Wec French Dvd

ALGÉRIE W E C 2 0 07

© Décembre 2007 Schlumberger Édité par Schlumberger Produit par AJ TORRE & Associates, Inc., Houston, TX, États-Unis Couverture, logo et en-têtes des vues d’ensemble conçus par Mohamed-Arslane LERARI, Professeur à l’Institut supérieur des beaux-arts, Alger, Algérie Conception et mise en page intérieures par Diego SÁNCHEZ Imprimé par Wetmore Printing Company, Houston

Tous droits réservés. Aucune partie de cette publication ne peut être reproduite, conservée dans un système d’archivage ou transmise sous quelque forme ou par quelque moyen que ce soit – électronique, mécanique, par photocopie, enregistrement ou autre – sans l’autorisation écrite préalable de l’éditeur.

Well Evaluation Conference Algérie 2007 La préparation de ce document commun à Sonatrach et Schlumberger a été gérée et coordonnée par Smaine ZEROUG Schlumberger

et

Noureddine BOUNOUA, Petroleum Engineering Rabih LOUNISSI, Exploration Sonatrach

Avec la contribution et l’assistance de Rabah ZEGHOUANI, Division Production, Sonatrach, et de Nasreddine DJELLAS, Amont, Sonatrach ; de Khelil KARTOBI, Division Petroleum Engineering, Sonatrach ; et de Abdelkader DELHOMME, d’Arnaud ETCHECOPAR, de Mohamed TCHAMBAZ, de Sherif ABADIR, de Philippe SIMON, et de John FULLER, Schlumberger ; ainsi que de plus de 120 ingénieurs et scientifiques de Sonatrach, Schlumberger et des sociétés internationales opérant en Algérie. Leurs noms sont mentionnés dans chaque chapitre.

Préface u cours de ces dernières décennies, Sonatrach et Schlumberger ont continuellement appliqué leurs savoir-faire respectifs à l’exploration et à la production d’hydrocarbures en Algérie. La Conférence sur l’évaluation des puits (« Well Evaluation Conference », WEC), organisée périodiquement, reflète et mesure nos efforts conjoints, et cette troisième édition, que j’ai l’honneur et le privilège de présenter, est remarquable à plus d’un titre.

A

Depuis la deuxième WEC, tenue il y a une douzaine d’années, de nombreuses découvertes d’hydrocarbures et beaucoup de projets de développement ont été réalisés dans un esprit de partenariat fructueux. La dernière décennie a été marquée par deux évènements majeurs : l’introduction de la technologie des puits horizontaux et la découverte du champ de Berkine. Si la première a rendu possible un important redéploiement – notamment sur le champ de Hassi Messaoud –, la deuxième a permis un accroissement significatif de nos réserves. Schlumberger a été un partenaire remarquable, non seulement par l’introduction de la technologie nécessaire, mais également par la compréhension de nos besoins et la contribution à nos succès. Le travail qui constitue cette troisième édition de la WEC trouvera sa place parmi les documents de référence de Sonatrach. Il servira d’outil de qualité, non seulement pour l’industrie nationale et internationale des hydrocarbures, mais également pour la communauté scientifique. Cette édition est particulièrement riche et couvre un large domaine de l’activité amont. Les deux premiers chapitres reflètent la vigueur avec laquelle Sonatrach a déployé ses efforts dans l’exploration et le développement de ses gisements. Dans les chapitres qui suivent, les descriptions des diverses technologies et de leurs applications sont éloquentes et servent d’indicateur à la fois de leur évolution et de leur mise en œuvre dans la caractérisation des réservoirs, le développement, la production et le HSE. En plus de son contenu technique remarquable, cette WEC exprime sans aucun doute la profondeur de la relation entre nos entreprises. Mais déjà nos pensées se tournent vers la manière dont nous pouvons encore approfondir cette relation. En effet, l’avenir promet de présenter un environnement technique encore plus complexe, nécessitant une collaboration encore plus proche pour faire face aux défis du développement de nos réservoirs gréseux de faible porosité et de la gestion de nos champs matures. Ce document est l’œuvre de quelque 120 ingénieurs des deux entreprises qui ont collaboré pendant de nombreux mois pour apporter une valeur ajoutée à la quantité considérable de données rassemblées. Au nom de Sonatrach, je leur exprime ma gratitude pour leurs efforts et leur adresse mes félicitations pour leurs résultats.

Boumediène BELKACEM, Vice-Président Amont Sonatrach

Avant-propos e suis particulièrement heureux de rédiger cet avant-propos à l’ouvrage de la troisième Conférence sur l’évaluation des puits en Algérie, fruit d’une collaboration remarquable entre les ingénieurs et scientifiques de Sonatrach, de ses partenaires internationaux associés et de Schlumberger. À ceux qui y ont contribué, j’adresse mes sincères remerciements.

J

Dans une ère d’opérations très dynamiques en Algérie, caractérisée par un accroissement marqué de l’exploration et de la production, le rôle de la technologie dans l’amélioration des performances et la réduction des risques, qui va de pair avec des normes exigeantes de HSE, ne saurait être suffisamment souligné. Toutefois, faire face à des défis complexes comme l’accroissement de la récupération à partir du champ géant de Hassi Messaoud ou le développement du gaz naturel à partir des réservoirs compacts (« tight sands ») fracturés dans la région sudouest nécessite plus que l’application d’une nouvelle technologie. Une coopération et un partage des connaissances soutenus sont nécessaires pour formuler les problèmes et identifier des techniques et technologies potentielles – à des fins d’essais et de mise en œuvre ou de développement commun – selon les exigences de l’environnement local. Je suis convaincu que l’achèvement de cet ouvrage établit un nouvel esprit qui conduira à promouvoir davantage un partenariat déjà pérenne. Depuis la première opération de diagraphie en Algérie, il y a plus de 50 ans, l’engagement de Schlumberger à contribuer, par une technologie de pointe, au succès de l’industrie algérienne des hydrocarbures est resté ferme. Un investissement tangible au cours de la décennie écoulée pour promouvoir des professionnels algériens issus d’universités algériennes, qui se sont formés et ont travaillé dans des unités de Schlumberger dans le monde entier, souligne à présent cet engagement. Schlumberger, fière de ses relations avec Sonatrach et ses partenaires internationaux, est impatiente de prendre part aux défis futurs et de les surmonter.

Satish PAI, Président – Europe, Afrique et Caspienne Schlumberger Oilfield Services

Les trésors du Sahara u début du XXe siècle, alors que l’exploration du Sahara se poursuivait encore, deux découvertes allaient révéler les plus précieux de ses trésors : une civilisation datant de cinquante siècles avant les pyramides et le pétrole.

A

En 1927, un jeune géologue-explorateur du nom de Conrad Killian observe les caractéristiques stratigraphiques des magnifiques paysages qu’il traverse et note dans son carnet de terrain : « Schistes carburés ou bitumeux. Grands ensembles pétrolifères certains. Probables au Sahara. » Jetant les fondements de la géologie saharienne et pressentant l’existence du pétrole, il fut le premier à prononcer les noms célèbres d’Edjeleh et de Tiguentourine. En 1933, au cours d’une reconnaissance militaire, le peloton méhariste (à dos de chameau) du capitaine Duprez s’engouffre dans l’oued Djerat, près d’Illizi (ancien Fort Polignac). Stupéfait, l’homme contemple des centaines d’images gravées sur les rochers : des chasseurs, des éléphants, des rhinocéros, des hippopotames et, plus loin, une girafe de 8 mètres de haut, la plus grande gravure rupestre au monde. Un monde perdu, un univers révélé.1 Au cours de la préhistoire, il y a plus de 10 000 ans, à l’instar du Proche-Orient et du fameux Croissant fertile, le Sahara fut l’un des plus anciens foyers d’invention de la poterie, de la vannerie et de la domestication. Des acquis qui allaient jeter les bases de la civilisation moderne. À l’heure où il bénéficiait encore d’un climat humide et chaud, le Sahara d’avant le désert fut ainsi un centre fondateur, innovateur de la pensée et des techniques, rayonnant tant sur l’Afrique que sur la Méditerranée. Les gravures et les peintures rupestres, dont les images agrémentent cet ouvrage, en sont assurément le plus majestueux des fleurons. Dans le Sahara algérien, la plus grande galerie d’art rupestre au monde témoigne du haut degré de spiritualité que les Africains ont atteint, alors que l’Égypte n’existait pas encore. Dans les sanctuaires de pierre du tassili des Ajjer, classé au patrimoine mondial de l’Unesco, de superbes fresques révèlent les premiers dieux et les premiers mythes des Têtes Rondes, il y a près de 10 000 ans. C’est là que naquit l’art africain, support de maintes croyances et religions dans lesquelles puiseront les peuples d’Afrique. Sur les parois, les représentations de masques témoignent de la naissance de l’art de la négritude, à l’origine des arts premiers, lesquels, à leur tour, ont puissamment contribué au ressourcement de quelques écoles de peinture modernes, telles que le fauvisme ou le cubisme. Vers 8 000 ans, peignant et gravant de riches troupeaux de bœufs, de chèvres et de moutons suggérant l’épanouissement de leur civilisation, les Bovidiens, éleveurs de bœufs, Noirs, Blancs et métis, baignent dans une culture très diversifiée où langues, croyances et pratiques socioculturelles diverses se côtoient : elles témoignent de la vocation lointaine de l’Afrique du Nord à la « multiculturalité » et à la tolérance. Avec l’avènement de l’Antiquité, les anciens Berbères que l’on appelait Libyens, du nom de l’Afrique antique, « Libya », déjà réputés pour leur adresse à la cavalerie et à la conduite des chars, maîtrisent le travail des métaux dès le début du Ier millénaire avant J.-C. Dès lors, cette société guerrière et aristocratique fabrique ses propres armes. Sollicités sur les plus grands champs de bataille de la Méditerranée par des souverains tels que le roi des Perses ou celui de Carthage, ces guerriers firent trembler les pharaons Mineptah ou Ramsès III. Vers la fin du IIe millénaire avant J.-C., après une longue gestation à partir des motifs géométriques de l’art berbère, l’élaboration d’une graphie autochtone va donner naissance au « libyque », l’une des plus anciennes écritures au monde, l’ancêtre des tifinaghs touaregs actuels. Si, généreux, le Sahara a bien voulu offrir aux hommes ce qu’il avait de plus précieux, une civilisation à travers son passé et le pétrole pour l’avenir, c’est qu’assurément ces deux trésors doivent se rehausser l’un l’autre. Choisir d’illustrer le présent ouvrage par des images du patrimoine saharien, c’est donner à le découvrir et à l’apprécier partout dans le monde. C’est garantir que l’exploitation de l’or noir du Sahara peut se faire dans le respect de son histoire et de son fragile patrimoine. C’est, aussi, espérer que la sauvegarde du passé pourra bénéficier du soutien du futur.

Malika HACHID, Préhistorienne ; Chef du Projet franco-algérien de datations directes de l’art rupestre saharien, Ancienne Directrice du parc national du Tassili, Membre fondateur et ex-Vice-Présidente de la Fondation Sonatrach Tassili 1. Conrad Killian et le capitaine Duprez étaient guidés par des Touareg restés anonymes dont il convient de rappeler la contribution.

Table des matières 1. La géologie pétrolière de l’Algérie 2. Gisements d’hydrocarbures 3. Définition et évaluation des réservoirs 4. Développement des réservoirs 5. Optimisation de la production 6. L’hygiène, la sécurité et l’environnement 7. Vers l’avenir – des partenariats pour relever les défis 8. À propos des auteurs et contributeurs

NOTE : Pour référencer des articles dans cet ouvrage, veuillez utiliser : « Titre de l'article », in Sonatrach – Schlumberger Well Evaluation Conference – Algérie 2007, p. #.## – #.##, (Édité par Schlumberger, 2007). Exemple : « Imagerie des puits », in Sonatrach – Schlumberger Well Evaluation Conference - Algérie 2007, p. 3.30 – 3.67, (Édité par Schlumberger, 2007).

La Dame noire du site de Séfar (tassili des Ajjer) est une œuvre emblématique de la période dite des « Têtes Rondes ». D’une grande qualité esthétique et d’une forte charge symbolique et religieuse, elle représente une femme noire dont les yeux sont rituellement masqués par un bandeau blanc (h : 95 cm). Cette période, la plus ancienne des peintures rupestres du Sahara, remonte à, environ, 10 OOO ans.

1. La géologie pétrolière de l’Algérie Préambule

2

Généralités

2

Bassins de la province orientale

6

Môle d’Amguid-Messaoud

11

Bassin de Berkine

16

Bassin de l‘Oued Mya

23

Bassin d’Illizi

29

Bassins de la province occidentale

38

Bassin de l’Ahnet Gourara

39

Bassin de Gourara Nord

45

Bassin de Béchar et ses marges

48

Bassin de Reggane

53

Bassin de Tindouf

58

Bassin de Taoudenni

62

Bassin de Sbâa

68

Bassins du nord de l’Algérie

74

Bassin Offshore

78

Bassin du Chelif

81

Bassin de Hodna

84

Bassins : Atlas / Sud-Est Constantinois / Chott El Melrhir

87

WEC Algérie 2007 / La géologie pétrolière de l’Algérie

Préambule ans le cadre de la WEC Algérie 2007, le chapitre « Géologie pétrolière » est conçu comme une revue des connaissances sur la géologie pétrolière de l’Algérie. L’objectif de ce travail est de permettre au lecteur d’avoir une vision générale – avec néanmoins certains détails – sur la géologie du pays.

D

Les connaissances accumulées sur la géologie ont connu un saut qualitatif ces dernières années grâce aux très nombreux travaux entrepris dans le domaine de l’activité pétrolière par Sonatrach et ses partenaires. Ces avancées ont permis au domaine minier algérien d’enregistrer des résultats retentissants en termes de découvertes et de mise en évidence de nouveaux plays et d’un important potentiel en hydrocarbures, dans des zones longtemps ignorées ou dont l’importance avait été minimisée.

Généralités Le territoire algérien s’étend sur 2 381 741 km2, ce qui en fait le deuxième plus grand pays d’Afrique et du monde arabe après le Soudan. Les limites naturelles de l’Algérie sont la mer Méditerranée au nord avec 1 200 km de côtes, le Maroc à l’ouest, la Mauritanie et le Sahara occidental au sud-ouest, le Mali et le Niger au sud, et enfin la Tunisie et la Libye à l’est. Sur le plan morphologique (fig. 1.1), quatre domaines se distinguent du nord au sud :

1

2

Généralités

Me r

E sp a g n e

M é d i te rra n é e

36°00’ Atlas tellien

O c é a n Atla n t i q u e

Bassin de Hodna

Bassin de Chelif

34°00’

aux ate

s Pl

t Hau

ud

Bassin de Tindouf

Gisement d’huile d’Hassi Messaoud

Dorsale d’Hassi Messaoud

Bassin de Berkine

Bassin de Mouydir Ensellement de Djoua

Ensellement de Bou Bernous Synclinal de Sbâa

Massif des Eglab

Tu n i s i e

Ensellement de Touggourt

nt Ensellement de Djofra Si Voûte Voûte d’Allal Bassin Voûte d’Oued Namous d’Oued Mya Bassin d’Tamzaia de Béchar Ensellement de Voûte Beni Abbes de Méharez Bassin de Gourara Dorsale d’Ougarata Môle Eperon d’Azzene d’Idjerane

30°00’

26°00’

Voûte de Tilrhemt

eno

B de llon

M a r o c

28°00’

Sillon de Melrhir

rien aha

ss Atla Gisement de gaz d’Hassi R’mel

32°00’

Bassin Constantinois

L i b y e

Bassin d’Illizi

Eperon d’Amguid

Bassin de Reggane Ensellement Bassin d’Azzel Matti d’Ahnet

Ma u r i t a n i e 24°00’

Massif du Hoggar

Bassin deTaoudeni

Bassin de Tafassasset

22°00’ M a l i

Bassin de Tamesna N i ger

20°00’ Gisement d’huile Gisement de gaz

-08°00’

0

-06°00’

100 km

-04°00’

-02°00’

00°00’

02°00’

04°00’

06°00’

08°00’

10°00’

12°00’

Figure 1.1 : Carte des bassins sédimentaires de l’Algérie.

1

3


l’Atlas tellien, ensemble de reliefs escarpés et de plaines littorales dont les plus riches sont la Mitidja au centre, le Chelif à l’ouest et le Seybouse à l’est ; I l’Atlas saharien, longue suite de reliefs orientés NESO s’étendant de la frontière marocaine à celle de la Tunisie ; I

Jurassique

Indices

Sur le plan structural, l’Algérie est subdivisée en deux unités tectoniques majeures séparées par la faille sud atlasique : I au nord, un domaine alpin marqué par des chaînes de montagnes d’âge tertiaire résultant de l’orogenèse alpine ; I au sud, la plate-forme saharienne, domaine relativement plus stable constitué d’un socle précambrien sur lequel se sont déposées d’épaisses séries sédimentaires dans des bassins structurés essentiellement durant le Paléozoïque (fig. 1.2). D’un point de vue pétrolier, le domaine minier algérien est subdivisé en trois provinces : est, ouest et nord (fig. 1.3). La province est englobe les bassins d’Illizi, Berkine, Oued Mya et le môle Amguid-Messaoud. C’est au sein de cette province, où se trouvent les gisements géants de Hassi Messaoud (huile) et Hassi R’mel (gaz), que l’essentiel des découvertes d’huile et de gaz ont été réalisées jusqu’à aujourd’hui.

Trias

Mésozoïque

Crétacé

Tert.

Horizons objectifs

le Sahara, siège de l’essentiel des ressources en hydrocarbures, désert formé de grandes étendues de dunes (Ergs oriental et occidental), de plaines caillouteuses (regs), et parsemé d’oasis où les agglomérations sont de plus en plus importantes ; I les massifs des Eglab au sud-ouest et du Hoggar au sud. I

Carbonifère

L’intense activité d’exploration menée dans cette région depuis plus d’une dizaine d’années a permis d’introduire de nouvelles techniques d’exploration, notamment celles relatives à l’acquisition, le traitement et le retraitement des données de sismique et de forage. Ces techniques sont à l’origine de la

Dévonien

Gisement de gaz Gisement d’huile

Camb. Ordovicien

Silurien

Paléozoïque

Alger

Massif des Eglab

Massif de Hoggar Sels Anhydrites Calcaire Argiles Grès Socle Production Figure 1.2 : Colonne géologique générale de l’Algérie.

1

4

Figure 1.3 : Carte du domaine minier et des gisements d’hydrocarbures.

Généralités

compréhension et de la précision de beaucoup d’aspects (géochimie, modèles sédimentologiques, rôle des failles, cartographie de niveaux sous le sel) qui ont aidé à faire du bassin de Berkine, par exemple, le siège de très nombreuses découvertes, surtout dans le Trias mais aussi dans les niveaux inférieurs du Carbonifère et du Dévonien. Ceci a permis de qualifier ce bassin comme étant l’un des plus riches au monde. Les travaux intensifs réalisés sur le pourtour de Hassi Messaoud ont mis en évidence non seulement un potentiel en huile plus important que celui reconnu par les travaux antérieurs, et ce après la définition de contacts huile/eau plus profonds (OL-2) que celui rencontré sur le gisement géant de Hassi Messaoud dans le réservoir cambrien, mais aussi d’autres gisements d’huile importants dans ce même Cambrien et dans l’Ordovicien, à l’image du gisement de Hassi Terfa. Cette intense activité d’exploration a permis – à la faveur de nouvelles idées et nouveaux concepts (objectifs profonds, « tight reservoirs », réservoirs à basse résistivité, objectifs liés aux pièges subtils) – d’approcher avec plus de certitude le potentiel pétrolier de ces régions. Les récents travaux d’exploration ont abouti à d’excellents résultats qui confirment l’intérêt pétrolier associé à ces nouveaux concepts, justifiant ainsi le maintien de l’effort d’investigation dans ces domaines. La province ouest englobe les bassins de l’Ahnet, Timimoun, Béchar-Oued Namous, Reggane, Tindouf, Taoudeni et Sbâa. Cette province, essentiellement à gaz sec, suscite beaucoup l’intérêt des compagnies pétrolières. C’est

M e r

37º

M é d i t e r r a n é e

35º

à la suite des résultats très positifs enregistrés par Sonatrach sur l’ensemble de la province ces dernières années que cette dernière connaît une activité d’exploration de plus en plus intense. Plusieurs gisements découverts par Sonatrach sont en phase avancée de délinéation, mettant en évidence l’opportunité de procéder à leur développement et, plus tard, à leur production. Le potentiel en gaz des pièges aussi bien conventionnels que non conventionnels, notamment les objectifs associés aux pièges subtils, les « tight reservoirs » et les « basin-centered gas accumulations » (BCGAs), confère à cette région du domaine minier algérien une place de premier ordre en termes de prospectivité. Les travaux pétroliers relatifs aux infrastructures de surface, de canalisation et de transport en cours dans cette région d’Algérie contribuent à la valoriser davantage, si bien qu’elle constituera dans le futur proche un autre pôle gazier de premier ordre. Par ailleurs, l’intérêt s’est focalisé aussi ces derniers temps sur le Taoudenni, le plus grand bassin d’Afrique de l’Ouest, dont l’extension NE se trouve en territoire algérien. Les premiers travaux de prospection et de forage y ont mis en évidence l’existence d’une roche mère dans les séries précambriennes et d’indices, qualifiés d’excellents, dans le Précambrien traversé par certains forages. Des travaux supplémentaires sont prévus pour estimer avec plus de précision le potentiel pétrolier de ce vaste bassin.

T u n i s i e 33º M a r o c 31º

29º

La province du nord de l’Algérie englobe les bassins du Sud-Est Constantinois–Melrhir, du Hodna, du Chelif, de l’offshore et de l’Atlas saharien. C’est au sein de cette province qu’ont commencé les premiers travaux d’exploration dès 1890, dans le bassin du Chelif. C’est aussi dans cette province qu’a été mise en évidence en 1948 la première découverte commerciale d’huile réalisée à Oued Gueterini.

27º

25º

6º Quaternaire Miocène Oligocène Eocène Paléocène Crétacé

4º

2º Jurassique Trias Permien Carbonifère Dévonien Silurien

0º

2º

6º

8º

10º

Ordovicien Cambro-Ordovicien Cambrien Socle Volcanisme

0

100 km

4º

Figure 1.4 : Carte géologique du nord de l’Algérie, et écorché pré-Mésozoïque de la plate-forme saharienne.

À cause de son extrême complexité géologique (fig. 1.4), cette province n’a pas connu d’activité d’exploration à l’image des autres provinces pétrolières du pays. Néanmoins, les travaux réalisés jusqu’à ce jour ont permis la mise en évidence de gisements d’huile, montrant ainsi un potentiel pétrolier certain dans le nord de l’Algérie. Ce potentiel est rehaussé par les excellentes perspectives de l’offshore algérien (93 500 km2) qui, après des études préliminaires, a montré l’intérêt pétrolier certain de ce domaine qui connaîtra certainement dans un avenir proche une intense activité d’exploration pétrolière.

1

5


Bassins de la province orientale L’ensemble des bassins d’Illizi, Oued Mya, Berkine et Amguid-Hassi Messaoud constitue un vaste domaine de près de 493 632 km2 (fig. 1.1 et 1.2). Les ressources piégées dans les différents bassins sédimentaires, tout au long de leur histoire géologique, sont loin d’avoir été toutes explorées et découvertes. Les bassins de Hassi Messaoud, Illizi et Oued Mya sont essentiellement paléozoïques. Quant au bassin de Berkine, son histoire géologique est plus complexe puisqu’il a été moins soumis à l’érosion hercynienne que les secteurs qui l’entourent et plus subsident au Mésozoïque. La quasi-totalité des réserves découvertes à ce jour se situe dans la partie est du Sahara, où les plus grands gisements en huile et gaz sont situés à Hassi Messaoud et Hassi R’mel. Le bassin de l’Oued Mya est limité à l’ouest par la dorsale d’Idjerane-M’zab et à l’est par la dorsale Amguid-El Biod, qui limite aussi au sud le dôme de Hassi Messaoud. Les bassins de l‘Oued Mya et le môle d’Amguid-Hassi Messaoud, qui sont comblés par une puissante série sédimentaire paléozoïque et méso-cénozoïque, recèlent d’importants gisements d’hydrocarbures mis en évidence dans le Cambrien, l’Ordovicien et le Trias.1 Les bassins d’Illizi et de Berkine sont bordés à l’ouest par la dorsale d’Amguid et à l’est par le môle de Tihemboka. Ils s’appuient au sud sur le bouclier Touareg. Plusieurs découvertes ont été mises en évidence dans ces deux bassins (Sonatrach et en partenariat). La majorité des anticlinaux explorés est concentrée dans les parties centrale et méridionale de la dorsale Amguid. Au niveau de certains hauts structuraux, les réservoirs érodés du Paléozoïque sont en contact direct avec les réservoirs triasiques, créant de ce fait un chemin de migration et d’alimentation en hydrocarbures. Pour la dorsale AmguidHassi Messaoud, les principales découvertes à mettre en exergue sont celles réalisées récemment sur le pourtour de Hassi Messaoud dans les réservoirs cambrien et ordovicien.

