The distribution of movable fluid and its coupling influencing factors in ultra-low permeability sandstone reservoirs: a case study of Chang 6 member, Wuqi area, Ordos Basin

Imaginez la croûte terrestre comme une éponge géante et ancienne faite de roche. Depuis des décennies, des scientifiques tentent d'en presser l'huile. Mais toutes les éponges ne se valent pas. Certaines ressemblent à une éponge de cuisine avec de grands trous ouverts où l'eau (ou l'huile) circule librement. D'autres sont comme une brique dense ou une éponge très serrée où les trous sont microscopiques et où le fluide est coincé, piégé par des forces minuscules qui agissent comme une colle invisible. C'est le monde des réservoirs à « ultra-faible perméabilité ». Dans ces roches denses, l'huile ne fait pas que stagner ; c'est un bras de fer entre les minuscules pores de la roche et le fluide qui tente de se déplacer. La grande question pour les entreprises énergétiques est : quelle quantité de cette huile est réellement « mobile » ? Si l'huile est coincée dans des pores trop petits ou trop étroits, elle est inutile. Si elle se trouve dans des trous de la bonne taille, elle peut être pompée pour alimenter nos voitures et chauffer nos maisons. Comprendre la taille et la forme de ces trous microscopiques est la clé pour débloquer l'énergie piégée profondément sous terre.

Ce document plonge au cœur d'une tranche spécifique de ce monde souterrain : le membre Chang 6 dans la zone de Wuqi, dans le bassin d'Ordos en Chine. Considérez cette zone comme une couche rocheuse très dense qui retient l'huile mais qui est notoirement difficile à drainer. Les chercheurs, dirigés par Hongli Zhong, voulaient déterminer exactement où l'huile « mobile » se cache dans ces espaces minuscules et ce qui rend certaines roches plus aptes à laisser circuler l'huile que d'autres. Ils ne se sont pas contentés de deviner ; ils ont prélevé de vrais échantillons de roche, les ont broyés, les ont observés sous des microscopes puissants, et ont même utilisé une machine qui agit comme un canon à eau à haute pression pour voir comment les pores sont connectés.

Voici ce qu'ils ont découvert, et c'est un peu comme trier une chambre en désordre en deux tas très différents.

Premièrement, ils ont découvert que ces roches sont un mélange. Elles sont composées principalement de quartz et de feldspath (qui sont comme les principaux blocs de construction du sable), avec quelques fragments de roche ajoutés. Mais la véritable histoire réside dans les trous. Les chercheurs ont découvert que l'huile ne flotte pas simplement dans une grande piscine ; elle est piégée dans un réseau de pores allant de la taille d'un grain de sable jusqu'à celle d'un virus. Ils ont mesuré la « saturation en fluide mobile » — concrètement, le pourcentage d'huile qui peut réellement se déplacer — à travers leurs échantillons. Les chiffres variaient de 31,38 % à 62,67 %. C'est une énorme différence ! Certaines roches avaient plus de la moitié de leur huile prête à partir, tandis que d'autres en avaient à peine un tiers.

L'équipe a réalisé qu'elle pouvait diviser tous ses échantillons de roche en deux équipes distinctes : le Type I et le Type II.

Les échantillons de Type I sont les roches « chanceuses ». On les trouve généralement au milieu ou au sommet de couches de sable épaisses, comme l'autoroute principale de l'ancien fleuve qui a déposé le sable. Ces roches ont une teneur plus élevée en feldspath et, surtout, plus de « pores dissous ». Imaginez un bloc de fromage suisse où les trous auraient été creusés par de l'acide, les rendant plus grands et plus connectés. Dans ces roches, les trous sont plus grands, atteignant souvent l'échelle du « micron » (un millionième de mètre). Parce que les trous sont plus grands et mieux connectés, l'huile peut circuler plus facilement. Ces échantillons présentaient la plus haute saturation en fluide mobile, avec une moyenne d'environ 54,86 %.

Les échantillons de Type II sont les roches « denses ». On les trouve dans des couches plus minces ou au fond des corps de sable, souvent mélangées avec plus de boue. Ces roches possèdent davantage de pores minuscules de taille nano et des connexions très étroites. C'est comme essayer de pousser de l'eau à travers une éponge dense plutôt qu'à travers un filet. Ici, l'huile est coincée dans les moindres recoins. Ces échantillons avaient une saturation en fluide mobile beaucoup plus faible, tournant autour de 41,59 % en moyenne.

L'une des découvertes les plus intéressantes concernait la taille des trous. Les chercheurs ont découvert que la quantité d'huile qui peut circuler est étroitement liée à la présence de pores de taille « micron » (trous entre 0,3 μm et 3 μm). Si une roche possède un bon réseau de ces trous de taille moyenne, l'huile circule. Si elle n'a que de minuscules trous nano, l'huile reste coincée. C'est une différence clé entre ces roches à « ultra-faible perméabilité » et les roches de type « grès compact » encore plus denses. Dans les roches les plus denses, l'huile est forcée dans les plus petits trous nano, ce qui la rend très difficile à extraire. Mais dans les roches du Chang 6 étudiées ici, la présence de ces trous de taille micron légèrement plus grands fait une énorme différence.

L'article a également examiné comment la roche s'est formée et a évolué au fil du temps. Ils ont découvert que les roches ont subi un processus appelé « compaction », où le poids de la terre au-dessus a écrasé les pores, réduisant l'espace d'origine de 65 % à 85 %. Ensuite, la « cimentation » (des minéraux collant les grains ensemble) a réduit l'espace de 15 % à 35 % supplémentaires. Malgré tout ce pressage, les roches de Type I ont réussi à maintenir leurs pores plus larges ouverts, probablement parce que le feldspath contenu en elles s'est dissous au fil du temps, créant de nouveaux espaces plus grands pour cacher l'huile.

Alors, quel est le fond de l'histoire ? Les chercheurs suggèrent que pour trouver les « zones de prédilection » où l'on peut réellement pomper l'huile de ces roches denses, il faut chercher les roches possédant les pores de taille micron les mieux développés. Il ne s'agit pas seulement de savoir combien d'huile est présente ; il s'agit de savoir si l'huile a une route pour voyager. Si la route est trop étroite (échelle nano), l'huile est coincée. Si la route est assez large (échelle micron), l'huile peut circuler. Cette étude montre que même dans des roches très denses, la différence entre une roche qui produit de l'huile et une autre qui n'en produit pas tient souvent à la taille des trous microscopiques et à la qualité de leur connexion.