3. Eléments de pétrophysique

3.1. Le réservoir

3.1.1. Définition des roches réservoirs

Les roches réservoirs sont des roches suffisamment poreuses et perméables pour pouvoir contenir des fluides (eau, huile, gaz, …). Ces roches, que ce soit des calcaires, des dolomies ou encore des grès, ont un intérêt économique si leurs volumes sont suffisants et si elles sont recouvertes par des roches couvertures imperméables interdisant aux fluides de s’en échapper (Foucault et Raoult, 1995).

Pour exploiter convenablement un gisement de pétrole, de gaz naturel ou encore une roche aquifère, il faut connaître aussi bien que possible les caractéristiques intrinsèques des roches qui renferment ces ressources. Leur capacité de stockage (c’est-à-dire la porosité), leur aptitude à laisser circuler les fluides (c’est-à-dire la perméabilité) ainsi que les méthodes utilisées pour mesurer l’une et l’autre sont des informations primordiales à réunir et à étudier pour décrire le réservoir (Monicard, 1965).

Lorsqu’un réservoir potentiel souterrain est repéré par des méthodes de surface, géologiques et géophysiques, il faut en étudier ses qualités. Celles qui conditionnent le rendement potentiel, qu'il soit aquifère ou pétrolier, sont principalement :

- son volume,
- sa porosité,
- son taux de saturation,
- sa perméabilité,
- les différents fluides qu'il renferme (huile, gaz, eau) (Chapellier et al., 2004).

De plus, la distribution spatiale des paramètres pétrophysiques, comme la porosité, la perméabilité et la saturation, est essentielle pour caractériser une roche réservoir.
La radioactivité naturelle des terrains qui est aussi une caractéristique physique des roches-réservoirs peut être aussi mesurée aisément sans qu’il y ait destruction, perte ou altération du matériel rocheux et les résultats peuvent être précieux pour des corrélations.

3.1.2. Réservoirs carbonatés

Les réservoirs carbonatés sont caractérisés par une très grande hétérogénéité de la porosité et de la perméabilité. Ils se présentent souvent sous formes massives, à gros pores et fissures dans le cas des récifs, finement stratifiées et laminées dans les dépôts d’arrière-récif et de haut-fond (Perrodon, 1985).

La porosité primaire est d’abord de type intergranulaire ; elle est toujours très variable du fait de la diversité de forme et de taille des composants, dont certains peuvent ajouter une porosité propre ou intergranulaire. Elle varie étroitement avec l’augmentation de l’énergie du milieu de dépôt, notamment en ce qui concerne les récifs où la porosité maximale s’observe sur les flancs des édifices récifaux, là où s’accumulent les débris d’organismes (Perrodon, 1985).

Aux hétérogénéités causées par les variétés des milieux de dépôt s’ajoute celle provoquée par les actions de la diagenèse ou porosité secondaire. La dolomitisation se traduit par une augmentation du volume des pores dans le cas d’un calcaire compact, par une simple modification de l’architecture du volume poreux dans le cas d’un calcaire récifal par exemple. Une étude statistique effectuée dans l’Ouest du Canada a montré que les porosités et les perméabilités de 8% et de 68 mD dans des réservoirs calcaires, passent à 9% et 800 mD dans les zones dolomitisés. Parfois cependant, la dolomitisation peut avoir un effet négatif en créant un dense réseau de cristaux (Perrodon, 1985).

Les calcaires bioconstruits formés de coraux, les constructions récifales dans leur ensemble ainsi que leurs produits de démantèlement qui les ceinturent constituent d’excellentes roches réservoirs, du fait de leur forte porosité et perméabilité primaire. Le Jurassique supérieur possède d’ailleurs quelques remarquables réservoirs pétroliers dans les calcaires récifaux du Sud de l’Angleterre (Sun et Wright, 1998).

3.2. Porosimétrie

3.2.1. Définition de la porosité

Les roches sédimentaires sont constituées par des particules, de forme quelconque, plus ou moins cimentés entre elles, et entre lesquels existe des espaces vides qui ont la faculté de contenir un ou plusieurs fluides interstitiels tels que de l’air, de l’eau ou des hydrocarbures liquides ou gazeux, et de les laisse circuler : la roche est alors dite poreuse et perméable (Monicard, 1965 ; Deveughele, 1992).