Stratigraphie Dans la partie septentrionale de la plate-forme (Oued Mya), la série sédimentaire type dont l’épaisseur peut atteindre 6 000 mètres (fig. 1.5), présente des dépôts paléozoïques souvent érodés jusqu’à l’Ordovicien et le Cambrien. Le Mésozoïque, discordant sur le Paléozoïque, est présent du Trias au Crétacé. Le Cénozoïque est représenté par une mince série détritique du Mio-Pliocène. Les séries sédimentaires caractéristiques des bassins d’Illizi et de Berkine, dont l’épaisseur augmente du sud vers le nord de 2 500 à plus de 6 000 mètres, présentent une série paléozoïque complète discordante sur le Précambrien, suivie de nouveau en discordance (hercynienne) par une série mésozoïque aussi complète, puis un Mio-Pliocène peu épais. Les formations mésozoïques affleurent au centre du bassin d’Illizi où elles sont en partie détritiques à la base. En ce qui concerne Berkine, les dépôts du Mésozoïque sont surtout caractérisés par une série argilo-détritique et évaporitique sur l’ensemble du bassin.

1

6

Bassins de la province orientale – Généralités

Lithologie

150 0-150 100

Anhydritique

220

Néocomien

200

Malm

220

Dogger

250

Anhydritique

200

Salifère

50 30

HB

Autrichienne

810

S1 + S2

Lias

Pyrénéenne

Couverture régionale

25 280

450

0-100

Argileux

0-20 0-120 0-180

T2 + T1 Roches éruptives

Série inférieure Ordovicien

Grès d’Ouargla Quartzites Hamra

0-50 50 75

Grès d’El Atchane

20

Argiles d’El Gassi

85

Zone des alternances

25 50 120

Ri Ra R2

0-300

80

S4

Hercynienne 200

Argileux

RDC-1/ Berkaoui-Benkahla BKHE-1 HGA-1,2/RDC-4/ Onj-76 HTF-1, HTF-2, HTFN-1 HDZ-2 Hassi Messaoud/Baguel Mesdar El Agreb-El Gassi HGA-1,3/OL-2

500

Trias

S3

Cambrien

Roches réservoirs

300

Aptien

300

R3 Socle Argiles Grès Sels Anhydrites

Roches couvertures

80 120

Barrémien

R1

Roches mères

120

Albien

Jurassique

Discordances

440

Mio-pliocène Eocène Carbonaté

Salifère Turonien Cénomanien

Crétacé

Sénonien

Tertiaire

Epaisseurs (mètres)

Carbonates Roches éruptives Roche mère principale Roches mères possibles

Panafricaine Réservoirs principaux Réservoirs secondaires Roches couvertures Huile

Figure 1.5 : Coupe lithostratigraphique type des bassins de l‘Oued Mya et Amguid.

1

7


Aspect structural

Distension du Cambro-Ordovicien et mise en place de la couverture sédimentaire

L’histoire géologique de la plate-forme saharienne est très ancienne. Son évolution est influencée par la présence de boucliers parfois très vieux, comme le bouclier Reguibat, qui a acquis sa stabilité entre 1 800 et 2 000 MA, et de boucliers plus jeunes comme le bouclier Touareg résultant de la phase panafricaine, qui date d’environ 500 MA. Le trait structural majeur est la présence de grandes failles sub-méridiennes verticales, soulignées par de puissantes bandes de mylonites. Ces accidents sub-méridiens sont décalés par un réseau de failles conjuguées. Les accidents du socle d’orientation N-S, NE-SO et NOSE sont au moins d’âge panafricain tardif. Ce réseau de fracturation jouera ultérieurement un rôle important sur la structuration et la sédimentation de la plate-forme saharienne (fig. 1.6). Plusieurs phases tectoniques ont modelé la plate-forme saharienne, à savoir : I la distension cambro-ordovicienne I la compression taconique I la compression calédonienne I les différents événements tectono-sédimentaires du Dévonien I les mouvements hercyniens I les événements méso-cénozoïques (phases Autrichienne et Alpine).

La phase orogénique panafricaine, qui prend fin au cours du Cambrien, est suivie d'une période d'érosion importante qui nivelle les structures et reliefs antérieurs. Il se forme une vaste pédiplaine appelée infra-tassilienne.2 Par la suite, l’environnement paléogéographique cambro-ordovicien est influencé par une instabilité tectonique qui se matérialise par des variations d'épaisseur et de faciès de part et d'autre des accidents sub-méridiens, dont l'exemple le plus remarquable est celui du môle de Foum Belrem. Plusieurs forages de la région de Hassi Messaoud et du bassin de l‘Oued Mya ont traversé des roches volcaniques intercalées dans des grès attribués au Cambrien (Ra et R2) et à l’Ordovicien. D'après le BEICIP-Sonatrach (1972), on est en présence de coulées plus ou moins basiques ou de fragments de spilites resédimentés en même temps que se déposent les grès de Hassi Messaoud.

Les mouvements hercyniens Ils sont divisés en mouvements précoces et majeurs (Paléozoïque terminal). Les mouvements hercyniens précoces ont en général une influence sur la sédimentation. Dans la région orientale (Illizi), on remarque aussi l’individualisation de certaines structures appuyées sur des accidents orientés nordouest–sud-est.

Bassin mésozoïque de l’Oued Mya

A NO

Atlas tellien

Hauts Plateaux

Atlas saharien

Môle de Tilrhemt

Môle d’El Biod

Hassi R´mel

Bassin de Berkine

Môle d’Hassi Touareg Touareg Hassi Messaoud Hassi Gassi Touil

Bassin d’Illizi

A’

Môle d’Ahara

Massif du Hoggar

0 1 000

Profondeur, m

2 000 3 000 4 000 5 000 Méso-Cénozoïque Paléozoïque Socle métamorphique

Figure 1.6 : Coupe géologique régionale.

1

8

Mio-Pliocène Crétacé Jurassique Trias

Carbonifère Dévonien Silurien Cambro-Ordovicien Précambrien

0

200 km

SE

Bassins de la province orientale – Généralités

33°00’

Kef el Argoub

N´goussa Takhoukht Hassi Messaoud

ss iB Ha de

a y M

lon

s

ke

es

K de

rah im

Ben Kahla

r k B

ban El Agreb

d i n s B

a

B

s

Gassi Touil

a

s

Zotti

Sill on

s

i n

de

e

Dor

e

e

Mesdar

e

l ’ O

El Gassi

d

31°00’

e

Baguel

u

e

d

Sil

i n

Berkaoui

Sil lon

32°00’

Toual

4°00’

5°00’

6°00’

7°00’

8°00’

Figure 1.7 : Écorché mésozoïque du champ de Hassi Messaoud et des zones environnantes.

Les mouvements hercyniens majeurs ont par contre joué un rôle majeur dans la structuration des différents bassins de la plate-forme saharienne et dans la distribution des roches réservoirs. Le résultat est bien visible sur l’écorché pré-mésozoïque (fig. 1.7) de la région de Hassi Messaoud.

Ce niveau présente une excellente richesse au nord et à l’ouest du dôme de Hassi Messaoud (fig. 1.8a). Il est généralement moins épais à l’est et au nord qu’à l’ouest (Oued Mya) où il atteint 60 m en moyenne. Le Silurien est

Structure actuelle

33°

Le schéma actuel est le résultat de l’action – sur un substratum fracturé, plissé et érodé, et sur la couverture sédimentaire – de plusieurs phases tectoniques qui peuvent être soit distensives, soit compressives. Celles-ci sont souvent en relation avec les mouvements relatifs des plaques lithosphériques issues de la désintégration de la Pangée à partir du Trias. Le réseau de fracturation de ces bassins est essentiellement nord-sud et nord-est–sud-ouest.3

32° Silurien érodé

31°

Roches mères 5°

Le Silurien est le principal niveau roche mère dans les bassins de l‘Oued Mya et Amguid-Hassi Messaoud, grâce à un niveau basal d’argiles radioactives gris noir à noires très riche en matière organique. Quelques régions en sont dépourvues par suite de l’érosion hercynienne.

6°

7°

8°

Figure 1.8a : Distribution du COT du Silurien autour de Hassi Messaoud.

1

9


en phase à huile dans la majeure partie du pourtour, à l’exception des régions ouest (HBA-1, BRD-4 et BK-1) où il serait à gaz (fig. 1.8b). L’époque de génération d’huile daterait de la fin du Jurassique-début du Crétacé pour la région orientale (GEA, EAT), et essentiellement du Crétacé pour la région occidentale. Elle est cénomanienne (90 MA) pour la bordure proximale, et aptienne (110 MA) pour la bordure distale. Vers les parties centrales des bassins de Berkine et de l’Oued Mya, la maturation serait liée à l’enfouissement atteint à la fin du Paléozoïque, d’où une génération d’huile datant de la fin du Dévonien-début du Carbonifère.4 Autour de Hassi Messaoud, le Silurien radioactif aurait généré 1 080 BBL (billions de barils) d’huile et 730 TCF (trillions de cubic feet) de gaz, et expulsé 850 BBL d’huile et 730 TCF de gaz. Avec un coefficient de piégeage moyen de 12 %, les quantités d’huile qui auraient été piégées seraient de 102 BBL. En tenant compte des réserves dont l’existence est prouvée (54 BBL), les quantités d’huile restant à découvrir dans la région seraient de l’ordre de 48 BBL d’huile, principalement dans les plays cambro-ordoviciens au nord-ouest de Berkine suivant l’axe structural REB-NZ, et au sud-est du flanc oriental du bassin de l‘Oued Mya ainsi que dans les plays triasiques, particulièrement les régions nord et ouest du dôme de Hassi Messaoud (OEM, BKZ, BKH). Les bassins d’Illizi et de Berkine présentent essentiellement deux roches mères, à savoir le Silurien et le Frasnien. Dans le bassin d’Illizi, le dépôt des argiles radioactives frasniennes est contrôlé par la paléo-topographie existant au début du Frasnien. L’épaisseur maximale se trouve vers le nord-est du Tinhert et le sud-ouest de la plate-forme d’Illizi. Un amincissement des épaisseurs est à noter vers l’est (môle de Tihemboka). Le Frasnien possède une bonne richesse en matière organique sur tout le bassin (2,4 à 10 % de COT). Les valeurs de COT (carbone organique total) initial excèdent les 7 % au nord du môle d’Ahara et vers la partie sud-occidentale du bassin d’Illizi. Le Silurien radioactif s’épaissit vers l’est de Tinhert et vers le sud-ouest de la plate-forme, avec des épaisseurs allant de 50 à 85 m. Sur le môle de Tihemboka, les épaisseurs varient de 20 à 35 m. Le Silurien radioactif présente d’excellentes valeurs en COT initial (fig. 1.8b), les régions les plus riches (COT de 9 à 11 %) se localisant dans la région de Tin Fouyé, au centre de la plate-forme

1

10

Tin Fouye

11,2 9,6 8,0 6,5 4,9 3,3 1,7 1,0 COT

Figure 1.8b : Carte de distribution des valeurs de COT (Silurien du bassin d’Illizi).

et vers le sud. En dehors de la région de Bordj Omar Driss, où cette roche mère est en début de génération d’huile à maturation modérée, la matière organique en question est en phase à condensat et gaz. Deux périodes d’expulsion ont été mises en évidence, l’une précoce vers les régions nord-est et ouest de la plate-forme d’Illizi (Carbonifère-Jurassique et Crétacé), et une seconde tardive vers le nord-ouest et le sud (Crétacé supérieur à Tertiaire). Le maximum d’épaisseur pour les argiles du Frasnien dans le bassin de Berkine a été enregistré dans la partie centrale (RKF-1, HAD-1, WT-1 et BKE-1). Elles sont complètement érodées en raison de l’érosion hercynienne à l’ouest. La richesse en matière organique augmente vers le nord-est. Les valeurs de COT varient de 4 à 6 % dans les régions de MLSE, EME-1, RKF-1, WT-1 et AKF-1 vers le nord. Le degré de concentration de la matière organique dépend en partie de l’environnement du dépôt (courants d’upwelling, milieu réducteur) et en partie du degré de maturation. Le Frasnien est en phase à gaz sec au centre du bassin (RMD-1, RKF-1). Le Silurien radioactif est en phase à gaz sec (TR > 90 %) dans la majeure partie du bassin de Berkine. Cependant, il est en phase à huile dans la partie nord (ANR-1, BTR-1, ELB-1, SMR-1) et vers le môle d’Ahara Est. D’une manière générale deux phases de génération d’hydrocarbures ont eu lieu : I une première, au Carbonifère, avec essentiellement de l’huile I une seconde, post-hercynienne, caractérisée par une génération de gaz humide durant le Crétacé inférieur et de gaz sec durant le Crétacé supérieur et le Tertiaire.

Bassins de la province orientale – Môle d’Amguid-Messaoud

Môle d’Amguid-Messaoud D’une superficie totale de 157 793 km2, le môle d’Amguid-Messaoud se distingue par différents éléments tectoniques délimitant un bassin où la colonne stratigraphique est plus ou moins complète.

Géologie La région de Hassi Messaoud est localisée dans la partie centrale du Sahara algérien, connue pour ses puits productifs d’huile principalement dans les réservoirs cambriens. Plusieurs gisements ont été mis en évidence, à savoir El Agreb, Zotti, El Gassi, Rhourde El Baguel et Mesdar. Le champ super-géant de Hassi Messaoud est un dôme large de près de 1 600 km2. Les dépôts cambriens qui sont représentés par des grès et des quartzites sont les mieux connus et constituent d’importants réservoirs (Cambrien Ri, Ra) (fig. 1.9). Le réservoir ordovicien (quartzites de Hamra), érodé sous la discordance hercynienne et constituant l’auréole de Hassi Messaoud, est un play pétrolier d’un grand potentiel. Il a fait récemment l’objet de nouvelles découvertes, dont HGA, HTF et HDZ.

SO HGA-2

12 km

13 km Md-36 Md-164

12.5 km Md-1

14 km Omp-35b

35 km Oni-17 One-23

20 km RDC-4 RDC-2

NE MOM-1

3 000

3 200

Profondeur, m

3 400

ZA

ZA Ri Ra

Ri Ra

Ra R2 Contact H/E R3

R2

Ri Ri Ra

Ra


R2

R3 R2

R3

3 600 Jurassique Trias Silurien

Ordovicien Ordovicien inférieur (quartzites de Hamra) Cambrien

Figure 1.9 : Région du champ d’huile de Hassi Messaoud. Coupe transversale schématique.

0

10 km

Argiles Microconglomératiques Grès de Ouargla Quartzites de Hamra Argiles d’El Gassi

1

11

inférieur

Système pétrolier

Silurien


Discordance hercynienne Wenlockien Argiles radioactives Llandovérien (50 m)

Play Cambro-Ordovicien

Dalle de M’Kratta (25m)

supérieur

Ashgillien

Argiles microconglomératiques (65 m)

Discordance taconique

Caradocien Grès de l’Oued Saret (60 m)

inférieur

Ordovicien

À l’instar des gisements de Hassi Messaoud et d’El Agreb-El Gassi productifs d’huile dans le réservoir cambrien, la majorité des structures forées ont révélé de nouvelles accumulations, mais relativement limitées (cas OL et HGA). Du point de vue superficie et fermeture, l’Ordovicien (quartzites de Hamra) a montré des colonnes imprégnées de plus de 100 m et des superficies dépassant les 500 km2 (zone HTF-HDZ). Les tests ont donné des débits variant entre 6 et 14 m3/h d’huile. La configuration en forme d’auréole de ce réservoir lui (fig. 1.10) confère un grand intérêt.

COT moy : 6-8 %

Llandeilien

Argiles d’Azzel(25 m)

Llanvirnien

Argiles de Ouargla (50 m)

Arénigien

Quarztites de Hamra (75 m)

HGA-1 : 500 bopd HGA-2 : 2 000 bopd HGA-4 : 1 450 bopd

Grès d’El Atchane (20 m)

Play Cambrien

Le sommet du réservoir Ri est un grès marin peu profond, transgressif. Il consiste en un grès propre bien classé, fin à moyen, avec une abondante bioturbation (skolithos). Son épaisseur est variable et il pourrait être discordant sur le réservoir Ra.

Unité Ri (50 m)

Unité Ra (120 m)

Md-28 : 1 150 bopd Hassi Messaoud El Agreb Zotti El Gassi Rhourde El Baguel Messdar HGA-1 : 2 000 bopd HGA-3 : 1 750 bopd 3 800 bopd OL-2 : 5 000 bopd

Unité R2 + Unité R3 (300 m)

Roche mère principale Roche mère possible Réservoir principal

Description lithologique du Cambrien Ri/Ra Une épaisse série de roches détritiques, constituée essentiellement par des grès, des quartzites et des conglomérats, est comprise entre le socle et l’Ordovicien. Le Cambrien y est représenté par une assise de sédiments gréseux divisée en deux membres, l’un inférieur et le second supérieur. L’épaisseur est de l’ordre de 150 mètres.

Argiles d’El Gassi (85 m)

Zone des alternances (25 m)

Cambrien

L’unité Ri forme la transition entre le faciès grossier de la zone Ra et le grès pélitique de la zone des alternances sus-jacente. Le passage de l’ensemble R2/Ra au Ri montre une variation évidente de faciès, les grès étant moyens à grossiers et bioturbés (skolithos).

Trémadocien

Gisement d’huile

Il est productif dans le gisement de Hassi Messaoud et tout autour, ainsi que dans les champs de Rhourde El Baguel, Mesdar, El Agreb, Zotti et El Gassi.

Réservoir secondaire Grès Argiles Roches éruptives

Figure 1.10 : Région du champ d’huile de Hassi Messaoud. Section dans le Paléozoïque.

voir Ra sont discontinus et de faible extension latérale, contrairement aux grès Ri qui montrent une meilleure continuité.

Réservoirs Ri/Ra

1

Le membre inférieur Ra (anisométrique) est représenté par des grès gris-blanc, fins à grossiers et par des conglomérats gris clair, ferrugineux par endroits, compacts et indurés. Le membre supérieur, appelé Ri (isométrique), est représenté par des grès gris-rosâtre de composition quartzitique à ciment siliceux. On note la présence de joints stylolitiques et de fissures.

Les réservoirs Ri et Ra rencontrés à la périphérie ouest du gisement de Hassi Messaoud (OL et HGA) sont de même type que ceux connus sur le gisement. Il en ressort une grande variabilité des valeurs de porosité et de perméabilité en relation directe avec l’hétérogénéité des grès cambriens.

Les réservoirs cambriens Ri et Ra apparaissent notablement différents. Les corps gréseux et les silts du réser-

Des études de carottes ont montré que les parties sommitale et médiane du réservoir Ri sont généralement mauvaises. Quant au drain D5 correspondant

12

Les caractéristiques de chaque membre dépendent de leur lithologie, de l’argilosité et de leur histoire diagénétique.


à la partie basale, il est le plus prometteur avec des productions en hydrocarbures très intéressantes dans la partie sud (HGA) et ouest (OL). Le Ra est par excellence le principal réservoir productif dans les gisements de Hassi Messaoud, El Gassi, Zotti et El Agreb (fig. 1.11).

350

50

300 40 250

Play Ordovicien Sédimentologie

20

100 10

0 3 200 Profondeur, m

0 3 300

3 400

3 500

3 600

Perméabilité Porosité Figure 1.11 : Caractéristiques pétrophysiques du réservoir Cambrien.

35

Lithologie

50

30

Cette formation est souvent décrite comme massive et compacte, d’une épaisseur moyenne de 90 m et constituée de grès blanc à gris-blanc, fin à moyen, localement grossier, silico-quartzitique à quartzitique, compact, dur avec des passées d’argile noire, silteuse et feuilletée.

40 25 30

20

L’existence d’un ichnofaciès lié à la présence de skolithos, qui sont parfois abondants à très abondants, est caractéristique d’un environnement marin de type avant-côte supérieure.

15

20

10 10 Perméabilité, mD

L’analyse des lithofaciès des niveaux carottés dans les quartzites de Hamra a montré l’existence de différents lithofaciès : I grès très fin à fin quartzitique à litage horizontal I grès très fin à fin quartzitique à litage oblique I grès très fin à fin quartzitique bioturbé I grès très fin à fin quartzitique à litage entrecroisé, granoclassé (exclusivement à HGA) I grès très fin à fin à copeaux d’argile, à galets d’argile et films argileux I grès très fin à fin quartzitique.

Porosité, %

50

5

0 3 300 3 350 Profondeur, m

Porosité, %

L’unité allant du Trémadoc au Caradoc, c’est-à-dire tout l’Ordovicien Inférieur, comprend deux cycles transgressifs-régressifs : I un cycle Trémadoc-Arénig inférieur : formations déposées en milieu marin peu profond à fluviatile ; I un cycle Arénig moyen-Caradoc, tronqué par endroits par la discordance taconique, comprenant les quartzites de Hamra, les grès de Ouargla, les argiles marines d’Azzel et les grès deltaïques à littoraux de l‘Oued Saret.

150

Perméabilité, mD

La discordance taconique sépare l’Ordovicien basal (Trémadoc) de l’Ordovicien sommital (Ashgill sup.) composé de formations fluvio-glaciaires et glaciomarines. Dans les parties ouest et est du dôme de Messaoud, la discordance taconique est matérialisée par une érosion due essentiellement à un rabotage glaciaire.

30

200

0 3 400

3 450

3 500

Perméabilité Porosité Figure 1.12 : Caractéristiques pétrophysiques du réservoir quartzites de

Réservoir quartzites de Hamra Dans le réservoir ordovicien, la section la plus importante est formée par les quartzites de Hamra, avec de nombreuses productions d’huile prouvées tout autour du gisement de Hassi Messaoud. Les quartzites de Hamra se présentent sous la forme de grès massifs, propres et bien développés, avec une porosité allant de 2 à 10 % et des perméabilités variant de 0,1 à 100 mD (fig. 1.12).

Hamra.

Cependant, les qualités réservoir sont variables en raison des effets diagénétiques, de la position de ces quartzites par rapport à la discordance hercynienne et aussi de la présence ou non des fractures qui augmentent de façon significative les valeurs de perméabilité. L’Ordovicien produit à partir de zones où les propriétés pétrophysiques

1

13


s’améliorent grâce à la fracturation. Son intensité est liée directement à : I la densité de la formation I l’épaisseur de la formation I la proximité du réseau de faille régional.

NO

1 000 1 500 2 000 2 500 3 000 Profondeur, m

La caractérisation pétrographique et pétrophysique du réservoir triasique est l’un des soucis majeurs. En effet, aux problèmes de discontinuité latérale des corps gréseux, il y a lieu de rajouter les problèmes de compaction en relation directe avec les phénomènes de diagenèse, ainsi que d’autres facteurs tels que la dissolution et l’altération des minéraux.

SE

500

Certains éléments, par exemple radioactifs, peuvent se concentrer dans le réseau de fracturation. L’analyse des données des diagraphies dans le champ de Hassi Terfa a permis d’observer des concentrations en éléments radioactifs (Th, K et U) et nous laisse supposer une relation entre ces éléments et la fracturation.5

Play Trias

Type Rhourde El Baguel

3 500

Crétacé Jurassique Trias salifère et anhydritique Trias argileux et volcanique

Ordovicien Cambrien Ri/Ra/R2 R3 Huile 0

2 km

Figure 1.13a : Schéma caractérisant les différents types de pièges.

Bétyles in situ de Tan Khadidja. Datant de la fin du Néolithique et des débuts de la Protohistoire (second millénaire avant J.-C.), ces pierres dressées ayant une fonction cultuelle sont censées représenter des êtres humains et pourraient indiquer un culte des ancêtres.

1

14


NO

Type El Gassi AR-3

(fluviatiles) à la base de la série et deviennent de plus en plus fins et évaporitiques vers le sommet.6

SE

GS-3 GS-5 GS-1

Types de pièges L’essentiel de l’exploration est concentré sur les pièges structuraux et mixtes, et une attention toute particulière est portée aux pièges stratigraphiques (lentilles gréseuses du Trias).

2 500 Lias

Trias

3 000

Profondeur, m

Contact H/E -3 090 m

Trias argileux Ordovicien Zone des alternances

Ri Ra R2

3 500

R3

Il s’agit de plis anticlinaux formés lors des différentes phases tectoniques, anticlinaux créés à la faveur d’une tectonique cassante ou limités sur leurs flancs par de grands accidents qui font partie du système très complexe de la dorsale Amguid-Hassi Messaoud (figs. 1.13a et 1.13b).

Huile 0

Un autre type de pièges peut être constitué par les corps gréseux fermés par biseautage latéral (fig. 1.13c).

