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Liens entre la structure poreuse, la mécanique et les propriétés de transport des kérogènes de roches mères d’hydrocarbures

Une équipe pluridisciplinaire révèle la géométrie tridimensionnelle des pores contenus dans la matière organique (kérogène) des roches mères de pétrole et de gaz par tomographie électronique. En couplant cette information à des simulations numériques d’élasticité et de diffusion, cette étude démontre que la connectivité à l’échelle nanométrique constitue une limite à la production d’hydrocarbures à long terme pour ce type de gisement.

L’extraction de pétrole et de gaz depuis les roches mères a récemment été rendue possible par la fracturation hydraulique. Outre les problématiques environnementales qu’elle suscite, cette technique ne permet pas un drainage effectif des hydrocarbures, et donc le maintien d’une production satisfaisante. De manière générale, elle décroît au cours du temps avec des tendances abruptes. Ceci conduit invariablement à une différence notable entre les réserves et les volumes finalement produits. Ce constat est potentiellement lié aux propriétés intrinsèques de la matière organique générant et confinant les hydrocarbures. Afin d’évaluer la pertinence de cette hypothèse, des géologues et des physiciens du Centre Interdisciplinaire de Nanosciences de Marseille (CINaM, CNRS/Aix-Marseille Université) et de l’Unité Mixte Internationale « Multi-Scale Materials Science for Energy and Environment » (², CNRS/MIT/Aix-Marseille Université) ont réalisé les premières reconstructions 3D de cette matière organique par tomographie électronique. Des simulations numériques, basées sur la géométrie des reconstructions, montrent à quel point la topologie du réseau poreux détermine à la fois l’élasticité de la matière organique et le transport des hydrocarbures en son sein.

Pour ce travail, des tranches micrométriques de matière organique ont été prélevées dans plusieurs roches mères. L’architecture des pores a été obtenue expérimentalement par tomographie électronique avec une résolution inférieure au nanomètre. L’analyse topologique de ces réseaux révèle que la connectivité ne se fait qu’au travers de pores de diamètre inférieur à 2 nanomètres. Les auteurs ont donc étudié l’impact de cette connectivité sur la diffusion des molécules d’hydrocarbures par simulation numérique. Un modèle mathématique est proposé pour évaluer les effets compétitifs entre l’adsorption et les processus de diffusion. Ce modèle permet de confirmer que la diffusion au travers du réseau de nanopores connectés est un facteur limitant la migration des hydrocarbures depuis la matière organique vers les puits de production.

Mesoscale structure, mechanics, and transport properties of source rocks’ organic pore networks. J. Berthonneau, A. Obliger, P.-L. Valdenaire, O. Grauby, D. Ferry, D. Chaudanson, P. Levitz, J.J. Kim, F.-J. Ulm, R.J.-M. Pellenq, Proceedings of the National Academy of Sciences, 2018, doi : 10.1073/pnas.1808402115

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Contacts :
Daniel Ferry, Centre Interdisciplinaire de Nanoscience de Marseille (CINaM), ferry@cinam.univ-mrs.fr
Jeremie Berthonneau, Centre Interdisciplinaire de Nanoscience de Marseille (CINaM), berthonneau@cinam.univ-mrs.fr

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Légendes : a/ Cartographie des diamètres d’ouverture des pores d’une tranche de matière organique provenant du bassin de Lower Eagle Ford (TX, USA) à l’échelle nanométrique. b/ Cartographie des densités d’énergie élastique obtenue par simulation numérique sur la même structure. c/ Evolution du coefficient de diffusion du méthane déterminée par des simulations numériques tenant compte du réseau poreux imagé (en rouge : Lower Eagle Ford, en bleu : Marcellus).