Réservoir de pétrole

Un réservoir de pétrole ou un réservoir de pétrole et de gaz est une accumulation souterraine d’ hydrocarbures contenus dans des formations rocheuses poreuses ou fracturées .

Une carte de structure, regardant vers le bas, générée par un logiciel de Carte de contour pour un réservoir de gaz et de pétrole de 8 500 pieds de profondeur dans le champ d’Erath, Erath, Louisiane . L’écart de gauche à droite près du haut indique une ligne de faille entre les lignes de contour bleues et vertes et les lignes violettes, rouges et jaunes. La fine ligne circulaire rouge au milieu indique le haut du réservoir d’huile. Comme le gaz s’élève au-dessus du pétrole, cette dernière ligne marque la zone de contact gaz-pétrole.

De tels réservoirs se forment lorsque du kérogène (matière végétale ancienne) est créé dans la roche environnante par la présence d’une chaleur et d’une pression élevées dans la croûte terrestre. Les réservoirs pétroliers sont généralement classés en réservoirs conventionnels et non conventionnels . Dans les réservoirs conventionnels, les hydrocarbures naturels, tels que le pétrole brut ou le gaz naturel , sont piégés par des formations rocheuses sus-jacentes à faible perméabilité , tandis que dans les réservoirs non conventionnels, les roches ont une porosité élevée et une faible perméabilité, ce qui maintient les hydrocarbures piégés en place, donc ne nécessitant pas de cap rock . Les réservoirs sont trouvés en utilisantméthodes d’exploration des hydrocarbures .

Champ pétrolifère

Un gisement de pétrole avec des dizaines de puits. C’est le Summerland Oil Field , près de Santa Barbara, Californie , avant 1906 Eagle Ford Shale flares visible de l’espace (longueurs d’onde vertes et infrarouges), dans l’arc entre “1” et “2”, au milieu des villes du sud-est du Texas en 2012.

Un Champ pétrolifère est une zone d’accumulation souterraine de pétrole liquide dans de multiples réservoirs (potentiellement liés), piégés à mesure qu’ils s’élèvent par des formations rocheuses imperméables. En termes industriels, un gisement de pétrole implique qu’il existe un avantage économique digne d’attention commerciale. ^{[1] [2]} Les champs pétrolifères eux-mêmes peuvent s’étendre jusqu’à plusieurs centaines de kilomètres à la surface, ce qui signifie que les efforts d’extraction peuvent être importants et répartis sur toute la zone. En plus de l’équipement d’extraction, il peut y avoir des puits d’exploration sondant les bords pour trouver plus de zone de réservoir, des pipelines pour transporter le pétrole ailleurs et des installations de soutien.

Les gisements de pétrole peuvent se produire partout où la géologie de la roche sous-jacente le permet, ce qui signifie que certains gisements peuvent être éloignés de la civilisation, y compris en mer . La création d’une opération sur un Champ pétrolifère peut être une entreprise complexe sur le plan logistique, car elle implique non seulement l’équipement associé à l’extraction et au transport , mais également des infrastructures telles que des routes et des logements pour les travailleurs. Cette infrastructure doit être conçue en tenant compte de la durée de vie du champ pétrolier, car la production peut durer de nombreuses années. Plusieurs sociétés, telles que Hill International , Bechtel , Esso , Weatherford International , Schlumberger Limited , Baker Hugheset Halliburton , ont des organisations spécialisées dans la construction à grande échelle de l’ infrastructure pour soutenir l’exploitation des champs pétrolifères.

Le terme “Champ pétrolifère” peut être utilisé comme raccourci pour désigner l’ensemble de l’industrie pétrolière . Cependant, il est plus exact de diviser l’industrie pétrolière en trois secteurs : en amont ( production de pétrole brut à partir de puits et séparation de l’eau du pétrole ), en cours de route ( transport de pétrole brut par pipeline et par pétrolier ) et en aval ( raffinage du pétrole brut en produits, commercialisation des produits raffinés et transport vers les stations pétrolières).