2 km

Figure 1.13b : Schéma caractérisant les différents types de pièges.

Roches couvertures Le môle d’Amguid-Messaoud comprend plusieurs niveaux de roches couvertures qui varient en âge et en faciès.

Sédimentologie Les séries continentales du Trias moyen sont les premières à se déposer sur la discordance hercynienne. Les dépôts du Trias se concentrent dans des dépressions orientées nord-est/sud-ouest. La série sédimentaire est caractérisée par une importante formation évaporitique qui s’étale du Trias terminal au Dogger, et par des dépôts volcano-détritiques et lagunaires. Le bassin triasique occupe une très vaste dépression (plus de 200 000 km2) dont le remplissage a donné naissance à une très grande variété de faciès, en fonction de leur lieu de sédimentation et de leur éloignement par rapport aux différentes sources d’apport. En général, les dépôts sont franchement continentaux

Oued Mya

Les argiles d’El Gassi assurent la couverture des réservoirs cambriens et sont réparties sur toute la plate-forme saharienne. L’étanchéité du réservoir quartzites de Hamra dans l’Ordovicien est assurée par les argiles d’Azzel. Les couvertures les plus étanches sont constituées par les dépôts argilo-évaporitiques du Trias et du Lias.

Hassi Messaoud RDC-2

Berkine BST-1

FM-2

REH-1

50 m 0

Figure 1.13c : Pièges stratigraphiques.

1

15


Bassin de Berkine Le bassin de Berkine, intracratonique, se situe dans la partie nord-est de la plate-forme saharienne. D’une superficie globale de 102 395 km2, il est lún des plus importants bassins producteurs d’hydrocarbures (fig. 1.14). Il est essentiellement subdivisé en trois zones pétrolières.

situerait à plus de 6 000 mètres de profondeur. Sa partie centrale reste peu affectée par l’érosion hercynienne où la série terminale du Carbonifère est préservée. Sur les remontées structurales vers les bords du bassin, les séries paléozoïques sont successivement affectées par les érosions hercyniennes. Les pourtours du bassin stricto sensu sont caractérisés par les développements du Siluro-Dévonien sous le Mésozoïque.

Dépression sud-est–triasique

Le bassin est limité à l’ouest par les axes structuraux de Rhourde Nouss et au sud par le vieux môle d’Ahara-El Ouar, d’orientation est-ouest, qui le sépare du bassin d’Illizi.

Elle se superpose pratiquement à l’actuel sillon salifère de Dorbane et à ses extensions vers le sud-ouest. Cette région constitue la zone tampon entre le môle d’AmguidHassi Messaoud à l’ouest et le bassin de Berkine à l’est. Elle est caractérisée par les développements des réservoirs du Paléozoïque et du TAGI-TAGS auxquels sont associés les principaux gisements et découvertes connus : Rhourde En Nouss, Gassi Touil, Gassi El Adem, Hassi Chergui, Brides, Rhourde Adra, Rhourde Chouf. Ces découvertes d’huile, de gaz et condensat sont associées principalement aux réservoirs triasiques et quartzites de Hamra, et à des structures de grande amplitude délimitées généralement par des systèmes de failles inverses à grands rejets.

Dépression de Dahar Il s’agit d’un vaste monoclinal mésozoïque à pendage NE se superposant au haut structural de Dahar, lequel constitue le prolongement vers l’ouest de l’arche de la Djeffara tunisienne. Il est limité au nord par le sillon de Melrhir et constitue les bordures nord du bassin de Berkine. C’est un axe faiblement exploré en raison des développements limités des réservoirs triasiques, ordoviciens, et surtout en raison des risques liés à la maturation et aux limites d’extension de la roche mère silurienne. Cette zone est caractérisée par une érosion hercynienne et taconique importante, ainsi que par des développements d’axes structuraux NE-SO. La série triasique se superpose aux séries anciennes du Silurien au Cambro-Ordovicien.

En raison de l’importante subsidence qui l’a affecté au cours de son évolution, le bassin de Berkine montre la série sédimentaire la plus complète (plus de 6 000 m), avec trois cycles sédimentaires : paléozoïque, mésozoïque et cénozoïque (fig. 1.15).

Système pétrolier Roches mères Les deux roches mères principales reconnues sur l’ensemble du bassin correspondent au développement de séries argileuses noires, riches en matière organique, d’origine marine, marquant le début de la période de transgression lors du Silurien et du Frasnien. Leur extension dans le bassin de Berkine dépend du degré d’érosion durant la phase hercynienne. La roche mère silurienne, d’extension régionale, constitue le principal générateur

Sillon de Melrhir Bassin Triassique

T u n i s i e Dépression Du Dahar Haut du Dahar

Hassi Messoud Dorsale d’Hassi Messaoud Oued Mya Sillon de Dorbane

Bassin de Berkine Dépression de Berkine

El Agreb

Ghadames

Dépression de Berkine

Dépression triasique

Haut d’Ahara L i b y e

La région est topographiquement caractérisée par une épaisse couverture dunaire de l’Erg oriental. Il s’agit d’une vaste dépression paléozoïque où le socle se

1

16

Figure 1.14 : Éléments structuraux du bassin de Berkine.

Bassins de la province orientale – Bassin de Berkine

Formation

Tertiaire

Evénements tectoniques Alpine (Pyrénéen Non conf.)

supérieur Crétacé Autrichien Non conf.

Dépression continentale intérieure. Compression

inférieur

supérieur

moyen Jurassique Horizon ‘B’ S1-S2 inférieur

S3

supérieur

Permien

moyen inférieur supérieur inférieur F

Hercynien Non conf.

supérieur

A F2

moyen

F3

inférieur

F4-F5 F6

supérieur Silurien moyen inférieur supérieur Ordovicien

moyen inférieur

Cambrien

Frasnien Non conf.

B2 B1 A2 A1 M2 M1 Argiles

Calédonien Non conf.

Argil. Microgl.

Taconien Non conf.

Grès O. Saret Argil. d’Azzel Grès de Ouargla-Quartzites de Hamra Grès d’El Atchane Argiles d’El Gassi Zone d’alternance Ri Ra R2

Laguno-marin limité

Lagunaire continental

Ourhoud Berkine Bir Rebaa W. RH. el Khrouf El Merk El Borma Menzel Lejmat

Rh. El Khrouf Berkine E. Bir Rebaa N. Menzel Lejmat

Continental marin peu profond

Bir Berkine El Merk est

Marin peu profond limité

Fluvial/glacial

Semhari Ain romana brides

Rift

Dévonien

B

Dépression continentale intérieure

E D C inférieur

Fluvio-lacustre continental

Fluvio-lacustre marin-continental peu profond

supérieur Carbonifère

Gisements

Marinlimité-lagunaire alternés ouverts

Rift

Argileux S4 Tags Carbonate Tagi

Trias

Environnement SR RR Couverture de dépôt

Dépression cont. intérieure+ fracturation

Lithologie

Âge

Panafricain Non conf.

H. Messaoud Rh. El Baguel

Précambrien

Figure 1.15 : Colonne stratigraphique du bassin de Berkine.

1

17


d’hydrocarbures dans la région (fig. 1.16). La roche mère frasnienne a une extension plus limitée et se localise dans la partie centrale du bassin. Les principaux réservoirs du bassin sont ceux du Trias, du Carbonifère, du Dévonien inférieur, de l’Ordovicien et du Cambrien (Tableau 1.1).

Réservoirs TAGS (Trias Argilo-Gréseux Supérieur) Le TAGS est présent dans la dépression SE triasique, au sud-ouest du bassin. Il correspond à un épisode gréseux terminal du Trias post-rift. D’une épaisseur moyenne de 100 à 150 m, il est constitué de séquences de chenaux fluviatiles et deltaïques caractérisées principalement par un grain moyen à grossier dénotant la proximité des sources d’apport. Cette série se termine en biseau vers le sud-est sur le haut de Maouar et disparaît à l’ouest contre la faille de Ramade et le môle d’El Biod. Vers le nord, elle devient progressivement argileuse puis salifère (équivalent du S4). Le TAGS, excellent réservoir, constitue le principal objectif pétrolier dans la région de Rhourde En Nouss - Rhourde Chouff - Hassi Chergui Gassi Touil - Rhourde Adra - Brides.

444

424 3,55*106 1 0,9

443

3,5*106

0,1 0 COT

3,4*106

KA-1BIS HTB-2 441

REN-1

3,45*106

0,3

442

REL-1 GEF-1 407 403

0,7 0,5

432 BRT-1 ANR-1 401

236 215 NZN-1

402

GEAN-1 GEA-1

NZE-1

BRD-4

406

404 405

237 HSN-1 TG-3 GT-3 214 246 RHA-1 213 DKL-1 3,3*106 AZS-1 RNNE-2 RNSA-3 ARG-1 RNSW-1 DRA-1 RA-4 221 SOH-1 MKS-1 3,25*106 RMN-1 ELA-1 REO-1 3,35*106

440 212 243 222

208

209

211

210

OU-101 SED-1 ET-101

235 TZM-1 TTD-1 ZM-1 THD-1bis

Figure 1.16 : Carte de maturité du Silurien.

ties centrale et NE du bassin de Berkine sont marquées par le début d’une période transgressive marine de la base du Trias carbonaté.

Carbonifère D’âge strunien à viséen, les réservoirs du Carbonifère se présentent sous la forme d’intervalles gréseux compris dans des séquences argilo-gréseuses liées à un environnement de dépôt marin peu profond.

Trias carbonaté-Trias intermédiaire L’épisode de formation du rift Trias carbonaté-Trias intermédiaire est caractérisé par des faciès argileux, généralement dolomitiques, et de séquences gréseuses du Trias intermédiaire bien développées dans la dépression SE triasique. Ses épaisseurs sont variables, influencées par les rejeux en distension des failles majeures. Du point de vue potentiel réservoir, il présente peu d’intérêt. Les principaux résultats pétroliers sont obtenus dans la région de Rhourde En Nouss et Hassi Chergui. Dans le bassin de Berkine, des passages gréseux d’extension réduite ont produit des huiles (SFSW - SF - BRSE).

TAGI (Trias Argilo-Gréseux Inférieur) Le TAGI constitue la série basale du Mésozoïque. Il est caractérisé par des dépôts de type fluviatile se développant sur l’ensemble du bassin. Le TAGI présente deux séquences principales : I Le TAGI inférieur, ou série de comblement, dont les extensions et épaisseurs sont régies par la paléotopographie post-hercynienne. I Le TAGI moyen à supérieur où domine une « chenalisation » de type méandriforme à anastomosé. Les séquences terminales du TAGI supérieur dans les par-

Le Carbonifère basal présente une extension restreinte dans la partie centrale et les bordures occidentales du bassin de Berkine. Les allures des faciès gréseux de type proximal dénotent le rôle prépondérant des reliefs anciens d’AmguidMessaoud et du Dahar ayant servi de sources d’apport majeur. Les réservoirs du Strunien et du Carbonifère présentent des épaisseurs moyennes de l’ordre de 20 à 50 m et ont d’excellentes caractéristiques pétrophysiques. Ces grès sont productifs de gaz à condensat et d’huile à Menzel Lejmat (MLN) et d’huile à Rhourde El Khrouf (RKF).

Dévonien inférieur Les réservoirs du Dévonien inférieur sont représentés par deux séquences essentielles du Gedinnien, où prédomine une série de grès massifs de type fluviatile (post-calédonien) d’une épaisseur moyenne de l’ordre de 200 m, et du Siegénien transgressif qui présente des passages gréseux, correspondant à des réservoirs de type cordon littoral et deltaïque. La répartition des faciès du Dévonien inférieur est aussi marquée par les influences des reliefs majeurs d’Amguid-Messaoud et des provenances détritiques du SE vers le bassin de Berkine. Ces grès à bonnes caractéristiques pétrophysiques sont reconnus à gaz à condensat et huile légère dans la zone de MLSE et MLE.

Roche mère du bassin de Berkine

Épaisseur moyenne

COT

Les argiles radioactives du Silurien

30–40 m

3,5–17 %

Les argiles radioactives du Frasnien

10–30 m

2,5–6,6 %

Tableau 1.1 : Les principaux réservoirs du bassin de Berkine.

1

18


Ordovicien Les quartzites de Hamra et les grès de Ouargla constituent les deux principaux réservoirs de l’Ordovicien. Ils sont essentiellement reconnus à ce jour comme potentiels dans la zone de la dépression SE triasique (gaz et huile à Hamra et Rhourde Nouss, huile à Nezla) et dans la dépression de Dahar (huile sur le gisement de Semhari) sur les extensions des axes structuraux de Rhourde El Baguel. Ces réservoirs, d’une épaisseur moyenne de 250 m, évoluent progressivement depuis la dépression SE triasique en se biseautant en direction du nord-est vers la région de Touggourt-Semhari. Les productions dans ce type de réservoirs quartzitiques sont essentiellement liées à l’existence de fracturation.

Dans le Carbonifère et le Dévonien, les couvertures sont représentées par les argiles intraformationnelles. Sur les bordures de bassin, les passages du TAGI basal de mauvaises caractéristiques représentent localement une couverture verticale associée au Trias carbonaté.

Cambrien

Dans le Cambrien, la couverture est assurée par les argiles d’El Gassi. Latéralement, les rejets verticaux des failles associées aux axes structuraux assurent les fermetures latérales.

Les réservoirs du Cambrien sont représentés par trois unités R1 (Ri, Ra), R2, R3. Les meilleurs réservoirs sont rencontrés au niveau des grès du Ri et du Ra, qui sont généralement quartzitiques. Les grès du Cambrien sont productifs d’huile à Rhourde El Baguel, Ain Romana et Damrane. Les réservoirs cambro-ordoviciens reconnus à ce jour se situent sur les bordures nord et ouest du bassin de Berkine.

Couvertures L’étanchéité des réservoirs triasiques est assurée par les argiles du Trias carbonaté-Trias intermédiaire et les évaporites du Trias-Lias. Les rejets des failles assurent dans la plupart des pièges une étanchéité latérale.

NO

BRW-1

La couverture des réservoirs de l’Ordovicien et du Cambrien est assurée respectivement par des argiles du Silurien et de l’intra-Ordovicien.

Pièges Les pièges sont de deux types : structuraux et stratigraphiques (fig. 1.17). Les pièges structuraux sont des pièges liés aux phases compressives hercynienne et autrichienne. Dans les anticlinaux simples, l’exemple le plus marquant est la structure de RKF, structure polyphasée non faillée.

MLSE-1

AKF-1

SE

Aptien

Crétacé

Évaporites jurassiques TAGI

Discordance hercynienne

Carbonifère

Crétacé Évaporites jurassiques S3+S4

Trias carbonaté Grès TAGI Carbonifère

F1 F2 F3+4

Roche mère frasnienne (mature) U. Silurien sst Roche mère Tannerzuft/M. Yaha

Ordovicien Cambrien

Figure 1.17 : Pièges et migration dans le bassin de Berkine.

1

19

Δt (μs/pied)

443b

42%

32°

Keskessa

Silurien radio

Hassi Messaoud

0,0

40,0

GR (gAPI) 150,0

Résultats

LIAS LIAS ARG. 402b 404a

Hassi Touareg 237 Toual 246

212

402a 406b

Hassi Chergui 211

3 364,0 m 100,0 % 3 373,0 m

TAGS

Brides

406a

33°

140,0

432

Rhourde el Baguel Mesdar 439 Nezla 215

Étage

445

Systèm

Heure 444

Profondeurs


3 400 3 407,0 m 100,0 % 3 425,0 m 100.0 % 3 443,0 m

210 235

3 450

TAGI Silurien radioactif F6 Frasnien radioactif Carbonifère

TRIAS TAC

Les anticlinaux faillés sont des structures contre faille du type d’Ourhoud et Rhourde Nouss. Les pièges stratigraphiques sont des biseaux sous discordance, contre faille, ou des lentilles gréseuses associées aux extensions des faciès du Trias et du Carbonifère. Ces pièges sont principalement mésozoïques (Trias) et localement paléozoïques (Dévonien inférieur et Carbonifère).

3 550

3 600 TINT 1

Figure 1.18 : Bassin de Berkine. Limites d’extension des réservoirs et des roches mères.

3 500

TAGS, TAGI, B1, M1): HC D’APRES DIAGRAPHIES

TINT

Hamra

3 650

Les plays dans le bassin de Berkine sont au nombre de quatre plays : Trias, Carbonifère, Siluro-Dévonien et Cambro-Ordovicien (fig. 1.18).

Roche mère

20

Silurien radioactif et Frasnien

Roche couverture Argiles et évaporites Intra-Trias et Trias-Lias Piège

1

100.0 % 3 690,0 m

Figure 1.19 : Résultats pétroliers dans le Trias.

Play Trias Il y a trois réservoirs dans le play Trias (fig. 1.19) : I grès du Trias Argilo-Gréseux Supérieur (TAGS), productif d’huile dans le gisement EMK ; I grès du Trias carbonaté, productif d’huile à Rhourde En Nouss et Hassi Chergui ; I grès du Trias Argilo-Gréseux Inférieur (TAGI), productif d’huile dans les gisements d’El Borma, Zemlet En Nouss, Keskessa, BRW, ROM, EME, HBN, HBNS, BKE, etc. et productif d’huile et de gaz dans les gisements RDB, RERN (Tableau 1.2).

3 672,0 m

B2 TAGI

Les pièges sous discordance se trouvent dans la partie nord-ouest du bassin où le Dévonien inférieur est biseauté sous les roches éruptives ou sous le Trias. Les lentilles gréseuses du Trias carbonaté peuvent former des pièges stratigraphiques locaux si elles se trouvent sur le chemin de migration des hydrocarbures.

De type structural, associé à des failles (structures anticlinales à fermeture contre faille), engendrant une juxtaposition des réservoirs avec les formations argileuses Trias–Lias

Tableau 1.2 : Roche mère, roche couverture et type de piège dans le Trias.

Roche mère

Argiles du Silurien radioactif et du Frasnien

Roche couverture Argiles Intra-Carbonifères Piège

Structural

Tableau 1.3 : Roche mère, roche couverture, et type de pièges dans le Carbonifère.

Couvertures

0,0

Δt 140,0 (μs/pied) 40,0 GR 150,0 (gAPI)

Profondeurs


Play Carbonifère Carottes

Tags 100,0 % 100,0 %

3 240 3 280

Tint. II

TC6.E.SALEE(290G/L)

3 200

TCEE.SALEE+Tr. H(300G/L)

Lias Arg. 3 160

Tests

3 320 3 360 3 400

T Arg. moy

Le réservoir du Carbonifère se présente sous la forme d’intervalles gréseux compris dans des séquences argilogréseuses liées à un environnement de dépôt marin peu profond (Strunien). Les formations du Tournaisien-Viséen sont fluvio-deltaïques. Les grès du Viséen sont productifs de gaz et de condensat à ORD-1. Les grès du Tournaisien sont productifs de gaz et condensat à Menzel Lejmat. Le réservoir présente des porosités de l’ordre de 20 % et une perméabilité de 86 mD à 600 mD (MLN-4). Le réservoir eifélien, rarement développé dans le bassin de Berkine, se manifeste par une séquence présente localement dans la région d’El Merk et produit du gaz sec à EME-1 (Tableau 1.3).

Play Siluro-Dévonien Réservoirs :

Tint. I

3 440

Les réservoirs du Dévonien inférieur sont reconnus à gaz sur MLSE-1,3 et MLE. Les grès du Dévonien inférieur sont d’origine fluviatile. I Les réservoirs du Silurien argilo-gréseux (unités M, A et B) sont productifs d’huile et de gaz à Rhourde En Nouss et Rhourde Adra. I Les grès de l’Emsien-Siegenien sont productifs à BBK, BRW, ROM et ZEA. I Les grès du Gedinnien (Tadrart) sont des grès massifs de type continental. Des quantités appréciables d’hydrocarbures ont été mises en évidence à BRN, BRSW, ZEK (fig. 1.20). I Strunien : ce réservoir est productif dans les bordures ouest et centrales de Berkine à EME, EMK, EMN (Tableau 1.4).

100,0 %

3 560

DH

3 600

Gedinnien

I

Tagi

100,0 % 100,0 % 100,0 % 100,0 %

3 480 3 520

DC

3 720

TF4.N.REUSSI

100,0 %

TF3.N.REUSSI TF5.e.SALEE(31,5g/L)

3 680

TF2.N.REUSSI

3 640

3 760 3 800 3 840 3 880

0,100,0 % 0,100,0 %

3 920

Figure 1.20 : Résultats pétroliers dans le puits REH-2 (Dévonien inférieur et Trias).

Roche mère

Argiles du Silurien

Roche couverture Argiles de l’intra-Dévonien Piège

Le piégeage des hydrocarbures dans les réservoirs dévoniens est de type mixte, structural et stratigraphique. Les rejets verticaux des failles associées aux axes structuraux assurent les fermetures latérales

Tableau 1.4 : Roche mère, roche couverture, et type de pièges dans le Siluro-Dévonien.

1

21


Systèm Étage

Heure

0,0

GR (gAPI)

150,0

40,0

A micro.

4 750

4 800

A. Azzel GO

4 950

5 000

Il est certain que le potentiel en hydrocarbures en dehors des zones de développement et de production en cours reste important.

1

22

100,0 %

TC-1: 271 000 m3/j

Ordovicien

4 900

5 045,5 m 100,0 % 5 043,3 m

QH

Le bassin de Berkine est l’un des plus importants bassins producteurs d’hydrocarbures. L’effort d’exploration dans ce bassin a connu un grand essor. L’activité sismique et forage a été intense. I De 1986 à 2004 : environ 43 097 km de sismique 2D ont été acquis. 2 I De 1995 à 2004 : environ 8 119 km de sismique 3D ont été acquis. I De 1985 à 2004 : environ 215 forages ont été réalisés.

4 710,0 m 100,0 % 4 728,0 m 100,0 % 4 746,0 m 100,0 % 4 760,0 m 4 795,0 m 100,0 % 4 798,0 m

4 850

5 050

Résultats et perspectives

Résultats

om

Les grès quartzitiques du Cambrien ont généralement des caractéristiques pétrophysiques médiocres. Les valeurs de porosités sur carottes sont faibles (5,0 à 6,0 %), et les perméabilités varient de 0,01 à 0,16 mD. Le système de fracturation est conditionné par la tectonique de transpression et joue un rôle prépondérant sur l'intérêt pétrolier. La diagenèse très poussée, provoquée par la compaction, et la pression de dissolution, a souvent abouti à la quartzification des sédiments. Les principaux résultats pétroliers positifs ont été rencontrés à Damrane (gisement à huile). Les autres forages qui ont rencontré le Cambrien se sont révélés aquifères ou secs (Tableau 1.5).

Δt (μs/pied)

140,0

G.O. Saret

Les quartzites de Hamra constituent un réservoir homogène massif, compact, fissuré, à très faible porosité matricielle, qui est de l’ordre de 4 à 5 %. La fissuration est importante et joue un rôle en favorisant la perméabilité qui est de 50 à 100 mD dans la structure de Hassi Larroque. Plusieurs découvertes ont été faites dans ces réservoirs, à Brides (gaz), Nezla, Meksem, Rhourde Adra Sud et Gassi El Adem (gaz et huile) (fig. 1.21).

Profondeurs

Play Cambro-Ordovicien

5 100

Figure 1.21 : Résultats pétroliers dans l’Ordovicien.

Roche mère

Silurien radioactif

Roche couverture Argiles d’El Gassi, couverture du Cambrien ; Argiles d’Azzel, couverture de l’Ordovicien Piège

Le piégeage des hydrocarbures dans les réservoirs cambro-ordoviciens est de type mixte, structural et stratigraphique

Tableau 1.5 : Roche mère, roche couverture, et type de pièges dans le Cambro-Ordovicien.

Bassins de la province orientale – Bassin de l‘Oued Mya

Biskra GZ1

3 800

Ain Naga

Djelfa GZ2

GK1

GO2

OZ1

GO1

OB1

GZ3

OK1

ric

LZ1

Bordjnili LNZ1

Meskar

3 650 Bousbaa Dj Bissa

GPDF

Belektaief

3 600

em

En

Laghouat

NZ1

3 700

(G

OZ2

)

oM

ati

ei

GK2

3 750

Hassi R’mel Sud LR1 LNZ1

3 550

Garet Chouf Boukhezzana Ouarsenis Nord Oulouga Ouarsenis Hassi R’mel Guellala NE GR1 Moukhag El Kebach Oued Noumer GR2 El Haicha N’goussa Djorf Zelfana Mellala Zidane Lakhdar Draa Temra Kef El Argoub Ait Kheir H El Beida H El Mokta

OZ1

3 500

OZ2

Bir Seba

Rhourde Chegga Haoud El Hamra Hassi Messaoud NH2 Rhourde El Baguel

Bab Hattaba

O. Merabia NH1

El Oued

Ouargia Haoud Berkaoui Ben-Kahla Est Ben-Kahla GR1

OH1

OD1

OD2

GR2 GM1 OH2

LR1

300

350

400

450

500

550

600

650

700

750

800

850

900

950

1

23


Le bassin est limité par le haut structural DjemaaTouggourt au nord, le bassin du Mouydir au sud, le haut structural d’Amguid-Messaoud à l’est, et la voûte d’Allal à l’ouest. Les principaux éléments structuraux sont de direction N-S et NE-SO (fig. 1.24). Le schéma structural actuel du bassin est le résultat de plusieurs phases tectoniques dont les plus importantes sont la panafricaine, l’hercynienne, l’extension Trias-Crétacé, l’autrichienne et la phase majeure alpine.