La porosité (Φ ou f) correspond au volume total occupé par les vides de la roche (Vp) divisé par le volume total de la roche (Vt), elle s’exprime le plus souvent en pourcentage mais on peut la trouver sous forme de fraction (Monicard, 1965).

- Φ : porosité [%]
- Vt : volume total (ou apparent) de l’échantillon [m3]
- Vp : volume des vides (ou volume des pores) entre les grains solides [m3]
- Vs : volume réel des grains [m3]

L’espace poreux est une continuité d’absence de matière solide imbriquée dans la continuité de matière solide ; il est par essence irrégulier dans ses formes et inconstant dans ses qualités ce qui lui confère une grande complexité (Monicard, 1965). Il apparaît donc logique d’étudier sa variabilité spatiale.

3.2.2. Les différents types de porosité

La porosité utile (ou connectée ou effective) de l’échantillon est le rapport du volume des pores qui sont reliés entre eux au volume total de l’échantillon. Il peut exister des pores qui ne communiquent pas entre eux. On peut ainsi définir une porosité résiduelle (ou occluse) due aux seuls pores non reliés. Il peut s’agir soit de vides intracristallins (inclusions fluides ou gazeuses par exemple), soit intercristallins mais reliés au reste du réseau poreux par des accès trop étroits. La porosité totale (utile + résiduelle) est celle qui est mesurée par les procédés de diagraphies électriques ou nucléaires (Monicard, 1965). La porosité utile est en général inférieure de 20 à 25%, parfois de 50% à la porosité totale. Ce coefficient est d’autant plus élevé que la granulométrie de la roche est fine, ce qui accentue l’action des phénomènes capillaires. Dans le cas de pores et d’interstices très étroits, conséquence d’une granulométrie très fine, de l’eau interstitielle reste absorbée de façon irréductible aux grains sous l’action des forces capillaires (Perrodon, 1985).

Les traditionnels termes exprimant une notion de temps pour la porosité dans les carbonates sont primaire et secondaire. La porosité primaire inclut tous les espaces poreux présents immédiatement après le dépôt final. La porosité secondaire désigne ceux crées après le dépôt final (Choquette et Pray, 1970).
Ces deux termes dépendent uniquement du moment où le pore est crée ; leurs définitions sont indépendantes du mode d’origine du pore et de l’état de lithification.
Conformément à ces définitions, si des pores primaires sont remplis et des processus plus tardifs développent des ouvertures sur le lieu de ces pores, la nouvelle porosité sera classée comme secondaire ou post-dépositionnelle (ces deux termes étant synonymes) (Choquette et Pray, 1970).

3.2.3. Facteurs contrôlant et modifiants la porosité

La complexité de la taille et de la forme des pores dans les roches carbonatées est induite par beaucoup de facteurs. Premièrement, elle est reliée en partie à la large gamme de taille et de forme des particules carbonatées, lesquels créent les pores par leur assemblage ou leur dissolution, de plus elle est aussi reliée en partie à la variation de taille et de forme des pores intragranulaires.
La complexité physique au sein d’une roche carbonatée augmente grandement avec les processus de dissolution (Choquette et Pray, 1970).

Morphologiquement et quantitativement, la porosité est extrêmement variable d’une roche à l’autre.

On a longtemps considéré que l’essentiel de la porosité des roches sédimentaires carbonatées était post-dépositionnelle. C’est ainsi qu’une attention toute particulière a été donnée aux processus de dissolution et de dolomitisation. En revanche, l’oblitération systématique de la porosité primaire et secondaire qui se produit dans la majorité des carbonates anciens a suscité moins d’attention. Ainsi les sédiments carbonatés récemment déposés ont communément des porosités de l’ordre de 40 à 70 % alors les carbonates anciens n’en possèdent plus que quelques pourcents (Choquette et Pray, 1970).

3.2.3.1. Diagenèse et porosité

L’influence de la diagenèse sur la porosité est majeure. En effet, elle peut en créer (dissolution, fracture, …), l’oblitérer (recristallisation, cimentation, …) ou alors complètement la transformer.