Plus de 65 000 champs pétrolifères sont disséminés dans le monde, sur terre et en mer. ^[3] Les plus grands sont le champ Ghawar en Arabie saoudite et le champ Burgan au Koweït , avec plus de 66 à 104 milliards de barils (9,5 × 10 ⁹ m ³ ) estimés dans chacun. ^{[4] [5]} À l’ère moderne, l’emplacement des gisements de pétrole avec des réserves de pétrole prouvées est un facteur sous-jacent clé dans de nombreux conflits géopolitiques . ^[6]

Champ gazier

Localisation des gisements de gaz de l’Iran Installation du champ gazier de Vučkovec , Croatie Le navire de forage Discoverer Enterprise est montré en arrière-plan, au travail pendant la phase d’exploration d’un nouveau champ offshore. Le navire de soutien offshore Toisa Perseus est représenté au premier plan, illustrant une partie de la logistique complexe de l’exploration et de la production pétrolières et gazières offshore.

Le gaz naturel provient du même processus géologique de craquage thermique qui convertit le kérogène en pétrole . Par conséquent, le pétrole et le gaz naturel se trouvent souvent ensemble. Dans l’usage courant, les gisements riches en pétrole sont appelés gisements de pétrole et les gisements riches en gaz naturel sont appelés gisements de gaz naturel.

En général, les sédiments organiques enfouis à des profondeurs de 1 000 m à 6 000 m (à des températures de 60 ° C à 150 °C) génèrent du pétrole, tandis que les sédiments enfouis plus profondément et à des températures plus élevées génèrent du gaz naturel à la place. Plus la source est profonde, plus le gaz est « sec » (c’est-à-dire plus la proportion de condensats dans le gaz est petite). Étant donné que le pétrole et le gaz naturel sont plus légers que l’eau, ils ont tendance à remonter de leurs sources jusqu’à ce qu’ils s’infiltrent à la surface ou soient piégés par un piège stratigraphique non perméable. Ils peuvent être extraits du piège par forage.

Le plus grand champ de gaz naturel est le champ gazier de South Pars/Asalouyeh , qui est partagé entre l’Iran et le Qatar . Le deuxième plus grand champ de gaz naturel est le champ gazier d’ Urengoy , et le troisième est le champ gazier de Yamburg , tous deux en Russie .

Comme le pétrole, le gaz naturel se trouve souvent sous l’eau dans les gisements de gaz offshore tels que la mer du Nord , le Champ gazier de Corrib au large de l’ Irlande et près de l’île de Sable . La technologie d’extraction et de transport du gaz naturel offshore est différente des gisements terrestres. Il utilise quelques très grandes plates-formes de forage offshore , en raison du coût et des difficultés logistiques liées au travail au-dessus de l’eau.

La hausse des prix du gaz au début du 21e siècle a encouragé les foreurs à revisiter des champs qui n’étaient auparavant pas considérés comme économiquement viables. Par exemple, en 2008, McMoran Exploration a réussi une profondeur de forage de plus de 32 000 pieds (9754 m) (le puits d’essai le plus profond de l’histoire de la production de gaz) sur le site de Blackbeard dans le golfe du Mexique. ^[7] La ​​plate-forme de forage d’ Exxon Mobil y avait atteint 30 000 pieds en 2006, sans trouver de gaz, avant d’abandonner le site.

Formation

Le pétrole brut se trouve dans tous les réservoirs de pétrole formés dans la croûte terrestre à partir des restes d’êtres vivants. Les preuves indiquent que des millions d’années de chaleur et de pression ont transformé les restes de plantes et d’animaux microscopiques en pétrole et en gaz naturel .

Roy Nurmi, conseiller en interprétation pour la société de services pétroliers Schlumberger , a décrit le processus comme suit :

Le plancton et les algues, les protéines et la vie qui flotte dans la mer, en mourant, tombent au fond, et ces organismes vont être la source de notre pétrole et de notre gaz. Lorsqu’ils sont enterrés avec les sédiments accumulés et qu’ils atteignent une température adéquate, quelque chose au-dessus de 50 à 70 °C, ils commencent à cuire. Cette transformation, ce changement, les transforme en hydrocarbures liquides qui se déplacent et migrent, deviendront notre réservoir de pétrole et de gaz. ^[8]

En plus du milieu aquatique , qui est généralement une mer mais peut aussi être une rivière , un lac , un récif corallien ou un tapis d’algues , la formation d’un réservoir de pétrole ou de gaz nécessite également un bassin sédimentaire qui passe par quatre étapes : ^[9]

