Le stockage géologique du CO2 est un des enjeux scientifiques majeurs envisagés pour contrôler le réchauffement climatique lié aux gaz à effet de serre. Le stockage en domaine sédimentaire nécessite une connaissance des facteurs stabilisant/destabilisant les réservoirs, qui peut être apportée par l'étude d'analogues naturels. L'utilisation de méthodes pétrographiques, microthermométriques et géochimiques appliquées aux carottes du forage V.Mo.2 traversant le réservoir naturel de CO2 de Montmiral (France), permettent de suivre les migrations de CO2. Dans le socle Paléozoïque, les inclusions fluides carboniques témoignent de la démixtion sous forte couverture d'un fluide aquo-carbonique chaud, probablement à la fin du Crétacé ou au Paléogène, qui marquerait le remplissage du réservoir de Montmiral. L'étude des unités sédimentaires sus-jacentes montre que le CO2 est resté confiné dans les niveaux rhéto-sinémuriens sous les marnes du Domérien à l'Oxfordien Moyen. Ces marnes jouent le rôle de barrière étanche aux fluides au cours des principaux stades de circulations reconnus. Un premier stade lié à l'extension téthysienne affecte les séries sous-jacentes aux marnes. Un deuxième stade, rattaché à la compression pyrénéenne grâce à une étude de terrain, induit une karstification des séries sus-jacentes à l'écran marneux. A la base du forage, c'est à cette période que le réservoir fuit, mais cette fuite reste confinée sous l'écran marneux. La stabilité du réservoir de Montmiral est due à la présence de l'épais niveau marneux et à la structuration en blocs du bassin de Valence et de son socle limités par des failles jouant le rôle de barrière latérale.

La ressource en eau est une des préoccupations majeures de notre décennie. Bien que les problèmes attelant à la pollution directe des cours d'eau et des réservoirs soient bien connus, peu d'études s'intéressent aux problèmes liés aux flux sédimentaires et à ses conséquences sur les milieux aquatiques. Dans ce contexte, nous avons choisi de nous intéresser aux réservoirs de Cointzio et d'Umécuaro (Michoacán, Mexique). Situés en zone montagneuse, de morphologie très différentes mais fortement soumis au même forçage climatique saisonnier (saison des pluies de juin à novembre), ces deux réservoirs ne présentent pas les mêmes dynamiques sédimentaires. Une étude complète de ces fonctionnements fait appel à des compétences diverses telles que l'hydrologie, l'hydrodynamique ou encore la sédimentologie. Chacune des disciplines abordent ces problèmes d'interaction eau - sédiment et leurs interactions ne sont pas négligeables. C'est pourquoi le choix a été fait de suivre une démarche systémique pour comprendre la dynamique globale de ce système, du bassin versant au réservoir, et de l'échelle de la crue à l'étude pluri-décennale. L'analyse hydrologique confirme l'importance du forçage météorologique saisonnier qui régit le remplissage des réservoirs de Cointzio et d'Umécuaro. Ces deux réservoirs montrent des dynamiques hydrologiques contrastées (augmentation progressive du débit pour l'un, remplissage des nappes pour l'autre), traduisant des taux d'érosion modérés à faible sur l'ensemble du bassin versant considéré. L'analyse hydrodynamique a mis en évidence l'importance du forçage météorologique et hydrologique sur la dynamique de la colonne d'eau sur le réservoir de Cointzio. La saison sèche est marquée par une importante stratification, liée au forçage radiatif seul. Au fil de la saison des pluies, la stratification tend à se fragiliser sous l'effet des crues qui, de par leur charge solide, s'écoulent sur le fond. Ces écoulements hyperpycnaux ont pu être représentés par le biais de deux simulations numériques distinctes (modèle INFLO1 et modèle CA). L'analyse sédimentaire vient boucler l'ensemble des observations précédemment faites. L'observation détaillée de carottes prélevées dans les deux réservoirs confirme les régimes et les processus de remplissage identifiés. Les datations par radioéléments, tout comme le traitement d'image RX, nous informent sur les vitesses de remplissage et nous permettent de conclure sur la validité des modèles précédemment utilisés.<br />La synthèse de l'ensemble des données recueillies montrent que depuis les années 70, les conditions érosives sur le bassin versant de Cointzio sont relativement stables mais que certains efforts restent à faire pour limiter l'effet des transferts sédimentaires (plus particulièrement de la fraction colloïdale) sur les eaux du réservoir de Cointzio.