Tous les types de porosité sont particulièrement susceptibles de subir l’altération diagénétique depuis leur temps de formation. La plupart des roches carbonatées révèlent une histoire complexe de l’évolution de leur porosité. La porosité préexistante peut être augmentée par de la dissolution, de la dolomitisation ou de la fracturation. Cependant, la plupart des processus diagénétiques favorisent fortement la réduction ou l’occlusion total des pores. Ces processus sont par exemple l’infiltration de boue, la recristallisation, la compaction physique et chimique ou encore la cimentation partielle ou complète par de l’aragonite, de la calcite, de la dolomite, …

Les deux changements diagénétiques majeurs qui se produisent lors du passage d’un sédiment carbonaté récemment déposé à une roche ancienne sont (Land et al., 1967) :

- la grande diminution de porosité,
- le passage d’un assemblage minéral contenant des formes instables à un assemblage stable.

3.2.4. Micro et macroporosité

En dehors des descriptions purement qualitatives, il existe toutes celles issues de méthodes d’analyse directes ou indirectes qui permettent une quantification. On aboutit dans tous les cas à des classifications par coupures de type granulométrique. Il faut cependant remarquer que ces classifications ne sauraient être considérées comme des granulométries réelles. Puisque la porosité n’a pas une morphologie granulaire, mais qu’elle constitue un milieu continu (Bousquie, 1979).

De nombreux auteurs proposent une coupure séparent micro et macropores. Cette coupure est variable selon les auteurs et les méthodes utilisées.

La topologie du milieu poreux des roches calcaires est à la fois complexe et extrêmement variable d’une roche à l’autre. L’utilisation conjointe d’essais indirects de caractérisation (par ex. : porosimétrie au mercure), d’essais de comportement (par ex. : perméabilité) et de l’observation directe en lames minces et au M.E.B. a permis de mettre en évidence le point suivant : la porosité des calcaires est généralement uni ou bimodale. Elle est constituée d’une microporosité correspondant aux espaces entre les cristaux des phases microcristallines (éléments figurés ou phase de liaison micritique), et d’une macroporosité généralement intergranulaire mais parfois interne aux éléments figurés. La microporosité se présente la plupart du temps, sous forme d’un réseau d’abeilles constitué de plans joints de 0,1 à 0,5 μm d’épaisseur. Ces joints interconnectent des pores de quelques microns de rayon. La macroporosité est au contraire plus complexe, parfois bien classée, parfois très étalée avec des rayons moyens très variables (Bousquie, 1979).

3.2.5. La porosité dans les récifs

L’intérêt des scientifiques à étudier les récifs fossiles provient de leur importance économique. En effet, ces derniers possèdent souvent une porosité résiduelle considérable ce qui en fait d’excellentes roches réservoir. Plusieurs facteurs expliquent la raison de cette porosité élevée (Davaud, 1985) :

1) Elle provient essentiellement de la grande porosité primaire due aux grandes cavités se trouvant entre les buissons coralliens, auxquelles s’ajoutent les pores plus petits se situant au sein du squelette ;
2) Elle est due à un renforcement du réseau poreux par une cimentation précoce qui prévient l’effondrement des cavités et des pores intergranulaires lors de l’enfouissement ;
3) Elle provient d’une dissolution partielle des minéraux instables qui forment le récif (calcite magnésienne, aragonite) en présence d’eaux interstitielles à salinité réduite ; formant ainsi une porosité secondaire ;
4) Elle est due à de la dolomitisation fréquente dans les récifs qui engendre une porosité secondaire de rétraction ;

Dans les récifs actuels, la porosité primaire peut atteindre jusqu’à 60%. Même si les vides se colmatent progressivement lors de l’enfouissement du récif sous l’accumulation continuelle des sédiments, on peut encore compter sur des porosités de l’ordre de 15 à 20% à des profondeurs de quelques milliers de mètres
(http://www.ggl.ulaval.ca/personnel/bourque/s4/recifs.petrole.html).

