Direction Géologie Géochimie Géophysique

La direction participe également à de nombreuses actions d'enseignement au service du centre de résultats Formation et encadre chaque année plusieurs stagiaires universitaires.
La direction regroupe 110 chercheurs répartis dans 4 départements de tailles équivalentes, qui concentrent leurs travaux sur 2 objectifs principaux :

• renouveler les réserves en participant à la découverte de nouvelles ressources d'hydrocarbures fossiles. Il s'agit de repousser le moment où le pétrole et le gaz commenceront à se raréfier, afin de garantir le délai indispensable pour assurer la transition vers les énergies de substitution et les énergies renouvelables,

• définir la qualité et la capacité des réservoirs géologiques pour, d'une part, stocker les gaz à effet de serre (maîtriser le stockage du CO₂ ) et, d'autre part, emmagasiner d'autres sources d'énergie comme la chaleur ou l'hydrogène.

La Direction Géologie-Géochimie-Géophysique comprend 4 départements :

Département de Géologie structurale Le département de Géologie structurale intervient dans tous les projets de recherche visant à caractériser l'architecture des bassins sédimentaires et l'évolution de la déformation au cours de leur histoire géologique. Ceci de l'échelle microscopique à celle du bassin ou de la chaîne de montagne.   Département de Géochimie Géochimie organique Géochimie minérale   Département de Stratigraphie-Sédimentologie Description et quantification des hétérogénéités Compréhension de l'organisation stratigraphique des réservoirs Modélisation et simulations numériques   Département de Géophysique Amélioration des méthodes d'exploration et de caractérisation sismique du sous-sol

 

Département de Géologie structurale

Le département de Géologie structurale intervient dans tous les projets de recherche visant à caractériser l'architecture des bassins sédimentaires et l'évolution de la déformation au cours de leur histoire géologique. Ceci de l'échelle microscopique à celle du bassin ou de la chaîne de montagne.

Les recherches menées dans ce département on pour but :
- d'accroître les taux de réussite en exploration dans les zones tectoniquement complexes (offshore profond, prismes d'accrétion et "foothills" principalement).
- d'optimiser la récupération des hydrocarbures et le stockage de CO₂ dans les réservoirs où les failles et les fractures contrôlent pour partie l'écoulement des fluides.

Les résultats de ces recherches fournissent :
- des synthèses sur l'évaluation du potentiel pétrolier et gazier des bassins (notamment les grands bassins sédimentaires français et les marges océaniques),
- des concepts, méthodes, outils pour analyser et interpréter les données de surface et de subsurface
- des prototypes logiciels permettant d'interpoler et de prédire les caractéristiques structurales des roches dans les zones non encore reconnues par les forages.

Les équipes de géologie structurale ont acquis une expertise dans plusieurs contextes tectoniques comme :

• les zones de rift (Mer du Nord, Rift de Suez),
• les marges passives (Afrique de l'Ouest par exemple),
• les zones compressives de piémont (Andes, Alpes, Zagros, chaîne périméditerranéennes, prismes d'accrétion de la Barbade, du Makran).

Cette expertise est construite autour de 4 compétences métier fondées sur un faisceau de disciplines : la géologie structurale, pétrolière et régionale, la géophysique, la géochimie, la mécanique des roches et l'analyse des écoulements en milieux poreux déformables.

• Description structurale de terrain, de l'échelle de la lame mince à celle du bassin

Cette compétence permet aux ingénieurs du département de mettre en oeuvre des méthodes et des outils destinés à comprendre et décrire les déformations des objets géologiques.

Elle s'appuie sur :

• les méthodes classiques de la géologie structurale :
  
  • cartographie et levé géologique géoréférencé GPS,
  • levé de coupes,
  • microtectonique,
  • analyse microstructurale d'échantillons,
  • analyse structurale de carottes.
  • mesure et analyse des réseaux de fractures,
     
• l'utilisation d'outils spécifiques :
  
  • carotteuse de terrain,
  • boussole électronique,
  • GPS différentiel,
  • scléromètre à bille,
  • laboratoire de microscopie optique.

