Densité et porosité des roches

La compréhension de la densité et de la porosité des roches réservoirs est un facteur clé pour estimer leur potentiel en hydrocarbures. La densité et la porosité sont liées.

Densité

La densité est définie comme la masse par volume d’une substance.

………………..(1)

typiquement avec des unités de g/cm3 ou kg/m3. Les autres unités pouvant être rencontrées sont le lbm/gallon ou le lbm/ft3 (voir tableau 1).

• 

  Tableau 1 – Conversions de densité.

Pour un matériau simple et complètement homogène (monophasé), cette définition de la densité est simple. Cependant, les matériaux terrestres impliqués dans l’ingénierie pétrolière sont des mélanges de plusieurs phases, à la fois solides (minéraux) et fluides. Les roches, en particulier, sont poreuses et la porosité est intimement liée à la densité.

Porosité

La porosité (Φ) est définie comme la fraction non solide ou volumique poreuse.

………………..(2)

La porosité est un rapport volumique et donc sans dimension, et est généralement exprimée en fraction ou en pourcentage. Pour éviter toute confusion, en particulier lorsque des porosités variables ou changeantes sont impliquées, elle est souvent rapportée en unités de porosité (1 PU = 1%).

Plusieurs définitions de volume sont nécessaires pour décrire la porosité :

………………..(3)

À partir de ceux-ci, nous pouvons définir les différents types de porosité rencontrés:

………………..(4)

Relation de densité et de porosité

Fig. 1 montre l’apparition de ces types de porosité dans un grès.

• 

  Fig. 1- Densité calculée par rapport à la porosité pour le grès, le calcaire et la dolomie.

De même, les définitions des densités standard associées aux roches suivent alors :

………………..(5)

où Ms, Md, Msat, Mb et Mfl sont la masse de la roche solide, sèche, de la roche saturée, de la roche flottante et du fluide, respectivement.

La densité d’un composite tel que des roches (ou des boues de forage) peut être calculée à partir des densités et de la fraction volumique de chaque composant. Pour un système à deux composants,

………………..(6)

où pmix est la densité du mélange; pA est la densité du composant A; pB est la densité de B; A et B sont les fractions volumiques de A et B respectivement (et donc B = 1−A).

Étendre cela à un système général avec n composants,

………………..(7)

Par exemple, en exploitant des QE. 4, 5 et 6 pour une roche composée de deux minéraux, m1 et m2, et de deux fluides, f1 et f2, on trouve

………………..(8) et ………………..(9)

Eq. 8 est une relation fondamentale utilisée dans les sciences de la terre pour calculer la densité des roches. Compte tenu d’une porosité et d’un fluide spécifique, la densité peut être facilement calculée si la densité du minéral ou du grain est connue. Les densités de grains pour les minéraux formant des roches communes sont présentées dans le tableau 2. Le résultat de l’application de l’égaliseur. 9 est représenté à la Fig. 1.

• 

  Tableau 2 – Densités de grains pour les minéraux formant des roches communs

Notez dans le tableau 2 qu’il y a plusieurs densités rapportées pour le même groupe minéral, comme le feldspath ou l’argile. La densité changera systématiquement à mesure que la composition varie. Par exemple, dans la série des plagioclases, la densité augmente lorsque le sodium (albite, ρ = 2,61 g /cm3) est remplacé par du calcium (anorthite, ρ = 2,75 g/cm3). Les minéraux les plus problématiques sont les argiles, en particulier les argiles en expansion (montmorillonite ou smectite) capables de contenir des quantités importantes et variables d’eau. Dans ce cas, les densités peuvent varier de 40% ou plus. C’est un problème particulier, car les argiles sont parmi les minéraux les plus courants dans les roches sédimentaires.

Les roches réservoirs contiennent souvent des quantités importantes de matières organiques semi-solides telles que le bitume. Ceux-ci auront généralement des densités de lumière similaires à celles des charbons.

Les densités des fluides poreux sont décrites en détail dans les propriétés des fluides poreux.

Densité et porosité in situ

En général, la densité augmente et la porosité diminue de façon monotone avec la profondeur. Cela est attendu, car les pressions différentielles augmentent généralement avec la profondeur. À mesure que la pression augmente, les grains se déplacent et tournent pour atteindre un emballage plus dense. Plus de force sera imposée aux contacts de grain. Le concassage et la fracturation sont un résultat courant. De plus, des processus diagénétiques tels que la cimentation fonctionnent pour remplir l’espace poreux. Le matériau peut être dissous au niveau des contacts ponctuels ou le long des styolites, puis transporté pour remplir les pores. Certaines des textures résultant de ces processus ont été observées dans les photomicrographies des types de roches. Sur la Fig. 2, les densités généralisées en fonction de la profondeur des schistes sont tracées. Les formes et les comportements globaux de ces courbes sont similaires, même s’ils proviennent d’une grande variété d’endroits avec des histoires géologiques différentes. Ces types de courbes correspondent souvent à des fonctions exponentielles en profondeur pour définir la tendance de compactage local.

• 

  Fig. 2 – Shale density as a function of depth from several sedimentary basins (after Castagna et al. and Rieke and Chillingarian). 1 = Gas saturated clastics: probable minimum density (McCulloh). 2 = mudstone de la vallée du fleuve Pô (Storer), 3 = schistes côtiers moyens du Golfe du Mexique à partir de mesures géophysiques (Dickinson), 4 = schistes côtiers moyens du golfe du Mexique à partir de rondins de densité (Eaton), 5 = puits du bassin de Marcaibo (Dallmus), 6 = densités humides calculées par la Hongrie (Skeels), 7 = Schistes secs du Pennsylvanien et du Permien (Dallmus), 8 = Est du Venezuela (Dallmus).