Tous les coraux ont des vides primaires qui étaient originellement occupé par des tissus coralliens vivants. Ces pores varient en taille et en forme. La plupart des coraux ont des formes irrégulières mais des pores arrondis ou tubulaires. A ces macropores s’ajoutent des micropores qui sont présents le long des parois de la plupart des espèces de coraux (Pittman, 1974).
Les vides d’origine secondaire sont de deux types : perforation par des organismes lithophages et figures de dissolution. Les perforations par des organismes sont de tailles micro et macroscopique. Les microperforations faites par des algues, champignons et des éponges endolithiques font 5 à 20 μm de diamètre. Elles s’intersectent et bifurquent pour créer un réseau interconnecté. Les perforations macroscopiques font jusqu’à 1 cm de diamètre et sont faites par les pélécypodes.
Les vides de dissolution sont de taille microscopique, comme ceux causés par la dissolution d’aragonite dans le squelette, à macroscopique comme ceux qui affectent la colonie entière de corail (Pittman, 1974).

Beaucoup de figures ou événements diagénétique influence sur la porosité des coraux. En milieu marin, la porosité diminue avec la croissance de ciment sous-marin dans les chambres des coraux. En présence de nappes d’eau douce, la recristallisation, la croissance de ciment calcitique à l’intérieur des pores des coraux et la dissolution dominent (Pittman, 1974).

Un facteur critique influençant le développement de la porosité dans les récifs de corail est la cimentation péloidale (Sun et Wright, 1989). Des quelques exemples documentés (Baria et al., 1982 ; Crevelo et al., 1985) sur les réservoirs dans les récifs du Jurassique Supérieur, un modèle émerge dans lequel la porosité primaire est initialement perdue dans quelques récifs par le résultat de la cimentation marine, spécialement par du ciment stromatolitique-péloïdal.

Le remplacement de l’aragonite par de la calcite est le facteur principal influençant la porosité et la perméabilité des coraux dans la zone vadose. La porosité diminue majoritairement à cause de la croissance de sparite dans les pores, alors que la perméabilité augmente grâce au changement de la taille des seuils de pores (Pittman, 1974).

3.2.6. Classification de la porosité

La littérature portant sur la classification de la porosité dans les carbonates peut être groupée en deux types généraux basés sur :

- les propriétés physiques pour l’évaluation ou l’exploitation des fluides contenus dans la roche,
- des critères plus géologiques et génétiques.

Certaines classifications dans la littérature géologique pétrolière se concentrent sur la description exclusive du système poreux, le pourcentage volumique de la porosité ou d’autres propriétés physiques comme la taille, la forme et la distribution des pores. Le principal objectif de ces classifications est la corrélation de ces propriétés physiques avec des propriétés pétrophysiques comme la perméabilité, la perméabilité relative, la pression capillaire, les saturations en fluides et les résistivités électriques. Les classifications de ce type incluent notamment celle d’Archie (1952) (Choquette et Pray, 1970).

D’autres articles ont contribué à la compréhension de la porosité, mais en accentuant les caractéristiques géologiques ; existence et origine de l’espace poreux plutôt que la classification, comme par exemple ceux de Murray (1960) ou de Lucia (1962).

De nombreux auteurs ont élaboré leur propre classification sans réellement pour autant aboutir à une classification unique mondialement reprise. Cependant, les trois classifications suivantes sont régulièrement utilisées :

- Archie (1952) : La classification d’Archie est basée d’une part par la description de la texture de la matrice à l’œil nu ainsi qu’au microscope, et d’autre part sur la taille des pores visibles au microscope (grossissement 10x). On utilise encore aujourd’hui cette classification pour estimer les propriétés pétrophysiques. L’avantage de cette classification est qu’elle simple et accessible.

- Lucia (1995) : L’espace poreux est divisé en porosité interparticulaire (intergranulaire et intercristalline) et en porosité vacuolaire. Cette porosité vacuolaire est séparée en pores interconnectés et en pores isolés.

