Aujourd’hui, l’un des principaux défis dans l’industrie pétrolière, et particulièrement dans le domaine de l’exploration, est l’exploitation des nouvelles ressources dans des zones structuralement complexes.Nous savons que la géométrie et le glissement le long des failles actives modifie la distribution locale des contraintes. La connaissance du champ de contrainte perturbé actuel est importante pour l’étude des tremblements de Terre, pour la planification de forages ainsi que pour la prédiction de la fracturation induite par l’hydro-fracturation et la prédiction de la réactivation des fractures. Les contraintes perturbées passées, quant à elles sont responsables du développement des fractures naturelles (préexistantes). La détection et la modélisation de celles-ci sont essentielles tant dans le domaine pétrolier (migration et piégeage des fluides) pour une exploitation efficace et à moindre coût des réserves naturelles.Comprendre et quantifier le développement spatial et temporel de ces contraintes a un impact économique non négligeable. L'analyse des paléo-contraintes a été introduite dans un premier temps par Anderson (1905 & 1942) de manière intuitive, puis dans le milieu du siècle dernier, Wallace (1951) et Bott ( 1959) proposèrent les simples postulats que le champ de contrainte est homogène et que la direction du rejet est parallèle à la traction projetée sur le plan de faille. Beaucoup de méthodes d’inversion de contraintes reposent aujourd’hui sur ce principe.Afin d’étudier la validité de l’hypothèse Wallace et Bott, une comparaison avec les vecteurs de glissement générés à partir de modèles numériques (BEM) est effectuée. En testant l’influence de multiples paramètres (géométrie, contraintes au limites du modèle, friction, coefficient de poisson, demi-espace, pression de fluide dans la faille), il est montré que les failles à géométries complexes soumises à certaines contraintes aux limites peuvent engendrer des vecteurs glissements présentant des écarts important avec les la plus grande contraintes cisaillantes résolue sur le plan de faille. A l’inverse, la présence d’une forte friction de glissement permet, dans certaines conditions, de valider l’hypothèse de Wallace et Bott. On s’attache ensuite à comparer les résultats des inversions de contraintes basées sur l’hypothèse de Wallace et Bott (appelé méthode d’inversion classique de contraintes) avec une méthode géomécanique. Pour cela, une faille à géométrie complexe est utilisée dans une étude de sensibilité (contraintes aux limites, friction, échantillonnage) permettant d’analyser l’incertitude des résultats des deux méthodes d’inversion. Cette analyse est ensuite confrontée à l’étude d’un cas de terrain, montrant les avantages et inconvénients des méthodes d’inversions classiques de contraintes.Un des principaux défis de l’industrie pétrolière est l’exploitation des ressources des zones structuralement complexes telles que les réservoirs naturellement fracturés. Connaitre l’état de contraintes hétérogène passé permet d’optimiser la modélisation de ces fractures naturelles. Etant donné que les glissements sur les failles sont difficiles à observer dans les réservoirs pétroliers, les données de d’orientation de fractures (joints, failles, stylolites) sont naturellement prises en compte lors de l’inversion des contraintes. On montre, en utilisant divers exemples de terrain et d’industrie, que dans de tels cas, l’utilisation d’inversions basée sur la mécanique est beaucoup plus appropriée. Cependant, il est parfois difficile de déterminer le type cinématique de fracture observée le long des puits, et très souvent, les zones étudiées ont subi une tectonique polyphasée. La dernière partie vise donc à résoudre le problème des données de types cinématiques non identifiables (joints, failles, stylolites…) et étend parallèlement l’inversion mécanique des contraintes à la séparation de phases tectoniques. / Today, one of the main challenges in the oil industry, especially during the exploration phase, is the exploitation of new resources in structurally complex areas such as naturally fractured reservoirs, salt diapirs, mountain ranges, and unconventional reservoirs.We know that the geometry and sliding along active faults modifies the local stress distribution. Knowing the present day perturbed stress field is important for the study of earthquakes, for the planning of the borehole drilling and stability as well as for the prediction of fractures induced by hydro-fracturing and reactivation of natural fractures. In the other side, perturbed paleostress are responsible for the development of (pre-existing) natural fractures. The detection and modeling of the latter, are essential both in the oil industry (migration and trapping of fluids) for a cost efficient recovery of natural reserves.Understanding and quantifying the spatial and temporal development of the stress distribution has a significant economic and environmental impact. The analysis of paleo-constraints was intuitively introduced first by Anderson (1905 & 1942), then in the middle of the last century, Wallace (1951) and Bott (1959) proposed the simple hypothesis that (i) The stress field is homogeneous in space and constant in time, and that (ii) the slip direction is parallel to the traction projected on the fault plane which gives the direction of the shear stress. Many stress inversion methods are based on this hypothesis while recent studies raise doubts as to their compatibility with rock mechanics.In order to investigate the validity of the Wallace and Bott hypothesis, a comparison with vectors of slip generated with numerical models (BEM) is performed. By testing the influence of multiple parameters (geometry, boundary conditions, friction, Poisson’s coefficient , half-space, fault fluid pressure), it is shown that the complex geometry faults subject to specific boundary conditions can yield slip vectors with significant discrepancies with the maximum shear stress resolved on the fault plane. Conversely, the presence of a high sliding friction, allows under certain conditions, to validate the hypothesis of Wallace and Bott.We then focus on the task to compare the results of stress inversions based on the assumption of Wallace and Bott (called classical stress inversion methods) to a geomechanical method. For this, a complex fault geometry is used in a sensitivity analysis (boundary conditions, friction, sampling) to evaluate the uncertainty of the results of the two inversion methods. This analysis is then compared to a case study, Chimney Rock (Utah, USA), showing the advantages and disadvantages of the classical stress inversion methods.One of the main challenges of the oil industry is the exploitation of resource in structurally complex oil fields such as naturally fractured reservoirs. Knowing the heterogeneous paleostress allows to optimize the modeling of these natural fractures. Since slip on faults is hardly observed in petroleum reservoirs, fracture orientation data (joints, faults, stylolites) are naturally taken into account during the inversion of stresses. It is shown, using various field and industry examples, that in such cases the use of mechanical stress inversions is much more appropriate.However, it is sometimes difficult to determine the fracture kinematics observed along wellbores, and very often the studied regions underwent multiple tectonic phases. The final section aims to address the problem of data with unknown kinematic (joints, faults, stylolites ...) and expends the mechanical stress inversion to the separation of tectonic phases.
| Identifer | oai:union.ndltd.org:theses.fr/2015MONTS212 |
| Date | 02 July 2015 |
| Creators | Lejri, Mostfa |
| Contributors | Montpellier, Soliva, Roger |
| Source Sets | Dépôt national des thèses électroniques françaises |
| Language | English |
| Detected Language | French |
| Type | Electronic Thesis or Dissertation, Text |
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