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MOREAU Kévin

Présentation :

Spécialité du doctorat : Terre solide : Géodynamique des enveloppes supérieures, paléobiosphère
Ecole doctorale : Sciences Mécaniques et Energétiques, Matériaux, Géosciences (SMEMaG)
Thématique : Sédimentologie/Bassin
Domaine : Géosciences

Sujet du doctorat :
Caractérisation des hétérogénéités réservoirs dans les systèmes carbonatés continentaux : liens entre faciès sédimentaires, propriété microstructurale, diagénèse et réponse pétrophysique.

Descriptif du sujet :
Le manque de connaissance des systèmes carbonatés continentaux rend difficile leur exploitation à des fins économiques (source d’eau, stockage CO2, extraction d’hydrocarbure, géothermie, …). La prédiction des propriétés d’un réservoir (porosité, perméabilité, etc, …) dans les carbonates continentaux est un verrou essentiel afin de les utiliser. Les propriétés réservoirs dans ces systèmes sont très variables dû 1) à la grande hétérogénéité spatiale des faciès et 2) à des processus diagénétiques encore mal compris (silicification, dolomitisation…). Des travaux récents ont alors été entrepris pour mieux comprendre les carbonates continentaux ; mais peu cherchent des relations entre leur environnements de dépôt, leur histoire diagénétique et leur propriétés réservoirs (Bailly et al., 2019 ; Herlinger et al., 2017 ; Lettéron et al., 2018 ; Teboul et al., 2019). Mon travail consiste justement à trouver des liens entre ces 3 aspects en étudiant les carbonates continentaux du Cénozoïque du bassin parisien.

Ma thèse se structure en 3 axes majeurs :

  • Une étude pétrographique des faciès et microfaciès continentaux cénozoïque du Bassin de Paris, réalisée sur des échantillons issus de campagnes de terrains et de forages clés,
  • Une étude diagénétique issue d’analyses chimiques et isotopiques par ICP-MS et de datation des fluides diagénétiques par la méthode U-Pb.
  • Une étude pétrophysique (porosité, perméabilité, densité, acoustique etc …) faite en collaboration avec l’Université de Cergy Pontoise.

L’objectif principal est d’établir des corrélations entre ces 3 axes et de comprendre comment les paramètres de dépôts contrôlent les interactions entre fluide et roche pour impacter les propriétés réservoirs.