S

Bassin de l’Oued Mya Bloc d’El M’Zaid

Ensellement de Touggourt Bloc de Guerara

B’

B

NO

Les argiles à graptolites du Silurien radioactif constituent la roche mère principale du bassin. Elles ont, quand elles ne sont pas affectées par l’érosion hercynienne, une épaisseur moyenne de 50 m et des teneurs en carbone organique total initial d’une valeur moyenne de 11 %. Cette excellente roche mère est en phase à huile depuis le Crétacé supérieur. Elle atteint la phase à gaz dans certaines zones très enfouies (Benoud). Trois principales « Kitchen Areas » sont reconnues dans le bassin : les sillons de Benoud et Melrhir, et l’axe de la dépression Oued Mya. Les argiles d’El Gassi et les argiles d’Azzel de l’Ordovicien constituent des roches mères secondaires. Les principaux réservoirs dans le bassin sont constitués par les grès fluviatiles du Trias qui incluent : I l’unité série inférieure (centre du bassin et sud de Hassi R’mel), I l’unité T1 (nord de la partie centrale du bassin et région de Hassi R’mel), I l’unité T2 (région de Hassi R’mel). Les grès quartzitiques de l’unité quartzites de Hamra (Ordovicien) considérés comme objectif principal depuis la récente découverte d’huile dans la structure de Berkaoui (puits BKP).

N

SE

Sillon de Benoud

Voûte de Tilrhemt

Bassin de l’Oued Mya

A

A’

Crétacé Jurassique Trias Silurien et Dévonien Dévonien Ordovicien Cambrien

B A

Ensellement de Touggourt Bassin de l’Oued Mya Hassi Messaoud Ridge

A’ B’

Sillon de Benoud Voûte de Tilrhemt Figure 1.24 : Coupes géologiques N-S et NO-SE dans le bassin de l‘Oued Mya.

Le piégeage dans le bassin est de type structural, mixte ou purement stratigraphique. L’alimentation des réservoirs se fait verticalement à l’aide des failles et/ou latéralement le long des drains constitués par les niveaux réservoirs.

Système pétrolier Play Trias

1

Les réservoirs secondaires sont : I les grès du Dévonien inférieur, les grès quartzitiques de l’Ordovicien (dalle de M’Kratta, grès de l‘Oued Saret, grès de Ouargla, grès d’El Atchane) et les grès du Cambrien ; I les grès et carbonates du Moscovien au NO du bassin et les carbonates du Jurassique au NE.

Dans le bassin de l‘Oued Mya, le Trias argilo-gréseux correspond à un ensemble détritique azoïque, recouvert par les dépôts évaporitiques du Trias salifère S4, et qui repose en discordance angulaire sur des formations d’âge variable du Cambrien au Dévonien inférieur. Le Trias est délimité à la base par la discordance hercynienne et au sommet par la base du repère dolomitique2 D2 d’âge hettangien et d’extension régionale. Les datations palynologiques permettent d’évaluer l’âge des dépôts triasiques du Carnien inférieur au Rhétien.

La couverture régionale des réservoirs triasiques est constituée par les évaporites du Trias (salifère S4) et du Lias (niveaux S3 à S1). Pour les réservoirs paléozoïques, la couverture est assurée par les séries argileuses intercalées.

Dans le bassin de l‘Oued Mya, le Trias est subdivisé en six unités lithologiques qui sont, de bas en haut : la série inférieure, les roches éruptives, le niveau T1 (membres C et B), le niveau T2 (membre A), l’argileux inférieur et le salifère S4. La topographie de la surface de la discordance hercynienne et le régime

24


tectonique en extension durant l’activité du rift triasique sont les facteurs majeurs contrôlant la distribution des sédiments triasiques. Ces derniers se sont déposés en climat semi-aride à aride sur une large surface, sous forme de dépôts de remplissage de vallées fluviatiles. Les niveaux série inférieure, T1 « B & C » et T2 « A » constituent les principaux réservoirs dans le bassin. La roche mère principale pour les réservoirs triasiques du bassin de l‘Oued Mya est constituée par les argiles radioactives du Silurien. Les argiles de l’Ordovicien (argiles d’El Gassi et argiles d’Azzel) constituent des roches mères secondaires. L’alimentation des réservoirs en hydrocarbures se fait par migration verticale le long des failles et/ou par migration latérale le long des drains perméables.

Eau déplacée Hydrocarbures Eau déplacée déplacés Hydrocarbures déplacés

Eau Huile

Eau

Roche ignée

Huile

ZDEN SWE M2R2

CNC

(gAPI) 150 0,2 (ohm.m) 2 000 45

GR

0,5

1,85 (m3/m3) 2,85

M2RX’

-15

Δt

150 (gAPI) 300 0,2 (ohm.m) 2 000 140 (µs/pied) 40

Profondeurs

GR 0

Quartz

Analyse des fluides ELAN

1

0

(V/V)

Zone productrice nette

SW (m3/m3)

Eau liée

0 0

()

10

1:500 SWE_6846_0_4 Igp_Area_41_ 0 m

Illite Chlorite Zone productrice nette ()

10

Réservoirs Série inférieure Elle représente le terme de base du Trias et constitue le réservoir principal dans la partie centrale de la dépression (bloc 438). Elle est représentée par une alternance d’argile silteuse brune à verte et de grès blancs, brun-rouge à verdâtres, fins à grossiers et conglomératiques. Dans les zones les plus proches des sources d’apport, le matériel détritique est plus grossier et à conglomérats abondants (zones de Benkahla, Haoud Berkaoui, Garet Echouf, Guellala), avec de minces bancs d’argile intercalés. Ils se sont déposés dans un environnement fluviatile à réseau en tresse, provenant des môles de Hassi Messaoud et de Tilrhemt-Hassi R’mel et évoluent vers le nord vers des dépôts de type méandriforme, avec une influence marine qui se fait sentir par des niveaux de plus en plus carbonatés. L’épaisseur totale de la série inférieure est en moyenne de 50 à 70 m (variant de 0 m à plus de 90 m). La qualité réservoir de cette unité est largement contrôlée par les faciès sédimentaires et leurs caractéristiques texturales. La taille des grains et les taux de ciments et liants sont les facteurs principaux contrôlant la perméabilité. Les grès de la série inférieure ont subi les effets d’une activité diagénétique intense au nord du bassin. La pression-dissolution et la formation de quartz de nourrissage y sont communes. Les ciments anhydritiques, carbonatés et salifères sont aussi présents.

3 500

Les porosités moyennes de la série inférieure sont de 9 à 12 % et les perméabilités peuvent dépasser les valeurs de 100 mD (fig. 1.25). 3 520

Niveaux T1 et T2

3 540

3 560

3 580

3 600

Ces niveaux sont représentés par des grès brun-rouge, fins à grossiers, et des argiles brun-rouge silteuses et légèrement dolomitiques. Leur sédimentation, tout comme celle de la série inférieure, est caractérisée par une augmentation de la subsidence et des épaisseurs vers le NE. Elle est contrôlée par le nouveau relief créé par la mise en place de dépôts éruptifs et les rejeux tectoniques liés à l’activité du rift triasique. Les unités T1 et T2 ont été déposées dans un environnement continental fluviatile, passant progressivement vers le NE à une sédimentation fluvio-deltaïque. Les corrélations diagraphiques montrent une superposition de plusieurs séquences correspondant à des dépôts de chenaux ou point bars. Les grès sont gris et rouges, micacés, grossiers à la base ou avec des galets d’argile.

Figure 1.25 : ELAN : réservoir série inférieure (Trias, bassin de l‘Oued Mya).

1

25


Les séquences sont séparées par des bancs d’argile, brun-rouge ou gris-vert, de plaine d’inondation avec présence de paléosols. L’épaisseur totale des unités T1T2 est en moyenne de l’ordre de 100 m et augmente vers le nord, où elle peut dépasser les 200 m.

Roche mère

Roche couverture Assurée à l’échelle régionale par l’épaisse série évaporitique du salifère S4 du Trias et les niveaux S3 à S1 du Lias. Les argiles intercalées entre les réservoirs triasiques peuvent constituer des couvertures à l’échelle locale. Les roches éruptives, quand elles sont assez épaisses et non fracturées, constituent une bonne couverture locale pour le réservoir série inférieure Piège

Les porosités moyennes des réservoirs T1 et T2 sont de 15 à 20 % et les perméabilités moyennes sont supérieures à 200 mD (Tableau 1.6).

Argiles du Silurien radioactif (principale) ; argiles d’El Gassi et argiles d’Azzel (secondaire)

De type structural (structures de faible amplitude), mixte (cas de la structure de Benkahla) ou purement stratigraphique (biseau et point bar des réservoirs de la série inférieure et du T1)

Tableau 1.6 : Roche mère, roche couverture, et type de pièges dans le Trias.

Play Ordovicien L’Ordovicien, productif d’huile dans plusieurs puits du bloc 438, débute par des dépôts évoluant du type continental à marin, marquant le début d’une transgression marine qui se termine par une période glaciaire. Il est subdivisé en huit formations qui sont de bas en haut : I argiles d’El Gassi I grès d’El Atchane I quartzites de Hamra I grès de Ouargla I argiles d’Azzel I grès de l‘Oued Saret I argiles micro-conglomératiques I dalle de M’Kratta.

Tin Amali (tassili des Ajjer).

1

26

Roche mère

Argiles du Silurien radioactif (principale) ; argiles d’El Gassi et argiles d’Azzel (secondaire)

Roche couverture Séries argileuses d’âge ordovicien intercalées entre ces réservoirs, les argiles du Silurien radioactif et du Dévonien quand elles ne sont pas érodées, argiles et roches éruptives du Trias Piège

Structures anticlinales ; pièges de type mixte, à composante lithologique

Tableau 1.7 : Roche mère, roche couverture, et type de pièges dans l’Ordovicien.

Roche mère

Argiles du Silurien radioactif

Roche couverture Séries argileuses sus-jacentes du Dévonien inférieur et/ou argiles et roches éruptives du Trias Piège

De type mixte et structural

Tableau 1.8 : Roche mère, roche couverture, et type de pièges dans le Dévonien.


L’alimentation des réservoirs ordoviciens se fait par migration latérale le long des drains et/ou verticale le long des failles.

Réservoirs Les formations des grès d’El Atchane, des quartzites de Hamra, des grès de Ouargla, des grès de l‘Oued Saret, et la dalle de M’Kratta présentent des

HCAL 4

1:800 0 m

(gAPI) 150

Eau liée

Eau

Illite

SW

Huile

Chlorite

SW

ELAN Analyse des fluides

Analyse volumétrique

(pouces) 14 7( ) 0 GR

Quartz

Hydrocarbures déplacés NETP

Perforations

Profondeurs

Eau déplacée

1 (m3/m3) 0 0,5

(v/v)

0 1

(v/v)

niveaux réservoirs, constitués par des grès et des grès quartzitiques déposés en milieu marin côtier (fluviatile ou marin périglaciaire pour la dalle de M’Kratta). Ils sont considérés comme objectifs pétroliers secondaires dans le bassin. Le réservoir de la dalle de M’Kratta a produit de l’huile dans certains puits au NE du bloc 438 (puits MEK-2). Plusieurs forages réalisés depuis l’année 2002 dans la région de Berkaoui ont mis en évidence d’importantes accumulations d’huile dans le réservoir des quartzites de Hamra, désormais considéré comme objectif pétrolier principal dans la région. Les réservoirs ordoviciens sont compacts (porosité moyenne de 7 % et perméabilités < 10 mD). Leur productivité dépend du développement des fissures et fractures ouvertes (fig. 1.26), (Tableau 1.7).

0

Play Dévonien 3 840

Production d’huile

Ordovicien

3 880

Quartzites de Hamra

3 860

3 900

Il est fortement affecté par l’érosion hercynienne et seul un ensemble argilo-gréseux du Dévonien inférieur est épargné par cette érosion dans l’axe de la dépression de l‘Oued Mya (Gedinnien-Siegénien) et à l’ouest de Hassi R’mel (Gedinnien à Emsien dans le sillon de Benoud). Des productions d’huile ont été enregistrées dans plusieurs puits au centre du bassin (bloc 438) et à l’ouest du champ de Hassi R’mel (structure de Belktaief). Les niveaux réservoirs sont représentés par des barres gréseuses régressives du type shelf marin peu profond intercalées dans des séries argileuses. Les grès sont constitués par des grains fins à moyens, gris-blanc, silico-argileux et micacés. Les valeurs de porosité peuvent dépasser les 25 %, tandis que les perméabilités restent relativement faibles (< 100 mD).

3 940

Play Cambrien

3 960

Le Cambrien est constitué par un ensemble grésoconglomératique, souvent azoïque et déposé en milieu continental fluviatile. Il est subdivisé en plusieurs termes lithologiques qui sont de bas en haut : R3, R2, R1 (Ra-Ri) et zone des alternances. Le niveau Ra est le principal réservoir dans le champ de Hassi Messaoud où il est productif d’huile.

El Atchane

3 920

Dans le bassin de l‘Oued Mya, les niveaux gréseux du réservoir dévonien ont la particularité de présenter de faibles résistivités, même s’ils sont saturés en hydrocarbures. Aussi, la porosité primaire semble être préservée par les auréoles de chlorite ferrugineuse (Tableau 1.8).

Figure 1.26 : ELAN du réservoir quartzites de Hamra.

Dans le bassin de l‘Oued Mya, peu de puits ont atteint les niveaux cambriens. Les réservoirs Ri et Ra y sont

1

27


considérés comme objectifs pétroliers secondaires et sont constitués par des grès quartzitiques, dont la qualité réservoir est tributaire de la diagenèse et du développement de la fracturation. Ils ont présenté de bons indices d’huile dans la région de Hassi R’mel (Tableau 1.9).

Play Carbonifère (Moscovien)

Argiles du Silurien radioactif (principale) ; Ordovicien (secondaire), quand les rejets de failles le permettent

Roche couverture Argiles du Paléozoïque (zone des alternances à Dévonien) et niveaux argileux, éruptifs et évaporitiques du Trias au Lias quand ils affleurent sous la discordance hercynienne Piège

Essentiellement de type structural et mixte

Tableau 1.9 : Roche mère, roche couverture, et type de pièges dans le Cambrien.

Au nord-ouest du champ de Hassi R’mel (zone de Bordj Nili), le Moscovien constitue un play pétrolier. Il est représenté par un ensemble argilo-gréseux sur lequel repose un ensemble carbonaté. Son épaisseur totale varie entre 0 et 80 m. Un puits NL-2, réalisé en 1959, a enregistré lors des tests une production d’huile dans l’ensemble gréseux.

Roche mère

Argiles radioactives du Silurien (principale), qui sont en phase de maturation à gaz dans le sillon de Benoud ; argiles et carbonates du Jurassique et argiles de l’Ordovicien (secondaire)

Roche couverture Argiles et carbonates du Carbonifère et argiles et évaporites du Trias et du Lias Piège

Stratigraphique, lié au caractère lenticulaire des corps gréseux, et récifal pour les niveaux carbonatés

Le réservoir moscovien est constitué par des grès fins à moyens, assez bien classés, intercalés avec des silts et argiles noires et verdâtres. L’épaisseur totale de ce réservoir varie de 5 à 15 m. Il présente des qualités réservoir très variables dues aux variations de faciès. Au niveau du puits NL-2, les porosités atteignent des valeurs de 19 % et les perméabilités des valeurs de 850 mD.

Tableau 1.10 : Roche mère, roche couverture, et type de pièges dans le Carbonifère (Moscovien).

Les données sismiques et lithologiques sur l’ensemble carbonaté suggèrent la possibilité de développement de formes récifales au nord de la zone de Bordj Nili (fig. 1.27), (Tableau 1.10).

Tableau 1.11 : Roche mère, roche couverture, et type de pièges dans le Jurassique.

Play Jurassique Les niveaux carbonatés du Jurassique (Malm et Dogger) ont présenté d’intéressants indices d’huile au nord du bassin de l‘Oued Mya (région de Djemaa-Touggourt et sillon de Melrhir), où ils constituent un play pétrolier. La formation jurassique renferme plusieurs niveaux réservoirs gréseux et carbonatés, ayant présenté de bonnes à très bonnes qualités réservoir et des indices d’huile encourageants dans certains puits du bassin (Tableau 1.11).

3° 00’

3 750

3° 30’ 409

33° 30’ 3 700

408

4° 50’ Barrière récifale Zone subtidale

3° 00’

Hassi R’mel

Zone intertidale

420 0 10 km

Figure 1.27 : Paléographie du dépôt moscovien (Carbonifère, région Bordj Nili).

1

Roche mère

28

Roche mère

Niveaux argileux et carbonatés du Jurassique, riches en matière organique et en phase à huile, dans le sillon de Melrhir

Roche couverture Formations argileuses et niveaux carbonatés compacts, intercalés entre les niveaux réservoir Piège

De type structural, mixte ou purement stratigraphique

Résultats et perspectives L’effort d’exploration dans le bassin de l‘Oued Mya a connu un nouvel essor ces cinq dernières années et a été couronné par plusieurs découvertes d’huile. En effet, un intérêt particulier a été porté sur la possibilité d’extension des gisements triasiques, notamment Berkaoui et Benkahla et sur le développement du réseau de fractures ouvertes dans les objectifs profonds (quartzites de Hamra : Ordovicien). Ainsi plusieurs découvertes récentes ont été réalisées dans le bassin : I un gisement d’huile, Benkahla Est, a été découvert dans le réservoir série inférieure (Trias) à l’est du gisement Benkahla (puits BKHE-1, 1999) ; I une découverte d’huile dans le réservoir quartzites de Hamra de l’Ordovicien, au niveau de la région Berkaoui (puits BKP-1, 2002) ; I une découverte d’huile dans les réservoirs triasiques T1 et série inférieure à l’ouest du gisement de Berkaoui (puits BKO-1 à 3, réalisés entre 2001 et 2005) ; I deux découvertes d’huile, entre les gisements de Berkaoui et Benkahla et au nord de Berkaoui, dans le réservoir série inférieure (puits BKRE-1, 2005) et le réservoir quartzites de Hamra (puits NHN-1, 2005). Les modélisations et bilans géochimiques dans le bassin de l‘Oued Mya montrent qu’un volume très important d’hydrocarbures (environ 3 à 4 fois le total découvert à ce jour) reste à découvrir dans différents types de pièges (structuraux, mixtes, stratigraphiques, extension de gisements et objectifs profonds).

Bassins de la province orientale – Bassin d’Illizi

Bassin d’Illizi

Domaine RN du Tags Amguid El Biod

HR Maouar

Le bassin d’Illizi (fig. 1.28), d’une superficie de 108 424 km2, est le siège d’un effort d’exploration assez important qui a débuté en 1956 avec la découverte d’Edjeleh. Depuis, pas moins de 413 puits d’exploration et 281 d’appréciation ont été forés, avec un taux de succès de 23 %.7

Trend Rhourd

OH

TFT

ALR e du Mésozoïque ZR Limit

TG

Bassin dÌllizi

On dénombre 54 découvertes d’huile et 44 découvertes de gaz (qui ont donné lieu à des gisements) telles que celles de Tin Fouyé, Zarzaïtine, Edjeleh, Alrar, Ohanet et Stah.

Tassilis des Ajjers Hoggar

Au cours de son histoire, le bassin d’Illizi a été, pour l’essentiel, un bassin marin peu profond situé près d’une marge continentale soumise à une période d’érosion intense qui a permis l’installation d’une importante colonne sédimentaire paléozoïque (fig. 1.29a et 1.29b).8

Gisement de gaz Gisement d`huile

ALR - Alrar GT - Gassi Touil HR - Hamra OH - Ohanet RN - Rhourde Nouss TFT - Tin Fouyé Tabankort TG - Tiguentourine ZR - Zarzaïtine 0 100 km

Biseau des roches mères sous Mésozoïque et affleurements Frasnien Silurien

supérieur

Crétacé

inférieur inférieur moyen supérieur

Mésozoïque

Jurassique

30º

Huile-Gaz Gaz

Huile-Gaz Gaz Huile

Huile

Huile-Gaz Gaz

Huile

29º

Argiles gypseuses Dolomitique

Argilo-gréseux 28º

Argiles dolomitiques Argiles anhydritiques Grès - Argiles

Trias inférieur

supérieur


Calcaires 27º

Argiles - Calcaires Grès - Argiles Argiles

0

2 km

F2

5º

Grès - Argiles Grès - Argiles

F3 F4 F5

Grès - Argiles

Silurien

Discordance calédonienne

Grès - Argiles

Cambro-Ordovicien

inférieur moyen supérieur

Carbonifère

ure

Discordance supérie

Dévonien

Expulsion HC Silurien Dévonien Carbonif

Argilo-gréseux Calcaires

Cén.

Paléozoïque

Roches mères

Roches couvertures

Faciès

y e L i b

Âge

Réservoirs

Figure 1.28 : Contexte régional du bassin d’Illizi.

Grès Discordance taconique Grès quartzitiquesArgiles

Socle Précambrien

Cristallin Métamorphique

F6

Argiles IV-2/3 III-3 II+III-2

6º

7º

8º

10º

9º

Dévonien moyen Dévonien inférieur Silurien Argilo-Gréseux Silurien Argileux Ordovicien Cambro-Ordovicien Tiguentourine Westphalien “F” Wesph-Namurien “E” Namurien “D” Viséen “C” Viséen “B” Tournaisien “A” Dévonien supérieur

Figure 1.29 : a) Coupe lithostratigraphique et b) Ecorché de la surface pré-mésozoïque.

1

29


S

N

3 000 Tassili des Ajjers

Plateau de Tadjentourt

2 000

TXH-2 Pf=1 053 m

Plateau du Tinrhert

Grand Erg oriental

TE-101 IRLW-1 WHB-1 TXF-2 AH-101 OU-101 Pf=1 560 m Pf=2 626 m Pf=2 610 m Pf=2 924 m Pf=2 947 m Pf=4 079 m

HAD-1 Pf=4 102 m

RE-1 BTR-1 BRT-1 Pf=4 126 m Pf=3 477 m Pf=3 600 m

1 000 0 -1 000 Position de la coupe -2 000 BHT-1 BHR-1

32°

-3 000

Tu n i s i e

Bassin dÍIlizi

RE-1

31° HAD-1

30°

-4 000

Môle dÁhara

L i b y e OU-101

29°

AH-101 TE-101

-5 000

IRLW-1

28°

TXF-2 27°

WHB-1 TXH-2

-6 000 26°

Profondeur, m

Bassin de Berkine 25° 5°

0

10°

110

220

330

440

550

660

770

Distance, km Dunes Eocène Sénonien Turonien Cénonien-Turonien Cénovanien Albien

Néocomien Malm Dogger Lias Trias Westphalo-Namurien Namurien

Viséen supérieur Viséen inférieur Tournaisien Dévonien supérieur Dévonien moyen Dévonien inférieur

Silurien Argilo-Gréseux Silurien Argileux Ordovicien (Unité IV) Ordovicien (Unité III) Cambrien Socle

Figure 1.30 : Coupe géologique sud/nord du bassin d’Illizi.

Ce bassin, de type polycyclique, possède une séquence mésozoïque séparée de la séquence paléozoïque par la discordance hercynienne qui comporte les plus importants systèmes pétroliers de cette région (réservoirs cambro-ordoviciens et dévoniens) (fig. 1.30).1

L’Unité IV Elle correspond au complexe terminal de l’Ordovicien, son épaisseur varie de 10 à 350 m, elle est constituée de dépôts fluvio-glaciaires à périglaciaires (fig. 1.31).

SO

SE Dépôts glaciaires de comblement de l’Ordovicien supérieur

Système pétrolier Play Cambro-Ordovicien Réservoirs L’Unité II L’Unité II est d’âge cambrien, son épaisseur moyenne est de 250 m et elle est composée de dépôts fluvio-deltaïques. Cette unité est productive dans les gisements de l’hansaténe Ouest, Tiguentourine Est, Ouan Taredert et Dôme à collenias.

Deltas glaciaires progradants

Fm. In Tahouil

L’Unité III-2 Cette unité appartenant à l’Ordovicien est composée de grès quartzitiques fins à grossiers avec une épaisseur variant de 0 à 200 m. Ce réservoir produit par fracturation à Hassi Tabtab et Assekaifaf.