• Enfouissement profond sous le sable et la boue
• Cuisson sous pression
• Migration des hydrocarbures de la source vers la roche réservoir
• Piégeage par roche imperméable

Le timing est également une considération importante; il est suggéré que la vallée de la rivière Ohio aurait pu avoir autant de pétrole que le Moyen-Orient à un moment donné, mais qu’elle s’est échappée en raison d’un manque de pièges. ^[9] La mer du Nord , d’autre part, a enduré des millions d’années de changements du niveau de la mer qui ont abouti avec succès à la formation de plus de 150 champs pétrolifères . ^[dix]

Bien que le processus soit généralement le même, divers facteurs environnementaux conduisent à la création d’une grande variété de réservoirs. Les réservoirs existent n’importe où de la surface terrestre à 30 000 pieds (9 000 m) sous la surface et sont de formes, de tailles et d’âges variés. ^[11] Ces dernières années, les réservoirs ignés sont devenus un nouveau domaine important d’exploration pétrolière, en particulier dans les formations de trachyte et de basalte . Ces deux types de réservoirs diffèrent par leur teneur en pétrole et leurs propriétés physiques telles que la connectivité des fractures , la connectivité des pores et la porosité de la roche . ^[12]

Géologie

Pièges

Un piège se forme lorsque les forces de flottabilité entraînant la migration ascendante des hydrocarbures à travers une roche perméable ne peuvent pas surmonter les forces capillaires d’un milieu d’étanchéité. Le moment de la formation du piège par rapport à celui de la génération et de la migration du pétrole est crucial pour garantir la formation d’un réservoir. ^[13]

Les géologues pétroliers classent globalement les pièges en trois catégories en fonction de leurs caractéristiques géologiques : le piège structurel , le piège stratigraphique et le piège hydrodynamique , beaucoup moins courant . ^[14] Les mécanismes de piégeage de nombreux réservoirs de pétrole ont des caractéristiques de plusieurs catégories et peuvent être connus sous le nom de piège combiné. Les pièges sont décrits comme des pièges structurels (dans des strates déformées telles que des plis et des failles) ou des pièges stratigraphiques (dans des zones où les types de roches changent, telles que des discordances, des pincements et des récifs). Un piège est un composant essentiel d’un système pétrolier.

Pièges structurels

Les pièges structurels se forment à la suite de changements dans la structure du sous-sol dus à des processus tels que le plissement et la formation de failles, conduisant à la formation de dômes , d’ anticlinaux et de plis . ^[15] Des exemples de ce type de piège sont un piège anticlinal , ^[16] un piège à faille et un piège à dôme de sel (voir dôme de sel ).

Ils sont plus facilement délimités et plus prospectifs que leurs homologues stratigraphiques, la majorité des réserves mondiales de pétrole se trouvant dans des pièges structuraux.

• Pièges structurels | bleu : roche mère , jaune : roche réservoir, vert : roche de couverture , rouge : hydrocarbures

• Piège structurel dans un anticlinal

• Piège structurel le long d’un plan de faille

• Piège structuralo-stratigraphique dans un bloc incliné drapé de mudstones

Pièges stratigraphiques

Les pièges stratigraphiques se forment à la suite de variations latérales et verticales de l’épaisseur, de la texture, de la porosité ou de la lithologie de la roche réservoir. Des exemples de ce type de piège sont un piège à discordance , un piège à lentille et un piège à récif . ^[17]

• Pièges stratigraphiques | bleu : roche mère , jaune : roche réservoir, vert : roche de couverture , rouge : hydrocarbures

• Piège stratigraphique sous une discordance

• Piège stratigraphique dans un récif corallien fossilisé (jaune) scellé par des mudstones (vert)

• Piège stratigraphique autour d’un dôme de sel d’ évaporite (rose)

Pièges hydrodynamiques

Les pièges hydrodynamiques sont un type de piège beaucoup moins courant. ^[18] Ils sont causés par les différences de pression d’eau, qui sont associées au débit d’eau, créant une inclinaison du contact hydrocarbure-eau.

Joint / bouchon roche

Le joint (également appelé roche de couverture ) est un élément fondamental du piège qui empêche les hydrocarbures de continuer à migrer vers le haut.

