Overpressures: Causal Mechanisms, Conventional and Hydromechanical Approaches

Abstract

Résumé -Surpressions : origine, approches conventionnelle et hydromécanique -On rencontre souvent des régimes anormaux de pression dans les bassins sédimentaires. Les relations entre la contrainte verticale effective et la porosité ont été appliquées, depuis 1970, dans la région de la Gulf Coast, afin d'évaluer ces surpressions. Des résultats ont été obtenus en faisant appel à la sismique et à la modélisation de bassin dans les bassins tertiaires de sable argileux à contrainte verticale dominante et en déséquilibre de compaction. Cependant, les surpressions d'origines différentes et/ou additionnelles (contrainte tectonique, génération d'hydrocarbures, contrainte thermique, transfert lié aux failles, fracturation hydraulique) ne peuvent pas être quantifiées en utilisant cette approche. En plus des méthodes conventionnelles, une approche hydromécanique est proposée. Pour toute profondeur, la limite supérieure est contrôlée par les conditions de fracturation hydraulique ou par la réactiva-tion de failles. La fracturation hydraulique suppose un système ouvert par période, en régime de contrainte effective mineure proche de zéro. Une connaissance approfondie des régimes de contraintes tectoniques actuels permet une estimation directe de l'évolution de la contrainte minimale. Une évaluation quantitative de la pression avec la profondeur est donc possible, puisque dans les systèmes géologiques compartimentés et/ou non drainés, les régimes de pression, quelles que soient leurs origines, ont tendance à atteindre rapidement une valeur proche de la contrainte principale mineure. Ainsi, l'évaluation de la surpression sera améliorée, puisque cette méthodologie peut être appliquée à divers environnements géolo-giques où les surpressions ont d'autres origines, les mécanismes étant souvent combinés. Cependant, les tendances de l'évolution de pression dans les zones de transition sont plus difficiles à éva-luer de façon correcte. Une recherche complémentaire sur les couvertures et les fermetures sur faille est donc nécessaire pour améliorer leur prévision. En plus de l'évaluation de la surpression, le concept de contrainte principale mineure permet de mieux appréhender le système pétrolier. En effet, les transferts d'hydrocarbures liés aux failles, les domaines de fracturation hydraulique et l'étanchéité du recouvrement dépendent d'une interaction subtile, dans le temps, entre la surpression et les régimes de contrainte principale mineure.Mots-clés : surpressions, contrainte mineure, fracturation hydraulique, transfert par faille, propriétés mécaniques. Abstract

Anatomy of a fluid pipe in the Norway Basin: Initiation, propagation and 3D shape

“…7). Bitzer, 1999;Grauls, 1999;Osborne and Swarbrick, 1999;Dugan and Flemings, 2002). Amongst possible causes, the most popular is vertical compaction.…”

“…Pipes and pockmarks are sometimes considered good indicators for petroleum potential, but may also indicate that the traps were breached and that hydrocarbons leaked from the reservoirs . The prediction of fluid pressure required for their formation then becomes an important issue in the evaluation of cover integrity (Grauls, 1999).…”

Sand injectites network as a marker of the palaeo–stress field, the structural framework and the distance to the sand source: Example in the Vocontian Basin, SE France

“…The dip of individual dykes does not depend on the lithology or burial of the host rock because inclined and vertical dykes are observed at the same stratigraphical level. For constant rock properties, a larger differential stress (s v es h ) favors shearing whereas a smaller differential stress favors tensile failure (Grauls, 1999). Therefore, the mode of dyke injection depends only on the value of the horizontal compressive stress, assuming a constant vertical principle stress.…”

“Basin scale” versus “localized” pore pressure/stress coupling – Implications for trap integrity evaluation

“…The difference between pore pressure and minimum horizontal stress (assuming T ¼ 0) is a major consideration in petroleum exploration because it limits the height of hydrocarbon column that can develop (Finkbeiner et al, 2001;Flemings et al, 2002;Lupa et al, 2002;Seldon and Flemings, 2005;Stump and Flemings, 2000) and it defines the retention capacity of traps (Gaarenstroom et al, 1993). Conventional understanding of brittle failure induced by increasing pore pressure assumes that total minimum stress S 3 is unaffected by changes in pore pressure (Cosgrove, 2001;Grauls, 1999). This assumption may be reasonable in some circumstances, such as triaxial laboratory tests, but its validity is questionable in natural examples where pore fluid is overpressured (Hillis, 2001Mourgues and Cobbold, 2003).…”

“…Factor K may be a function of depth and may vary according to the tectonical environment. Grauls (1997Grauls ( ,1999 defined different expressions for various tectonic regimes: type I (offshore passive margins, deltas, normal faulted contexts), type II (offshore strike slip faulted contexts), type III (thrust faulted, fully compressive contexts). For example, from values given by Grauls (1997), Schneider et al (1999) derived expression of K for passive margins.…”