Pétrophysique et transferts en milieux poreux

La caractérisation des réservoirs géologiques, thème historique de l’exploitation pétrolière, est aujourd’hui un socle d’intérêt pour des domaines applicatifs variés tels que le stockage de CO2 ou d’hydrogène, ou encore la géothermie. Ces dernières années, l’utilisation conjointe de l’imagerie 3D par microtomographie (ou micro-CT) et de techniques de simulation avancées a permis l’émergence d’une approche digitale du calcul des propriétés pétrophysiques de roches de réservoir (Digital Rock Physics). Ceci représente un vrai complément voire, dans certains cas, une alternative aux mesures traditionnelles en laboratoire.

L’injection de mousse en production pétrolière ou en dépollution des sols vise à remédier aux problèmes de ségrégation gravitaire et de digitation visqueusea posés par l’injection de fluides. L

Les réservoirs carbonatés présentent de fortes hétérogénéités (de types et d’échelles) liées à l’origine biologique des sédimentsc, mais également aux transformations diagénétiques intervenues dès

Depuis dix ans, IFPEN mène des actions de R&I sur la surveillance géochimique du stockage géologique de CO2, afin de mieux appréhender les flux hydriques naturels pouvant être impactés par une fuite

Pour les procédés impliquant l’injection de gaz, tels que la récupération assistée des hydrocarbures (EORa) ou bien les opérations de stockage de CO2, l’utilisation de mousse permet de mieux contrôler

Dans de nombreux réservoirs géologiques, la distribution de la taille des pores est très hétérogène (de 2 à 50 nm). Si la taille moléculaire des fluides confinés se situe entre 0,5 et 10 nm, leurs