Ce mémoire porte sur l'ensemble de l'activité de recherche que j'ai menée à l'Ecole des Mines de Paris depuis 1993, après quatre années consacrées à la géologie de réservoir pour le compte de Gaz de France au sein de l'Institut français du Pétrole1. Tout au long de cette quinzaine d'années, l'influence du confinement physiographique sur la sédimentologie et la stratigraphie des dépôts qu'ils soient continentaux, littoraux ou profonds est resté le fil conducteur de mes travaux. Ce mémoire comprend deux parties : le mémoire lui-même et la notice de titres et travaux. Menant de concert une activité contractuelle d'études et d'expertises et l'animation de formations permanentes ou académiques, j'ai été très souvent confronté à l'obligation de rappeler les définitions des concepts, des termes usuels en stratigraphie séquentielle et en sédimentologie tant leurs connotations et leurs usages pouvaient être différents. Le mémoire reflète donc mon souci de communiquer sans recours à un « jargon » et de rappeler la méthode d'analyse qui s'en déduit naturellement. Il est composé de trois chapitres en insistant sur la portée méthodologique de mes travaux. Le premier concerne la démarche analytique. Le second en présentent des cas d'application et de validation issus de mon expérience sur les systèmes confinés. Le troisième porte sur des développements et des perspectives. Le premier chapitre insiste sur l'intérêt d'un lexique, sur les controverses qui ont animé notre discipline et leurs enseignements qui l'ont enrichie en éléments pour une analyse intégrée des bassins sédimentaires. L'établissement de ce lexique m'a conduit à une lecture critique des articles et mémoires traitant de la stratigraphie séquentielle sous l'éclairage de mon expérience de terrain et de remettre au goût du jour les concepts de géomorphologie élaborés par nos grands anciens tout au long du 19ème siècle. Dans ce chapitre j'insiste sur la juste exigence de combiner analyse bibliographique raisonnée et savoir faire technique. Le deuxième chapitre montre la puissance stratigraphique de l'outil sédimentologie de faciès pour la caractérisation des réservoirs sédimentaires d'hydrocarbures, de gaz, d'eau ou de substance minérale. Un des messages rémanents est qu'avant d'envisager le développement d'une géologie quantitative et la création de méthodes numériques et de logiciels, il faut s'assurer du sens géologique des connaissances utilisées. Pour s'en rapprocher, mon activité a été marquée par l'instauration d'une pluridisciplinarité effective et efficace sur laquelle j'insisterai durant tout le mémoire. Le troisième chapitre présente les perspectives des travaux futurs concernant les actions de recherche et de développement qui pourraient être entreprises et celles que je souhaiterai initier concernant l'évolution de la sédimentologie à des fins de stratigraphie et comme porte d'entrée à la compréhension d'un bassin sédimentaire. Après une période de croissance qui s'est accompagnée d'un foisonnement des idées et du développement d'une terminologie propre qui ont forcément abouti à des guerres de pratique, je plaide pour le renouveau de la sédimentologie de faciès et d'une stratigraphie séquentielle en phase avec la géomorphologie. Je suis désormais sédimentologue pour une compagnie minière, les développements présentés sont bien évidemment opérationnels. Enfin, sont présentés un bilan, la bibliographie et la notice de titres et travaux.

Un modèle d'endommagement dédié aux composites bobinés est développé à partir des outils de lamécanique de l'endommagement continu, de la thermodynamique des processus irréversibles et dela théorie de représentation des fonctions tensorielles. La particularité de ce modèle est l'utilisationd'une approche à directions fixes de l'endommagement qui associe à chaque mode de dégradationdes variables internes scalaires et des tenseurs directionnels. La rupture des fibres (considéréecomme probabiliste), les fissurations tant matricielles, que hors - plan ou provoquées par lecisaillement sont ainsi prises en compte. Le modèle est capable de reproduire, dans un contextetridimensionnel imposé par les fortes épaisseurs de composite, la perte de rigidité, l'interaction entreanisotropies initiale et induite, la non linéarité du comportement, les déformations résiduelles et laviscosité en cisaillement. Afin de valider cette approche, le comportement thermomécaniqued'éprouvettes issues de structures bobinées a été caractérisé grâce à des essais de traction multi -instrumentés (vidéo - traction, émission acoustique,...). On montre que le modèle est capable nonseulement de simuler la réponse mécanique macroscopique de ces échantillons, mais également dereproduire l'émission acoustique enregistrée, de distinguer les différentes formesd'endommagement et de prédire précisément l'éclatement des réservoirs hyperbares.