Chenal rubané

Pavage glaciaire inter-vallées 100 m

0

0

Pavage glaciaire basal

Ecoulement massique

Deltas glaciaires progradants

2 km

Figure 1.31 : Dépôts glaciaires de comblement de l’Ordovicien supérieur.

1

30

Argiles microconglomératiques verdâtres


Roche mère

Silurien argileux

Roche couverture Argiles intra-formationnelles et une puissante série argileuse silurienne qui présente une épaisseur de 200 à 500 m Piège

De type structural, principalement des anticlinaux parfois faillés

Tableau 1.12 : Roche mère, roche couverture, et type de pièges dans le Cambro-Ordovicien.

Roche mère

Silurien argileux et Frasnien basal

Roche couverture Niveaux argileux intra-formationnels et une importante série argileuse frasnienne Piège

De type structural, principalement des anticlinaux parfois faillés

Tableau 1.13 : Roche mère, roche couverture, et type de pièges dans le Siluro-Dévonien (F6-F5-F4).

Les sous-unités IV-3 et IV-2 présentent des porosités de 5 à 15 % et sont productives de gaz à Tin Fouyé Ouest, In Amenas, Tiguentourine, Zarzaïtine et Irlalène. L’hydrodynamisme joue un rôle important : pour exemple, le gisement de Tin Fouyé où la distribution des fluides dans l’Ordovicien est contrôlée par un courant hydrodynamique de l’aquifère (Tableau 1.12).

Play Siluro-Dévonien (F6-F5-F4) Réservoirs Réservoir F6 Ce méga-réservoir produit de l’huile et du gaz dans le bassin d’Illizi ; c’est un ensemble argilo-gréseux subdivisé de bas en haut en huit (08) unités : M1, M2, A, B1, B2, C1, C2 et C3. Cette série lithostratigraphique peut être scindée en deux, une série inférieure appartenant au Silurien supérieur (Ludlow) et une série supérieure d’âge Dévonien inférieur (Praguien). Les niveaux réservoirs sont composés de grès marins peu profonds (M1) et de grès fluviatiles (A, B1, C1, C2 et C3). Il possède les valeurs de porosité et de perméabilité les plus élevées de la région : la porosité atteint 20 à 25 % et la perméabilité varie de 0,1 mD à quelques centaines de mD. Le F6 est pratiquement présent sur l’ensemble du bassin à l’exception de la partie nord-occidentale où il est partiellement érodé. Les réservoirs du F6 produisent de l’huile à Tin Fouyé, Djoua Ouest, Ahara, Tinrhert, Gara Tisselit, Tin Mesnaguéne.

Réservoirs F5 et F4 Ces réservoirs font partie d’une série argilo-gréseuse d’âge Dévonien moyen qui s’est déposée dans un réseau fluviatile méandriforme. L’épaisseur de cette série est de 40 à 50 m avec de bonnes propriétés pétrophysiques. Ces réservoirs sont productifs à Assekaifaf, El Adeb Larach et Taradert (Tableau 1.13).

1

31


Play Dévonien Supérieur (F3-F2) Réservoirs Réservoir F3 Ce réservoir est constitué de barres tidales d’épaisseur de 0 à 30 m. Il présente 10 à 15 % de porosité. Le F3 est productif à Alrar, Stah, Mereksene.

Réservoir F2 Intercalé sous forme de lentilles sableuses dans les dépôts du Dévonien supérieur, ce réservoir comporte des niveaux gréseux dont l’épaisseur est généralement inférieure à 5 m mais peut atteindre localement 15 à 20 m. Le F2 est productif à Ouan Diméta et Issaouane (Tableau 1.14).

Play Carbonifère Réservoirs Les niveaux réservoirs du Carbonifère sont constitués de lentilles gréseuses, productives à Edjeleh, Tiguentourine, Zarzaïtine et Hassi Tabtab. Ces niveaux réservoirs ne dépassent pas les 30 m, leurs propriétés pétrophysiques sont faibles à moyennes mais peuvent localement s’améliorer (Tableau 1.15).

Roche mère


Roche couverture Formations argileuses du Dévonien moyen et du Dévonien supérieur, coiffées par une imposante série argileuse carbonifère Piège

Généralement de type structural. Toutefois on a, dans le bassin d’Illizi, des biseaux d’érosion du Dévonien ; pièges stratigraphiques du F3 à Alrar

Tableau 1.14 : Roche mère, roche couverture, et type de pièges dans le Dévonien supérieur (F3-F2).

Roche mère


Roche couverture Épaisse assise argileuse carbonifère Piège

De type structural

Tableau 1.15 : Roche mère, roche couverture, et type de pièges dans le Carbonifère.

Play Trias Argilo-Gréseux Supérieur Réservoirs Dans le bassin d’Illizi, le seul réservoir triasique présent est le Trias Argileux Gréseux Supérieur (TAGS) qui correspond au salifère S4 du centre de Berkine. Cette formation a une aire d’extension très limitée qui se situe sur une frange étroite du nord-ouest du bassin et correspond à la limite entre les bassins de Berkine et d’Illizi. La découverte d’El Ouar Sud-1 (EOS-1) avec un débit de 12 m3/h d’huile a révélé les potentialités pétrolières du TAGS, et ce malgré la proximité de sa limite d’extension. Le TAGS possède une bonne porosité primaire, la granulométrie est grossière et l’argilosité assez faible. Ces bonnes qualités pétrophysiques sont prouvées par les résultats de tests : 12 m3/h d’huile à EOS-1, 7 m3/h d’eau salée à BTF-1

1

32


NO

SE Eau salée (250 g/l)

Zarzataïne supérieur

Eau douce (<10 g/l)

Môle de Maouar

F6 eau douce

Zarzataïne moyen Zarzataïne inférieur Silurien Argileux DH

C-Ord (200-300 g/l)

Figure 1.32 : Modèle hydrodynamique au nord-ouest bassin d’Illizi).

et 10 m3/h d’eau salée à MDB-1. Les meilleures moyennes de porosités sont enregistrées à MDB-1, 13 %, et à EOS-1, 11 %, avec des moyennes de perméabilités respectives de 18 mD et de 10 mD (Tableau 1.16).

Roche mère

Le gisement de Tin Fouyé dans le bassin d’Illizi est le meilleur exemple de gisement affecté par l’activité hydrodynamique (fig. 1.32).9 Une autre spécificité de la région est la présence de dolérites qui, quoique peu répandues dans le bassin, ont un impact sur le piégeage des hydrocarbures. Ces roches magmatiques se localisent essentiellement dans la partie nord du bassin et sont inter-stratifiées dans les niveaux de l’Ordovicien, du Silurien et du Dévonien. C’est suite à l’intrusion des dolérites dans la série sédimentaire que certains pièges, comme ceux de Stah et Mereksen, se sont formés (fig. 1.33).


Roche couverture Puissant ensemble argilo-salifère triasique et argileux liasique Tableau 1.16 : Roche mère, roche couverture, et type de pièges dans le Trias argilo-gréseux supérieur.

Pièges La découverte d’El Ouar Sud-1 (EOS-1) a mis en évidence l’intérêt des biseaux du TAGS au nord d’Illizi. La spécificité de la région d’Illizi est la présence d’accumulations d’hydrocarbures affectées par un hydrodynamisme actif. En effet après l’orogenèse hercynienne, la surrection du Hoggar a instauré un régime hydrodynamique par gravité sur l’ensemble du bassin. C’est au niveau du réservoir F6 que les phénomènes hydrodynamiques jouent un rôle important dans le piégeage des hydrocarbures.

Par contre, dans de nombreux cas, la mise en place de ces dolérites s’est faite de façon extrusive au cours du du dépôt des sédiments.

SO Limite des intrusions 28 21

NE

11 2 105 24

19

8

16 4

14 1

pe Cou SO

2

1

21

15 2 130

140

28

12

X

23

0s

NE

75 TST 4 STAH-3

17

18 5

Ligne sismique 75 TST 04

106

STAH-22 107

108

STAH-2 STAH-1 bis 109

110

111

STAH-19 112

113

114

STAH-17 115

116

Lias Discordance hercynienne 1s

2 145 10 2 115

24 24

S = 40 km A = 40 ms Fpd = 128 m

16 2 100

F2 Fras. UNC Base A 2s Ordovicien

Figure 1.33 : Intrusions doléritiques dans la région de Stah.

1

33


SE

NO DJW-1

EDY-1

IRLW-1

TRN-1

TG-2

HFO-1 HFA-1

TRT-1

TEL-1

Mur pic radioactif

Argiles du Dévonien moyen Discordance frasnienne Discordance calédonienne

F4 F5

B2 B1 A1 M2

C3 C2 C1

M1 0

Argiles Siluriennes

20 km

Figure 1.34 : Coupe géologique NO-SE passant par le flanc ouest de l’arche de Tihemboka.

Résultats et perspectives Dans le bassin d’Illizi, il est établi que les pièges structuraux identifiés qui n’ont pas encore été forés sont de petite dimension. Les évaluations montrent qu’un important volume d’huile et de gaz reste à découvrir (217 billions barils d’huile et 302 TCF de gaz). Ces hydrocarbures se trouvent dans des pièges hydrodynamiques ou stratigraphiques dans les réservoirs paléozoïques et triasiques. L’état de nos connaissances actuelles nous permet de situer dans la partie est des pièges stratigraphiques qui sont généralement associés à la sédimentation siluro-dévonienne, à l’exemple des biseaux siluro-dévoniens, dans le secteur de Tihemboka (fig. 1.34). Dans la partie nord-ouest, vers le môle d’Ahara, il a été identifié des zones de changement de faciès et des biseaux dans les formations silico-clastiques des unités cambro-ordoviciennes (fig. 1.35).10

Voûte d’Ahara Flanc Sud

Flanc Nord ET-101

OU-101 III-3IV-2IV-3 IV-4 Unité IV

OTN-1 IA-101

Unité II

III

Ashgillien à Llandovérien (Unité IV-4) Ashgillien (Unité IV-3) Ashgillien (Unité IV-2) Caradocien à Llanvirnien (Unité III-3)

Arénigien (Unité III-2) Trémadocien (Unité III-1) Cambrien (Unité II)

Figure 1.35 : Coupe géologique 1 N-S passant par le môle d’Ahara.

1

34


Voûte d’Ahara Flanc Sud WIB-1

WIH-2

Flanc Nord

EDY-1

TE-101

OT-101

OTN-1

IA-101

Unité II

Unité III III-1 III-2 III-3

Unité IV IV-4

WHB-1

Ashgillien à Llandovérien (Unité IV-4) Ashgillien (Unité IV-3) Ashgillien (Unité IV-2) Caradocien à Llanvirnien (Unité III-3)

Arénigien (Unité III-2) Trémadocien (Unité III-1) Cambrien (Unité II)

Figure 1.36 : Coupe géologique 2 N-S passant par le môle d’Ahara.

Tous ces nouveaux concepts que l’on pense appliquer pour relancer l’exploration dans le bassin d’Illizi se trouvent confortés par la récente et toute première découverte d’huile dans l‘Unité IV-1 : 3 3 I TAKW-1 : 3,67 m /h d’huile et 460 m /h de gaz dans l’unité IV-1 de l’Ordovicien 3 et 3,81 m /h dans l’unité C (Dévonien inférieur F6). 3 3 I TAKE-1 : 1 524 m /h de gaz et 1,04 m /h de condensat dans l’unité IV-1 de l’Ordovicien.

O WIA-1

Ces deux forages ont été réalisés dans le périmètre de Gara Tesselit ; ils ont prospecté un piège mixte à trois composantes : stratigraphique, structural et diagénétique. Deux forages sont prochainement prévus pour confirmer ce type de piège. Le bassin recèle un futur potentiel en gaz notamment dans la zone du horst d’In Amenas et Alrar (fig. 1.36 et 1.37).

E NIA-1

ZR-1

Silurien Argileux Unité IV Unité III Unité II Socle Position des puits IFT-1 et 2 Nord In Amenas - Horst Nord In Amenas - Alrar Figure 1.37 : Coupe géologique schématique passant par les puits WIA-1, NIA-1 et ZR-1.

1

35

Personnage masqué de l’abri d’In Ouarenhat (tassili des Ajjer). Le masque, objet sacré, annonce les masques africains des Arts premiers. En effet, la période des Têtes Rondes préfigure l’art de la Négritude et sa civilisation (h : 85 cm).

1

36

Bassins de la province occidentale Bassin de l’Ahnet Gourara

39

Bassin de Gourara Nord

45

Bassin de Béchar et ses marges

48

Bassin de Reggane

53

Bassin de Tindouf

58

Bassin de Taoudenni

62

Bassin de Sbâa

68

1

37


Bassins de la province occidentale La région ouest de la plate-forme saharienne englobe sept bassins géologiques totalisant une superficie de plus de 650 000 km2, dont 195 710 km2 sont actuellement exploités pour la recherche et 206 620 km2 consacrés à la prospection. Il s’agit des bassins de l’Ahnet-Gourara, de Béchar, de Reggane, de Tindouf, de Taoudenni, de la cuvette de Sbâa et de Gourara Nord. Ces bassins sont séparés par des hauts structuraux (Azzel Mati, Djoua, Azzène, Ougarta et Bou Bernous) (voir fig. 1.1). La première découverte de gaz du Sahara a été réalisée dans le puits Djebel Berga-1, dans le bassin de l’Ahnet en 1953, foré sur la base d’une anomalie de surface. Depuis, plusieurs découvertes de gaz ont été réalisées, principalement dans le CambroOrdovicien et le Dévonien. Plus connue comme une région à gaz, elle renferme cependant plusieurs gisements d’huile. Les premiers indices d’huile ont été rencontrés dans les bassins de Reggane et de Tindouf dès le début de l’exploration, dans les années 1950. Ce n’est qu’au début des années 1980 que la première découverte d’huile en quantité commerciale a été réalisée dans le bassin de Sbâa dans un niveau du Carbonifère, dénommé grès de Sbâa, et dans le Dévonien supérieur. L’huile a également été mise en évidence en quantité commerciale dans l’Ordovicien à la surprise des géologues, qui ont de tout temps considéré ce réservoir, souvent très enfoui, comme étant uniquement à gaz sec dans cette partie de la plate-forme saharienne. Suite à ce résultat, la recherche d’hydrocarbures liquides est devenue un élément non négligeable dans les programmes d’exploration de cette région. La présence de condensat associé au gaz dans de nombreux réservoirs, comme l’a montré l’une des dernières découvertes dans le nord de Gourara, ne fait que confirmer l’existence d’un potentiel en hydrocarbures liquides non négligeable dans la région Ouest. Plus de 320 forages d’exploration et de délinéation ont été réalisés sur l’ensemble de la région, totalisant 60 découvertes dont 7 gisements de gaz. D’après les modélisations géochimiques, les volumes découverts à ce jour sont loin de représenter tous les volumes d’hydrocarbures probablement piégés. Aussi, l’introduction progressive, ces dernières années, de la sismique 3D en exploration vient-elle confirmer la volonté et le besoin de rechercher des types de piège non conventionnels de plus en plus complexes, tels que les chenaux et biseaux stratigraphiques, qui pourraient avoir renfermé de très grands volumes d’hydrocarbures.

1

38

Bassins de la province occidentale / Bassin de l’Ahnet Gourara

Bassin de l’Ahnet Gourara Le bassin de l’Ahnet Gourara, situé dans la partie centre-occidentale du Sud algérien, couvre une superficie de 121 164 km2 et constitue l’un des bassins sédimentaires de la plate-forme saharienne les plus prometteurs en gaz sec.11

Roche mère

Courbe schématique de l’onlap côtier Terre NNO

Gourara

Le bassin de l’Ahnet Gourara constitue l’un des bassins paléozoïques productifs de gaz qui longent le flanc nord du craton ouest-africain. Il préserve une épaisse série sédimentaire allant du Cambro-Ordovicien au Carbonifère, représentée essentiellement par des sédiments clastiques et partiellement carbonatés dans la partie basale du Silurien et dans le Dévonien moyen et supérieur (fig. 1.38). Les déformations dans cette région sont caractérisées par une série de plis liés à des inversions de failles

Djoua

Ahnet

SSE

C30

325 Vis-Na

Carbonifère

Événements clés Réservoir clé

Seq. Stratigr.

Âge Ma T- R cycles

Étage

Période ériode

C’est dans cette partie de la plate-forme saharienne que le premier forage d’exploration Berga-1 a été réalisé. Depuis, plus de 50 000 km de sismique 2D, 1 660 km2 de sismique 3D et 150 forages ont été réalisés. Cet effort consenti essentiellement par la Sonatrach a permis de mettre en évidence 45 accumulations de gaz sec de tailles très variées, de 1 à 250 BCM, avec un potentiel prouvé en gaz estimé à 760 BCM (~26 TCF), des réserves possibles de plus de 600 BCM (20 TCF) et des ressources qui s’élèvent à 1 500 BCM (~50 TCF).11

Cadre géologique

C20

Tournai

345 4 TM C15

urs RM C10 S-B

355

supérieur

Strunien D70

Famennien 365 Frasnien

TM D65 urs

Dévonien

moyen

375 Givétien Eifélien

inférieur

Emsien

380

3 D60

390

D50 urs

400

D40

Siegénien RM

390 Gédinnien Pridoli

D20 urs D10 S-B

410 2

Ludlowien

Silurien

S20

Unité IV

430 S15 urs

Wenlockien 440 Llandovérien 435 Dalle MKT Argiles MICRO GEGolea GOSaret

U III-3

Ordovicien

S-B D30

Argiles d'Azzel

U III-2

Qtz Hamra

U III-1

A El Gassi

Cambrien Grès marins Grès fluviatiles

TM S10 S-B RM O70 urs O60

400

O50 S-B

1 470 500 540

O40 urs O30 S-B TM C20 urs RM C20 S-B

Argiles marines Argiles marines carbonatées et calcaires

Mudstones en pente Corps gréseux de marée

Silts du plateau continental et grès fins Cônes de boues carbonatées

Figure 1.38 : Remplissage sédimentaire et stratigraphique du bassin de l’Ahnet-Gourara.

1

39


extensives, essentiellement liées à la phase hercynienne. Des compartiments chevauchés déformés par des failles inverses sont aussi observés. Les plis sont généralement asymétriques et orientés vers le nord-ouest, direction parallèle à la chaîne de l’Ougarta. Les axes structuraux nord-sud sont apparents dans la partie sud du bassin. La voûte de Djoua, élément le plus proéminent, subdivise deux dépressions, l’Ahnet au sud et le Gourara au nord (fig. 1.39). De par sa position marginale durant le rifting, au début du Paléozoïque, la région aurait connu le dépôt d’une épaisse série post-rift. Les structures d’âge hercynien ne sont que très légèrement modifiées par les phases postérieures qui ont plissé et réactivé certaines failles.12 , 13

Le second système, Dévonien inférieur, est composé essentiellement de trois unités, le Gédinnien, le Siegénien et l’Emsien. Ces niveaux réservoirs, qui contiennent plus de 65 % des réserves du bassin, sont recouverts par l’épaisse série argileuse du Dévonien moyen et sont alimentés en hydrocarbures par les argiles du même âge et par celles du Silurien. Le troisième système, au nord du bassin, est composé des grès du Tournaisien recouverts et probablement alimentés par les argiles du même âge.

0°E

2°E

4°E 30°N Voûte d’Allal

Bassin de Timimoun Ensellement de MJB

-Djoua

Môle d’Idjerrane

28°N Bassin de Mouydir

’A Faille d

rta

ga

rak

Ensellement de Djoua Tre nd AM T-T IT

Ahnet Est

ed

’Ou

Ahnet Ouest

e

ran

Ker

ane

egg

de R

le d

sin

Fail

Bas

Le système cambro-ordovicien, productif de gaz sec dans plusieurs accumulations dont les plus importantes sont Bahar El Hammar et Garet El Guefoul, est composé de trois unités, les quartzites de Hamra, recouvertes par les argiles d’Azzel et Tiferouine, les grès d’Oued Saret et d’El Goléa recouverts par les argiles du Silurien. L’alimentation en hydrocarbures se fait probablement à partir des argiles radioactives du Silurien et accessoirement par les argiles du même âge dont le caractère roche mère se conserve vers la partie supérieure.

’Ou

el

ed

aîn

Ch

âa

Sb

G

de

RE

tte

de

Axe d’In Salah

ne

nt me lle

zze ve

Cu

Les données de forages réalisés dans le bassin de l’Ahnet Gourara ont mis en évidence trois systèmes pétroliers productifs de gaz, indépendants sur le plan hydrodynamique.11, 12

se

d’A

En

ûte

Vo

Systèmes pétroliers

26° N

Ahnet Central

Mole d’Arak Limite bassin Ahnet-Gourara Trends Régionaux Failles majeures Top des affleurements ordoviciens Limite Sud du Crétacé

Affleurements Cambro-Ordoviciens Infra-Cambrien 0

100 km

0 Figure 1.39 : Carte structurale et éléments tectoniques du bassin de l’Ahnet-Gourara.

1

40

100 km

Roches mères et charge L’analyse des données géochimiques des différents puits du bassin a révélé que toutes les argiles du Paléozoïque possèdent des qualités roches mères, dont les principales sont les argiles à graptolites noires et radioactives, à la base du Silurien, et la série argilo-carbonatée du Givétien-Frasnien. Les essais de modélisation du bassin ont montré que la matière organique des roches mères du Silurien et du Givétien-Frasnien a atteint sa maturité vers la fin du Dévonien supérieur (360 Ma). Cet événement correspond au maximum d’enfouissement. La principale phase de génération des hydrocarbures correspond à cette période, qui a vu l’essentiel du potentiel pétrolier réalisé. Une redistribution des quantités de gaz s’est probablement produite durant le soulèvement hercynien, et la migration des hydrocarbures, qui a débuté à la fin du Dévonien, s’est poursuivie tout au long du Carbonifère jusqu’à la fin du Paléozoïque (fig. 1.40).11, 12

0

S

D

C

P

Prof. 1:5 000 0 m

Δt

GR (gAPI)

150 140

(µs/pied)

40

D65 500

1 000

D60

Puits AFF-1 O

Top des formations

Bassins de la province occidentale – Bassin de l’Ahnet Gourara

Tr

J

K

D40

TT

D30 D20 D20,1 1 500 S20

1 000 50 70 2 000 80 90 3 000

2 000

110 070,9

Profondeurs, m

130 070,4 050

4 000

030 5 000

500 400 Âge, millions d’années

300

200

100

0

2 500

Frasnien Silurien

Réservoirs 3 000

Tous les grès du Paléozoïque peuvent être considérés comme des roches réservoirs potentielles dont les principaux niveaux productifs de gaz sont décrits ci-après.11, 12

Réservoirs de l’Ordovicien Les grès d’El Goléa, du type fluvio-glaciaire à marin peu profond, sont fins à grossiers bien cimentés. Cette unité est caractérisée par d’importantes variations de faciès et d’épaisseur. La porosité varie de 5 à 14 %. Les quartzites de Hamra sont du type fluviatile à marin peu profond, très fins à grossiers, avec une porosité de 3 à 8 %. La fracturation est le facteur principal qui contrôle les qualités des réservoirs.

3 500

Figure 1.40 : Richesse et maturité des roches mères.

1

41


DST

D55 C1 DST#1 D50

2 700

Réservoirs du Siegénien

D40,2 C2

Siegénien

Cette formation est caractérisée par une série gréseuse épaisse et continue, associée à un environnement fluvia-

2 800 D40,1

C3 C4

D30

2 900

Gédinnien

C5 Néant

tile avec des influences marines. Ces grès sont fins à moyens et fortement quartzitiques. La distribution des qualités réservoirs est très peu documentée, la porosité pouvant varier de 1 à 20 %. Les qualités réservoirs sont contrôlées par le rapport silice/chlorite.

D20

3 000

Réservoir de l’Emsien

D10

3 100

S20 Silurien

L’Emsien est représenté par des grès grossiers et même conglomératiques, déposés dans un environnement estuarien. Ce réservoir est d’extension limitée. Les grès utiles peuvent atteindre une épaisseur de 25 mètres et la porosité est de l’ordre de 20 %. Les facteurs clés, pour ce réservoir, sont liés aux vallées incisées et au degré d’enfouissement des sédiments (fig. 1.41).

Figure 1.41 : Réservoirs du Dévonien inférieur du bassin de l’Ahnet-Gourara.

