L'étude apporte des nouvelles données sur les borates magnésiens de cinq gites de skarns de Roumanie : Baita Bihor, Pietroasa, Ocna de Fier, Masca-Baisoara et Cacova Ierii. Les aires de skarn sont developpées autour des intrusions calco-alcalines d'âge crétacé supérieur - paléogène, connues sous le nom collectif de banatites. Les borates qui ont été identifiés, à savoir la ludwigite, la kotoite, la szaibelyite, la suanite et la fluoborite sont caractéristiques d'une association géochimique très connue, Mg-B-OFe. Les minéraux de chaque occurrence ont été minutieusement analysés en utilisant la diffractométrie des rayons X sur poudres, l'absorption infrarouge, l'étude thermique, l'analyse chimique par voie humide et à la microsonde électronique. On peut distinguer deux types d'associations géochimiques : l'une riche en fer, à Ocna de Fier, Cacova Ierii, Masca-Baisoara et l'autre déficitaire en cet élément, à Baita Bihor et Pietroasa. La cristallisation des borates a eu lieu à des températures comprises entre 300°C et 650°C pour des pressions comprises entre 0,6 et 3 kB. Toutes les espèces sont remarquablement homogènes du point de vue chimique et optique et extrêmement riches en magnésium. La ludwigite montre un comportement superparamagnétique et un puissant effet d'anisotropie magnétique de forme. Elle est inerte thermiquement jusqu'à 1000°C. Une ludwigite alumineuse a été identifiée à Pietroasa et une kotoite ferreuse à Cacova Ierii. L'occurrence de la fluoborite est restreinte aux associations riches en fluor et bore de Baita Bihor, tandis que la suanite préfère les systèmes pauvres en fer de Baita Bihor et Pietroasa. Fe²⁺ est le principal substituant du magnésium dans toutes les espèces de borates analysées. La szaibelyite renferme usuellement des faibles teneurs en fluor et sa maille élémentaire comporte deux vibrateurs hydroxyles. La déshydratation thermique de la szaibelyite se produit à 650-670°C, quand elle passe en Mg₂B₂O₅ monoclinique.

La thèse a pour but d’étudier les effets de changements de mouillabilité de roches dans des conditions d’injections d’eau douce en tant que méthode de récupération d’hydrocarbures. Afin d’identifier le ou les mécanismes à l’origine du gain additionnel de récupération nous avons utilisé un microtomographe RX. Nous avons ainsi imagé les états de saturations finales d’un milieu poreux rempli de saumures et d’huiles. Une fois le drainage primaire réalisé nous avons effectué deux phases d’imbibitions : avec une saumure (récupération secondaire) puis une imbibition d’eau douce (récupération tertiaire). L’analyse de la mouillabilité à l’échelle du pore a permis de mettre en évidence l’effet de la température et de la salinité sur la mouillabilité. Nous avons montré que les changements de mouillages des roches n’étaient pas occasionnées par la seule expansion de la couche électrique en revanche des changements de mouillabilité ont été montrés. Ces changements s’expliquant par des transitions de mouillages de second ordre observées non seulement pour des gouttes d’huiles sur de l’eau mais également sur un substrat en verre. Au final, la mouillabilité en milieux poreux doit être mise en évidence à une échelle sous-Micrométrique ce qui est relativement nouveau dans le domaine pétrolier. / The aim of the thesis is to study rock wettability change effects caused by Low Salinity brine injection as tertiary recovery method. To identify the underlying mechanism or mechanisms of additional oil recovery X-Ray imaging technology was applied. We have also imaged the end-Point saturations of filled by brine and water core samples. Once the primary drainage is realized we carried out two phases imbibitions: with high salinity brine (waterflooding) and with low salinity brine (tertiary recovery mode). The wettability analysis at pore scale permitted to put in evidence the thermal and saline effects playing a decisive role in rock wettability. We have showed wettability changes are not caused by only electrical double layer expansion, however wettability changes was shown. These changes are explained by wettability transition of second order and observed not only for oil droplet on brine, but also for oil deposited on glass substrate. Finally, the pore space wettability needs to be evidenced at sub-Micrometric scale that is new for the petroleum domain.