La pression
Les saturations en fluides
La possibilité d'injecter du CO2 pour aider à la récupération assistée des hydrocarbures résiduels localisés et bloqués par capillarité dans le réservoir poreux est actuellement à l'étude.
Les saturations en eau et en huile qui représentent respectivement le % d'eau ou d'huile dans la porosité connectée ou effective sont des paramètres clefs.
Il y a toujours de l'eau de formation dans un réservoir pétrolier avec un minimum de 30% d' eau bloquée par capillarité dans les pores (eau connée). Ces saturations sont représentées schématiquement dans le diagramme, ci-dessous, qui représente une stratification type eau, huile, gaz dans un réservoir pétrolier.
Ces différents fluides et leurs proportions vont générer une pression de pores qui va alors modifier l'état de contrainte local dans la roche.
La pression lithostatique
Cette pression peut être estimée en considérant dans un premier temps la pression dite lithostatique en utilisant la formulation ci-dessous.
Attention aux unités utilisées !
Les mécaniciens utilisent en général le Pascal, en thermodynamique on va plutôt utiliser le bar. La masse volumique MV doit être utilisée avec les unités S.I. c'est à dire le kg/m3. C'est ce dernier paramètre qu'il faut, par contre, maintenant calibrer.
Exemple
Masse volumétrique des matériaux
Les roches sont caractérisées par des densités différentes de par leur composition minéralogique, texture et structure. Il est donc nécessaire d'avoir une vue claire de leur nature et de leur superposition pour pouvoir calibrer les densités réelles et donc la pression lithostatique.
Définition
La densité d'un matériau est égale à la masse volumique du matériau (g/cm3 kg/m3) divisée par la masse volumique de l'eau à 20° (= égal à 1000 environ).
La succession des formations sédimentaires et leur naturelle complexité (minéralogie, porosité, etc.) présentées dans la colonne ci-dessous vous montre qu'estimer une masse volumique globale pour un terrain et donc la pression finale P n'est pas simple.
La densité et la porosité
Les densités précédentes sont des densités de matrice, c'est-à-dire qu'elles caractérisent des roches standards, non altérées, non fracturées. La porosité et sa saturation vont donc à nouveau jouer un rôle et moduler ces valeurs, les vides n'ayant pas la même densité que les grains de la roche.
Le contenu en eau, huiles, gaz va également impacter les valeurs finales de densité qui devront être utilisées pour caractériser finement la pression lithostatique en utilisant la saturation. L'envahissement de la porosité par des fluides va modifier le régime de pression en place dans un massif rocheux et développer une pression de pores qui va s'opposer à la pression lithostatique. La pression lithostatique « pure » sans porosité ni prise en compte des fluides est donc un terme extrême, la pression hydrostatique liée à la présence de fluides constituera l'autre extrême.
La pression effective
Prenons l'exemple d'un volume rocheux initial soumis à une pression de confinement P.
Cette contrainte s'applique sur l'ensemble de ce volume et est principalement liée à la pression lithostatique.
La roche acquière ensuite, au cours de son histoire, une porosité secondaire qui permet à un fluide de percoler. Ce fluide peut alors se retrouver piégé dans cette porosité à une pression p.
Cette pression fluide va tendre à s'opposer à la pression de confinement P.
La roche sera donc soumise au final à une pression P* qui est égale à la pression P réduite d'une quantité α x p.
Le comportement élastique et donc à la déformation des roches est également pris en compte dans l'estimation de cette pression effective au travers des coefficients d'élasticité (élasticité du matériau). On parle de poroélasticité.
