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The Yadana carbonate buildup is a mature gas field, located in the Andaman Sea, offshore Myanmar and producing since 1998. The reservoir is an isolated carbonate platform, Oligocene to Miocene in age, sealed below 1200 m of siliciclastic sediments. Predicting hydrocarbon resources and water flows during the production has become a major challenge for such mature carbonate gas fields. The present PhD work involves the implementation of a methodology that allows the construction of a detailed reservoir architecture that accounts for significant heterogeneity. The work is multiscale and multidisciplinary, covering discipline such as sedimentology, diagenesis, geochemistry, rock physics, geophysics and based on a large and comprehensive dataset including, cores, well logs, petrophysical measurements, production data and seismic data. First, three types of carbonate factory produced sediment on top of the platform under prevailing oligophotic to mesophotic conditions and periods of varying particulate organic matter supplies. The limited lateral changes in facies and the layer-cake depositional architecture inferred from well correlations, and the seismic expression suggest a deposition on a flat shelf. Carbonate production and accumulation were mainly controlled by light penetration, nutrient content and hydrodynamic conditions which are related to changes in monsoonal intensity, terrestrial runoff during the early Miocene in the Andaman Sea. Secondly, with an average porosity of 28%, the diagenesis is an important controlling factor of the reservoir properties. Mud-supported, coral-rich sediments record significant early marine dissolution of aragonite and early lithification of the matrix and a major decrease in porosity (up to10%) below the gas-water contact suggests a major phase of porosity evolution during and/or after the hydrocarbon emplacement. By modifying drastically porosity and pore networks, the diagenesis largely controls the acoustic architecture and seismic expression of the reservoir. The well-to-seismic tie allowed to precisely evidencing the origin of the main seismic reflectors. They may form, within the gas zone, at the boundary between two diagenetic/acoustic units or result from the interference between reflection at the base and top of such intervals. Early marine lithification of coral-rich intervals generates high amplitude and continuous reflectors and a stratigraphy-cross-cutting reflector forming at a major and laterally continuous shift in porosity relates differential diagenetic evolution between the gas and the water zones. Finally, because the scattering of the elastic properties at a given porosity in carbonate is mainly relative to pore type variations, a rock physics inversion scheme based on DEM approaches (Differential Effective Medium modeling; Xu and Payne 2009) has been developed to quantify the pore type effect from the well log and the seismic elastic properties. After the calibration of the method to the real pore type geometry from rock data, the inversion is performed (upscaling) on the 3D seismic data to map the geobodies relative to pore type variations. This approach allows a relevant prediction of geological seismic scale heterogeneity impacting for example the fluid flows and the water rises in the reservoir during the production.Providing a robust framework for the characterization of the Yadana gas reservoir, the thesis gives further insights into the understanding of geological and environmental factors controlling Cenozoic isolated carbonate systems in South East Asia. This work highlights the interdependence existing between geology and seismic imaging and demonstrates that an integrated geological/geophysical characterization of carbonate reservoirs are essential for both the exploration and the production of hydrocarbon resources., La plateforme carbonatée de Yadana est le réservoir principal d’un champ de gaz en Mer d’Andaman, au large des côtes Birmanes produisant depuis 1998. Le réservoir est d’âge Oligocène-Miocène et est scellé par 1200 m de sédiments silicoclastiques. Prédire les ressources en hydrocarbure et les mouvements des fluides durant la production est un challenge majeur pour ce champ devenu mature. Le présent travail de thèse met en place une méthodologie aboutissant à la construction détaillée de l’architecture du réservoir. Ce travail est multi-échelle, intégratif, multidisciplinaire couvrant des domaines tels que la sédimentologie, la diagenèse, la géochimie, la physique des roches, la géophysique et se base sur un large et complet jeu de données incluant des carottes, des diagraphies, des mesures petrophysiques, des données de production ainsi que des données de sismique 3D. D’un point de vue sédimentologique, trois types d’usines à carbonates ont été identifiés, produisant les sédiments au sommet de la plateforme dans des conditions oligophotiques à mésophotiques. Les faibles modifications latérales de facies et l’architecture de dépôt en couches stratifiées déduite des corrélations de puits et de l’imagerie sismique suggèrent un dépôt sur un haut-fond à faible relief. La production et l’accumulation des carbonates étaient, au début du Miocène principalement contrôlé par la pénétration de la lumière, la teneur en éléments nutritifs et les conditions hydrodynamiques elles-mêmes liées aux variations d’intensité de la mousson, aux apports terrigènes