Evolution of transfer properties of sandstones by diagenesis and deformation : Case study on Buntsandstein Gp. sandstones, Upper Rhine Graben

The Upper Rhine Graben (URG) is the target of a renewed development of the exploitation of oil and gas resources, since the discovery of the Roemerberg field in 2008. Strong improvements were made on the understanding of the petroleum system, and on the characterization of the oil and source rocks families, and migration pathways. The interactions between faults systems and fracture network, fluid flow and fracture infill, and fracture/matrix transfers, during the burial and rift opening, are the purpose of this PhD research, focused on Buntsandstein Gp. sandstone reservoir. Through the study of several outcrops on the URG shoulders, core and well logs data (Roemerberg field), the following aspects are investigated. Structural features of the fracture network in the reservoir and in the vicinity of major fault systems are characterized, with the identification of fracture families (infill and orientation), not always parallel to the major faults. Chemical and isotopic composition of matrix and fracture diagenetic phases are analysed, to determine conditions of cementation : Temperature, type of fluid, absolute dating when possible, or relative timing. The impact on petrophysical properties is assessed by investigating the influence of diagenetic processes on pore network properties, and on "bulk" petrophysical properties. These analytical results are integrated in a renewed conceptual model of fluid flow in the basin, and give new insights on the interactions between diagenesis, fault activity and fluid-flow, and their impact on petrophysical properties at the fault scale through geological times.

Le Graben du Rhin est la cible d’un regain d’intérêt pour le développement de l’exploitation des ressources hydrocarbonées et géothermiques depuis une quinzaine d’années. De nombreuses améliorations ont été apportées à la compréhension de la géométrie des réservoirs et sur le système pétrolier, avec une caractérisation des huiles et des roches-mères, ainsi que sur les chemins de migration de l’huile. Cependant, il subsiste des interrogations sur les interactions entre systèmes de faille, réseau de fractures, circulations de fluides et cimentations, ainsi que sur les transferts entre matrice et fractures au sein des réservoirs, et l’évolution de ces propriétés au cours de l’histoire d’enfouissement. Cette thèse s’attache à la compréhension de ces interactions, en prenant pour objet d’étude les réservoirs gréseux du Buntsandstein Gp. Sur la base matérielle de plusieurs affleurements sur les épaules du fossé et des données de subsurface disponibles (comme celle du champs de Roemerberg), les caractéristiques du réseau de fractures au sein du réservoir et à proximité des zones de failles majeures ont été déterminées, avec l’identification de familles (remplissages, orientation) avec une variabilité de leur agencement par rapport aux failles majeures. La détermination de la composition chimique et isotopique des remplissages de fractures et des phases diagénétiques affectant la matrice a permis d’améliorer les modèles de conditions de cimentations : température, type de fluide, datation relative, ou absolue lorsque les méthodes analytiques s’y prêtent. L’impact de ces processus sur les propriétés pétrophysiques a été estimé, par le biais de la caractérisation du réseau poreux et la quantification des propriétés pétrophysiques globales ("bulk"). Ces résultats analytiques sont ensuite intégrés à un modèle conceptuel de circulation de fluides à l’échelle du bassin, répertoriant la mise en place des différentes minéralisations, apportant un nouveau regard sur le résultat à l’échelle des zones de failles des interactions entre diagénèse, tectonique, et circulations de fluides, au cours de l’histoire géologique du bassin.