Histoire de la diagenèse et des remplissages des réservoirs pétroliers carbonatés d'âge mésozoïque du bassin du Sud-Est mexicain : Calage par l'approche expérimentale du comportement des inclusions fluides hydrocarbonées et aqueuses dans la calcite

A petrographic and geochemical study of 17 well-cores from Mesozoic oil carbonate reservoirs in southern Gulf of Mexico, allowed the reconstruction of the diagenetical history mostly consisting of a primarily total dolomitisation of the onshore intern part and of the offshore part and by successive fracturing and cementing stages. An isotopic signature of carbon and oxygen cements indicates a temperature increase, and then a sudden change in the nature of the fluids at the dolomite / calcite cements transition. A PVTX study based on fluid inclusion contents of these cements allowed reconstructions of their PT trapping conditions. Fluid inclusions analytical tools and procedures have been adapted to fragile minerals. Experiments in autoclaves were used to examine trapping and reequilibration of fluid inclusions in fragile minerals. The wells have allowed the reconstruction of the burial history using PetroMod® 1D modeling tool. The combination of experimental results, 1D well models and the analytical results performed on the Mexican samples helped to date the accumulation of hydrocarbons in the reservoirs between 5.3 and 1 m.y.. Episodes of overpressure and fracturing, influenced by the diapiric activity in the basin, more intense in the northern part, led to the leak of the reservoirs during the Pliocene and Pleistocene. The study is concluded by the development of the evolution model of the Mexican deeply buried reservoirs, usable to other deeply buried reservoirs in similar tectonic context.Une étude pétrographique et géochimique de carottes de 17 réservoirs carbonates pétroliers Mésozoïque au Sud du Golfe du Mexique, ont permis d'établir l'histoire de la diagenèse constituée principalement par une dolomitisation totale de la partie onshore centrale et de la partie offshore et par des étapes successives de fracturation et de cimentation. Les signatures isotopiques du carbone et de l'oxygène des ciments indiquent une augmentation de la température, puis un brusque changement de la nature des fluides à la transition ciments dolomitiques/ciments calcitiques. Une étude PVTX des inclusions fluides de ces ciments a permis de reconstruire leurs conditions PT de piégeage. Les outils analytiques et les procédures d?étude des inclusions fluides ont été adaptés aux minéraux fragiles. Des expérimentations en autoclaves ont permis d?étudier les modalités de piégeage et de rééquilibrage des inclusions fluides dans les minéraux fragiles. Les données de puits ont permis la reconstruction de l'histoire de l'enfouissement par l'utilisation de l'outil de modélisation PetroMod® 1D. La combinaison des résultats expérimentaux, des modèles 1D de puits et des résultats pétrographiques des échantillons mexicains a permis de dater l'arrivée des hydrocarbures dans les réservoirs entre 5,3 m.a. et 1 m.a.. Des épisodes de surpressions et de fracturations, influencés par l?activité diapirique du bassin plus intense dans la partie nord, ont abouti à la fuite des réservoirs au cours du Pliocène et du Pléistocène. L'étude est conclue par l?élaboration d'un modèle de fonctionnement des réservoirs très enfouis mexicains, transposable aux réservoirs très enfouis en contexte tectonique similaire