et à l’activité des courants d’upwelling en mer d’Andaman.Avec une porosité moyenne de 28%, la diagenèse est un facteur de contrôle important des propriétés réservoir. Les sédiments riches en coraux enregistrent une dissolution marine de l’aragonite ainsi qu’une lithification précoce de la matrice. L’analyse géochimique suggère que le hiatus de dépôt au sommet de la plateforme est lié à un ennoiement de la plate-forme. La diminution importante de la porosité (jusqu’à 10%) en dessous du contact gaz-eau suggère une phase majeure d’évolution de la porosité pendant et/ou après la mise en place des hydrocarbures. En modifiant considérablement la porosité et le réseau poreux, la diagenèse contrôle en grande partie l’architecture acoustique et sismique du réservoir. La calibration puits sismique a permis de mettre en évidence l’origine des réflecteurs sismiques. Ils se forment ainsi, dans la zone à gaz, à la limite entre deux unités diagénétiques ou résultent d’interférences entre les réflexions de la base et du sommet de ces intervalles. La lithification marine précoce des intervalles à coraux génère des réflecteurs de fortes amplitudes, continus, et assimilables à des lignes-temps chronostratigraphiques. En revanche, un réflecteur diachrone, recoupant la stratigraphie, est généré au niveau d’un contraste de porosité au voisinage du contact eau-hydrocarbure. Enfin, une méthode d’inversion pétrophysique basée sur une approche DEM (Differential Effective Medium theory) a été développée et appliquée sur les données de sismique 3D. Cette approche a permis de prédire de manière pertinente les hétérogénéités géologiques ayant une incidence sur les écoulements de fluide et la montée du niveau d’eau dans le réservoir. Fournissant un cadre géologique robuste à la caractérisation du réservoir de Yadana, la présente thèse apporte également des informations supplémentaires sur la compréhension des facteurs géologiques et environnementaux contrôlant les systèmes de carbonates isolés cénozoïques en Asie du Sud-Est. Ce travail met en évidence l’interdépendance existante entre la géologie et l’imagerie sismique et démontre que les caractérisations paléoenvironnementale et diagénétique sont essentielles à la fois en phase d’exploration, mais aussi en phase d’évaluation et de production d’hydrocarbures.

International audience; The equivalent pore aspect ratios (EPAR) provide a tool to detect pore types by combining P-and S-wave velocities, porosity, bulk density and mineralogical composition of carbonate rocks. The integration of laboratory measurements, well log data and petrographic analysis of 468 carbonate samples from various depositional and diagenetic settings (Lower Cretaceous pre-salt non-marine carbonates from offshore Brazil, Lower Cretaceous shallow-water platform carbonates from SE France and Upper Cretaceous deep-water carbonate from the Gargano Peninsula, Italy) allowed the acoustic signature of a wide range of pore types to be quantified. The equivalent pore aspect ratios are shown to be independent of pore volume and mineralogy. They can be therefore regarded as relevant parameters for discriminating selected pore network architectures in carbonate reservoirs displaying a wide range of porosity values and mineralogical compositions. Interparticle and intercrystalline micro-and macroporosity may include a variety of distinct pore network structures and a wide range of acoustic signatures depending on particle/crystal shape, nature of contacts, packing and cementation. The acoustic response of moldic pores appears to be mainly controlled by the shape of the dissolved allochems. The present work reveals also that correct pore type detection from acoustic and porosity measurements is highly dependent on the pore type classification used.; Les facteurs de forme équivalents des pores (EPAR) fournissent un outil pour détecter les types de pores en combinant les vitesses des ondes P et S, la porosité, la densité apparente et la composition minéralogique des roches carbonatées. L'intégration de mesures en laboratoire, de diagraphies et d'analyses pétrographiques de 468 échantillons de carbonate provenant de divers dépôts et diagénétiques (carbonates non marins pré-salifères du Crétacé inférieur du Brésil, carbonates de plate-forme en eau peu profonde du Crétacé inférieur du SE France et du Crétacé supérieur carbonate d'eau de la péninsule du Gargano, Italie) a permis de quantifier la signature acoustique d'un large éventail de types de pores. Les rapports d'aspect des pores équivalents sont indépendants du volume des pores et de la minéralogie. Ils peuvent donc être considérés comme des paramètres pertinents pour discriminer des architectures de réseau de pores sélectionnées dans des réservoirs de carbonate présentant une large gamme de valeurs de porosité et de compositions minéralogiques. La microparticule et la macroporosité interparticulaire et intercristalline peuvent inclure une variété de structures de réseau de pores distinctes et une large gamme de signatures acoustiques en fonction de la forme des particules / cristaux, de la nature des contacts, de l'emballage et de la cimentation. La réponse acoustique des pores du moule semble être principalement contrôlée par la forme des allochems dissous. Le présent travail révèle également qu'une détection correcte du type de pores à partir de mesures acoustiques et de porosité dépend fortement de la classification du type de pores utilisée.