La récupération assistée des hydrocarbures par des microorganismes (MEOR) est une technologie potentiellement utilisable pour améliorer l’efficacité de l’extraction pétrolière. Cette technique utilise les capacités métaboliques de certaines souches bactériennes pour récupérer les huiles des réservoirs. Cependant, le manque de connaissances sur la physiologie et les activités métaboliques des microorganismes des réservoirs est un obstacle majeur pour le développement de cette approche. L’objectif de ce travail était d’étudier la physiologie des microorganismes indigènes de réservoirs pétroliers, en déterminant leurs capacités métaboliques, leurs conditions de croissances et leur positionnement taxonomique. Pour cela, trois activités physiologiques d’intérêt pour la MEOR : (1) la dégradation de l’hexadécane ;(2) la production de biosurfactant et (3) la formation de biofilm ont été évaluées sur 84 souches bactériens anaérobies isolées exclusivement de plusieurs réservoirs pétroliers. Ces isolats appartiennent à deux groupes métaboliques : les bactéries sulfato-réductrices (BSR) et les anaérobies fermentaires. Ainsi, cette prospection à donner une image de la diversité des souches de réservoirs possédant des activités appropriées pour la MEOR. Le séquençage et l’analyse phylogénétique du gène codant pour L’ARNr 16S a permet d’identifier deux nouvelles espèces bactériennes d’anaérobies fermentaires, SRL 4223 et SRL 4209 capables de produire des biosurfactants. Ainsi la caractérisation de ces deux isolats a révélé que la souche SRL 4223 présentait toutes les caractéristiques phénotypiques et génétiques autorisant sa classification un nouveau genre nommé Pleomorphochaeta caudata et que la souche SRL 4209 peut être affilié comme une nouvelle espèce de ce nouveau genre. / The Microbial enhanced oil recovery (MEOR) is a potentially useful technology to improve the efficiency of oil extraction. This technique utilizes microorganisms and/or their metabolites (biosurfactants, polymers, biomass…etc.) to recover oil from reservoirs. However, the lack of basic knowledge about physiology and metabolic capacities of reservoir microorganisms is a major obstacle for the development of this approach. The objective of this work was to study the physiology of indigenous reservoir microorganisms by determining their metabolic capacities, their growth conditions and their taxonomic position. For this, three activities related to MEOR: (1) hexadecane degradation; (2) biofilm formation and (3) biosurfactant production were evaluated on 84 anaerobic bacterial strains isolated exclusively from several petroleum reservoirs. These isolates belong to two metabolic groups: sulfate-reducing bacteria (SRB) and anaerobic fermentative bacteria. This study gives a picture of the diversity of indigenous strains possessing proper activities for MEOR. Sequencing and phylogenetic analysis of 16S rRNA gene identified two new species of fermentative bacteria: SRL 4223 and SRL 4209, capable of producing biosurfactants. Characterization of these isolates revealed that the strain SRL 4223 had all the phenotypic and genetic characteristics allowing its classification as a new genus named Pleomorphochaeta caudata and the strain SRL 4209 was affiliated as a new species of this genus.