- Choquette et Pray (1970) (Fig. 6):Cette classification est la plus fréquemment utilisée. Elle se base sur des critères génétiques et non pétrophysiques. Ils divisent les pores en deux classes : la porosité est dite « fabric selective » si une relation dépendante peut-être perçue entre la porosité et les constituants solides primaires et secondaires de la roche (par exemple : porosité interparticulaire primaire) et dans le cas contraire d’une porosité « non fabric selective » (par exemple : fracture tectonique dans un calcaire non poreux). La majorité de la porosité primaire et dans une large proportion la porosité secondaire dans les faciès carbonatés sont « fabric selective ». Ce concept de « fabric » sélectivité est spécialement utile pour la détermination de l’âge de l’origine des pores en relation aux autres événements de l’évolution diagénétique de la roche.
15 types basiques de porosité sont définis. Sept d’entre eux sont extrêmement communs et volumétriquement importants, formant la majorité des espaces poreux dans les sédiments carbonatés. Il s’agit de : l’interparticulaire, l’intraparticulaire, l’intercristallin, le moldique, le fenestré, le fracture et le vacuolaire.

Comme nous pouvons le voir, ces quatre auteurs utilisent une approche totalement différente dans leur classification. Chacune de ces classifications possède leurs propres avantages ainsi que ses défauts. Dans cette étude, la classification de Choquette et Pray (1970) a été reprise régulièrement pour sa clarté, son aspect morphologique et ses nombreux types de porosité.

3.2.6.1. Descriptions des principaux types basiques de porosité selon Choquette et Pray (1970) :

Fig. 6 : Classification de la porosité selon Choquette et Pray

- Porosité intercristalline (intercrystal) : Porosité entre les cristaux. La porosité intercristalline peut être une porosité primaire ou secondaire.

- Porosité intracristalline (intracrystal) : Porosité à l’intérieur d’un cristal, pores dans les grands cristaux d’échinodermes, et inclusions fluides forme la plus grande partie de cette catégorie de porosité.

- Porosité interparticulaire (interparticle) : Porosité entre les particules. La porosité interparticulaire donne une information sur la position et non sur son origine génétique. La porosité interparticulaire est le type de porosité dominant dans la plupart des sédiments carbonatés.

- Porosité intraparticulaire (intraparticle) : Porosité à l’intérieur d’une particule ou d’un grain. La porosité intraparticulaire donne une information sur la position et non sur son origine génétique. Elle est abondante dans les sédiments carbonatés et peut être une partie importante de la porosité préservée dans les roches carbonatées. L’essentiel de la porosité intraparticulaire dans les carbonates correspond à des chambres internes ou d’autres ouvertures à l’intérieur d’un squelette d’organisme colonial ou individuel. Cependant, une quantité appréciable de porosité intraparticulaire dans les sédiments carbonatés consiste en des espaces poreux à l’intérieur de pellets, d’intraclastes, ooïdes et autres grains non squelettiques.

- Porosité intergranulaire (intergrain) : Porosité entre les grains. « Intergranulaire » est le terme le plus commun pour la porosité située entre les grains dans les grès et les carbonates. Occasionnellement mais malheureusement, ce terme fut considéré synonyme avec porosité primaire, comme dans la classification de Fraser (1935). Cependant, il semble préférable d’employer « intergranulaire » pour désigner seulement la position de la porosité en respectant les grains indépendamment du temps de sa formation. La porosité intergranulaire est utilisée plus couramment que le terme plus large de porosité interparticulaire. La limite inférieure de la taille des grains s’échelonne de 0,004 à 0,06 mm dans la majeure partie des classifications des carbonates.

- Porosité intragranulaire (intragrain) : Porosité à l’intérieur d’un grain.

- Porosité vacuolaire (vug) : C’est probablement le terme décrivant une porosité dans les carbonates le plus utilisé. C’est aussi celui qui a la large variété de définition et d’usage. Choquette et Pray (1970) ont attribué le terme “vacuole” à un pore qui (1) est quelque peu équidimensionnel ou pas nettement allongé, (2) suffisamment grand pour être visible à l’œil nu (diamètre plus grand que 1/16 mm), et (3) n’est pas spécialement conforme dans la position, forme, ou limites à un élément particulier de fabrique (en d’autres termes n’est pas « fabric selective »). La dissolution est le processus dominant de formation des vacuoles.

- Porosité de fracture (fracture) : Porosité formée par fracturation. La porosité de fracture est employée généralement pour la porosité le long des cassures dans un sédiment ou dans un corps rocheux où il a eu un déplacement du bloc opposant.

