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<datestamp>2018-01-11</datestamp>
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<publisher>HAL CCSD</publisher>
<title lang=en>Subsurface stress inversion modeling using linear elasticity : sensivity analysis and applications</title>
<title lang=fr>Modélisation linéaire élastique inverse des contraintes du sous-sol : analyse de sensibilité et applications</title>
<creator>LEJRI, Mostfa</creator>
<contributor>Géosciences Montpellier ; Université des Antilles et de la Guyane (UAG) - Institut national des sciences de l'Univers (INSU - CNRS) - Université de Montpellier (UM) - Centre National de la Recherche Scientifique (CNRS)</contributor>
<contributor>Université de Montpellier</contributor>
<contributor>Roger Soliva</contributor>
<contributor>Laurent Maerten</contributor>
<contributor>Frantz Maerten</contributor>
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<source>Geophysics [physics.geo-ph]. Université de Montpellier, 2015. English</source>
<language>en</language>
<subject lang=en>Paleostress</subject>
<subject lang=en>Stress inversion</subject>
<subject lang=en>Geomechanics</subject>
<subject lang=en>Fault geometry</subject>
<subject lang=en>Friction</subject>
<subject lang=en>Wallace & Bott</subject>
<subject lang=en>Polyphase fracture datasets</subject>
<subject lang=en>Mechanical fracture type</subject>
<subject lang=en>Boudary element method</subject>
<subject lang=fr>Paléo-contraintes</subject>
<subject lang=fr>Inversion de contraintes</subject>
<subject lang=fr>Géomécanique</subject>
<subject lang=fr>Géométrie de faille</subject>
<subject lang=fr>Données de fractures polyphasées</subject>
<subject lang=fr>Type cinématique de fracture</subject>
<subject lang=fr>Méthode des Eléments Frontières</subject>
<subject>[SDU.STU.GP] Sciences of the Universe [physics]/Earth Sciences/Geophysics [physics.geo-ph]</subject>
<type>info:eu-repo/semantics/doctoralThesis</type>
<type>Theses</type>
<description lang=en>Today, one of the main challenges in the oil industry is the exploitation of new resources in naturally fractured reservoirs often located in structurally complex areas such as plate boundaries, mountain ranges or near salt structures. While numerical models of rock deformation based on continuum mechanics are becoming industry standard in providing efficient means for modelling natural fractures in reservoirs, the knowledge of past perturbed stress fields, which is referred as the type (normal, wrench or reverse), orientation and magnitude of the regional or local tectonic stresses that needs to be applied as boundary condition in numerical simulations, is often unknown or approximated.The essence of this thesis is to improve the recovery of the paleostress field needed to constrain numerical simulations. I first described and discuss through a comprehensive mechanically-based multi-parametric study how far we can rely on the commonly used paleostress inversion methods based on fault slip data and the Wallace and Bott assumptions. I then compared this method with a new generation technique based on geomechanics using field observations. Since slip markers on faults are hardly observed in core or image log, I used observed natural fracture data as main drivers for the inversion of the paleostress using geomechanically-based method. I demonstrated, through various outcrop and subsurface examples, how this can efficiently be done. Finally, I aimed at addressing the problem of polyphase fracture data sets with unknown mechanical type (joints, faults, stylolites ...) and expanded the mechanical stress inversion to the separation of tectonic phases.</description>
<description lang=fr>Aujourd'hui, l'un des principaux défis dans l'industrie pétrolière est l'exploitation de nouvelles ressources dans les réservoirs naturellement fracturés souvent situés dans des zones structurellement complexes tels que les frontières de plaques, les chaînes de montagnes ou les structures de proches des dômes de sel. Alors que les modèles numériques de déformation des roches basée sur la mécanique des milieux continus fournissant des moyens efficaces pour la modélisation de fractures naturelles dans les réservoirs, sont devenus la norme dans l'industrie, les paléo-contraintes régionales ou locales appliquées comme condition aux limites dans les simulations numériques, définies par le régime (normal, décrochant ou inverse), l'orientation, et la magnitude des contraintes tectoniques, sont souvent inconnues ou approximées.L'essence de cette thèse est d'améliorer la prédiction du champ de paléo-contrainte nécessaire pour contraindre les simulations numériques. J’ai décrit dans un premier temps à travers une étude comparative multi-paramétrique complète basée sur la mécanique, dans quelle mesure nous pouvions compter sur les méthodes d'inversion des paléo-contraintes basées sur les hypothèses de Wallace et Bott et les données de glissement sur les failles. J’ai ensuite comparé ces méthodes avec une technique d’inversion de nouvelle génération basée sur la géomécanique en utilisant les observations de terrain. Puisque les marqueurs de glissement sur les failles sont rarement observés le long du forage, j’ai utilisé l’inversion géomécanique des contraintes pour les données de fractures naturelles observées. J’ai alors démontré, l’efficacité de cette technique à travers divers exemples d'affleurements et de subsurface. Enfin, j’ai proposé une solution afin de résoudre le problème des données de fractures polyphasées à type cinématique inconnu (joints, failles, stylolites ...) et étendu l’inversion de contrainte basée sur la géomécanique à la séparation des phases tectoniques.</description>
<date>2015-07-02</date>
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