L’infiltration correspond à l’ensemble des écoulements contribuant à la recharge des réserves des systèmes karstiques ou aux variations des débits à leurs exutoires. L’objectif de cette thèse est la caractérisation de l’infiltration et son utilisation dans l’étude des transferts pour la compréhension du fonctionnement des systèmes karstiques.Deux sites sont utilisés pour analyser cette infiltration : celui de la colline de Lascaux en Dordogne et celui du Nord du Vaucluse en Provence composé de plusieurs sources karstiques. Ces sites, en milieu carbonaté, se différencient tant par leur structuration – système épikarstique et aquifère karstique perché, pour le premier, et systèmes épikarstique, fissuré ou karstiques à zone noyée, pour le second – que par les conditions climatiques rencontrées au niveau de leurs impluviums respectifs.L’étude hydrodynamique des systèmes épikarstiques par les modèles réservoirs ne convient actuellement pas : la fonction de production ne permet pas la génération d’une infiltration satisfaisante. L’utilisation d’un modèle réservoir, initialement basé sur les équations de Coutagne, a permis de souligner la nécessité d’ajouter deux modules de calcul. Le premier concerne l’estimation d’une évapotranspiration effective, issue d’une loi exponentielle, considérant la hauteur d’eau dans le réservoir sol. Le deuxième module insiste sur l’utilité d’une fonction de stockage de l’épikarst pour caractériser au mieux les transferts vers l’aval du système.L’étude hydrochimique s’appuie majoritairement sur les équilibres calco-carboniques de l’eau et donc sur les transferts de masses de carbone inorganique. Ils permettent d’accéder à différentes grandeurs telles que la pression partielle de dioxyde de carbone – équilibrante (Pco2_eq) ou à saturation (Pco2_sat) – et à l’indice de saturation vis-à-vis de la calcite (ISc). La mise en relation de ces deux paramètres au sein d’un graphique {–log(Pco2) : ISc} a permis de distinguer différents types d’eaux issus des différents compartiments du karst. Il en a résulté un schéma de transfert des différents types d’eaux passant à l’exutoire tenant compte de l’état d’ennoiement du système. L’évolution pluriannuelle de l’infiltration a aussi été mise en avant par la variation de sa composition chimique pouvant être en relation avec des facteurs climatiques.A l’issue de ce travail, il apparaît que la connaissance des processus liés à l’infiltration est fondamentale pour la compréhension des écoulements en milieux karstiques dans un objectif de quantification de la recharge et de protection de la ressource. / Infiltration corresponds to flows contributing to the system recharge and its discharge variations. This thesis aims at characterize infiltration and its utilization in transfer analyses to understand karst system behavior.Two sites are used to study this infiltration: this of the Lascaux hill in Dordogne and one in the North of the Vaucluse county composed of several karst springs. These locations are different in their structure as well as climatic conditions on their respective intake areas. The first site consists on an epikarst and a perched karst aquifer systems, since the second is composed of an epikarst, a fissured and a developed saturated zone systems.Nowadays, hydrodynamic study of an epikarst system using reservoir models is not satisfying: the production function is not able to generate a sufficient infiltration. In this study, a reservoir model initially based on Coutagne’s equations had been used. Results highlighted the necessity to add two new calculation functions. The first is related to an evapotranspiration estimation using an exponential law considering the amount of water in the soil reservoir. The second underlines the necessity of taking into account the storage function of the epikarst to characterize in a better way flows in karst systems.Hydrochemical study was carried on from calcium-bicarbonate equilibriums and then by mass transfers. They permit to describe several parameters as the carbon dioxide partial pressure at atmospheric equilibrium (Pco2_eq) or at saturation (Pco2_sat) and the saturation index with respect to calcite (SIc). These parameters can be expressed through the {–log(Pco2); SIc} graph to identify different water types. A transfer schema had been proposed, considering the saturation state of the system. Multi-year evolution of the infiltration had been underlined by variations of the chemical composition of infiltration water. This evolution can be linked to climatic conditions.Finally it appears that the knowledge of infiltration processes is essential to understand karst flows to quantify karst recharge and protect the resource.

Simuler les réservoirs souterrains permet d’optimiser la production d’hydrocarbures. Les réservoirs naturellement ou hydrauliquement fracturés détiennent une part importante des réserves et exhibent un degré élevé d’hétérogénéité : les fractures, difficiles à détecter, impactent fortement la production via des réseaux préférentiels d’écoulement. Une modélisation précise de ces forts contrastes permettrait d’optimiser l’exploitation des ressources tout en maîtrisant mieux les risques environnementaux. L’enjeu est de prédire les processus d’écoulement multi échelles par un modèle simplement paramétrable. Une stratégie de simulations, qui améliore la fiabilité et les temps de calculs est mise au point dans cette thèse. Elle permet de simuler numériquement ou analytiquement la complexité d’un réservoir fracturé à grande échelle. Ces techniques dont l’intérêt est démontré sur un réservoir de roche mère trouvent des applications en géothermie ou dans la gestion des ressources en eau.