1

42

10 490

-0,15

m3/h

(m3/m3)

Carottes

150 0,45

Seq

NPHI

GR (gAPI)

40 Étage

Prof. 1:1 000 0 m

(µs/pied)

Emsien

Le faciès est lié à un environnement de plateau continental dominé par les marées et tempêtes se présentant sous forme de bancs de grès métriques alternés avec des argiles. L’épaisseur des grès utiles varie de 10 à 65 m. Les grès sont constitués de grains fins à moyens, relativement bien classés, à ciment argileux à argilo-siliceux. Les porosités varient de 10 à 15 %. L’environnement de dépôt et la relation chlorite/silice sont les facteurs principaux qui contrôlent les qualités des réservoirs (fig. 1.41).11, 12

140

Observations

Δt

Réservoirs du Gédinnien

Bassins de la province occidentale – Bassin de l’Ahnet Gourara

Profondeurs

CAL 6

(pouce)

1:500 0

(gAPI)

16

GR

SW 200 100

(%)

Gaz

Illite

Eau

Grès

PU 0 50

(%)

Réservoir du Tournaisien

ELAN_Volumes 0 1

(V/V)

2 000

0

Les grès du Tournaisien sont caractérisés par un faciès de type fluvio-estuarien à deltaïque. C’est un grès moyen à grossier de plusieurs mètres d´épaisseur, avec des stratifications entrecroisées, obliques et des rides au sommet de la séquence. L’épaisseur des grès propres varie de 2 à 25 m avec des porosités maximales de 24 %. Les perméabilités atteignent 400 mD. Le principal facteur qui contrôle les qualités du réservoir est lié à l’environnement de dépôt (fig. 1.42).

Couvertures et préservation 2 020

2 040

2 060

Figure 1.42 : Réservoirs du Carbonifère inférieur du bassin de l’Ahnet-Gourara.

L’épaisse série argileuse du Silurien constitue une excellente roche couverture pour les réservoirs de l’Ordovicien. La répartition des pressions potentiométriques montre un système d’écoulement par gravité. Cependant, l’influence des eaux météoriques reste faible. Les argiles du Dévonien moyen, continues à l’échelle régionale, constituent une excellente roche couverture pour les réservoirs du Dévonien inférieur. À l’échelle locale, les argiles du Dévonien inférieur, qui alternent avec les grès, particulièrement ceux du Gédinnien, constituent une couverture. Le mode de répartition des pressions potentiométriques de ce réservoir indique une discontinuité des réservoirs et l’absence d’une circulation importante des fluides. Les argiles du Tournaisien constituent une roche couverture pour le réservoir du Tournaisien. Les pressions potentiométriques diminuent à partir de la dépression de Gourara vers celle de l’Ahnet.

Dunes et grès dans le plateau de la Tadrart, une contrée magique (Dévonien inférieur).

1

43


Pièges L’exploration du bassin de l’Ahnet Gourara s’est concentrée dans sa totalité sur les structures de type anticlinal ou anticlinal faillé. Mais les travaux les plus récents ont montré que les pièges peuvent être aussi du type combiné. Ces pièges combinés peuvent être liés aux vallées incisées (fig. 1.43), biseaux « pinch out » ou barrières de perméabilité. Les pièges à barrières de perméabilité sont possibles mais non encore prouvés à ce jour. Des pièges plus complexes, comme ceux associés aux blocs affaissés « foot fall », sont possibles mais très peu explorés. Ce type de piège est très fréquent à la périphérie des dépressions, notamment dans l’ensellement de Djoua.11

84mk98 100 0

105

110

115

120

125

129

120

125

129

200 400 600 800 1 000 1 200 1 400 1 600 1 800 2 000 2 200 2 400


2 600 2 800

Le bassin de l’Ahnet Gourara, qui a connu dès le début des années cinquante une intense activité d’exploration, renferme un important potentiel en gaz. Les réalisations sismiques 2D et 3D et les forages ont prouvé des réserves estimées à plus de 26 TCF réparties sur 45 découvertes de tailles très variables.11 L’analyse des données a montré que le bassin de l’Ahnet Gourara reste riche en hydrocarbures et le potentiel restant à explorer est estimé à plus de 50 TCF (fig. 1.44). Les possibilités définies pour la découverte d’un maximum de volumes additionnels sont au nombre de cinq : I la délinéation des découvertes actuelles I l’exploration des nouvelles structures cartographiées I l’évaluation des réservoirs profonds I l’évaluation des « tight reservoirs » I l’exploration des pièges mixtes. Les ressources sont importantes mais nécessitent une nouvelle approche et des méthodes d’exploration plus adaptées. En dépit d’une activité exploratoire intense, le risque géologique reste assez élevé dans les zones sousexplorées et les incertitudes sont liées notamment aux : I basses pressions liées aux réservoirs situés à de faibles profondeurs de l’Ordovicien, observées sur quelques découvertes ; I caractère multicouches des réservoirs du Dévonien inférieur, particulièrement ceux du Gédinnien ; I basses résistivités des réservoirs du Dévonien inférieur, qui peuvent constituer un sérieux problème d’interprétation pour distinguer les saturations en hydrocarbures de celles en eau de formation.

1

44

TH–102 96mk–18

2 992 100

105

96mk–19 110

84mk94

TH–101 96mk20

115

Figure 1.43 : Type de pièges du bassin de l’Ahnet-Gourara.

Zerafa Rekani Zerafa O.

ECF Timimoun

Belrhazi OFN

Moussa

Hassi Mahdjib TBR Iraharene ODA

Oued Abid

ZRSW

Oued Saret

Hassi Chebaba Krechba Hassi Chebaba Sud

Hassi Barouda Abiod Daiet Adrek Afflisses Drina Hassi Yakour Reg IRS

Teguentour O. Hamou Gour Nefrat Foukroun Decheira O. Sbaa Decheira Azzene Foukroun E Adrar Bouteraa Hassi IIatou N-E Hassi IIatou Cambrien Oued Tourhar Garet El Guefoul Garet El Befinat A6 Hassi IIatou Djoua Hassi Moumene E A1 Hassi Moumene Hassi M’Sari GET A3 A5 MHF A4 In Salah In Salah Tioulinine A2 Tit Tigfermas SMH GMD Reggane Hassi ZN Djebel Hassine AEN A3 A8 MSI Berga Reggane BZW DT BZN Mekerrane N. Azrafil S-E A4 A2 A7 BZ TCN A11 MH TC MG Bahar el Hammar THN MKRS TH Azzel Matti OTS TB KDo GMT HM DMS Bouhadid Toua Oued Zine

Adrar Morat 0

Figure 1.44 : Découvertes et perspectives dans le bassin de l’Ahnet-Gourara.

100 km

Bassins de la province occidentale – Bassin de Gourara Nord

Bassin de Gourara Nord La zone d’étude correspond à la terminaison septentrionale du bassin de Gourara, avec sa marge orientale, la voûte d’Allal, qui est le prolongement nord du môle d’Idjerane. La voûte de l’Oued Namous constitue sa bordure ouest (fig. 1.45). Il s’agit d’un vaste domaine minier du Sud-Ouest algérien très peu exploré. Le faible nombre de forages est l’une des causes de la mauvaise compréhension du système pétrolier. Cependant, deux importantes découvertes récentes, réalisées dans le réservoir strunien de la partie nord de Gourara et de la voûte d’Allal, laissent entrevoir des potentialités pétrolières, d’autant que ces résultats ont été obtenus dans des contextes géologiques complètement différents. La série stratigraphique est équivalente à celle décrite dans le bassin de Gourara. Les séries sont représentées par les dépôts allant du Cambrien jusqu’au Continental intercalaire (fig. 1.38). Le premier puits foré dans la région (1954) sur la base d’une sismique réfraction avait pour objectifs le Siegénien et l’Ordovicien. La majorité des puits réalisés dans les années 50 et 60 avaient pour objectifs les grès du Siegénien et du Cambrien, et étaient implantés sur la base d’anomalies gravimétriques et magnétométriques. Les trois derniers forages réalisés dans la région (20032005) se situent au nord de Gourara et dans la voûte d’Allal. À ce jour, 26 forages avec une densité de 4 puits/10 000 km2 et 14 709 km de sismique réflexion (2 348 km/10 000 km2) ont été réalisés, mais les densités de forage et de sismique restent faibles. La qualité de la sismique récente est bonne.

M a r o c Gisement de Hassi R’mel 103 421

Failles de l’Atlas saharien

313 312 Sillon de Benoud 315 314

Ensellement de Zousfana

Ensellement de Djofra 350

311 309 310

Voûte de Tilrhemt

Voûte d’Oued Namous

317 349

420

318 Bassin de l’Oued Mya 348

Voûte de Méharez

Voûte d’Allal Bassin de Gourara

356 355

319 321

322

347 320

Figure 1.45 : Situation des bassins.

1

45


Les argiles du Silurien et les séries argilo-carbonatées du Givétien-Frasnien sont d’excellentes roches mères dans la région. Les grès du Strunien-Tournaisien14 constituent l’objectif principal dans la région, mais la présence des grès de l’Emsien est possible dans la partie septentrionale, de même que celle des grès du Siegénien-Gédinnien qui sont partout présents et ont révélé beaucoup d’indices. À un degré moindre, les grès et quartzites de l’Ordovicien peuvent avoir des qualités de réservoir.

Des qualités médiocres peuvent être rencontrées dans les zones plus distales. D’excellents résultats pétroliers ont été obtenus récemment pour ce play dans la dépression de Gourara et la voûte d’Allal. Au nord de la dépression, les forages récents (2004 et 2005) ont montré un réservoir strunien de 132 m caractérisé, sur une épaisseur de 90 m dans sa partie sommitale, par des grès moyens sub-anguleux à sub-arrondis avec un « net pay » de 44 m. Les porosités atteignent 28 % et les perméabilités dépassent 200 mD (fig. 1.46).

Gaz Profondeurs

La voûte d’Allal a joué en zone structurale haute depuis la phase panafricaine qui a donné naissance aux premiers soulèvements, dus à des mouvements positifs du socle jusqu’à la phase hercynienne. Les mouvements hercyniens précoces et tardifs ont été les plus ressentis et sont à la base des structurations majeures dans la région.

(gAPI)

1:500 6 m

(pouce)

150

CAL

SW 16 100

(%)

Système pétrolier Play Strunien-Tournaisien Roche mère Les argiles du Silurien et les séries argilo-carbonatées du Givétien-Frasnien sont d’excellentes roches mères dans la région. La matière organique des roches mères siluriennes a atteint sa maturité dès la fin du Dévonien supérieur et est en phase à gaz dès le début du Carbonifère. Dans la partie centrale de la dépression de Gourara, le degré de maturité est très avancé. L’expulsion des hydrocarbures, qui dépasse 95 % du total généré, a débuté au Dévonien supérieur. La matière organique du Givétien-Frasnien a atteint sa maturité au début du Carbonifère et est en phase à gaz dans la partie centrale de Gourara, et à condensat dans la partie nord. La principale phase de génération des hydrocarbures se situe à la fin du Dévonien et au début du Carbonifère. L’expulsion d’hydrocarbures à partir de la roche mère frasnienne a débuté au Westphalien, avec un taux de transformation de 90 %.

1 120

1 140

1 160

1 180

Réservoir Les grès du Strunien-Tournaisien ont révélé de bonnes qualités dans la partie sud-est de la dépression de Gourara et à la périphérie de la voûte d’Allal (estuaire/ delta et plaine deltaïque associés aux vallées incisées).

1

46

Eau

Illite

Zone productrice nette

Grès

ELAN_Fluides

ELAN_Volumes

GR 0

Figure 1.46 : ELAN au niveau du réservoir strunien.

0 100

0 100

(%)

0

Bassins de la province occidentale – Bassin de Gourara Nord

Roche couverture Argiles du Carbonifère et évaporites du Lias–Trias Pièges

Le piégeage est de type structural et stratigraphique (biseaux sous la discordance hercynienne

Tableau 1.17 : Roche couverture et type de pièges dans le Strunien-Tournaisien.

Roche mère

Argiles du Silurien (l’histoire de la maturation a été décrite pour la roche mère du play du Strunien–Tournaisien)

Roche couverture Formations argileuses du Dévonien moyen, de l’Emsien et du Siegénien Pièges

Pièges structuraux, (anticlinal simple ou contre faille) ; stratigraphiques (tels que les lentilles gréseuses); et mixtes

Tableau 1.18 : Roche mère, roche couverture et type de pièges dans le Siegénian-Gedinnien.

Les tests de formation en trou tubé ont permis de mettre en évidence des débits importants de gaz (Tableau 1.17).

Play Siegénien-Gédinnien Les grès du Siegénien-Gédinnien15 peuvent avoir des qualités assez bonnes quand ils ne sont pas portés à de grandes profondeurs. En fait, il se dégage des zones très favorables sur la région Gourara-Allal, mais liées essentiellement à de la porosité secondaire (Tableau 1.18).


Marmites de géant en amont de l’agelman d’In Tegherghara, plan d’eau alimenté par les précipitations (guelta en arabe).

Les travaux d’exploration réalisés ces derniers temps ont relancé l’activité exploratoire dans le bassin de Gourara Nord. Les débits importants à des profondeurs modérées obtenus s’expliquent par la mobilité importante du gaz et sa transmissivité du fait des perméabilités horizontales observées sur carottes, allant de 36 mD à 600 mD. L’analyse des échantillons de fluides (eau et gaz), récupérés lors des tests de formation, a montré que le gaz découvert est un gaz sec avec un pourcentage infime de CO2. De plus, lors des tests, il a été récupéré un volume de gazoline non quantifié. La confirmation de la faible teneur en CO2 et la présence de cette gazoline incitent à une exploration plus soutenue. Les découvertes de gaz dans le Strunien, les volumes de gaz associés au réservoir du Siegénien et les ressources d’autres structures cartographiées dans la zone vont permettre de mieux valoriser le potentiel pétrolier de ces régions et, par conséquent, de relancer l’exploration dans la partie nord du

bassin de Gourara. Un programme consistant est mis en œuvre, incluant la mise à jour d’une nouvelle cartographie plus fiable qui intègre la sismique existante, la sismique 2D en cours d’acquisition et les programmes de sismique 2D et 3D qui seront réalisés. Le traitement de ces nouvelles données permettra d’élaborer un programme de forages d’exploration et de délinéation. Les enregistrements de walkaway seront nécessaires, car jusqu’ici, très peu de VSP « Vertical Seismic Profile » ont été utilisés et les résultats sont parfois douteux (problèmes de shifts). Cela servira également à reconnaître des zones hétérogènes.

1

47


Bassin de Béchar et ses marges Le bassin de Béchar au sens strict du terme se situe au nord-ouest de la plateforme saharienne (fig. 1.47). Il est limité au nord par l’accident sud-atlasique, au sud et au sud-ouest par la chaîne de l’Ougarta. Il se prolonge à l’ouest audelà de la frontière algéro-marocaine. Il est séparé du bassin de Timimoun au sud-est et à l’est par l’ensellement de Beni-Abbès et les voûtes de Méharez et de l’Oued Namous. Il s’agit d’un vaste domaine minier du Sud-Ouest algérien très peu exploré. Ce bassin est connu pour sa complexité tectonique, qui est l’une des causes de la mauvaise compréhension du système pétrolier et des résultats médiocres obtenus. Cependant, deux importantes découvertes récentes dans le Strunien, réalisées dans la partie nord de Gourara et la voûte d’Allal, font entrevoir des possibilités de prospection, aussi bien dans les marges orientales du bassin de Béchar que dans le bassin au sens strict. La région représente une superficie de plus de 70 000 km2, une densité de forage de 3 puits par 10 000 km2 et une densité sismique de 3 500 km par 10 000 km2. Les premiers puits d’exploration, TK-1 arrêté à l’Ordovicien et NM-1 arrêté au Siegénien, ont été réalisés respectivement à Taoudrara Kahla,

Béchar Dépression de Kenadza

TAG 1 ER 1

NEK 2 NEK 1 NEK 3

CBM 1

Dépression de Abadla

Oued Namous

MR 1 Goumriat 2 MR 2 UC 1 UT 1 DBR 1

Tamzaia

TK 1 Voûte de Meharez Draa El Kheima Hassi Guebairet

Hassi Belgueza 1 Figure 1.47 : Architecture du bassin profond de Béchar-Abadla.

1

48

Bassins de la province occidentale – Bassin de Béchar et ses marges

au sud de la voûte de Méharez en 1953, et à Oued Namous en 1955. Les tests n’ont montré aucun résultat positif. De 1960 à 1961, quatre forages sont réalisés sur la voûte de Méharez et son flanc est, avec des indices de gaz dans les calcaires du Viséen supérieur (400 m3/h) et dans les grès du Siegénien. En 1970, trois puits ont exploré les bioconstructions carbonatées dans la cuvette de Nekheila sans atteindre le Dévonien. Les forages qui ont suivi ont exploré la voûte de l’Oued Namous, l’ensellement de l’Oued Gharbi et deux structures au sud qui longent la chaîne de l’Ougarta, sans résultats positifs. La série stratigraphique,16 illustrée sur la figure 1.48, montre les différences d’âges, de lithologies et d’épaisseurs notamment au niveau du Carbonifère entre

Namurien sup.

0 à 300 m

Namurien inf.

0 à 400 m

Viséen sup.

400 à 3 500 m

Viséen inf.

0 à 600 m

Tournaisien

100 à 800 m

Dé v. sup.

Famennien

300 m

Frasnien

70 m

Dév . moy.

Givétien

60 m

Eifelien

180 m

Emsien

40 à 180 m

Siegénien Gédinnien

280 m

Roches couvertures

0 à 200 m

Roches réservoirs

Westphalien

Roches mères

0 à 300 m

Carbonifère

Stéphanien

Dév . inf.

Flysh de Bechar-Abadla

Plio-Quaternaire

Bioconstructions d’Ioucha-Méharez-Nekheila Les bioconstructions carbonatées du Viséen et du Namurien sont developpées dans la région de: Ioucha-Méharez-Nekheila Alors qu’à l’ouest dans le bassin profond, les dépôts viséens sont flyshoïdes et très épais. Les séries sont composées de: Roches mères Roches réservoirs Roches couvertures Des vallées incisées remplies de grès affleurent dans les séries carbonifères.

Silurien

14 à 70 m

Ordovicien

180 m

Cambro-Ordovicien Socle précambrien Figure 1.48 : Stratigraphie de la région du bassin de Béchar.

1

49

le bassin profond de Béchar-Abadla et les marges de celuici, ainsi que les plays pétroliers possibles.17 Le bassin de Béchar-Abadla se distingue par la subsidence intense18 durant le Carbonifère (fig. 1.49). Il est perturbé au cours de la phase hercynienne par l’anticlinal de Chebket Mennouna d’axe est-ouest qui le sépare en deux : le bassin de Kénadza au nord, avec une couverture méso-cénozoïque, notamment les sels du Crétacé, et le bassin d’Abadla au sud (fig. 1.47). Cette fosse est séparée brutalement de la zone haute d’Ioucha-Méharez vers l’est par un couloir de failles NNE-SSO d’un rejet normal dépassant les trois kilomètres.19 Néanmoins, le bassin est limité par des failles est-ouest à l’extrême nord, où elles se confondent avec l’accident sudatlasique. Dans cette zone, la tectonique alpine est très intense et des chevauchements des couches jurassiques sur celles du Viséen supérieur sont mis en évidence.19 Les données biostratigraphiques, les corrélations entre les puits et la sismique réflexion ont montré l’existence de plusieurs discordances17, 18, 20 dans les terrains paléozoïques, notamment dans les niveaux suivants : I À la base du Paléozoïque (discordance panafricaine), entre le Cambrien moyen et l’Ordovicien, entre le Silurien et l’Ordovicien (discordance taconique), entre le Silurien et le Dévonien (fin du cycle calédonien), la phase bretonne à la fin du Dévonien (début de l’hercynien), les discordances intra-viséenne, intra-namurienne, fini-moscovienne et hercynienne finale. I Du Silurien jusqu’à la fin du Dévonien, le bassin de Béchar ne se distingue pas du reste de la plate-forme saharienne du point de vue géodynamique. Les dépôts de plate-forme prédominent dans un contexte intracratonique, à part qu’ici les sédiments sont plus distaux et donc plus fins. À partir du Carbonifère, le bassin de Béchar ne fait plus partie de la plate-forme saharienne au sens géologique du terme. Un chevauchement à partir de Tamlalt marocain avec une composante décrochante crée une fosse profonde dans laquelle plus de 10 000 m de sédiments flyshoïdes (de type wildflysh)21 prennent place durant la période allant du Tournaisien au Viséen supérieur. Durant tout le Carbonifère,18 le centre du bassin connaît une sédimentation sans discontinuité majeure (fig. 1.49).

Vitesse de sédimentation en cm/1 000 ans


50 40 30 20 10 0

Dev moy

Dév sup

Bassin profond de Béchar 1

Tour

Vis inf

Vis sup

Nam inf

Zone haute d’loucha-Méharez

Figure 1.49 : Vitesses de sédimentation comparées du bassin de Béchar et de ses marges hautes.

Systèmes pétroliers Play Namurien Le réservoir est constitué de bioconstructions carbonatées coiffées par des niveaux oolithiques, mais dont l’extension est limitée à la zone de la cuvette de Nekheila et son prolongement nord-est.22 Ces niveaux sont très fracturés à Nekheila mais ne sont pas explorés ailleurs. Des incisions fluviatiles formant de bons niveaux réservoirs gréseux affleurent et s’enfouissent en direction du bassin profond de Béchar-Abadla (Tableau 1.19).

Play Viséen Le réservoir dans le play du Viséen22 est constitué de bioconstructions carbonatées dans la partie nord dont l’extension est limitée à la zone de la cuvette de Nekheila et son prolongement nord-est. Il est essentiellement gréseux au sud dans la Saoura, et flyshoïde en direction du bassin profond de Béchar-Abadla, à l’ouest, et de Ben-Zireg, au nord. Des débits non commerciaux de gaz ont été obtenus dans les calcaires du Viséen à Ioucha (Tableau 1.20).

Roche mère

Les argiles et calcaires namuriens qui ont montré un très faible potentiel pétrolier

Roche couverture Argiles intra-carbonifères à Nekheila et Béchar-Abadla. Ailleurs, le réservoir affleure en surface. Sur le flanc est de la voûte de Méharez et la cuvette de Nekheila, la couverture ne semble pas étanche vu la faible salinité des eaux de formation qui s'y sont infiltrées Piège

Il s’agit surtout de pièges stratigraphiques où l’on a des « mud-mounds » carbonatés et des incisions fluviatiles discontinues protégées par des argiles et des micrites intraformationelles

Tableau 1.19 : Roche mère, roche couverture, et type de pièges dans le Namurien.

Roche mère

Argiles et calcaires boueux viséens qui ont montré un très faible potentiel pétrolier

Roche couverture EIles sont intra-carbonifères. Sur le flanc est de la voûte de Méharez et la cuvette de Nekheila, la couverture ne semble pas étanche vu la faible salinité des eaux de formation qui s’y sont infiltrées Piège

Peut être stratigraphique pour les bioconstructions et les lentilles gréseuses ou mixte

Tableau 1.20 : Roche mère, roche couverture, et type de pièges dans le Viséen.

1

50

Bassins de la province occidentale – Bassin de Béchar et ses marges

20

Maroc

500 32˚

CBM 2,34

3 31˚

TAJ-1

1

TAG-1 NEK-2 1,97 1,90 3 1,6 1,15 UT-2 0,95 0,47 MR2

0

HBL-1 0,44

BTJ-1 0,26 AMG-1 1,51

2,06 OR-3

GK-1 1,21

DKM-1 2,33 NM-1 2,03

10 400

HBZ-1 3,24

30˚

5

0

Ord

Sil

Eif

Giv

Fras

Fam

350

Tmax deg C

COT %, S2 kg HC/T de roche, PRV %

15 450

1

2

3°

Roches mères COT (%)

S2 P-HC

PRV

Tmax= S2 peak

RJ-3 0,66

TRZ1 0,91

1T/m2

2°

1°

3T/m2

0à 0à 0à Direction de migration de l’huile

6T/m2

0°

1°

0

100 km

Figure 1.50 : Caractéristiques géochimiques des roches mères. Figure 1.51 : Quantités d’huile expulsées par les roches mères du Silurien en tonnes/m2 et voies de migration.

Play Famennien Roche mère Les roches mères23 sont constituées par les argiles du Silurien et du GivétienFrasnien qui ont le meilleur potentiel, ainsi que celles du Famennien (fig. 1.50). À la fin du Dévonien, de grandes quantités d’huile et de gaz sont expulsées par la roche mère silurienne située dans la dépression de Terfas, sur le flanc nord de l’Ougarta (fig. 1.51 et 1.52). La période allant du début du Tournaisien jusqu’à la fin du Viséen inférieur correspond à celle d’un maximum d’expulsion d’hydrocarbures. Pas moins de 50 % du total d’huile et de gaz sont expulsés durant cette période à partir des roches mères dévoniennes. Le reste des hydrocarbures est expulsé durant la période restante du Paléozoïque, et seules les régions du nord du bassin de Timimoun pouvaient être alimentées durant le Mésozoïque à cause d’une évolution thermique moins intense.

