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Sedimentary reservoir rocks generally have complex and heterogeneous pore networks that  are related to the original depositional rock texture and subsequent diagenetic  alterations. Such alterations are in part controlled by the original mineralogy and  sedimentological facies, the compaction history, the involved fluids (and rock/fluid  interactions), the flow history and the related physico-chemical conditions. During the  diagenetic evolution (paragenesis), cycles of alternating dissolution (porosity  enhancement) and precipitation (porosity destruction) caused by changes in chemical and  thermodynamic conditions may lead to heterogeneous rock structure at both local and  reservoir scale.  In the absence of cored plugs to measure the petrophysical properties (i.e. porosity,  permeability and formation factor) and multiphase flow properties (i.e. capillary  pressure, relative permeability and resistivity index), a numerical tool that calculates  these properties from pore structure data by predicting its evolution during the  diagenetic cycle is of great interest for the petroleum industry and reservoir  characterization studies.  A Pore Network Model (PNM) provides opportunities to study transport phenomena in  fundamental ways because detailed information is available at the pore scale. It has been  used over the last decades to understand basic phenomena such as capillarity, multiphase  flow or coupled phenomena. In particular, this modeling approach is appropriate to study  the rock/fluid interactions since the mass exchange at surfaces can be modeled explicitly.  It can provide quantitative information both on the effective transport property  modifications due to the reactions and on the structure evolution resulting from  dissolution/precipitation mechanisms. In the present paper, this approach is used to study  the effect of the diagenetic cycle on the petrophysical properties of carbonate rocks. It  involves three discrete steps. The first step consists of replacing the original complex  pore structure of real porous media by a conceptual network. The second step consists of  resolving the governing equations of the precipitation and dissolution phenomena (i.e.  reactive convection diffusion equation) in the conceptual 3D pore network and deducing the  local reactive fluxes and the motion of the fluid-solid interface. The third step consists  of updating the new pore structure and calculating the new petrophysical properties of the  modified porous media. Those steps are repeated in order to mimic a given diagenetic  scenario. Finally, the multiphase flow properties of the current porous media are  calculated.  The impact of one diagenetic cycle of dissolution and precipitation on the pore networks’  heterogeneity and consequently on the petrophysical properties (i.e. porosity and  permeability) and multiphase flow properties (i.e. relative permeability and capillary  pressure) have been investigated. The permeability and porosity evolution during a given  diagenetic cycle are calculated and analyzed as a function of the relevant dimensionless  numbers (Peclet and Damköhler numbers) that characterize the flow and reaction regime. The  correlation between these numbers and the dissolved/precipitated layer thickness  distribution is investigated.  This work contributes to improve the understanding of the impact of dissolution and  precipitation on permeability and porosity modification. Using the PNM approach,  multiphase flow properties and permeability-porosity relationship have been determined for  different reactive flow regimes. These relationships are relevant input data to improve  the quality of reservoir simulation predictions.Les roches sédimentaires présentent souvent une structure porale hétérogène qui est  intrinsèquement liée à la texture de la roche d’origine et aux modifications diagénétiques  subies. Ces altérations sont régies par la texture de la roche d’origine, les fluides  impliqués (et les interactions rock/fluide), l’histoire de l’écoulement et les conditions  physico-chimiques. Tout au long de la paragenèse, l’altération de la dissolution  (amélioration de la porosité) et de la précipitation (réduction de la porosité) causée par  les changements de conditions chimiques et thermodynamiques peut conduire à des roches  hétérogènes à la fois à l’échelle locale et à l’échelle du réservoir.  En l’absence d’échantillons de roche de réservoirs permettant de mesurer les propriétés  pétrophysiques (i.e. porosité, perméabilité et facteur  de formation) et les propriétés d’écoulement polyphasique  (i.e. pression capillaire, perméabilité relative et  indice de résistivité), un outil numérique qui simule ces données en prédisant l’évolution  de la structure porale du dépôt de grains d’origine est d’un grand intérêt pour  l’industrie pétrolière et les études de caractérisation des réservoirs.  Le modèle réseau de pores, qui est un outil efficace pour rendre compte des phénomènes se  produisant à l’échelle des pores, est utilisé pour imiter le cycle diagénétique.  L’approche est basée sur trois étapes. La première étape consiste à remplacer la structure  porale complexe des milieux poreux réels par un réseau conceptuel simple. La deuxième  étape consiste à résoudre les équations régissant les phénomènes de précipitations et de  dissolution (i.e.l’équation de convection diffusion  réactive) dans le réseau de pores conceptuel 3D, et en déduire les flux locaux réactif et  le déplacement de l’interface fluide-solide. La troisième étape consiste à mettre à jour  la nouvelle structure porale et de calculer les nouvelles propriétés pétrophysiques du  milieu poreux modifié. Ces étapes sont répétées de façon à imiter un scénario donné  diagénétique. Enfin, les propriétés pétrophysiques et les propriétés d’écoulement  polyphasique du milieu poreux, qui a subi ce scénario d’altérations diagénétiques, sont  calculées.  L’impact du scénario diagénétique sur l’hétérogénéité de la structure porale et par  conséquent sur les propriétés pétrophysiques (porosité et perméabilité) et les propriétés  d’écoulement polyphasique (perméabilité relative et la pression capillaire) a été étudié.  L’évolution de la perméabilité et de la porosité au cours d’un scénario diagénétique  (donné d’entrée du modèle) est calculée et analysée en fonction des nombres adimensionnels  pertinents (nombres de Peclet et Damköhler) qui caractérisent le régime d’écoulement et de  réaction. La corrélation entre ces nombres adimensionnels et la distribution de la couche  déposée/dissoute est mise en avant.  Enfin, des roches de même porosité soumises à un dépôt sédimentaire identique peuvent  présenter différentes perméabilités et propriétés d’écoulement polyphasique en fonction de  l’historique des écoulements et de l’altération diagénétique subie

oil and gas science and technology

Impact of Diagenetic Alterations on the Petrophysical and Multiphase Flow Properties of Carbonate Rocks Using a Reactive Pore Network Modeling Approach