Le département a développé plus récemment des compétences en analyse microstructurale des lames minces (ASM, analyse d'image automatique de lames minces) permettant de mieux comprendre et caractériser :

1. les modifications des réseaux poreux en fonction de l'évolution structurale des bassins et des réservoirs,
2. eur impact sur les propriétés physiques des roches tectonisées.

 

 

 

• Caractérisation structurale des bassins et des systèmes pétroliers

Cette compétence consiste à manipuler, interpréter et synthétiser des données d'origines variées pour comprendre comment fonctionnent les bassins sédimentaires :

• imagerie satellitaire et cartographie,
• sismique 2D-3D,
• données potentielles,
• données de puits (pression/contraintes, logs, carottes, lames minces),
• données de géochimie, de thermicité (diagenèse, paléothermomètres).

Ces données sont généralement synthétisées dans la réalisation de coupes équilibrées et/ou dans la construction de modèles de bassin. Les ingénieurs du département peuvent ainsi développer une expertise régionale des grandes provinces pétrolières. Cette compétence est associée à un savoir-faire concernant l'utilisation :

• des stations d'interprétation sismique,
• de géomodeleurs 3D,
• de logiciels de traitement d'image,
• d'outils de cartographie et de gestion de Système Informatique Géographique (SIG) et de construction de coupes structurales (Locace, Thrustpack, Kine3D),
• d'outils de modélisation de l'écoulement des fluides dans les bassins (ligne Temis).

 

• Caractérisation et modélisation structurale des réservoirs

Les compétences développées ici concernent l'utilisation et le développement d'outils permettant d'améliorer la caractérisation des réservoirs ou des sites de stockage. Elles concernent :

• l'interprétation structurale des données de sismique 3D,
• l'interprétation d'imagerie de puits (fracture et/ou contrainte),
• la géomodélisation structurale,
• la description des mécanismes de déformation des roches à toutes les échelles,
• l'utilisation et le développement d'outils de statistique et de géostatistique,
• la conception d'algorithmes de modélisation stochastique des réseaux de failles et de fractures.

Cette compétence est associée à un savoir-faire concernant l'utilisation :

• d'outils d'interprétation de sismique 3D,
• d'outils d'analyse d'imagerie de puits,
• des géomodeleurs 3D,
• de logiciels de restauration (Kine3D pour la restauration 3D),

• du logiciel FRACA^Flow pour la caractérisation de réservoirs fracturés ;

• de logiciels de modélisation mécanique de l'évolution géologique des réservoirs.

Afin d'intégrer ce travail dans la chaîne de caractérisation de réservoir, ces travaux sont complétés par l'exploitation des données pétrophysiques et dynamiques en étroite concertation avec les équipes de la direction Ingénierie de réservoir.

 

• Modélisation géodynamique et pétrolière des bassins et des réservoirs

Les compétences développées ici concernent :

• la réalisation et l'interprétation de modèles physiques réduits analysés sous scanner à rayons X,
• le développement et l'utilisation des outils de modélisation de bassin (Temis-Ceres : écoulements de fluides en milieux poreux déformables et réactions chimiques),

• le développement de lois de comportement adaptées à la modélisation de l'évolution des roches aux grandes échelles de temps. Cette compétence s'appuie très fortement sur les compétences "caractérisation microscopique des roches tectonisées" et "caractérisation de l'évolution des bassins",
• le développement et l'utilisation de logiciels de mécanique adaptés à la simulation de l'évolution des objets géologiques.

Ces compétences ont pour vocation de produire des modèles plus prédictifs concernant l'évolution géologique des bassins et des réservoirs.

Moyens humains

21 Ingénieurs de recherche
6 Techniciens dont 3 infographistes

Équipements

Laboratoire de modélisation physique analogique avec 2 robots de déformation pour l'analyse sous scanner X.

 

Département de Géochimie

 

• Géochimie organique

Depuis près de 40 ans, IFP Energies nouvelles joue un rôle déterminant dans :

• l'étude de l'origine des hydrocarbures fossiles,
• l'identification et la formalisation des processus chimiques qui aboutissent à la formation du pétrole et du gaz dans les bassins sédimentaires.