L'objectif principal de cette recherche a été de réaliser une étude des propriétés d'adsorption/désorption du gaz dans les réservoirs non conventionnels situés dans la partie nord-est du Mexique. Nous avons commencée par un revue de la littérature concernant à l'exploration de gaz, reprenant des recherches existantes sur le Bassin de Sabinas et le Bassin de Chihuahua (Camacho Ortegón 2009, De la O Burrola, 2013) afin de comprendre leur comportement du point de vue de réservoirs non conventionnels. Ces auteurs proposent des modèles qui décrivent l'histoire thermomécanique du bassin de Sabinas, des événements géologiques qui définissent le comportement du système pétrolier, son évolution et sa relation avec la production d'hydrocarbures. Nous avons réalisé une campagne d'échantillonnage en collaboration avec le Servicio Geológico Mexicano (SGM) au Mexique. Ils nous ont proposé un total de 50 échantillons répartis entre le Bassin de Sabinas et Chihuahua pour leur caractérisation. Cette caractérisation générale inclus: (1) Analyse immédiate ou primaire de l'humidité et de cendre (2) Analyse élémentaire pour déterminer (C, H, O, N, et S), (3) Analyse pétrographique pour déterminer le type de matière organique (4) Pyrolyse Rock-Eval®6 afin de connaître son potentiel pétrolier. Toutes ces analyses nous ont permis de sélectionner 10 échantillons entre les deux bassins de l'étude, afin de développer nous essais d’expérimentation d'adsorption/désorption de gaz et interpréter ainsi par les courbes de Langmuir les paramètres affectant le processus d'adsorption du CH4 et CO2. Pour le Bassin de Sabinas, ont été mesurés des capacités de stockage de gaz méthane à partir de 202.11 scf/tonne (7.07 m3/tonne) à 364,76 scf/tonne (10.47 m3/tonne), alors que pour le Bassin du Chihuahua les capacités de sorption sont plus faibles, variant de 0,84 scf/tonne (0.023 m3/tonne) à 3,48 scf/tonne (0.084 m3/tonne). Ces résultats nous ont permis d'apporter une interprétation des caractéristiques physiques et chimiques qui influent sur la capacité de stockage de gaz dans le kérogène des roches sédimentaires de type Shale gas. Nous avons trouvé que dans les bassins étudies l'adsorption de gaz augmente avec le rang/maturité des matières organiques sédimentaires. Nous avons également étudiée l'influence de la composition Macérale sur les processus de sorption et nous avons vérifié que la capacité de stockage de gaz, est étroitement liée à la teneur en vitrinite. Cela nous conduit à prendre en considération les publications de certains auteurs (Chalmers et Bustin, 2008; Zhang et al, 2012) qui ont vérifié dans leurs travaux que les augmentations de la capacité d'adsorption sur la base du COT sont dans l'ordre suivant: le type I <Type II <type III. Cela a été attribué à la capacité d'adsorption précoce de la vitrinite par rapport aux autres types de macéraux. À cet égard, en effectuant une observation approfondie sur les modèles cinétiques principalement sur les facteurs d'adsorption (W) proposé par la dernière version du logiciel PetroMod (type I, W = 0,80), (Type II W = 0,75) et (Type III W = 0,68), a été constaté un écart par rapport à la littérature rapporté par (Chalmers et Bustin, 2008; Zhang et al, 2012). Nous avons pris en compte en conséquence nous résultats de gaz d'adsorption/désorption pour effectuer le calcul du facteur (W) et construire et proposer un nouveau modèle cinétique pour nous bassins avec la simulation du Software PetroMod, en prenant en compte l'adsorption. Le nouveau modèle cinétique nous a permis de proposer un réajustement et optimisation à la modélisation géochimique du Bassin de Sabinas, et réaliser ainsi au même temps une comparaison de l'effet des facteurs d'adsorption au moment de la production d'hydrocarbures et de l'expulsion. Ce modèle cinétique avec le nouveau Factor (W), prend en compte la quantité d'hydrocarbures adsorbés par les matières organiques de la roche avec un comportement pétrolier non conventionnel, [...] / The main objective of this research was to conduct a study of the gas adsorption/desorption properties in unconventional reservoirs located in the north-eastern Mexico. For this, previously was carried a literature review concerning gas exploration retaking existing research works in Sabinas Basin and Chihuahua Basin (Camacho Ortegón 2009, De la O Burrola, 2013), in order to understand their behavior from the viewpoint of unconventional reservoirs. The works of these authors include models that describe the thermomechanical history of the Sabinas Basin, geological events that define the behavior of the petroleum system, its evolution and its relationship with hydrocarbon generation. To continue with the development of this project, in 2012 a sampling campaign was performed in charge of the Servicio Geológico