Cette étude vise à caractériser selon une approche multi-échelles et multi-techniques les propriétés structurales et pétrophysiques de deux analogues de surface de réservoirs de socle développés en contexte extensif. Cette démarche permet de proposer un modèle conceptuel de réservoir de socle à hydrocarbures pour chacun de ces systèmes étudiés. Ces modèles contribuent à améliorer la compréhension de ces systèmes pétroliers, depuis la zone de maturation jusqu’aux zones de stockage dans le socle. Cette étude représente une base pour les guides de prospection de ces réservoirs à hydrocarbures. Ce travail met en avant la distribution multi-échelles sur plus de dix ordres de grandeur de l’ensemble des éléments qui composent le réservoir, depuis l’échelle pluri- kilométrique des structures tectoniques majeures jusqu’à l’échelle infra-millimétrique de la microporosité secondaire des zones fracturées et altérées. L’étude de ces analogues met en évidence la nécessité pour ces réservoirs d’être affectés par plusieurs familles directionnelles de failles et fractures, fortement connectées. Les zones de failles majeures compartimentent le réservoir en délimitant un ensemble de blocs structuraux. Leurs intersections représentent des zones de drainage entre et au sein même de ces blocs structuraux. Les zones favorables de stockage correspondent aux zones endommagées des zones de failles, ainsi qu’aux niveaux altérés au toit du socle, développés par altération supergène lors de phases d’exhumation anté-rift. Les caractéristiques des réservoirs de socle résultent finalement de la longue évolution géodynamique de ce type de formations jusqu’à la phase de rifting et d’enfouissement du réservoir / This work aims to characterize with a multi-scale and multi-method approach the effects of both brittle deformation and weathering processes on the structural and petrophysical properties of two surface analogue case studies developed in extensive setting. This approach allows us to build a conceptual hydrocarbon basement reservoir model for both studied systems. These geological models enhance the understanding of those non-conventional petroleum systems from the maturation zone to storage in the basement. Moreover, this study can also provide information for exploration guides for those hydrocarbon reservoirs. This study points out the multi-scale distribution of all the features constituting the reservoir, over ten orders of magnitude from the pluri-kilometric scale of the major tectonics structures to the infra-millimetric scale of the secondary micro-porosity of fractured and weathered basements units. Major fault zones allow the “compartmentalization” of the reservoir by dividing it into several structural blocks. The analysis of these fault zones highlights the necessity for the basement reservoirs to be characterized by a highly connected fault and fracture system, where structure intersections represent the main fluid drainage areas between and within the reservoir’s structural blocks. The suitable fluid storage areas in these reservoirs correspond to the damage zone of the fault structures developed during the tectonic evolution of the basement and the weathered units of the basement roof developed during pre-rift exhumation phases. This study highlights therefore that basement reservoir properties are the result of the long geodynamic evolution of these rocks

Les zones de failles concentrent la migration de fluides et la déformation dans la croûte supérieure. Les propriétés hydrauliques des formations argileuses en font des excellents sites de stockage et des roches mères performants. Les zones de failles peuvent jouer deux rôles contraires dans la circulation de fluides, soit elles s’expriment sous forme de drains, soit elles constituent une barrière, et souvent les deux rôles sont combinés au sein d’une même zone de failles. Les processus de migration des fluides dans les zones de failles affectant les argiles sont peu connus. Cette étude s’est focalisée sur la structure, les paléo-circulations, les circulations actuelles lors de tests d’injection et les propriétés pétro-physiques de la zone de failles présente dans le laboratoire de recherche souterrain de Tournemire dans les argilites Toarciennes. La structure de la zone de failles a été caractérisée par des forages et reconstituée en 3D par modélisation numérique, permettant de définir des faciès de déformation. L’architecture de la zone de failles se caractérise par une imbrication de facies de déformations plus ou moins intenses sans claire organisation en cœur et zone endommagée comme observée dans les roches plus dures. Les zones intactes, fracturées et les brèches sont respectivement caractérisées par des porosités matricielles comprises entre 9.5-13.5, 10-15 et 13-21%. La circulation de fluide se concentrant aux limites de la brèche et au niveau des zones de failles «immatures» ou secondaires comprises dans les zones fracturées. Lors de son activité, la zone de failles a déjà été affectée par au moins deux phases de circulations de fluides. / Fault zones concentrate fluids migration and deformations in the upper crust. The shale hydraulic properties make them excellent storage sites and hydrocarbon reservoirs/source rocks. Fault zones can play two roles in the fluid circulation; drains or barriers, in general, both roles are combined within the same fault zone. What are the conditions that promote the fluid circulation along the fault zones in shales and what are the fault zone impacts on the formation properties are relatively poorly explored key questions. This study focused on characterizing the relationships between fault architecture, paleo-fluid as well as current fluid circulations through the analysis of fault calcite mineralization, injection tests and petrophysical properties conducted on a fault zone outcropping underground in the Tournemire research laboratory nested in the Toarcian shale. The fault zone structure was characterized using boreholes data and reconstructed in 3D through modeling to define different deformation facies. No clear facies organization is observed, a fault core and a fault damage zone being difficult to define as it is in hard rocks. The intact, fractured and breccia facies are characterized by a porosity of 9.5-13.5, 10-15 and 13-21%. Large fluid flowrate concentrated along a few “channels” located at the breccia boundaries and in the secondary fault zones that displayed fractured facies and limited breccia fillings. Detailed microstructural and geochemical analysis at the breccia/fractured zones interface revealed that fluids circulated out of the main shear zones, in micro-more or less inherited fractures highlighting a decoupling between fault slip and fluid migrations.