En particulier, c'est l'analyse du craquage de la matière organique (kérogène) contenue dans les roches-mères et la détermination des paramètres cinétiques qui régissent cette réaction qui permettent l'étude des systèmes pétroliers par simulations numériques.
 

- Schéma de craquage de la matière organique

Afin de mieux contraindre les équations cinétiques, un effort important a porté sur la détermination de leurs paramètres pour des matières dont la structure chimique est d'une grande complexité. La modélisation moléculaire est d'une grande aide dans ce domaine et de nombreuses collaborations ont été développées avec des institutions universitaires comme Caltech en Californie.
Aujourd'hui, une représentation "compositionnelle" des fluides a permis le développement de la nouvelle génération de modèles numériques de bassin (Temis), qui confère à IFP Energies nouvelles une avance technologique indéniable.
 

- La biodégradation des hydrocarbures

Le pétrole expulsé de la roche mère migre dans divers environnements géologiques avant de s'accumuler dans un piège ou de rejoindre la surface du réservoir. Au cours de cette migration et du remplissage du réservoir, le pétrole peut, dans certaines conditions, faire l'objet d'une biodégradation qui va diminuer sa valeur commerciale en :

• changeant la composition de l'huile,
• augmentant sa viscosité,
• augmentant son taux d'acidité (acides organiques, composés soufrés),
• augmentant la teneur en gaz biogéniques (méthane, H₂ S).

Les effets de la biodégradation sur la qualité du pétrole ainsi que les paramètres cinétiques qui les régissent sont aujourd'hui très mal connus. Les outils méthodologiques et les équations cinétiques compositionnelles qui font l'objet des projets de recherche actuels seront intégrés à terme dans les logiciels de modélisation de bassin d'IFP Energies nouvelles, afin de prédire le risque biodégradation à l'échelle régionale.
 

- L'acidité des bruts

Les efforts de recherche et développement actuels dans le domaine des fluides de bassin portent également sur l'acidité des bruts. Dans ce cadre, l'identification et la quantification des acides organiques dans les huiles biodégradées devient un enjeu important en termes de :

• prédiction de la qualité des réserves (modélisation de bassin),
• mise en production du champ (ingénierie de réservoir et dimensionnement des équipements de surface).

La production des bruts lourds, non rentable par les moyens de production classiques (production primaire) du fait d'un taux de récupération insuffisant, repose essentiellement sur des techniques de récupération assistée. Celles-ci sont souvent fondées sur une élévation de la température du réservoir par injection de vapeur engendrant, outre un accroissement de la fluidité, un craquage des hydrocarbures et une production de gaz indésirables (H₂ S, CO₂ ). Des techniques de laboratoire sont développées dans le département Géochimie afin de prédire et quantifier le risque de production d'H₂ S grâce à des modèles cinétiques de craquage des huiles en place (figures ci-dessous).

 

- Évolutions du Rock-Eval

Par ailleurs, le pyrolyseur Rock-Eval développé à IFP Energies nouvelles, appareil de géochimie mondialement connu pour quantifier le degré de maturité de la matière organique dans les bassins sédimentaires, voit son champ d'application élargi aux sols pollués, aux imbrûlés dans les moteurs, aux résidus organiques sur les catalyseurs, pour citer quelques exemples.

- Traceurs naturels

Il s'agit de développer la connaissance des processus géologiques physico-chimiques affectant les fluides (huile, gaz, eau) dans les roches sédimentaires à l'échelle du bassin et du réservoir, par le développement et l'utilisation croisée de plusieurs familles de traceurs géochimiques naturels. Ces travaux permettent de proposer de nouveaux outils pour l'exploration pétrolière et gazière à grande et petite échelles, mais aussi pour la production d'hydrocarbures et le stockage de gaz naturel.
Parmi ces traceurs, un effort soutenu porte sur les rapports isotopiques des gaz hydrocarbures, des gaz rares et des éléments métalliques en traces et ultra-traces dans les pétroles.
Ces paramètres permettent le calage des modèles numériques de bassin en termes de maturité des roches-mères, de migration, de biodégradation et de contamination par des fluides mantelliques.
Ces mêmes outils analytiques peuvent également voir leur application étendue au suivi du stockage géologique des gaz acides et des gaz à effet de serre ainsi qu'à certains développements pour les nouvelles technologies de l'énergie (production et stockage de l'hydrogène, synthèse Fischer-Tropsch d'hydrocarbures).

