Soutenance de thèse de Maxime CATINAT le 13 décembre 2023

Afin de réduire les émissions de dioxyde de carbone (CO2), la géothermie est une solution prometteuse mais souvent oubliée. Dans le domaine de la chaleur, cette énergie est disponible partout, abondante, bas carbone, renouvelable et non intermittente. Dans le bassin de Paris, l’Ile-de-France est l’une des régions au monde qui concentre le plus d’unités de production géothermique avec près de 50 installations alimentant des réseaux de chaleur situés dans des zones urbaines denses. Au cœur du bassin, cette chaleur est essentiellement produite à partir de l’exploitation du réservoir carbonaté du Jurassique Moyen (Dogger) situé à environ 1.5 km de profondeur à des températures comprises entre 56°C et 80°C. Ce réservoir est aujourd’hui très sollicité et les nouvelles opérations sont de plus en plus risquées. Pour qu’une opération soit rentable, il faut qu’elle soit implantée dans un secteur pourvu d’un réservoir de bonne qualité (poreux, perméable). L’implantation de futurs projets géothermiques dans la région n’est donc pas aisée et nécessite une caractérisation plus approfondie des hétérogénéités géologiques et pétrophysiques du réservoir. Ces hétérogénéités peuvent être caractérisées par des diagraphies ou des observations et mesures réalisées sur carottes. Elles peuvent être ensuite modélisées en 3D en utilisant des logiciels adaptés. Dans ce contexte, les objectifs ont été de (1) mieux comprendre les hétérogénéités de faciès, de porosité et de perméabilité du réservoir à partir de l’exploitation d’un jeu de données inédit de résonance magnétique nucléaire (RMN), mesurée in situ dans les puits et sur des carottes en laboratoire ; (2) de prédire les hétérogénéités spatiales du réservoir en élaborant des modèles numériques 3D ; et (3) d’effectuer des simulations dynamiques pour estimer la durée de vie des opérations (temps de percée thermique). Les mesures de laboratoire ont permis d’optimiser la prédiction de la perméabilité (k) du réservoir à partir d’une nouvelle relation faisant intervenir la macroporosité (φ) des échantillons (k=(3.15×107)φ5.31). L’observation de déblais de forage et carottes sur lames minces ont permis d’identifier 10 faciès sédimentaires rattachés à 3 environnements de dépôts. A partir des diagraphies (notamment RMN), l’extension latérale des niveaux les plus perméables (1 Darcy) a été estimée entre 500 à 2000 m. Ils sont surtout localisés dans les faciès oolithiques peu cimentés, avec parfois une intense dissolution de cristaux de dolomite améliorant la perméabilité, et de manière plus locale dans des faciès à oncolithes. Par ailleurs, ces niveaux sont préférentiellement situés au toit des séquences sédimentaires, dans le cortège régressif, en particulier de la séquence MJXa, identifiée dans l’Oolithe Blanche. La modélisation statique du réservoir s’est portée sur un périmètre de 1400 km2 en région francilienne intégrant 116 puits géothermiques et 31 puits pétroliers. Le modèle 3D a été construit à partir d’une base de données numérique compilant plus de 300 diagraphies. Ce modèle (~12×10^6 cellules) a permis de traiter le saut d’échelle dans le réservoir en combinant les perméabilités mesurées sur plugs (mini-carottes), sur diagraphies (RMN) et celles obtenus classiquement en géothermie à partir des tests de production de puits. Cette modélisation statique a permis de mieux caractériser l’architecture et les propriétés de perméabilité du réservoir géothermique. Des simulations dynamiques ont été effectuées sur plusieurs réalisations intégrant des architectures, des connections des corps réservoirs et des perméabilités différentes (mesurées de l’échelle du plug à celle des niveaux producteurs dans les puits). Elles ont permis de montrer l’impact des hétérogénéités et de la connectivité des niveaux réservoirs sur les temps de percée thermique. Les écarts des temps de percée et températures finales à 30 ans entre les modèles (plugs versus tests de puits) sont respectivement de 15 ans et 3.5 °C en moyenne.