Hétérogénéités sédimentaires et exploitation géothermique

Lorsque leur profondeur est suffisante, les aquifères profonds du bassin de Paris, constitués de séries fluviatiles d'âge triassique, peuvent atteindre localement plus de 120 °C. Si cette température élevée en fait une cible intéressante pour l'exploitation géothermique (production directe de chaleur et/ou d'électricité à partir d'un cycle binaire), leurs propriétés hydrogéologiques ne permettent pas toujours d'obtenir les débits élevés économiquement nécessaires. Quelques tentatives infructueuses ont été entreprises dans les années 80 : deux reconnaissances en région parisienne et une opération d'un an en région orléanaise. Dans le cadre de la relance de l'exploration et du développement de la géothermie plusieurs nouveaux projets sont à l'étude dans le bassin de Paris où ces aquifères sont également envisagés comme une solution alternative à l'exploitation du Dogger. Mieux comprendre leurs caractéristiques est donc une priorité pour exploiter de manière optimale et économique la chaleur qu'ils contiennent. L'hétérogénéité des propriétés pétrophysiques au sein des réservoirs pétroliers, en particulier celle d'origine sédimentaire, est depuis longtemps reconnue comme un contrôle de premier ordre sur la performance des opérations de récupération d'hydrocarbures (e.g. Pranter et al., 2007). Dans ce contexte, nous avons étudié l'impact des hétérogénéités sédimentaires sur le comportement hydrodynamique et thermique d'un doublet géothermique (1 puits producteur et 1 puits injecteur) exploitant une série sédimentaire d'origine fluviatile. Une étude théorique préliminaire a permis de déterminer quelques ordres de grandeurs à partir de l'étude d'un front froid s'écoulant dans un corps poreux et perméable autour d'un corps imperméable renfermant un stock de chaleur. Ce premier travail a par exemple précisé la taille des hétérogénéités qui perturbent l'avancée du front thermique ou l'efficacité de la récupération de la chaleur en place (par analogie avec l'efficacité du balayage pour la récupération des hydrocarbures). Des simulations numériques ont ensuite été conduites sur un bloc synthétique 3D obtenu à l'aide du logiciel Flumy développé par MINES ParisTech. Ce logiciel utilise un modèle de dépôt aléatoire génétique pour construire des architectures sédimentaires représentant des dépôts fluviatiles suivant une chronologie géologiquement cohérente. Le bloc obtenu a alors été supposé représenter de manière suffisamment réaliste la distribution des faciès sédimentaires. Ces derniers ont été associés à des valeurs de propriétés pétrophysiques correspondant au réservoir pétrolier exploité dans la formation de Chaunoy (Eschard et al., 1997). Plusieurs configurations d'exploitation ont été étudiées : orientation de l'axe du doublet par rapports aux corps perméables, puits horizontaux ou verticaux... Leur impact sur l'exploitation géothermique a pu ainsi être quantifié. Pour chaque simulation, l'ajout d'un traceur passif avec les fluides froids ré-injectés a permis de comparer la géométrie des corps perméables envahis (problématique " pétrolière ") et celle de la bulle froide se développant autour du puits injecteur (impact thermique).