 

• Géochimie minérale

La géochimie minérale, par des approches de laboratoire et de simulation numérique, permet de prédire le comportement à long terme d'une matrice minérale en liaison avec son environnement physico-chimique. Ces éléments contribuent à mieux contraindre la structure des roches réservoir très enfouies ainsi que l'étanchéité des couvertures pour les gisements et le stockage géologique des gaz à effet de serre. Pour réaliser ce type d'étude, la géochimie minérale traite des minéraux et de leurs transformations.
Les études actuelles en géochimie minérale s'inscrivent dans les nouvelles priorités stratégiques d'IFP Energies nouvelles sur le renouvellement des réserves et le stockage du CO₂ . Pour le renouvellement des réserves, la recherche est développée aussi bien de manière théorique, pour assurer une meilleure compréhension des systèmes pétroliers, que pour le développement d'outils numériques prédictifs pour des applications concrètes. Cela se fait souvent dans le cadre de collaborations avec l'industrie pétrolière.
Pour le stockage des gaz à effet de serre, le département de Géochimie réalise des travaux sur les interactions physico-chimique entre le CO₂ et le système couverture-réservoir, en particulier les roches argileuses, carbonatées et gréseuses. Ces recherches ont pour but :

• d'identifier les transformations minéralogiques grâce à des études en DRX (Diffraction des rayons X) et en IRTF (transformée de Fourier Infra Rouge),
• d'observer les conséquences texturales de ces transformations grâce à des cartographies minéralogiques à la microsonde (cf. figure ci-dessous),
• de faire le lien avec les résultats d'autres départements (pétrophysique, mécanique, etc.),
• d'intégrer les phénomènes observés à des modèles numériques prédictifs comme le code Coores™ (CO₂ Reservoir Environmental Simulator) développé par IFP Energies nouvelles.

 

Moyens humains

18 ingénieurs de recherche
7 techniciens

Équipements

- 1 DRX
- 1 Spectromètre de masse isotopie des gaz GCC-IRMS
- 1 .Spectromètre de masse GCC Analyseur Élémentaire Isotopic Ratio Mass Spectrometer
- 1 Spectromètre de masse magnétique et ligne de préparation "gaz –rares"
- 1 Spectromètre de masse de paillasse "gaz rares"
- 1 Spectromètre GCMS de paillasse
- 2 Lignes Topler
- 10 Chromatographes
- 2 RockEval 6
- 1 MPLC
- Fours-autoclaves (T° 100-600 ; P 50-6000 bars)
- Spectromètre infra rouge à transformée de Fourier
- 2 thermobalances
- 1 S2 analysers
- 13 Kérogénatrons
- 1 Colonne à distillation
- 2 microGC (dont un couplé à un RockEval 6)
 

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Département de Stratigraphie–Sédimentologie

Les travaux menés au sein du département Stratigraphie – Sédimentologie contribuent à une meilleure caractérisation des réservoirs en développant des concepts, des méthodes et des outils pour :

• décrire et quantifier les hétérogénéités de réservoir de toutes origines (sédimentologiques, diagénétiques) à partir de données d'affleurement, de forage, et de sismique ;

• comprendre l'organisation stratigraphique des réservoirs, les phénomènes diagénétiques qui les affectent, les interactions entre déformation, diagenèse et sédimentation ;
• modéliser ces hétérogénéités par des méthodes de simulation numériques, à partir d'approches physiques, génétiques et/ou géostatistiques.

Les résultats de ces recherches fournissent :

• des études de caractérisation de réservoirs dans différents contextes géologiques ;
• des concepts, outils et méthodes pour analyser et interpréter les données de surface et de subsurface en termes d'environnement et d'hétérogénéités sédimentaires et diagénétiques ;
• des concepts, outils et méthodes pour analyser et interpréter les données de surface et de subsurface en termes d'environnement et d'hétérogénéités sédimentaires et diagénétiques ;
• des outils et prototypes logiciels permettant de simuler et de reproduire la distribution des hétérogénéités, le contenu lithologique d'unités sédimentaires et de prendre en compte des contraintes géologiques, sismiques ou dynamiques dans ces simulations.