- Porosité moldique (mouldic) : Un pore moldique est pore formé par une oblitération sélective, normalement par dissolution d’un ancien constituant du sédiment ou de la roche comme une coquille ou une oolite. La porosité résultante est dite moldique. Les pores moldiques sont très abondants dans beaucoup de roches carbonatées poreuses. Particulièrement lorsque le sédiment initial est constitué de particules aragonitiques (ooides ou bioclastes).

- Porosité de matrice (matrix) : La porosité de la matrice ou de la fine portion d’un sédiment carbonaté ou d’une roche, en opposition à la porosité associée avec les particules ou les constituants.

3.3. Perméamétrie

3.3.1. Définition de la perméabilité

La perméabilité d’une roche caractérise son aptitude à permettre l’écoulement des fluides contenus dans son espace poreux. Ce dernier ne permet le déplacement des fluides que dans la mesure où ses pores sont reliés entre eux ; on dit alors qu’il est perméable (Perrodon, 1985).

Henry Darcy réalisa une série d’expériences sur l’écoulement de l’eau dans une couche filtrante de sable. Il en déduit en 1856 la loi éponyme qui montre que le débit par unité de surface d’un filtre était, toutes choses égales par ailleurs, proportionnel à la différence de charge existant entre ses deux faces.

Loi originale de Darcy :

- Q : volume d’eau écoulé par unité de temps [m3/s]
- S : surface de la couche filtrante [m2]
- K : conductivité hydraulique ou coefficient de perméabilité [m/s]
- H : hauteur de la colonne d’eau au-dessus de la couche filtrante [m]
- e : épaisseur de la couche [m]

Le résultat qu’elle exprime a été par la suite précisé par l’introduction de la viscosité du fluide, ce qui a permis de dégager la notion de perméabilité. Les relations suivantes permettent de passer d’une équation à une autre :

- k : perméabilité [Darcy]
- K : conductivité hydraulique ou coefficient de perméabilité [m/s]
- μ : viscosité du fluide [P (poise)]

- H : hauteur de la colonne d’eau au-dessus de la couche filtrante [m]
- e : épaisseur de la couche [m]
- P1 : pression entrante [Pa]
- P2 : pression sortante [Pa]
- L : longueur sur laquelle s’effectue l’écoulement [m]

Loi améliorée de Darcy :

- Q : volume d’eau écoulé par unité de temps [cm3/s en unités CGS]
- P1 : pression entrante [atm en unités CGS]
- P2 : pression sortante [atm en unités CGS]
- S : surface de la couche filtrante [cm2 en unités CGS]
- k : perméabilité [Darcy en unités CGS]
- μ : viscosité du fluide [centipoise en unités CGS]
- L : longueur sur laquelle s’effectue l’écoulement [cm en unités CGS]

La loi de Darcy suppose qu’aucune réaction entre le fluide et la roche ne se produit et qu’il n’y a qu’un fluide présent.

L’unité pratique pour la perméabilité k est le darcy et ses sous-multiples, en particulier le milliDarcy (= 10-3 darcy). Le darcy est la perméabilité d’un milieu qui laisse passer 1 cm3/s d’un fluide dont la viscosité est de 1 (centipoise). Le darcy peut aussi être défini dans le système international (S.I.), comme équivalent à micromètre carré.

La perméabilité intrinsèque des roches est une grandeur qui peut varier dans un domaine couvrant plusieurs puissances de 10. Ceci conduit à étudier les variations de son logarithme, et ce d’autant plus quand que la dispersion sur les mesures est assez importante.

La perméabilité est fonction de la taille des grains et de leur classement. En effet, il est communément admis que la perméabilité augmente avec la taille des grains et diminue avec l’augmentation d’un coefficient de classement des grains (Yang, 1999). Elle est donc principalement contrôlée par la morphologie du milieu poreux. L’aspect le plus important pouvant influencer la perméabilité est sans doute le type de connexions entre les pores et de leur texture. C’est donc cet élément qui va être à la base de la classification des types de porosité d’un point de vue pétrophysique.
Une relation exponentielle entre la porosité et la perméabilité est généralement constatée (cf. 3.4 Relation entre porosité et perméabilité)

Anselmetti et al. (1998) ont montré qu’il existait un lien entre γ (= périmètre du pore / 2*(pi*aire du pore)0.5) et la perméabilité. Ils ont trouvé queγ, communément appelé facteur de forme, augmentait avec la perméabilité.

