Contribution de la contrainte lithostatique à la fracturation naturelle d'un réservoir pétrolier

Abstract

Comprendre la formation et la disposition des fractures naturelles dans les réservoirs peu poreux est vital en production pétrolière. Deux types d'hétérogénéités susceptibles de faciliter l'amorçage des fractures dans un état de contraintes lithostatiques réprésentatif (profondeur d'enfouissement et tectonique apparaissant comme facteurs essentiels) sont étudiés sur un plan théorique et numérique. Les géométries "cavité circulaire" et "alternance banc/interbanc", en condition de faible confinement effectif, permettent de discuter l'effet de taille. Cela illustre notamment les différences de comportement entre les échantillons de laboratoire et la roche à l'échelle du massif. Les mécanismes de rupture étudiés sont l'amorçage aux pôles de la cavité et la propagation d'une fracture avec saut d'interbanc. Le modèle prédit effectivement la longueur amorcée.