Un joint capillaire est formé lorsque la pression capillaire à travers les gorges des pores est supérieure ou égale à la pression de flottabilité des hydrocarbures en migration. Ils ne permettent pas aux fluides de migrer à travers eux jusqu’à ce que leur intégrité soit perturbée, provoquant leur fuite. Il existe deux types de joint capillaire ^[19] dont les classifications sont basées sur le mécanisme préférentiel de fuite : le joint hydraulique et le joint à membrane.

Le joint à membrane fuira chaque fois que la différence de pression à travers le joint dépasse la pression de déplacement seuil, permettant aux fluides de migrer à travers les espaces poreux du joint. Il fuira juste assez pour amener le différentiel de pression en dessous de celui de la pression de déplacement et se refermera. ^[20]

Le joint hydraulique se produit dans les roches qui ont une pression de déplacement nettement plus élevée, de sorte que la pression requise pour la fracturation par tension est en fait inférieure à la pression requise pour le déplacement de fluide – par exemple, dans les évaporites ou les schistes très serrés. La roche se fracture lorsque la pression interstitielle est supérieure à la fois à sa contrainte minimale et à sa résistance à la traction, puis se referme lorsque la pression diminue et que les fractures se referment.

Réservoirs non conventionnels

Les réservoirs non conventionnels se forment de manière complètement différente des réservoirs conventionnels, la principale différence étant qu’ils n’ont pas de “pièges”. Ce type de réservoir peut également être entraîné d’une manière unique, car la flottabilité peut ne pas être la force motrice de l’accumulation de pétrole et de gaz dans de tels réservoirs. Cela revient à dire que le pétrole qui peut être extrait se forme dans la roche mère elle-même, au lieu de s’accumuler sous une roche de couverture. Les sables bitumineux sont un exemple de réservoir de pétrole non conventionnel. ^[21]

Les réservoirs non conventionnels et leur pétrole non conventionnel associé changent constamment dans leurs définitions, car ils englobent un large éventail de techniques d’extraction et de raffinage du pétrole, ainsi que de nombreuses sources différentes. ^[22]

En raison de la façon dont le pétrole est contenu dans la roche mère, les réservoirs non conventionnels exigent que l’entité d’extraction fonctionne comme une opération minière plutôt que de forer et de pomper comme un réservoir conventionnel. Cela a des compromis, avec des coûts de post-production plus élevés associés à une extraction complète et propre du pétrole étant un facteur à considérer pour une entreprise intéressée à exploiter un réservoir. Les résidus sont également laissés sur place, ce qui augmente les coûts de nettoyage. Malgré ces compromis, le pétrole non conventionnel est recherché à un rythme plus élevé en raison de la rareté des réservoirs conventionnels dans le monde.

Estimation des réserves

Après la découverte d’un réservoir, un ingénieur pétrolier cherchera à construire une meilleure image de l’accumulation. Dans un exemple classique de réservoir uniforme, la première étape consiste à effectuer une étude sismique pour déterminer la taille possible du piège. Les puits d’évaluation peuvent être utilisés pour déterminer l’emplacement du contact pétrole-eau et avec lui la hauteur des sables pétrolifères. Souvent couplée à des données sismiques, il est possible d’estimer le volume d’un réservoir pétrolifère.

L’étape suivante consiste à utiliser les informations des puits d’évaluation pour estimer la porosité de la roche. La porosité, ou le pourcentage du volume total qui contient des fluides plutôt que de la roche solide, est de 20 à 35 % ou moins. Il peut donner des informations sur la capacité réelle. Les tests en laboratoire peuvent déterminer les caractéristiques des fluides du réservoir, en particulier le facteur d’expansion de l’huile, ou la quantité d’expansion de l’huile lorsqu’elle est amenée de la haute pression et de la haute température du réservoir à un «réservoir de stockage» à la surface.

Avec de telles informations, il est possible d’estimer combien de barils de pétrole “réservoir de stockage” se trouvent dans le réservoir. Une telle huile est appelée stock de pétrole initialement en place (STOIIP) . À la suite de l’étude de facteurs tels que la perméabilité de la roche (la facilité avec laquelle les fluides peuvent s’écouler à travers la roche) et les mécanismes d’entraînement possibles, il est possible d’estimer le facteur de récupération, ou quelle proportion de pétrole en place on peut raisonnablement s’attendre à être produit. Le facteur de récupération est généralement de 30 à 35 %, ce qui donne une valeur aux ressources récupérables. ^[23]

La difficulté est que les réservoirs ne sont pas uniformes. Ils ont des porosités et des perméabilités variables et peuvent être compartimentés, des fractures et des failles les brisant et compliquant l’écoulement des fluides. Pour cette raison, la modélisation informatique des réservoirs économiquement viables est souvent réalisée. Des géologues , des géophysiciens et des ingénieurs de réservoir travaillent ensemble pour construire un modèle qui permet de simuler l’écoulement des fluides dans le réservoir, conduisant à une meilleure estimation des ressources récupérables.