Les équipes de stratigraphie–sédimentologie ont acquis une expertise reconnue aussi bien régionale (Bassin Parisien, Moyen Orient, Iran, Afrique du Nord, Algérie, mer du Nord, Bassins du Sud-Est, marge brésilienne, etc) que thématique dans une grande variété d'environnements, et d'âges géologiques :
 

- clastique :

• deltaïque, fluvio-deltaïque :
  
  • Ravenscar (Jurassique moyen du Yorkshire, UK),
  • Tunu et Peciko (delta de la Mahakam, Miocène moyen, Indonésie),
  • Mesa Verde (Cretacé, Colorado, U.S.A),
  • Terra-Nova (Jurassique supérieur, Canada),
  • Paradise Hill (Formation MacMurray, Albien, Northeastern Alberta, Canada),
  • ElBorma (Trias, Tunisie),
     
• fluvial :
  
  • Soings (formation Keuper, Trias supérieur, France),
  • Bongkot (Oligocène à Miocène moyen, golfe de Thaïlande),
  • Chaunoy (formation Keuper, Trias, Bassin Parisien, France),
  • Christina Lake (Formation MacMurray, Albien, Northeastern Alberta, Canada),
  • Berkine (Trias, Algérie),
  • ElBorma (Trias, Tunisie),
     
• fluvio-lacustre :
  
  • Cajigar (Eocène supérieur, Oligocène inférieur, Espagne),
  • Permien (Utah, U.S.A),
     
• éolien, glaciaire, mixte.
   

- carbonaté et mixte-carbonaté :

• Bassin du Paradox (Pennsylvanien, Colorado et Utah, U.S.A),
• Oman (formation Natih, Cenomanien/Turonien), Gachsaran (Iran) ;
   

- turbiditique :

• Grès d'Annot (Eocène supérieur, Oligocène, France),
• Namorado (Albien et Cénomanien du bassin de Campos, Brésil) ;
• Pab Range (Maastrichtien, Pakistan).
   

Le département Stratigraphie–Sédimentologie anime de nombreux projets en collaboration avec des partenaires universitaires (Universités UPMC-Paris 6, Marseille 1, Lille, Bordeaux-III, Rennes-Geosciences, Louvain, Bourgogne, Montpellier, Ecole des Mines de Paris, IPGP, ENS Lyon) et industriels au travers de JIP (Dionisos, Berkine Gas, MEC, Asmari, PAB, Grecale) et de projets collaboratifs.

 

Description et quantification des hétérogénéités

Le département dispose d'une solide expérience et d'une expertise reconnue pour caractériser la stratigraphie, la diagenèse et les environnements de dépôts

• à différentes échelles
• dans différents environnements géologiques, clastiques ou carbonatés.

Cette expertise concerne l'acquisition de données sur le terrain (affleurement, carottes), et l'établissement de modèles géologiques conceptuels fondés sur les corrélations. Ces modèles ont pour but de mieux comprendre l'évolution spatiale et temporelle des réservoirs étudiés en mettant en avant les facteurs qui contrôlent la distribution des faciès sédimentaires et de leurs propriétés pétrophysiques. Dans ces descriptions, la caractérisation des propriétés pétrophysiques et d'écoulement des réservoirs reste l'objectif final (interactions entre diagenèse et fracturation, caractérisation des milieux vacuolaires...).

Ces descriptions et analyses détaillées s'appuient sur les méthodes classiques de la sédimentologie, cartographie, utilisation de GPS, panneaux photos, lever de coupes sédimentologiques) et sur l'utilisation d'outils spécifiques et d'analyse en laboratoire avec des équipements de pointe pour les études pétrographiques et de caractérisation de la diagenèse, en particulier dans les réservoirs carbonatés et karstiques.
Des outils d'aide à l'interprétation en stratigraphie sismique sont également développés dans le département pour la reconnaissance automatique de faciès sismiques.
Les travaux menés dans le département ont permis le développement d'une méthodologie de corrélation haute résolution en utilisant les concepts de la stratigraphie séquentielle qui fait partie de l'expertise du département. Ces interprétations s'appuient sur les analogues terrain et sur des synthèses régionales.

