’interprétation finale nous amène à observer que le réflecteur principal est très irrégulier sur une zone d’étude de petite taille à l’échelle d’un réservoir. L’analyse de différents attributs sismiques révèle clairement des structures et hétérogénéités typiques des systèmes karstiques. / Continuous water extraction and intrusion of salt water in the coastal aquifer of the islandof Mallorca (Spain) is depleting the fresh water aquifers. In 2002 a project named ALIANCE,funded by European Union, was initiated for better reservoir characterization and to devisethe sustainable management plan of the water resources in coastal aquifers suffering from salt water intrusion. For this purpose an experimental site near the Campos town on the island of Mallorca (Spain) was developed. Several wells on the site were drilled and cored. Extensive studies are carried out to characterize the reservoir by studying the well cores. Different geophysical tomographic studies are also carried out for these drilled wells in the saturated zone. Laboratory study of cores, petrophysical studies and several tomographic studies were helpful to construct the reservoir porosity system and other reservoir properties. But these all studies are restricted to saturated zone and in the vicinity of the wells. High resolution 3D seismic survey is carried out on this site to locate the different characteristic reflectors, their spatial presence over the area and reservoir heterogeneity in the unsaturated zone. Seismic data acquisition and processing for the shallow surveys is a difficult task due to number of factors including logistic and technical. Nonetheless high resolution 3D seismic survey is acquired with optimized parameters to image the required zone. Different data processing strategies are applied to get a noise free high resolution image. A technique for static correction calculation based on the delay time inversion is developed.Energy penetration in the subsurface was hampered due to carbonate rock nature and forced generation of Rayleigh waves. The processing of the seismic data was difficult due to overwhelming high amplitude Rayleigh waves that are generated partly due to use of the surface source and partly due to the small scale heterogeneities. Rayleigh wave muting is performed to obtain the meaningful image. Due to heterogeneities, attenuation of high frequency content of the signals and impedance contrast of the underlying layers result in interference. Different seismic attributes are extracted and used for reservoir characterization. From the interpretation of data it is evident that even for this small area the shape of the main reflector varies considerably in the area. Seismic attributes reveal karsts and other structural heterogeneities in the area.