Les réserves ne sont que la partie des ressources récupérables qui seront développées grâce à des projets de développement identifiés et approuvés. Étant donné que l’évaluation des «réserves» a un impact direct sur l’entreprise ou la valeur de l’actif, elle suit généralement un ensemble strict de règles ou de lignes directrices (même si des failles sont couramment utilisées par les entreprises pour gonfler leur propre cours de l’action). Les directives les plus courantes sont les directives SPE PRMS, les règles SEC ou le manuel COGE. Le gouvernement peut également avoir ses propres systèmes, ce qui rend plus compliqué pour les investisseurs de comparer une entreprise à une autre.

Production

Pour obtenir le contenu du réservoir de pétrole, il est généralement nécessaire de forer dans la croûte terrestre, bien que des suintements de pétrole de surface existent dans certaines parties du monde, comme les fosses de goudron de La Brea en Californie et de nombreux suintements à Trinidad . Les facteurs qui influent sur la quantité d’hydrocarbures récupérables dans un réservoir comprennent la distribution des fluides dans le réservoir, les volumes initiaux de fluides en place, la pression du réservoir, les propriétés des fluides et des roches, la géométrie du réservoir, le type de puits, le nombre de puits, l’emplacement du puits, le concept de développement et philosophie de fonctionnement. ^{[23] [24]}

La production moderne comprend des méthodes d’ extraction thermiques , par injection de gaz et chimiques pour améliorer la récupération du pétrole. ^[25]

Mécanismes d’entraînement

Un réservoir vierge peut être sous une pression suffisante pour pousser les hydrocarbures à la surface. Au fur et à mesure que les fluides sont produits, la pression diminue souvent et la production faiblit. Le réservoir peut répondre au prélèvement de fluide d’une manière qui tend à maintenir la pression. Des méthodes d’entraînement artificielles peuvent être nécessaires.

Entraînement au gaz solution

Ce mécanisme (également connu sous le nom d’entraînement à l’épuisement) dépend du gaz associé à l’huile. Le réservoir vierge peut être entièrement semi-liquide mais on s’attend à ce qu’il ait des hydrocarbures gazeux en solution en raison de la pression. Au fur et à mesure que le réservoir s’épuise, la pression tombe en dessous du point de bulle et le gaz sort de la solution pour former un bouchon de gaz au sommet. Ce bouchon de gaz appuie sur le liquide aidant à maintenir la pression.

Cela se produit lorsque le gaz naturel se trouve dans un plafond sous le pétrole. Lorsque le puits est foré, la pression abaissée ci-dessus signifie que le pétrole se dilate. Lorsque la pression est réduite, elle atteint le point de bulle et, par la suite, les bulles de gaz entraînent l’huile à la surface. Les bulles atteignent alors une saturation critique et s’écoulent ensemble en une seule phase gazeuse. Au-delà de ce point et en dessous de cette pression, la phase gazeuse s’écoule plus rapidement que l’huile en raison de sa viscosité réduite. Plus de gaz libre est produit et finalement la source d’énergie est épuisée. Dans certains cas, selon la géologie, le gaz peut migrer vers le haut du pétrole et former un bouchon de gaz secondaire.

Une partie de l’énergie peut être fournie par l’eau, le gaz dans l’eau ou la roche comprimée. Il s’agit généralement de contributions mineures par rapport à l’expansion des hydrocarbures.

En gérant correctement les taux de production, de plus grands avantages peuvent être tirés des moteurs à gaz dissous. La récupération secondaire implique l’injection de gaz ou d’eau pour maintenir la pression du réservoir. Le rapport gaz/pétrole et le taux de production de pétrole sont stables jusqu’à ce que la pression du réservoir descende en dessous du point de bulle lorsque la saturation critique en gaz est atteinte. Lorsque le gaz est épuisé, le rapport gaz/huile et le débit d’huile chutent, la pression du réservoir a été réduite et l’énergie du réservoir épuisée.