 

Modélisation et simulations numériques

Un autre volet des activités développées dans le département concerne la modélisation numérique des processus et des objets sédimentaires pour :

• disposer d'un "laboratoire" de blocs géologiques numériques permettant de tester et de valider de nouveaux concepts, approches et hypothèses ;
• reproduire de manière numérique ou analogique des processus sédimentaires et fournir des images quantitatives des réservoirs

Dans ce domaine, le département possède également une expérience reconnue, propose des méthodologies innovantes pour intégrer dans les modèles des contraintes métier.
Les méthodes et outils développés sont fondés sur différentes approches, qui peuvent être combinées ou utilisées de manière complémentaires.
 

Modélisation stratigraphique, Dionisos

Dionisos (DIffusion Oriented Normal and Inverse Simulation Of Sedimentation) développé à IFP Energies nouvelles permet de simuler en 3D l'évolution de la paléogéographie d'un bassin afin de prédire la géométrie moyenne et le contenu lithologique moyen des unités sédimentaires, en travaillant à des échelles d'espace et de temps importantes (dizaines à centaines de km, millions d'années). Le modèle est fondé sur l'interaction de trois grands types de processus : la création d'espace disponible pour la sédimentation, l'apport sédimentaire et le transport des sédiments fondé sur une loi de diffusion. Le modèle permet de prendre en compte la production carbonatée in situ , les courants côtiers, les écoulements turbiditiques...

Modélisation aléatoire génétique, CATS

Le projet CATS (Cellular Automata for Turbidite Systems) a pour objectif de comprendre et caractériser l'architecture sédimentaire 3D des réservoirs turbiditiques en utilisant des techniques de modélisation des processus sédimentaires par des automates cellulaires.

Modélisation analogique

Les modélisations expérimentales de la sédimentation font également partie de la panoplie d'outils utilisés dans le département pour aider à la compréhension des lois de comportement dans certains environnements sédimentaires complexes.
 

Modélisations géostatistiques, module remplissage.

La collaboration avec le Centre de Géostatistique de l'École des Mines de Paris a permis une reconnaissance internationale des méthodes développées par les équipes IFP Energies nouvelles et CG. Les développements des outils numériques de caractérisation et de modélisation de réservoir par des approches géostatistiques permettent de reproduire de manière réaliste les hétérogénéités des réservoirs ayant un impact direct sur les écoulements de fluides et sur les calculs de production. Les outils sont en évolution permanente pour permettre une meilleure intégration de contraintes métiers (cartes de contraintes définies à partir d'attributs sismiques, données pétrographiques) et une meilleure quantification des incertitudes associées.
Enfin les compétences développées dans le département sont associées à un savoir-faire concernant l'utilisation d'outils de géomodélisation, d'outils d'analyse et interprétation d'électrofaciès, de boîtes à outils d'algorithmes mathématiques, statistiques et géostatistiques, et de logiciels de traitement d'images et de cartographie.
 

Moyens humains

15 ingénieurs de recherche
3 techniciens dont 1 infographiste
 

Equipements

Laboratoire de lames minces
Laboratoire de microscopie optique ; cathodoluminescence ; inclusions fluides.

 