32°

0,9 0,8

1,11 1,2 TAG1 : 1,19 1,3 CBM1 : 1,34

31°

Dans la région de Méharez, les faciès gréseux se trouvent à la base du Famennien.24 Dans la partie centrale, au nord de la dépression de Terfas, les

TAJ1 : 0,44

HBL1 : 0,22 0,1 BTJ1 : 0,06 NEK2 : 0,87 0,2 NEK1 : 0,86 0,4 NEK3 : 0,88 OR3 : 0,71 GK1 : 0,73 MR UT2 : 0,98 AMG1 : 0,52 0,42 NM1 : 0,88 DKM1 : 1,02 HBZ1 : 1,36

30°

1,3

3°

Réservoir

0,5 0,4 0,1 0,7 0,6

Maroc

1,2

2°

0 à 1T/m2 0 à 3T/m2 Direction de migration du gaz

RJ3 : 0,46

1

TRZ 1

0,8 0,7

0,6 0,5

1°

0° 0

0,2

0,1 1° 100 km

Figure 1.52 : Quantités de gaz expulsées par les roches mères du Silurien en tonnes/m2 et voies de migration. 100

10

Perméabilité, mD

1

0,1

0,01 0

5

10

15

20

Porosité, % Famennien

Siegénien-Gédinnien

Figure 1.53 : Porosité et perméabilité des réservoirs du Dévonien.

25

30

grès forment des bancs très épais qu’on retrouve tout au long de la série du Famennien-Strunien. Les grès appartiennent à des dépôts de bassin et de pente comme le suggèrent les figures de glissement, les contacts abrupts entre les grès et les argiles et des ichnofaciès de la famille zoophycos « outer shelf ». A ces dépôts de bas niveau marin succèdent parfois des dépôts moins profonds de l’avant-plage où des HCS et des SCS sont décrites. Les bonnes caractéristiques pétrophysiques (fig. 1.53) sont démontrées par les découvertes commerciales de gaz enregistrées au nord du Gourara et sur la voûte d’Allal. De l’eau salée est récupérée à Ioucha sur le flanc est de la voûte de Méharez. Le réservoir Strunien-Famennien a montré des indices dans 13 puits (Tableau 1.21).

1

51


Play Siegénien-Gédinnien Les associations d’ichnofaciès, les structures sédimentaires, la texture fine des sédiments ainsi que l’évolution verticale des faciès montrent une succession de séquences argilo-gréseuses d’une avant-côte progradante allant de l’offshore à la base jusqu’à l’avant-côte supérieure au sommet.25 Les caractéristiques pétrophysiques sont montrées sur la figure 1.48. D'abondants indices de gaz sont obtenus sur 22 puits, aussi bien sur carottes que dans la boue de forage à travers toute la région allant de la voûte de Méharez à l'ouest jusqu'à la voûte d'Allal à l'est. La salinité des eaux de formation diminue de l'est (380 g/l sur la voûte d'Allal) vers l’ouest où elle n'est que de 60 g/l sur la voûte de l’Oued Namous et 80 g/l à Méharez (Tableau 1.22).

Play Ordovicien C’est le play le moins étudié dans la région car il n’est pas l’objectif principal. Tout comme pour le Dévonien, les réservoirs gréseux sont fins et plus distaux que les niveaux productifs du reste de la plate-forme saharienne. Malgré d’abondants indices au niveau de treize puits, ce play n’a montré aucun débit (Tableau 1.23).

Roche couverture Les argiles du Famennien et du Viséen à l’ouest et les argiles du Tournaisien dans la dépression de Terfas. Sur le flanc est de la voûte de Méharez et la cuvette de Nekheila, la couverture ne semble pas étanche vu la faible salinité des eaux de formation qui s’y sont infiltrées. En effet, on observe une diminution des salinités de l’est (233 g/l sur la voûte d’Allal) vers l’ouest (67 g/l à Ioucha) Piège

Peut être de type (1) stratigraphique, (2) par biseautage sous la discordance bretonne ou intraviséen à l’ouest, et sous la discordance hercynienne à l’est, et enfin (3) de type structural

Tableau 1.21 : Roche mère, roche couverture, et type de pièges dans le Famennian.

Roche mère

Argiles siluriennes et intra-dévoniennes

Roche couverture Argiles du Dévonien inférieur, moyen et supérieur et du Carbonifère, ainsi que celles du Mésozoïque au nord de la voûte de l’Oued Namous et dans toute la région est. La faible minéralisation des eaux de formation sur ces deux voûtes indique une communication avec les eaux météoriques, d’où un risque de roche couverture dans ces régions Piège

Le piégeage est souvent mixte à cause de la surimposition des lentilles gréseuses et du plissement associé. Le piégeage contre faille est également commun

Tableau 1.22 : Roche mère, roche couverture, et type de pièges dans le Siegénien-Gédinnien.

Roche mère

Argiles ordoviciennes à très faible potentiel et celles du Silurien sont les roches mères qui alimentent le réservoir ordovicien

Roche couverture Argiles ordoviciennes et siluriennes Piège

Le caractère distal des dépôts rend les niveaux réservoirs discontinus, ce qui peut conduire à former des pièges stratigraphiques. La silicification intense des grès forme également barrière de perméabilité. Le piégeage de type structural est cependant le plus étudié


Résultats et perspectives Les niveaux roches mères ayant le meilleur potentiel sont les argiles du Silurien et du Givétien-Frasnien et, localement, celles du Namurien dans la cuvette de Nekheila. Les roches mères de l’Ordovicien, du Dévonien inférieur et du Carbonifère inférieur sont d’une moindre importance, mais peuvent contribuer au potentiel global généré. Des pièges structuraux faisant partie des plays dévoniens sont décelés sous le Carbonifère peu déformé dans le bassin profond de Béchar-Abadla et sont en bonne position pour être alimentés en fluides durant le Carbonifère, qui est la période principale de génération et d’expulsion des hydrocarbures. Sur la voûte de Méharez et la cuvette de Nekheila, tous les réservoirs dévoniens et carbonifères sont envahis par les eaux douces d’infiltration.26

1

52

La voûte de l’Oued Namous est fortement affectée par la discordance hercynienne, atteignant le Dévonien inférieur, et la couverture mésozoïque est mince. Vers le sud de celle-ci, le plongement des terrains dévoniens sous le carbonifère crée des conditions favorables pour la conservation des hydrocarbures dans la région de Kerzaz, où plusieurs structures non forées sont décelées. Les plays dévoniens à Kerzaz sont la continuité de ceux situés plus à l’est et qui ont montré des accumulations de gaz à Hassi Tidjerane et Hassi Bahamou, notamment dans le Dévonien supérieur (Strunien). Quant aux plays carbonifères, ils sont à rechercher dans les incisions fluviatiles du Namurien dans le bassin de Béchar-Abadla, les grès du Viséen sur l’ensellement de BéniAbbès au sud, et les bioconstructions carbonatées enfouies sur le prolongement nord-est de la cuvette de Nekheila. Ces plays ainsi que ceux de l’Ordovicien sont les moins étudiés de la région. Il reste à expliquer également le changement brutal du flux thermique très élevé de la partie ouest, comprenant le bassin de Béchar, Nekheila et l’ouest de Kerzaz, et le flux modéré de la partie est, allant de l’Oued Namous, Kerzaz, Gourara à la voûte d’Allal. Cette zonation thermique a une influence directe sur le type de fluides auxquels on peut s’attendre ainsi que le degré de « cracking » de la matière organique et du gaz en place.

Bassins de la province occidentale – Bassin de Reggane

Bassin de Reggane Il est limité au nord par la bordure méridionale de la chaîne de l’Ougarta, qui le sépare de la cuvette de Sbâa, à l’ouest par l’ensellement de Krettamia-Bou Bernous, à l’est par l’ensellement d’Azzel Matti et au sud par le massif cristallin des Eglab. Le bassin couvre une superficie de 140 000 km2. L’exploration du bassin de Reggane a débuté dans les années 50 par des travaux de géologie de terrain, suivis de campagnes sismiques (réfraction) de grande reconnaissance en 1957, et gravimétriques (aérosurface) en 1969. Les campagnes sismiques (réflexion) de grande reconnaissance ont commencé dans les années 1970. De 1979 à 2003, un grand volume de sismique de détail 2D a été réalisé. L’année 2004 a marqué la première campagne sismique 3D dans le bassin. La plupart des puits ont été forés durant la période 1956-1958. C’est en 1978 que le premier forage Sonatrach a été entrepris. Le nombre actuel de forages est de 75, dont 45 « core drills » (35 réalisés dans un but stratigraphique et 10 dans un but géochimique), 5 puits de délinéation

et 25 puits d’exploration avec 9 découvertes. Le rythme des forages a ensuite ralenti pour reprendre à partir de 1995. Sur le plan géologique, le bassin péricratonique de Reggane est situé dans la bordure orientale du craton ouest-africain, voire à cheval entre ce dernier et un domaine dit panafricain situé plus à l’est. La juxtaposition de ces deux domaines est le résultat d’une collision (600 Ma) conséquente de la fermeture d’un paléo-océan d’âge protérozoïque. Cet événement est connu à l’échelle du nord-ouest de l’Afrique sous le nom de Panafricain.27 Cette synéclise, qui présente un profil transversal dissymétrique (fig. 1.54), est bordée au nord par les chaînes plissées de l’arc Ougartien, à l’ouest et au sud par le bouclier Reguibat. Son flanc oriental est très

SO

NE

400 0 -400 -800 -1 200 -1 600 -2 000 -2 400 -2 800 -3 200 -3 600

Profondeur, m

-4 000 -4 400 -4 800

Mésozoïque Namurien Viséen Tournaisien

Strunien Famennien Frasnien

Givétien Eifélien Emsien Siegénien

Gédinnien Silurien Ordovicien

Figure 1.54 : Coupe géologique transversale. SO-NE du bassin de Reggane.

1

53


structuré, étroit et renferme des anticlinoriums recelant des structures compartimentées par des failles directionnelles et transversales, de géométrie complexe (fig. 1.55). Son flanc occidental se présente comme un monoclinal à pendage doux. La dépression de Reggane est caractérisée par une histoire tectonique polyphasée et une importante subsidence qui a permis le dépôt de plus de 6 000 m de sédiments paléozoïques dans sa zone axiale. Dans sa partie supérieure cette série paléozoïque présente souvent des niveaux doléritiques.

Kaha l

Boubarnous

Tab elb ala

Cuvette de Sbâa

HDK -1 FHD -1 Djebel Heirane Kahal Tabelbala Adrar

Hassi M´Dakane

KTN -1 DHKT-1

Tazoult Azrafil

DJHN -1 DJHN -2 KL-1

Par ailleurs, des pressions anormalement élevées ont été souvent rencontrées dans les réservoirs du Dévonien inférieur.

KL-1O1

TT -1 TK -105 TIO -2 IZ -101 TIO -1 RG -102 TE RG -3 AZ -101

Razk Allah Kahlouche Djebel Heirane RAN-1 MK-1

AZSE- 1

RPL-1

Système pétrolier

EGB-101 SLP-1 MO-1

Actuellement, le play le plus prometteur est représenté par les réservoirs du Dévonien inférieur, auxquels s’ajoutent ceux du Cambro-Ordovicien et du Carbonifère. Le bassin de Reggane est a priori une province à gaz eu égard aux accumulations mises en évidence jusqu’à maintenant. La majeure partie des pièges est liée à des structures de géométrie très complexe, s’adossant généralement sur des failles inverses sous des niveaux de décollement superficiels.28

400

350

300

250

PRP-101 RA-301

BR-2

O

S

De

Anticlinorium Synclinal très profond

BR-4

Synclinal peu profond Trend positif

Figure 1.55 : Éléments structuraux du bassin de Reggane.

200

150

100

Mésozoïque Cb

BR-7 BR-1 BR-5 BR-3 BR-301 BR-6

Paléozoïque C

TZ-301

50 Ma Tertiaire

Temps géologique Système pétrolier

Pe

?

Roche mère Roche réservoir Roche couverture

? ?

Formation de piège Gen/Mig/Accum Préservation Moment critique

Figure 1.56 : Charte du système pétrolier.

1

54


Roche mère

Argiles radioactives à graptolites du Silurien basal

Play Dévonien Roche mère

Roche couverture Argiles du Silurien

Les analyses géochimiques ont montré que les principales roches mères sont les argiles radioactives à graptolites du Silurien basal et du Frasnien.29 Les modélisations géochimiques ont révélé que la bordure occidentale du bassin offre des perspectives en hydrocarbures liquides et/ou gazeux, alors que la bordure orientale a un potentiel essentiellement à gaz. Ces argiles assurent en même temps le rôle de couvertures pour les réservoirs. Vu la complexité structurale, les couvertures peuvent être aussi latérales. Par ailleurs, les modélisations géochimiques (fig. 1.57) ont montré d’importants volumes d’hydrocarbures générés et expulsés, soit respectivement 4 872 TCF et 3 410 TCF. Sur les 102 TCF de gaz probablement piégés, seulement 4,3 TCF ont été découverts ; il reste donc un volume très conséquent à découvrir.

Les pièges explorés à ce jour sont souvent de type mixte (types anticlinaux associés à des failles). La présence de pièges stratigraphiques principalement vers le sud est très probable

Piège


La génération d’hydrocarbures a eu lieu à deux reprises (fig. 1.56), au Paléozoïque lors de l’enfouissement (Dévonien supérieur-Carbonifère) et aussi probablement lors de la surchauffe du Jurassique. La structuration du bassin est le résultat d’une superposition de plusieurs phases tectoniques depuis l’événement calédonien jusqu’à l’Hercynien. L’impact des phases ultérieures n’a pas été prouvé jusqu’à présent.27

Play Ordovicien Réservoir C’est un réservoir formé principalement de grès quartzitiques, argileux. Il est peu étudié vu sa position structurale très profonde. Seuls trois puits l’ont exploré dans le flanc nord du bassin. La porosité de ce réservoir est de l’ordre de 5 % et la perméabilité y est très faible. Ce réservoir s’est avéré productif de gaz dans la partie nord du bassin (Tableau 1.24). 29º 00 Chaîne de l’Ougarta HDK-1 HYDROCARBONS WINDOWS GEOHISTORY System Series

0

Si S

De

Cb

G

V

Pe D

S

Tr

mJ

IC C

T

uC

E M

O M D

FHD-1

Study name: Well name:

0.5

Fras. Fam.

Time (ma)

1 Depth (km)

1.5

10 10

Depth (km)

2

Géd. Sieg.

10

Sil. arg.

2.5

Oil Window

89

10

3

Oil and gas zone

99

DHKT-1

GasWindow

3.5 4 Computing Parameters: 4.5 5

HYDROCARBONS WINDOWS GEOHISTORY

450

System Series

14

Si S

De

Cb

G

V

S

Pe D

Tr

mJ

IC C

T

uC

E M

Well name:

O M D

Time (ma)

12

Source rock Hot shale Middle cell o m TYPE II

10

Depth (km)

KT-4

Variable Heat flow

Study name:

Study name:

Time (ma)

HYDROCARBONS WINDOWS GEOHISTORY System Series

Gas 6

DJHN-1

Well name:

Expelled Hydrocarbons (mg HC/g initial dry rock)

Initial TOC 3.5% Net thickness 20m Exp. saturation 10%

8

Si S

0

C6 +

De

Cb

G

V

S

Pe D

Tr

mJ

IC C

T

uC

E M

Depth (km)

O M D

DJHN-2

Cret. Inf.

4

Namurien.

Oil Window

1 2

TT-1

Oil and gas zone 400

350

300

250

200

150

100

50

0

Computing Parameters: Not Calibration Variable Heat flow Imposed Pressure Open System

27º 00

GasWindow

Viséen.

2

HYDROCARBONS WINDOWS GEOHISTORY

10

10

System Series

3

Si S

De

Cb Tr mJ ComputingPe Parameters: V S D T

G

10

4

10

Sil. arg.

5

95 6 450

400

350

300

250

200

150

100

50

0

Time (Ma)

Study name:

IC C

uC

E M

O M D

KL-1

IZ-101

TIO-1

KL-101

TEH-1

2

Well name:

Variable Heat flow

Fras-Fam. 14

Expelled hydrocarbons (mg HC/g initial dry rock)

450

Depth (km)

0


12

Time (ma) Expelled Hydrocarbons (mg HC/g initial dry rock)

Initial TOC 5% Net thickness 30m Exp. saturation 10%

10 8

C6 +

4

AZSE-1

Computing Parameters: No Calibration

2 0 450

400

350

300

250

200

150

100

50

Variable Heat flow

Imposed Pressure Open System

0

Time (Ma)

Date: 27-Jan-2003

10:44

System Series

Study name:

HYDROCARBONS WINDOWS GEOHISTORY Si S

0

RAN-1

De

Cb

G

V

W

Pe D

Tr

mJ

IC T

uC C

E M

Well name:

M

O D

Cret. Inf Namurien

0.5 1

Time (ma)

Viséen.

1.5

Study name:

Ca

Or

Si

O

S

De

Cb

G

V

Pe W

Tr

D

IC T

C

uC

E M

Well name:

M

1

Time (ma)

5 450

10

Oil and gas zone

5

6 450

Massif des Eglab

400

350

300

250

200

Time (Ma)

150

100

50

0

Ca

Or

Si

O

S G

De

Cb V

Computing Parameters: 14Not Calibration

Pe W

Tr

D

IC T

C

uC

E M

De

Cb

250

200

Time (Ma)

V

Pe W

Tr

mJ D

IC T

uC C

Time (ma)

D GasWindow


Variable Heat flow

12Imposed Pressure


Open System

10

Gas 8

C6 +

6 150

100

50

Initial TOC 6% Net thickness 50 m Exp. saturation 10%

0


4 2


0 450

400

350

300

250

200

150

Time (Ma)

100

50

0

Date: 27-Jan-2003


Initial TOC 5% Net thickness 60m Exp. saturation 10%


10 8

Variable Heat flow

10:44

PRP-101

Time (ma)

Open System

RPL-101

Well name:

OilE and gas zone O M M

14Not Calibration

M D

Variable Heat flow

12Imposed Pressure

300

Well name:

HYDROCARBONS WINDOWS GEOHISTORY System Series

350

Study name:

GasWindow

10 Expelled hydrocarbons (mg HC/g initial dry rock)

Depth (km)

10

4

400

MO-1

Oil Window

Fras-Fam.

Si

S G C Computing Parameters:

4.5

Viséen.

2

3

System Series

10

4

Namurien.

26º 00

10

3 3.5

D

Oil Window

Expelled HC per time interval

10

2.5

Expelled hydrocarbons (mg HC/g initial dry rock)

Study name:

HYDROCARBONS WINDOWS GEOHISTORY 0

Depth (km)

2

System Series

RG-3

Gas 6

TZ-301

Gas C6 +

6


4 2


Variable Heat flow

0 450

400

350

300

250

200

150

100

50

Time (Ma)

0

Date: 26-Jan-2003

11:25

0

100 km

25º 00 2º 00 W

1º 00 W

0º 00 W

Figure 1.57 : Histoire d’enfouissement du bassin.

1

55


Hydrocarbures déplacés

Réservoir Les réservoirs du Dévonien représentent le principal objectif de la région, avec une extension à l’intérieur du bassin relativement régulière.

Le Gédinnien, pour sa part, a débité près de 410 000 m3/j de gaz dans la partie sud-est du bassin, avec une porosité moyenne de 8 % et une perméabilité de 10 mD. Le réservoir gédinnien montre globalement un épaississement du sud-ouest au nord-est, avec deux dépôts-centres bien individualisés, l’un au sud-est et l’autre au nord-ouest.

Hydrocarbures déplacés

Quartz

Eau

Eau liée

0

1:700 m

0

(gAPI) 150 CGR (gAPI)

10

Perforations

GR

Profondeurs

Composé de quatre barres gréseuses, avec des épaisseurs de grès utiles pouvant atteindre les 50 mètres (fig. 1.58), le réservoir Siegénien-Gédinnien présente une porosité moyenne de 11 % et une perméabilité de l’ordre de 50 mD. Le Siegénien, principal réservoir du Dévonien inférieur, a donné de bons débits pouvant dépasser 640 000 m3/j. Ce réservoir montre des caractéristiques pétrophysiques assez élevées (fig. 1.59).

Eau

Swi 100

(%)

Gaz

Gaz

Argileux 1

ELAN Fluide A

ELAN_Volumes

0 50

(%)

0

100

(%)

0

2 680

2 700

Le réservoir siegénien présente une allure similaire à celle du Gédinnien. L’épaississement se fait toujours du sud-ouest vers le nord-est. 2 720

Le banc de grès au sommet de l’Emsien a été considéré comme compact dans la plupart des puits situés dans la partie sud-est du bassin, alors qu’au nord-ouest il est productif de gaz. L’épaisseur du réservoir emsien montre une certaine similitude avec celle déjà décrite, à savoir une orientation sensiblement nord-ouest–sud-est et un épaississement du sud-ouest vers le nord-est.

Couvertures Les argiles du Dévonien moyen assurent la couverture des réservoirs du Dévonien inférieur.

2 740

Figure 1.58 : ELAN du réservoir siegénien.

Play Carbonifère

Pièges Le type de piège associé à ce play est identique au précédent. Le cas le plus fréquemment rencontré est celui de trends de direction SE-NO très étroits, délimités latéralement par des failles profondes. Les plus connus sont ceux de Djebel Hirane Kahal-Tabelbala, Azrafil et Hassi M’Dakane, pour ne citer que ceux-là.

1

56

Ce réservoir, lorsqu’il existe, présente de bonnes caractéristiques pétrophysiques avec des porosités de 10 à 20 % et des perméabilités de 10 à 100 mD. Les différents forages qui l’ont traversé ont souvent montré des traces de gaz et d’huile. Les grès du réservoirs du Strunien-Tournaisien sont constitués de grains bien triés, très fins à fins. Ils présentent des porosités de 28 % et de bonnes


Roche mère

Argiles du Dévonien supérieur, en particulier du Frasnien

Roche couverture Les argiles du Viséen C constituent la couverture du Viséen B. Les argiles du Tournaisien supérieur et du Viséen A servent de couverture pour les réservoirs du Strunien–Tournaisien Tableau 1.25 : Roche mère et roche couverture dans le Carbonifère.

perméabilités. Ce réservoir paraît prometteur vu le nombre d’indices rencontrés dans les forages qui l’ont traversé. Le réservoir gréseux Viséen B bien développé à l’est du bassin présente de bonnes porosités avec une moyenne de 15 % et une perméabilité atteignant 100 mD. Des traces de gaz et d’huile ont été observées au niveau de certains forages. Il a débité 2 000 m3/j de gaz et 0,5 m3/j d’huile. On rencontre pour ce play le même type de piège que précédemment (Tableau 1.25).

Résultats et perspectives Après les récentes découvertes, le potentiel du bassin de Reggane, qui revêt un intérêt pétrolier certain, apparait aujourd’hui prometteur. Il correspond en effet à une zone où le système pétrolier a très bien fonctionné, eu égard au grand nombre de gisements découverts dans cette région qui ne renferment en place que 4,5 % du volume de gaz ayant pu être probablement piégé. Plusieurs autres éléments majeurs sont là pour encourager l’intensification de l’exploration de ce bassin. Jusqu’à maintenant, aucun test n’a rencontré un aquifère franc dans le Dévonien inférieur (principal objectif). Ceci ne fait que nous conforter dans la possibilité d’existence d’un BCGA (Basin Centred Gas Accumulation), d’autant plus que la plupart des découvertes ont mis en évidence des anomalies de pression.

1 000 100 10 1

Perméabilité, mD

0,1 0,01 0,001 0

4

8

12

16

20

Porosité, % Figure 1.59 : Diagramme porosité/perméabilité du réservoir Dévonien inférieur.

1

57


Bassin de Tindouf Le bassin de Tindouf est situé à l’extrême ouest de la plate-forme saharienne. Ce bassin forme une vaste dépression orientée est-ouest couvrant une superficie de plus 130 000 km2 (fig. 1.60). Il est limité : I à l’est et au N-E, par l’ensellement de Krettamia Bou Bernous et les monts de l’Ougarta ; I à l’ouest, par les frontières algéro-marocaine et algéro-RASD ; I au nord, par l’Anti-Atlas marocain ; I au sud, par le massif des Reguibat. C’est un bassin de type péricratonique, dissymétrique, avec un flanc sud à très faible pendage (3° maximum) et un flanc nord très redressé et fortement structuré, en relation avec une série de failles complexes de direction globale E-O à NE-SO. Il est caractérisé par une histoire tectonique polyphasée et une importante subsidence qui a permis le dépôt de plus de 8 000 m de sédiments paléozoïques dans sa zone axiale.30 L’épaisseur du Paléozoïque diminue du nord vers le sud et d’ouest en est. Sur la bordure sud, l’épaisseur du Paléozoïque est de 1 500 m. Ces dépôts sont recouverts en transgression par une mince couverture sédimentaire tertiaire d’environ 130 m d’épaisseur (fig. 1.61). 8° W

7° W

6° W

ZL-1 NG-1

28° R.A.S.D 27°

GSL-3

EAN-1 OLF-1 ARE-1

GSL-2

Dorsale Réguibat

M a u r i t a n i e

26°

Carbonifère Tournaisien Dévonien supérieur S +1 000 m N.M

Dévonien moyen Dévonien inférieur Silurien

Dorsale Réguibat

Ordovicien Cambrien Précambrien Bassin de Tindouf ASJ-1

-2 000 -4 000 -6 000 Carbonifère Dévonien moyen-sup Dévonien inférieur

Silurien Cambro-Ordovicien

Figure 1.60 : Écorché pré-Mésozoïque et coupe du bassin de Tindouf.