Entraînement de bouchon de gaz

Dans les réservoirs ayant déjà un bouchon de gaz (la pression vierge est déjà inférieure au point de bulle), le bouchon de gaz se dilate avec l’épuisement du réservoir, poussant vers le bas les sections de liquide appliquant une pression supplémentaire.

Celui-ci est présent dans le réservoir s’il y a plus de gaz qu’il n’est possible de le dissoudre dans le réservoir. Le gaz migrera souvent vers la crête de la structure. Il est comprimé au-dessus de la réserve d’huile, au fur et à mesure que l’huile est produite, le bouchon aide à faire sortir l’huile. Au fil du temps, le bouchon de gaz descend et s’infiltre dans le pétrole et finalement le puits commencera à produire de plus en plus de gaz jusqu’à ce qu’il ne produise que du gaz. Il est préférable de gérer efficacement le bouchon de gaz, c’est-à-dire de placer les puits de pétrole de telle sorte que le bouchon de gaz ne les atteindra pas tant que la quantité maximale de pétrole n’aura pas été produite. De plus, un taux de production élevé peut entraîner la migration du gaz vers le bas dans l’intervalle de production. Dans ce cas, au fil du temps, l’épuisement de la pression du réservoir n’est pas aussi abrupt que dans le cas d’un entraînement au gaz à base de solution. Dans ce cas,

Comme avec d’autres mécanismes d’entraînement, l’injection d’eau ou de gaz peut être utilisée pour maintenir la pression du réservoir. Lorsqu’un bouchon de gaz est couplé à un afflux d’eau, le mécanisme de récupération peut être très efficace.

Entraînement de l’aquifère (eau)

De l’eau (généralement salée) peut être présente sous les hydrocarbures. L’eau, comme tous les liquides, est compressible dans une faible mesure. Au fur et à mesure que les hydrocarbures s’épuisent, la baisse de pression dans le réservoir permet à l’eau de se dilater légèrement. Bien que cette expansion unitaire soit infime, si l’aquifère est suffisamment grand, cela se traduira par une forte augmentation de volume, qui fera remonter les hydrocarbures, en maintenant la pression.

Avec un réservoir hydraulique, la baisse de pression du réservoir est très faible ; dans certains cas, la pression du réservoir peut rester inchangée. Le ratio gaz/pétrole reste également stable. Le taux de pétrole restera assez stable jusqu’à ce que l’eau atteigne le puits. Avec le temps, la coupure d’eau augmentera et le puits sera arrosé. ^[26]

L’eau peut être présente dans un aquifère (mais rarement reconstitué avec de l’eau de surface). Cette eau remplace progressivement le volume de pétrole et de gaz qui est produit à partir du puits, étant donné que le taux de production est équivalent à l’activité de l’aquifère. C’est-à-dire que l’aquifère est reconstitué à partir d’un apport d’eau naturel. Si l’eau commence à être produite avec le pétrole, le taux de récupération peut devenir non rentable en raison des coûts plus élevés de levage et d’évacuation de l’eau.

Injection d’eau et de gaz

Si les entraînements naturels sont insuffisants, comme c’est très souvent le cas, alors la pression peut être maintenue artificiellement en injectant de l’eau dans l’aquifère ou du gaz dans le gas cap.

Drainage gravitaire

La force de gravité fera déplacer l’huile vers le bas du gaz et vers le haut de l’eau. S’il existe une perméabilité verticale, les taux de récupération peuvent être encore meilleurs.

Réservoirs de gaz et de condensats de gaz

Celles-ci se produisent si les conditions du réservoir permettent aux hydrocarbures d’exister sous forme de gaz. La récupération est une question d’expansion de gaz. La récupération à partir d’un réservoir fermé (c’est-à-dire sans conduite d’eau) est très bonne, surtout si la pression au fond du trou est réduite au minimum (généralement effectuée avec des compresseurs en tête de puits). Tous les liquides produits sont de couleur claire à incolore, avec une gravité supérieure à 45 API. Le cycle du gaz est le processus par lequel du gaz sec est injecté et produit avec du liquide condensé.

Voir également

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• Bien stimuler

Références

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