Département de Géophysique

Le Département Géophysique conduit des travaux de recherche pour l'amélioration des méthodes d'exploration et de caractérisation sismique du sous-sol. Ces méthodes sont principalement tournées vers l'imagerie "quantitative" des réservoirs et de leurs couvertures géologiques. Elles servent également à mettre en évidence les variations des propriétés des milieux au cours du temps, soit par des expériences de sismique active, soit par des écoutes passives de l'activité microsismique. L'accent est mis en particulier sur l'estimation et la prédiction des propriétés lithologiques et pétrophysiques, et l'état de fracturation des cibles étudiées. Les recherches sont largement orientées vers les réservoirs pétroliers, mais concernent également les aquifères salins profonds susceptibles d'être utilisés pour le stockage du CO₂ . Les activités du département se partagent entre des recherches méthodologiques, l'écriture de codes de calcul industriels et leurs applications à des données réelles.
Pour mener à bien ses activités de recherche, le département collabore fortement avec des compagnies pétrolières nationales et internationales, des sociétés de services géophysiques, d'autres établissements publics (ANDRA, BRGM, IFREMER, INERIS ...) et des laboratoires universitaires, notamment au travers de projets ANR, de projets européens, et de collaborations bilatérales, de projets conjoints avec l'industrie, ou de conventions de recherche. Le département s'appuie également sur des collaborations internes avec les autres départements de la direction (Géologie structurale et sédimentologie et Géochimie), mais aussi avec les Directions "Technologie, Informatique et Mathématiques Appliquées" (instrumentation, traitement du signal, calcul scientifique), "Mécanique Appliquée" (géomécanique), et "Ingénierie de Réservoir" (pétrophysique, transferts en milieux poreux).

Les activités de recherche du département se rattachent principalement aux thèmes suivants :
 

Acquisition et traitements de données pour le suivi temporel de réservoirs ("monitoring")

Les travaux réalisés dans ce domaine concernent la mise au point et l'expérimentation de nouveaux concepts d'acquisition de données sismiques, ainsi que le développement de méthodes de traitement des signaux adaptés. Il s'agit principalement de l'amélioration d'un système de sources permanentes mises en oeuvre dans des puits de forage pour suivre et comprendre l'évolution temporelle des stockages de gaz dans des réservoirs souterrains.
 

Sismique de puits

Outre leur importance pour la compréhension de l'environnement géologique du puits et son impact sur la propagation des ondes, les données sismiques acquises dans des puits de forage sont cruciales pour le calage et l'interprétation des données sismiques enregistrées en surface. Dans les cas difficiles, l'analyse détaillée des profils sismiques de puits enregistrés avec des capteurs à 3 ou 4 composantes (incluant un hydrophone) est parfois le seul moyen d'obtenir des informations fiables sur les réflecteurs, leur pendage et leur orientation dans l'espace.

Techniques quantitatives de caractérisation des réservoirs : Modélisation inversion stratigraphique

Ces techniques visent à estimer les impédances élastiques du sous-sol à partir des formes d'ondes sismiques, éventuellement multicomposantes, avant ou après sommation. L'inversion des signaux collectés en surface, calibrés par des données recueillies dans des forages et complétés par des informations a priori sur les paramètres recherchés, fournit des valeurs quantitatives des impédances. Cette procédure améliore à la fois la résolution et le rapport signal sur bruit des images reconstruites. Les méthodes développées font largement appel à des outils de modélisation de la propagation des ondes sismiques. Les efforts actuels portent sur la prise en compte des milieux de plus en plus réalistes en termes de géométrie, de rhéologie et de réponse sismique. Cette démarche inclut notamment :

• la propagation des ondes dans des structures tridimensionnelles,
• les propriétés d'anisotropie des milieux de propagation,
• l'intégration des réflexions multiples et des conversions d'ondes dans les algorithmes,
• la prise en compte des relations liant les propriétés élastiques aux paramètres pertinents en ingénierie de réservoir (porosité, perméabilité, contenu en fluides).

Dans tous les cas, il est essentiel d'estimer les incertitudes associées aux modèles quantitatifs prédits : ce problème difficile est aujourd'hui un point central de notre effort de recherche.

Analyse et interprétation des données sismiques en termes pétrophysiques

Le département a développé une grande expertise dans l'utilisation de techniques statistiques ou géostatistiques à des fins d'analyse et d'interprétation des données en faciès sismiques. Ces méthodes consistent à extraire des attributs sismiques pertinents pour améliorer la description des réservoirs en termes d'architecture externe et interne, de lithologie, de pétrophysique, et de contenu en fluide. La caractérisation de la fracturation est aujourd'hui un enjeu majeur des recherches compte-tenu de l'importance des réservoirs fracturés pour l'exploration-production.

Moyens humains

23 ingénieurs de recherche
5 techniciens dont 1 infographiste
 

Équipement

Laboratoire d'acquisition sismique terrestre