Identification par diagraphie et prédiction des faciès diagénétiques du premier membre de la formation de Dainan, fosse de Gaoyou sud, bassin de Subei, Chine

Pourquoi les transformations des roches comptent pour notre avenir énergétique

Au-dessous de l’est de la Chine, d’anciens deltas fluviaux ont laissé d’épaisses couches de sable et de boue qui contiennent aujourd’hui une grande partie du pétrole de la région. Mais ces roches ont été comprimées, cimentées et partiellement dissoutes pendant des dizaines de millions d’années, transformant des sables autrefois meubles en roches compactes qui laissent mal circuler les fluides. Cette étude explore comment ces modifications internes — appelées « diagénèse » — contrôlent les zones où le pétrole peut encore se mouvoir, et montre comment des mesures modernes en fond de puits peuvent cartographier les meilleures zones de production sans nécessiter de carottes continues pour chaque puits.

Des sables de delta lacustre au grès compact

Le travail porte sur un intervalle clé porteur d’hydrocarbures dans la formation de Dainan, au sein de la fosse de Gaoyou dans le bassin de Subei, l’une des zones pétrolières les plus productives de la région. Pendant l’Éocène, des rivières ont apporté du sable dans un lac, formant des deltas en éventail qui se sont étendus sur le fond du bassin. Avec le temps, ces couches sableuses ont été enfouies à des profondeurs de 2,5 à 3,5 kilomètres et transformées en grès. Les chercheurs ont prélevé 45 échantillons provenant de 25 puits à travers la fosse, ainsi que des jeux de données d’imagerie et de laboratoire supplémentaires, pour construire un portrait détaillé de l’aspect actuel de ces roches et de leur capacité de stockage des fluides.

À quoi ressemblent les pores de près

Au microscope, la majorité du réservoir est un mélange de quartz, de feldspaths et de fragments de roche — des grains qui se touchaient autrefois en quelques points mais sont maintenant comprimés les uns contre les autres. L’espace poreux prend plusieurs formes : des vides originels entre grains ayant survécu à l’enfouissement, des nouveaux pores creusés dans les feldspaths et autres fragments instables par des fluides chimiquement actifs, de microfractures et des micropores très petits. Les tests de résonance magnétique nucléaire et d’injection de mercure montrent que les roches présentent typiquement des pores à l’échelle micrométrique reliés par des « goulots » encore plus étroits, ce qui explique pourquoi de nombreux intervalles ont à la fois une faible porosité et une faible perméabilité. Là où la dissolution a créé un espace supplémentaire dans les grains et où les connexions entre pores restent relativement ouvertes, les roches peuvent encore servir de réservoirs satisfaisants ; là où la compaction et le ciment ont dominé, l’écoulement est fortement restreint.

Quatre variantes de qualité de roche

En combinant minéralogie, images des pores et mesures d’écoulement, l’équipe a regroupé les grès en quatre « faciès » diagénétiques, c’est‑à‑dire des types de roche façonnés par des histoires différentes. Le type le plus favorable présente seulement une compaction faible et une croissance argileuse modeste, mais une forte dissolution des feldspaths, produisant des pores relativement grands et bien connectés et la meilleure porosité et perméabilité. Un second type a subi une compaction intense mais a été partiellement restauré par une dissolution secondaire, créant des pores secondaires au sein d’un réseau fortement compacté et procurant un écoulement modéré. Le troisième type est fortement rempli de minéraux carbonatés comme la calcite, tandis que le quatrième est encombré d’argiles telles que l’illite ; ces deux derniers présentent une connectivité extrêmement faible et sont essentiellement non productifs.

Lire l’histoire des roches à partir des diagraphies

Parce que les carottes directes sont rares et coûteuses, les chercheurs ont testé si des mesures électriques et acoustiques simples relevées dans chaque puits pouvaient remplacer l’analyse de laboratoire. Ils ont constaté que chaque faciès produit une combinaison caractéristique de gamma (proxy du contenu en argile), de temps de parcours acoustique (sensible à l’espace poreux et à la rigidité) et de réponse neutronique (influencée par l’eau liée dans les argiles). Par exemple, le faciès le meilleur tend à afficher des valeurs gamma plus basses mais des lectures acoustiques et neutroniques plus élevées, tandis que les roches riches en argile et peu perméables montrent des valeurs uniformément élevées sur les trois courbes. En s’appuyant sur ces motifs, l’équipe a élaboré des diagrammes croisés et des modèles qui permettent aux géoscientifiques d’attribuer des faciès diagénétiques en continu le long d’un forage, puis de relier ces résultats aux données sismiques 3D pour cartographier les faciès sur l’ensemble du champ.

Transformer les types de roche en meilleures prévisions

Une fois chaque intervalle étiqueté selon son faciès diagénétique, les auteurs ont développé des relations mathématiques distinctes entre les diagraphies acoustiques et la porosité pour chaque faciès. Ces modèles sur mesure correspondent beaucoup mieux aux mesures de carotte qu’une formule unique, surtout dans les zones où la dissolution a créé un espace de stockage supplémentaire. Appliquée à l’échelle de la fosse de Gaoyou, la méthode montre que les faciès les plus prometteurs, riches en dissolution, se concentrent principalement sur les fronts est et sud des deltas en éventail, tandis que les secteurs centraux et ouest sont dominés par des roches cimentées et de faible qualité. En termes simples, l’étude fournit une méthode pour transformer les diagraphies et les relevés sismiques courants en cartes détaillées des « zones favorables », aidant les opérateurs à cibler les parties limitées d’un réservoir compact où les roches conservent suffisamment d’espace poreux connecté pour produire efficacement du pétrole.

Citation: Li, Y., Liang, B., Xia, L. et al. Logging identification and prediction of diagenetic facies in the first member of Dainan formation, Southern Gaoyou Sag, Subei Basin, China. Sci Rep 16, 4898 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-35613-3

Mots-clés: réservoir de grès compact, faciès diagénétique, interprétation des diagraphies, structure des pores, fosse de Gaoyou