Mexicano (SGM), providing a total of 50 samples divided between the Sabinas Basin and the Chihuahua Basin, for their characterization. The general characterization included: (1) immediate or primary moisture and ash analysis (2) elemental analysis (C, H, O, N, and S) for determining, (3) petrographic analysis to determine the organic matter type (4) Rock-Eval®6 Pyrolysis, to know its oil potential generation. Together, these analyzes allowed us to evaluate and select 10 samples divided between the study basins, to develop adsorption/desorption tests and interpretation of parameters affecting the adsorption process. For the Sabinas Basin, there were observed storage capacities of methane gas of 202.11 scf/ton (7.07m3/ton) to 364.76 scf/ton (10.47m3/ton), whereas for the Chihuahua basin there were presented lower capacities of sorption, with a rank from 0.84 scf/ton (0.023m3/ton) to 3.48 scf/ton (0.084m3/ton). The tests results of adsorption/desorption let us carry out an interpretation of the physical and chemical characteristics of the samples, that influencing in the storage capacity of gas in the kerogen. Anticipating as a general conclusion that, the gas adsorption increases with the rank/maturity. Also, it was studied the influence of the maceral composition in the process of sorption and, it was verified that the capacity of gas storage is closely related to the vitrinite content. Which led us to return to the statements of some authors (Chalmers y Bustin, 2008; Zhang et al, 2012) who verified that the capacity of adsorption on base to COT increases in the next order: type I < type II < type III. This was attributed to the greater capacity of adsorption of the vitrinite in comparison with other macerals types. In this regard, and carrying out a thorough observation to the kinetic models, and mainly in the adsorption factors (W) proposed by the most recent version of the Software PetroMod (Type I, W=0.80), (Type II W=0.75) and (Type III W=0.68), it was found a discrepancy regarded to the bibliography reported by (Chalmers y Bustin, 2008; Zhang et al, 2012). In this context, the results of adsorption/desorption gas of this research were retaken to make the calculation of the adsorption factor (W) to build and propose a new kinetic model applicable to the simulation process of the Software PetroMod for the hydrocarbons generation, taking into account the adsorption of the hydrocarbons produced. The new kinetic model allowed us propose a readjust to the geochemical modeling for the Sabinas basin, comparing at the same time the effect and the influence of the adsorption factors at the moment of the generation and expulsion of hydrocarbons. This kinetic model through the Factor (W) results important, since it takes the amount of adsorbed hydrocarbons into the source rock, this factor evidently induces a control on the behavior of unconventional character for the source rock, thus producing a change into the expulsion balance of the hydrocarbons from the kerogen. The results obtained from the methodology, [...] / El objetivo principal de esta investigación, fue realizar un estudio de las propiedades de adsorción/desorción de gas en los reservorios no convencionales ubicados en la porción noreste de México. Para ello, se realizó previamente una revisión bibliográfica sobre la prospección del gas, retomando trabajos de investigación ya existentes para la Cuenca de Sabinas y la Cuenca de Chihuahua (Camacho Ortegón 2009, De la O Burrola, 2013), con el fin de comprender su comportamiento desde el punto de vista de los yacimientos no convencionales.Los trabajos de estos autores incluyen modelos que describen la historia termomecánica de la Cuenca de Sabinas, los eventos geológicos que definen el comportamiento del sistema petrolero, su evolución y su relación con la generación de hidrocarburos. Para continuar con el desarrollo de este proyecto, se llevó a cabo una campaña de muestreo a cargo del Servicio Geológico Mexicano (SGM), el cual nos proporcionó un total de 50 muestras divididas entre las cuencas de Sabinas y Chihuahua, para su caracterización. La caracterización general incluyó: (1) Análisis inmediatos o primarios de humedad y ceniza, (2) Análisis elemental para la determinación de (C, H, O, N, y S), (3) Análisis petrográfico para determinar el tipo de materia orgánica, (4) Pirolisis Rock-Eval®6 para conocer su potencial petrolífero. El conjunto de estos análisis nos permitieron evaluar y seleccionar 10 muestras divididas entre las cuencas de estudio, para desarrollar los ensayos de adsorción/desorción y la interpretación de los parámetros que influyen en el proceso de adsorción. Para la Cuenca de Sabinas, se observaron capacidades de almacenamiento de gas metano de 202.11 scf/ton (7.07m3/ton) a 364.76 scf/ton (10.47m3/ton), mientras