3.3.2. Anisotropie

La plupart des roches ont des perméabilités assez nettement différentes suivant les directions de mesures. Le rapport d’anisotropie (direction la moins perméable sur la direction la plus perméable) varie suivant les roches entre 0,2 et 1. Il n’y a cependant pas de relation avec l’anisotropie mesurée en vitesse qui peut être soit dans le même sens soit dans l’inverse (Bousquie, 1979).
Dans les réservoirs carbonatés les perméabilités verticales excèdent communément les perméabilités horizontales, et spécialement dans le cas des récifs. Cette caractéristique est probablement due aux effets de compaction et à l’action des fluides se déplaçant verticalement qui créent des canaux de dissolution, des vacuoles (vugs), des cavernes et élargissent des fractures préexistantes. En revanche, les perméabilités horizontales excèdent généralement les perméabilités verticales dans les réservoirs gréseux. Dans les dolomies, avec la porosité intergranulaire, les perméabilités verticales sont communément égales aux perméabilités horizontales (Chilingarian et Fu Yen, 1987).

3.3.3. Types de perméabilités

- Perméabilité spécifique ou absolue : c’est la perméabilité mesurée avec un seul fluide présent, par exemple : la perméabilité à l’air, la perméabilité à l’eau, la perméabilité à l’huile.

- Perméabilité effective : quand un fluide existe dans la porosité de la roche (à une saturation différente de la saturation irréductible minimale), le résultat de la mesure de la perméabilité à l’aide d’un deuxième fluide est appelé perméabilité effective pour ce fluide.

- Perméabilité relative : c’est le rapport de la perméabilité effective sur la perméabilité spécifique (Monicard, 1965). La perméabilité relative à un fluide donné varie en fonction directe de la saturation de ce fluide dans la roche et s’exprime en pourcentage de déplacement d’un fluide par rapport à l’autre.

Dans cette étude, les mesures ont été effectuées à l’aide d’un perméamètre à air comprimé. Lorsque le terme de perméabilité sera employé pour caractériser les échantillons de ce travail, il s’agira toujours de perméabilité spécifique.

Cependant, dans le cas de formation pétrolifère, il y a souvent deux fluides présents : gaz et huile, et même trois : gaz, huile et eau.

3.4. Relation entre porosité et perméabilité

Une relation exponentielle entre la porosité et la perméabilité est généralement constatée. En effet, un graphique du logarithme de la perméabilité en fonction de la porosité donne approximativement une droite avec des pentes différentes suivant les formations. De nombreux chercheurs ont observé que dans les roches détritiques notamment, il existait fréquemment une bonne corrélation entre la porosité et la perméabilité (Serra, 1985). Chilingar (1964) a mené cette recherche en fonction de la taille des grains et il a obtenu le type de relations reproduites dans la figure 7.

Figure 7 : Relation entre la porosité et la perméabilité pour différentes tailles de grains(d’après Chilingar, 1964)

Ce graphique montre qu’il existe une très faible dispersion des points au sein de chaque catégorie.

Lucia (1983) dans le même ordre d’idée a démontré que 3 champs de porosité-perméabilité peuvent être définis utilisant la taille des particules (Fig. 8).

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Fig. 8 : Relation entre la porosité et la perméabilité pour différentes tailles de grains (d’après Lucia, 1964)

De ces relations on peut en conclure qu’il est hautement préférable d’établir la loi empirique reliant la porosité à la perméabilité par types de pore ou mieux encore par types de faciès, d’environnement et en tenant compte de la taille des grains qui influence grandement la porosité et la perméabilité (Serra, 1985).

En outre, la structure des pores est indiquée de manière qualitative par la relation entre la porosité et la perméabilité. Une faible porosité accompagnée par une grande perméabilité signifie que les pores sont larges. Grande porosité et faible perméabilité suggère des petits pores (Archie, 1952).