Les pressions différentielles ou effectives n’augmentent pas toujours avec l’augmentation de la profondeur. Des pressions de fluide interstitiel anormalement élevées (« surpression ») peuvent survenir en raison de:

• Compactage rapide
• Faible perméabilité
• Assèchement minéral
• Migration des fluides à haute pression

La pression interstitielle élevée se traduit par une différence de pression effective anormalement faible. Cela peut retarder ou même inverser les tendances normales de compactage. Une telle situation est visible à la Fig. 3. Les porosités des schistes et des sables montrent la perte de porosité attendue avec l’augmentation de la profondeur dans les parties peu profondes. Cependant, à environ 3500 m, la pression interstitielle augmente et la porosité augmente en fait avec la profondeur. Cela démontre pourquoi un étalonnage local est nécessaire. Il indique également la dépendance à la pression des propriétés de la roche.

• 

  Fig. 3- Porosité de schiste et de grès avec profondeur. La porosité diminue jusqu’à ce que des pressions interstitielles élevées (= géopressure) réduisent la pression effective et provoquent une augmentation de la porosité (à partir de Stuart).

Techniques de mesure

Laboratoire

De nombreuses méthodes peuvent être utilisées en laboratoire pour déterminer la porosité et la densité. Les plus courants sont le poids de saturation et la loi de Boyle. Pour les roches sans minéraux sensibles tels que les smectites, la porosité et les densités sèches, de grains et saturées peuvent être dérivées de la masse saturée, de la masse sèche et du volume (ou du poids flottant). Ces mesures permettent de calculer la densité saturée, sèche et de grain ainsi que la porosité et le volume minéral et poreux en utilisant des NQE. 3 à 5.

La technique de la loi de Boyle mesure les changements relatifs des pressions de gaz à l’intérieur d’une chambre avec et sans échantillon de roche. Le volume poreux interne (connecté) est calculé à partir de ces variations de pression, à partir desquelles les porosités et les densités sont extraites.

Diagraphie

Plusieurs techniques de diagraphie sont disponibles pour mesurer la densité ou la porosité. Ces techniques indirectes peuvent présenter des erreurs importantes en fonction des conditions du forage, mais elles fournissent une mesure des propriétés in situ. Les logs de rayons gamma bombardent la formation avec le rayonnement d’une source active. Le rayonnement est restitué à l’outil de diagraphie, en fonction de la densité électronique du matériau. La densité de formation est extraite de l’amplitude de ces rayons gamma rétrodiffusés. Le logarithme des neutrons estime la porosité par interaction des particules avec les atomes d’hydrogène. Les neutrons perdent de l’énergie en entrant en collision avec des atomes d’hydrogène, donnant ainsi une mesure de la teneur en hydrogène. Étant donné que la majeure partie de l’hydrogène contenu dans les roches réside dans l’espace poreux (eau ou huile), cela est alors lié à la porosité remplie de liquide. Notez que le journal neutronique inclura de l’eau liée dans les argiles sous forme de porosité. De plus, lorsque le gaz relativement pauvre en hydrogène est le fluide poreux, le log neutronique sous-estimera la porosité. De la même manière, le log de résonance magnétique nucléaire (RMN) résoudra la teneur en hydrogène. Cet outil, cependant, a la capacité de faire la différence entre l’eau en vrac libre et l’eau liée. Les rondins sonores sont également utilisés pour les mesures de porosité, en particulier lorsque des minéraux anormaux (tels que la sidérite) ou des conditions de forage rendent d’autres outils moins précis. La technique consiste à inverser la vitesse en porosité en utilisant l’une des relations fournies dans les vitesses d’ondes élastiques. La gravimétrie a également été utilisée en fond de trou pour mesurer les variations de densité. Bien que cet outil soit insensible aux changements d’échelle fine, il permet de mesurer la densité loin dans la formation.

Sismique

À une échelle grossière, les densités peuvent parfois être extraites des données sismiques. Cette méthode nécessite de séparer la composante de densité de l’impédance. Cela nécessite normalement une analyse des données sismiques en fonction du décalage ou de l’angle de réflexion. Cette technique sera probablement plus utilisée à mesure que les données sismiques s’amélioreront et sera davantage incorporée dans la description du réservoir.

Nomenclature

Articles remarquables dans OnePetro

Utilisez cette section pour répertorier les articles dans OnePetro qu’un lecteur qui veut en savoir plus devrait certainement lire

Gardner, G., Gardner, L., et Gregory, A. 1974. Vitesse et densité de formation — La base diagnostique des pièges stratigraphiques. Géophysique 39 (6): 770-780. http://dx.doi.org/10.1190/1.1440465.

Han, D.-H, Nur, A., et Morgan, D. 1986. Effets de la porosité et de la teneur en argile sur les vitesses des vagues dans les grès. Géophysique 51 (11): 2093-2107. http://dx.doi.org/10.1190/1.1442062

Voir aussi

Effets du fluide poreux sur la mécanique des roches

Relations de rupture des roches

Résistance à la compression des roches

Vitesses acoustiques et porosité des roches

Détermination de la porosité

Détermination de la porosité avec dig RMN

Évaluation de la porosité avec dig acoustique

Journalisation de la densité

PEH:Rock_Properties