que en la Cuenca de Chihuahua se presentaron capacidades de sorción más bajas, con un rango de 0.84 scf/ton (0.023m3/ton) a 3.48 scf/ton (0.084m3/ton). Estos resultados nos permitieron interpretar las características físicas y químicas que influyen en la capacidad de almacenamiento del gas en el kerógeno. Anticipando como conclusión general que: la adsorción del gas aumenta con el rango/madurez. También se estudio la influencia de la composición maceral en el proceso de sorción y se verificó que la capacidad de almacenamiento de gas está íntimamente relacionada al contenido de vitrinita. Esto nos condujó a retomar las declaraciones de algunos autores (Chalmers y Bustin, 2008; Zhang et al, 2012) quienes verificaron que la capacidad de adsorción en base al COT aumenta en el siguiente orden: tipo I < tipo II < tipo III. Esto se atribuyó a que la vitrinita tiene una mayor capacidad de adsorción, en comparación con otros tipos de macerales. En este sentido se llevó a cabo una minuciosa observación a los modelos cinéticos y principalmente en los factores de adsorción (W) propuestos por la versión más reciente del Software PetroMod®12 (Tipo I, W=0.80), (Tipo II W=0.75) y (Tipo III W=0.68).Se encontró una discrepancia respecto a la bibliografía reportada por (Chalmers y Bustin, 2008; Zhang et al, 2012). Por lo que se retomaron los resultados de adsorción/desorción de gas de esta investigación para realizar el cálculo del factor (W), para construir y proponer un nuevo modelo cinético aplicable al proceso simulación del Software PetroMod®, tomando en cuenta la adsorción. El nuevo modelo cinético nos permitió proponer un reajuste al modelado geoquímico de la Cuenca de Sabinas, realizando al mismo tiempo una comparación del efecto de los factores de adsorción en el momento de la generación y expulsión de hidrocarburos. Este modelo cinético por medio del Factor (W), toma en cuenta la cantidad de hidrocarburos adsorbidos en la roca generadora, induciendo un comportamiento de carácter no convencional para la roca generadora, produciendo así un cambio en el balance de expulsión de hidrocarburos del kerógeno. [...]

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Les calcaires sont des roches sensibles aux phénomènes physiques et chimiques qui peuvent les dissoudre, les cimenter ou les fracturer. Dans ce cas, les propriétés des calcaires vont évoluer en fonction de ces différents processus qui varient dans le temps et dans l’espace. Or les réservoirs carbonatés peuvent s’étendre sur plusieurs centaines de kilomètres. Afin d’exploiter ces réservoirs géologiques (ressources en eau, gaz ou pétrole), il est donc nécessaire de caractériser en 3 dimensions leurs propriétés (porosité, perméabilité) ainsi que les hétérogénéités géologiques ou tectoniques, qui peuvent modifier la géométrie du réservoir ou ses propriétés. L’acquisition de données locales (affleurements, forages), réparties sur la totalité du réservoir, pose la question de leurs représentativités projetées sur l’ensemble du volume de roche mais aussi de leurs distributions entre les points d’acquisitions qui sont espacés de plusieurs kilomètres. Cette thèse propose d’étudier les propriétés des calcaires Urgoniens (d’âge Barrémien supérieur – Aptien inférieur) situés en Provence, analogues aux calcaires des réservoirs d’hydrocarbures présents au Moyen-Orient. Trois sites comportant différentes échelles sont étudiés afin de caractériser cette série carbonatée. L’étude propose ensuite des règles géologiques dans le but d’extrapoler les mesures réalisées sur des échantillons d’unités centimétriques à l’échelle hectométrique / Carbonates are sensitive to physical and chemical processes which can dissolve, cement or fracturing them. In this case, the carbonate properties evolve according to these different changes that vary in time and space. Carbonated reservoirs can extend for hundreds of kilometres. To prospect these geological reservoirs (water, gas or oil resources), it’s therefore necessary to characterize in 3 dimensions their properties (porosity, permeability), as well as geological and structural heterogeneities which can modify the basin geometry or the reservoir properties. The acquisition of local data (outcrops, boreholes) compared to the properties distributed at field scale ponder their representativeness at multi-kilometres scale but also their distribution between the acquisition area. This thesis proposes to study the properties of Urgonian limestones (Upper Barremian - Lower Aptian) located in Provence, analogue of Middle East hydrocarbon reservoirs. Three sites with different scales are studied to characterize this carbonate series. Additionally, this study proposes geological rules to upscale the measurements made on centimetric samples to hectometric scale