1

58

3° W

HMY-1

Tindouf HTN-1

4° W

HMA-1 IGA-1bis ASJ-1

M a r o c 29°

5° W

HMA-1

N

Més-Cénoz

Roches mères Couvertures

Réservoirs

Âge

Épaisseur (m)

Lithologie

Bassins de la province occidentale – Bassin de Tindouf

Argiles Grès Evaporites Calcaires Dolérites Granite et gneiss

Résultats

Trace d’huile Indice de gaz Indice de gaz et eau salée

5-130

Sec Stéphanien

Carbonifère supérieur 0-808

Westfalien

GSL-3

Carbonifère

Namurien

HTN-1 Viséen

NG-1

339-1 480

Tournaisien

Tournaisien Strunien

HTN-1 3.13 m3 551-1 520

Dévonien

Famennien Frasnien

Strunien-Famennien NG-1 venue gaz non mesurée

Givétien 99-460

Eifélien Emsien Praguien

ZL-1, GSL-2 et 3 Emsien 177-907

Silurien

IGA1bis

Ashgilien HTN-1

Ordovicien

Caradocien

EAN-1

Llandeilo 103-2 000

Llanvirnien

GSL-3

Arénigien

Cambrien

Cambrien

Trémadocien

Ordovicien

OLF-1

IGA 1bis

EAN-1

ASJ-1

IGA-1bis

HMA-1

0-1 000

Acadien Géorgien

EAN-1

Précambrien Figure 1.61 : Coupe lithostratigraphique type du bassin de Tindouf.

Ca S A

Or

Si S

De

Cb V N

Pe H

Tr T

IC J

UC C

e P

M N

Frasnien Type II 30% Lochkovien

Profondeur, km

2 3

Silurien type II 30% Ashgilien 2ème Bani type II 30% Llandeilo 1er Bani

4

Ordovicien inférieur

5

Phase à huile Phase à condensats Phase à gaz sec

6 400

300 200 Temps, Ma

100

Le bassin de Tindouf est caractérisé par de forts gradients géothermiques, ils sont cependant comparables à ceux des bassins de Reggane et de l’Ahnet, où d’importantes découvertes de gaz ont été réalisées. La génération/expulsion des hydrocarbures a eu lieu principalement vers la fin du Dévonien (fig. 1.62).31 Une génération postérieure avec la surchauffe durant la phase Trias-Jurassique n’est pas à écarter, mais les quelques modélisations géochimiques 1D réalisées sur des forages n’ont pas pu démontrer son existence. La structuration du bassin témoigne d’une histoire tectonique profondément marquée par les événements hercyniens.30 Plusieurs directions structurales se surimposent. Il est important de remarquer qu’à l’ouest dominent les directions SE-NO, dites ougartiennes, et qu’à l’est c’est plutôt la direction atlasique qui ressort.

Puit : HMA-1 Famennien type II 30%

1

500

L’exploration pétrolière dans ce bassin a débuté vers 1956 par le forage du puits Zemoul-1 (ZL-1), qui a révélé des indices d’huile dans les grès de l’Emsien. Ceci a encouragé l’exploration dans la région, soldée par une acquisition sismique réalisée entre 1959 et 1971, afin de déceler d’autres structures et confirmer celles qui sont visibles à l’affleurement. De 1969 à 1971, dix forages pétroliers ont été réalisés, mais n’ont révélé que des indices au niveau des réservoirs gréseux du Cambro-Ordovicien et du Dévonien.

Dévonien inférieur

109-466

Lochkovien

0

Eau salée émulsionnée de gaz

Tout comme dans le bassin de Reggane, la série paléozoïque du bassin de Tindouf a connu des intrusions doléritiques affectant les formations du Cambrien et tout particulièrement le Famennien. Ces dolérites se présentent sous forme de sills, de dykes ou de massifs et sont à relier à des phénomènes de tectonique globale caractérisant le craton ouest-africain, qui avait subi d’importants épisodes d’émissions doléritiques en réponse à l’ouverture de l’Atlantique central datée TriasJurassique.

0

Figure 1.62 : Évolution des roches mères paléozoïques dans le temps.

1

59


Système pétrolier

Maroc

HMA-1 Monts de l’Ougarta IGA-1bis 490 ASj-1 480

ZL-1

Play Ordovicien Roches mères NG-1

Les principaux niveaux de roches mères susceptibles d’alimenter les réservoirs de l’Ordovicien se situent essentiellement au niveau des argiles du Caradocien, appelées « schistes de Ktaoua », ainsi qu’à celui des argiles radioactives du Silurien.31

Gaz

Condensat Tindouf

GSL-3

Ean-1

Le niveau roche mère schistes de Ktaoua (Ordovicien) recèle une teneur en matière organique légèrement moindre, avec des valeurs de COT variant de 0,83 % au sud à 1,3 % au nord. Les potentiels pétroliers sont très faibles. Comme pour le Silurien, ces schistes sont en phase à huile au sud avec une Tmax de 450 °C et en phase à gaz sec au nord. Il est à noter que ce niveau roche mère est situé entre les deux principaux réservoirs de l’Ordovicien, à savoir les grès des 1er et 2e Bani. De ce fait, la charge pour ces deux réservoirs se fera principalement verticalement per ascendum pour le 2e Bani et per descendum pour le 1er Bani, et accessoirement latéralement grâce notamment aux failles.

Rasd

Les argiles du Silurien, dont quelques échantillons ont été analysés, ont révélé une teneur en matière organique variant de 0,97 % au sud à 3,50 % au nord. Ces valeurs sont loin de représenter toute la richesse de ce niveau si on le compare aux bassins les plus proches, tels ceux de Reggane et d’Ahnet. De ce fait, il serait tendancieux de déduire hâtivement le potentiel pétrolier associé à ce bassin. L’état de maturation évolue du sud vers le nord. La matière organique est en phase à huile au sud avec des Tmax de 443 et 460 °C (GSL-2 et GSL-3 respectivement), et en phase à gaz sec au nord avec un IAT de 5 et une Tmax > 485 °C (fig. 1.63). Ce niveau roche mère assure l’alimentation du réservoir du 2e Bani par voie latérale et verticale.

HTN-1 490

Are-1

GSL-2

464

Huile

OLF-1 443

Mauritanie

Bouclier des Reguibat

Figure 1.63 : Carte de maturation de la roche mère silurienne du bassin de Tindouf.

Réservoir Les principaux réservoirs du play ordovicien se situent dans les niveaux gréseux du Llandeilo et de l’Ashgilien, désignés respectivement et localement par « les grès du 1er Bani » et « 2e Bani » (fig. 1.64).32 Le réservoir du 1er Bani est constitué par un grès gris-verdâtre. Ce faciès, quartzitique, fin, parfois argileux, à ciment siliceux à silico-argileux, massif, correspond à des dépôts de barres littorales. L’épaisseur de ce grès est de l’ordre de 140 m en moyenne, avec des porosités très variables à travers le bassin, allant de 4 à 7,5 %, atteignant parfois jusqu’à 19 % dans la partie sud. Le réservoir du 2e Bani est constitué par un grès gris, fin, moyen à grossier, quartzitique, bien classé, massif, à ciment siliceux à silico-argileux, à stratifications entrecroisées. Ce faciès correspond à des dépôts de nature fluviatile. L’épaisseur moyenne de ce grès est de l’ordre de 150 m au sud et 280 m vers le nord du bassin ; la porosité varie de 5 à 7 % en moyenne (Tableau 1.26).

Roche couverture 1er Bani : les argiles du Caradocien qui lui sont sus-jacentes, avec une épaisseur allant de 200 à 1 800 m et une bonne extension régionale ; 2e Bani : les argiles du Silurien, d’une épaisseur de 100 à 800 m avec une bonne extension régionale aussi Piège

Au nord du bassin, les pièges sont de type anticlinal et contre faille ; au sud du bassin, en plus de ces deux types, les biseaux stratigraphiques peuvent constituer de bons pièges

Tableau 1.26 : Roche couverture et type de pièges dans l’Ordovicien.

1

60

Ensellement de Bou Bernous

Bassins de la province occidentale – Bassin de Tindouf

IGA-1bis GR (API)

Grès du 2e Bani

Ashgill

Schistes Ktaoua Equiv. Grès de Rouïd Aïssa

Ordovicien Caradoc

2 150

2 650

920

2 200 146+B

2 700

+ Gaz

2 087 m 2 100

2 118 m

2 150 2 250

2 750

2 300

2 800

2 250

2 350

2 850

2 300

2 430 m

1 400 1 450

1 488

2 200 2 276 m

Socle

301 304

2 950

2 500

3 000

Silurien

1 500 2 160 m

2 900

2 450

HMA-1 303 ASJ-1 TGA-1bis

302

ZL-1

NG-1

364

363

365

2 550 Schistes Ktaoua inférieur

1 402 m

2 050

2 720 m

1 336 m 1 351 m

Ashgill

B 17,5 g/I

1 350

Ordovicien

1 994 m

Infracambrien

2 000

des Grès 2ème Bani

2 589 m 2 600 86 m

2 400

S

0 20 40 60 80 100 120 140

1 950

2 090 m 2 100

GSL-2 GR (API) 50 km

Arénig Llanvirn Llandeil Caradoc

2 550

0 20 40 60 80 100 120 140

Caradoc

Silurien

GSL-3 GR (API) 150 km

0 20 40 60 80 100 120 140

Grès de Rhezzian équi

2050

50 km

Eq. Grès du 1er Bani

0 20 40 60 80 100 120 140

Argiles d’Arouéta

HMA-1 GR (API)

N

3 050

Tindouf 307 EAN-1 ARE-1 305 306 GSL-3 HTN-1 GSL-2 OLF-1

GR (3 054 m)

0

50 m

2 600

3 260 m

2 650

3 600 m

75 Km

146+B

0 0

50 km

Eau salée (g/I) Indice de gaz Niveaux gréseux

3 208 m Figure 1.64 : Corrélation diagraphique des réservoirs ordoviciens du bassin de Tindouf.


Play Dévonien inférieur Les principaux réservoirs du play du Dévonien inférieur se situent dans les niveaux gréseux du Siegénien et de l’Emsien, désignés communément par « les grès du Rich ». Ces niveaux réservoirs sont représentés par des bancs métriques à décamétriques, constitués de grès beiges, fins à très fins, bien classés, à ciment argileux, avec des faciès correspondant à des dépôts marins tidaux, évoluant vers des dépôts de barres littorales. L’épaisseur de ces grès varie de 7 à 38 m et évolue favorablement d’est en ouest, avec des porosités de 5 à 13 %. 30,32

La présence de chenaux, principalement dans le Dévonien supérieur, est à rechercher (Tableau 1.27).

Roche mère

Argiles radioactives du Silurien ; les réservoirs sont alimentés par voie verticale à la faveur des failles qui affectent la région

Roche couverture Séries argileuses du Dévonien moyen et supérieur, qui ont une extension régionale, avec des épaisseurs allant de 500 à 1 200 mètres Piège

De type anticlinal et contre faille

Avec seulement onze puits d’exploration pour un territoire aussi vaste que celui de Tindouf, soit 130 000 km2, cet immense domaine est de toute évidence très sousexploré. Par ailleurs, la densité sismique faible et de surcroît ancienne a montré ses défaillances quant à la précision de la géométrie des structures et des failles qui les contrôlent.33 Les résultats d’apparence négatifs des quelques puits forés sur ce bassin, ne devraient en aucun cas le dévaloriser, au vu du faible effort exploratoire, avec une densité de forage négligeable (un forage pour 12 000 km2). La modélisation géochimique a révélé un potentiel pétrolier important, avec plus de 33 TCF probablement piégés et une présence d’huile mise en évidence sur quelques forages.

Tableau 1.27 : Roche mère, roche couverture, et type de pièges dans le Dévonien inférieur.

1

61


Bassin de Taoudenni Avec une superficie d’environ 1 500 000 km2, le bassin de Taoudenni, qui se présente sous la forme d’une vaste synéclise, constitue le plus grand bassin d’Afrique de l’Ouest. Il est situé aux confins sud-ouest de l’Algérie et recouvre aussi les parties septentrionale du Mali et orientale de la Mauritanie. Il se situe au sud des bassins de Tindouf et de Reggane, dont il est séparé par la dorsale ou bouclier Reguibat, et à l’ouest du massif du Hoggar. Il est recouvert par une couverture sédimentaire très peu déformée comprenant des séries essentiellement infracambriennes et paléozoïques (fig. 1.65).34 Les premiers travaux d’exploration pétrolière ont démarré dans la période 1970-1980, durant laquelle quatre forages ont été réalisés, deux en Mauritanie, Abolag-1 et Ouassa-1, et deux au Mali, Yarba-1 et Atouila-1. Seul Abolag-1 a fourni quelques indices dans les calcaires à stromatolithes d’âge infracambrien.35, 36

28°

Dorsale Reguibat

Ba ssi

nd

eA aiu n

-Ta

rfa

ya

Bassin de Tindouf

40°

20°

20°

Bassin du Taoudenni

0°

20°

40°

0

12°

1 600 km

Volta 20°

0°

Périmètre Chenachène Bassin du Taoudenni Quaternaire Tertiaire Crétacé Paléozoïque Précambrien Roches ignées

20°

Craton ouest-africain

Golf de Guinée

4° 0

500 km

18° Figure 1.65 : Carte géologique et région d’étude du bassin de Taoudenni.

1

62

12°

6°

0°

Bassins de la province occidentale – Bassin de Taoudenni

Lithologie et structure La couverture sédimentaire néo-protérozoïque de la partie nord-est du bassin de Taoudenni, région de Chenachène, peut être subdivisée en trois principaux ensembles lithologiques (fig. 1.66).37,38 I Ensemble gréseux inférieur (groupe du Douik). Il est composé de grès grossiers et de conglomérats. Il repose en discordance sur un substratum composé de granites roses du socle Reguibat. Les épaisseurs varient de 20 à 150 mètres.

Cambrien

Types Plays de piège

Système tract TST: Cortège transgressif LST: Cortège de bas niveau

Roche réservoir Roche mère Roche couverture

Paléozoïque

Lithologie

SB

TST

Ens. Argileux sup.

*D

HST

MFS?

*A et C

TST

Barre dolomitique somitale

HST?

SB

*C et A

Infracambrien

TS/SB?

Ens. Gréso-argileux supérieur

MFS

Ens. Carbonaté

Dorsale Reguibate

Ens. Gréseux de Base

TS?

TS?

Socle SB TST?LST

*B

Figure 1.66 : Colonne stratigraphique du bassin de Taoudenni.

1

63


26°00’ Coupe

25°30’

25°00’ 20 km

6°00’

5°30’

5°00’

4°30’

4°00’

3°30’

Socle Ensemble gréso-argileux inférieur Ensemble carbonaté Ensemble gréso-argileux supérieur Paléozoïque Dolérites

3°00’

0

20 km

Trend Oued Chenachène

Zone Ouest Socle

Hamada Safra

Ensemble gréseux de base

Ensemble carbonaté

Zone Est

Ensemble gréso-argileux supérieur

Paléozoïque

Dolérites 0

20 km

Trend Trend Oued Souss Oued Chenachène B

A Axe Hamada Safra

A: Depôt de la série gréseuse de base à la faveur de failles à la faveur d’anciennes failles de socle qui rejouent en extension ou transtension.

B: Transgression générale et dépôt de la série carbonatée et gréseuse avec développement d’un réseau de failles normales Nord-Sud.

Axe Hamada Safra C

D

Sur plan C: Réactivation des failles de socle en transpression avec structuration en plis en échelons de la série infracambrienne. Figure 1.67 : Carte et modèle structural du bassin de Taoudenni.

1

64

En Coupe

D: Dépôt du Cambrien en discordance sur les structures infracambriennes.


Ensemble carbonaté (groupe du Hank). Cet ensemble est constitué par la superposition de trois séquences, l’une est silicoclastique à la base et les deux autres carbonatées à tendance globalement régressive au sommet. Les épaisseurs varient de 400 à 700 mètres. I Ensemble gréso-argileux supérieur (groupe de Dar Echeikh). Il est exclusivement composé de dépôts silicoclastiques. La tendance globale de cet ensemble est régressive. L’épaisseur est de lórdre de 500 mètres.

Modèle et évolution structurale

Les affleurements des formations protérozoïques sont répartis sur deux grandes zones séparées par une large bande d’affleurement du socle cristallophyllien Reguibat (Hamada Safra) orienté globalement nordouest–sud-est (fig. 1.67) : I Une zone est, dont l’allure pourrait correspondre à un petit bassin relativement étroit dans sa partie nord (localité de Chenachène) qui s’ouvre en gouttière vers le sud (localités de Tilemsi et Grizim). Les dépôts y sont organisés en un grand synclinal à axe plongeant vers le sud-est. Le flanc ouest de celui-ci est affecté par un accident nord-sud, dit de l’Oued Chenachène, le long duquel s’agencent des plis disposés en échelons. I Une zone ouest, où les limites d’affleurements nord-sud dessinent un grand arc de cercle qui s’étend jusqu’au-delà du territoire algérien, dans les territoires mauritanien et malien. Les pendages régionaux relevés n’excèdent guère les 5° à 8°, ce qui confère à cet ensemble protérozoïque l’allure d’un géosynclinal. Il est à signaler par ailleurs l’existence, au sein de cette zone ouest, d’un accident d’allure régionale dit de l’Oued Souss, bien marqué dans le socle et recoupant les formations du Protérozoïque ainsi que celles du Cambro-Ordovicien.

En effet, la tentative de reconstitution du schéma d’évolution de la zone nord-ouest du périmètre de Chenachène laisse apparaître quatre étapes importantes : I À la fin de la cratonisation de la dorsale Reguibat (2 000 Ma), des failles de socle subméridiennes sont réactivées en extension ou transtension où se dépose le long de ces dernières la série gréseuse de base, en discordance dans des petits bassins probablement en extension. I Transgression avec dépôt de la série carbonatée à stromatolithes et régression avec dépôt de la série argilogréseuse supérieure. Les deux ensembles se déposent avec des variations d’épaisseur, témoins d’un jeu transpressif et syn-sédimentaire des failles probablement à relier à celles du socle. I Individualisation de l’axe de la Hamada Safra grâce au rejeu transpressif (peut-être dextre ?) des accidents de socle et formation des structures plissées de l’Oued

I

L’analyse préliminaire de ces différents éléments35,36 structuraux permet de distinguer certains événements importants de l’histoire tectono-sédimentaire infracambrienne et d’établir une chronologie d’apparition de ces événements.

La paléo-vallée d’Edarène-Eherir est un ancien fjord modelé par les glaces au cours d’une période glaciaire remontant à plus de 400 millions d’années. Aujourd’hui, elle abrite des villages de cases à l’architecture pittoresque.

1

65


Chenachène et de l’Oued Souss. Cet axe pourrait aussi représenter un relief préexistant depuis le début de la sédimentation infracambrienne et aurait donc constitué une zone de séparation et une limite géologique entre les deux zones est et ouest. I Arrêt de la tectonique transpressive et dépôts des premiers termes paléozoïques (Cambrien) en discordance sur les séries pourprées infracambriennes.

Systèmes pétroliers Roches mères Les travaux, anciens et récents signalent l’existence d’une excellente roche mère39, 40 dans les formations de l’InfraCambrien, qualifiée aussi de black-shale. Le taux de COT relevé dans ces formations est qualifié d’excellent. Jusqu’à maintenant, il n’existe aucune donnée permettant une appréciation fiable de l’extension latérale et verticale de cette roche mère. Toutefois, des études de reconstitution ont démontré que le dépôt de celle-ci s’est effectué dans un contexte synrift, ce qui pourrait induire de grands épaississements à proximité des accidents majeurs de la région.

Réservoirs La série protérozoïque, dite série du Hank, est représentée essentiellement par des formations détritiques et carbonatées qui se développent entre deux discordances majeures, d’une part, le socle précambrien et, d’autre part, sous la tillite éocambrienne35, 36. Cette série du Hank est subdivisée en trois groupes : du Douik, du Hank et de Dar Cheikh (fig. 1.68). I Groupe du Douik (G1, G2 et G3), ou ensemble détritique inférieur : cet ensemble gréseux aurait une extension latérale avec des lacunes, il semble disparaître à l’est du méridien 5° ouest. Les qualités réservoirs sont médiocres à moyennes. I Groupe du Hank (C1 à C9) : ensemble de calcaires à stromatolithes, avec une large extension en surface de l’Adrar mauritanien jusqu'à Grizim, soit sur 1 200 km. Leur épaisseur en affleurement au sud des Eglab varie entre 19 et 35 m. Ces calcaires sont souvent compacts

1

66

et durs avec des caractéristiques pétrophysiques nulles. Lorsqu’ils sont fracturés, ils peuvent constituer des réservoirs à hydrocarbures, à l’exemple du puits Abolag-1 en Mauritanie où ils ont montré des indices de gaz. I Au-dessus des calcaires à stromatolithes, les grès ferrugineux qui semblent être continus, fins à moyens, généralement saccharoïdes et friables (dits « faciès à Kerboub »). Leur épaisseur varie entre 20 m à Chegga et 16 m à Tilemsi. I Groupe de Dar Cheikh : l’ensemble de ce groupe a été subdivisé en quatre sous-groupes. I Sous-goupe CG 1 & 3 : il consiste en des grès clairs à verdâtres parfois saccharoïdes, moyens à grossiers, avec des porosités de 7 à 18 % et des épaisseurs de 5 à 20 m. I Sous-groupe CG 4 & 5 : ces grès sont généralement assez propres, parfois friables et assez poreux, assez bien développés dans la région, et peuvent constituer un bon réservoir. Leur épaisseur varie de 8 à 22 mètres avec des porosités de l’ordre de 6 à 19 %. I Sous-groupe CG 6-7 : ce groupe présente deux niveaux gréseux réservoirs. Un niveau basal dont les caractéristiques peuvent être localement bonnes, à l’exemple de Chegga où la porosité moyenne est de l’ordre de 21 %, ou médiocres, comme à Mokrid, où la porosité varie entre 2,5 et 13 %. L’épaisseur est très réduite (5 à 6 m). Un niveau sommital parfois friable, avec un faciès à Kerboub qui se développe, constituant un réservoir épais de 25 à 40 m, avec une porosité variant entre 12 et 26 %. I Sous-groupe CG 8-9 & 10 : ce groupe n’est pas très développé à l’est. À l’ouest, son épaisseur atteint 47 m et sa porosité 8 à 15 %. Les grès sont fins à moyens à stratifications entrecroisées, et passent rapidement à des grès carbonatés compacts.

Pièges Les analyses structurales et sédimentologiques permettent de recenser différents types de pièges35,36 susceptibles d’exister en bordure du bassin de Taoudenni. Ils se résument comme suit : I Type A : purement structuraux correspondant aux plissements induits par la tectonique transpressive à la fin du Protérozoïque. I Type B : pièges mixtes ne concernant que la série gréseuse de base quand elle est recouverte par la série carbonatée. Ce type de piège est très intéressant d’un point de vue extension du fait que ce dispositif structural peut se rencontrer le long de tous les accidents nord-sud, notamment vers le sud sous la série paléozoïque. I Type C : il englobe tous les pièges rencontrés dans une sédimentation contemporaine à une tectonique extensive (type mer du nord). I Type D : pièges stratigraphiques classiques, vu la disposition de la série infracambrienne plongeant vers le sud sous les séries paléozoïques et bioherms à stromatolithes envasés.


A2

A1

Série calcaire

A3

Série gréseuse de base Socle Pièges de type B: concerne uniquement la série gréseuse de base lorsque celle-ci est en contact avec une éventuelle roche mère (ici: ensemble carbonaté). Il ságit dún ensemble de niveaux gréseux installés dans des couloirs dans le socle et dont la couverture est assurée par les séries supérieures. Ce type de piège et à rechercher dans le prolongement des failles de socle sous la série carbonatée.

0

2 km

0

5 km

0

5 km

0

2 km

0

5 km

0

5 km

B

Crétacé sup.

Paléocène Crétacé inf./moy.

Jurassique sup.

Lias Trias 0

Série gréseuse

10 km

Coupe structurale des blocs érodés de la région de Ninian à lést du bassin de Shetlend (mer du Nord) Dáprès Albright Turner and Wiliamson 1980. In Basin Analysis, principles and applications (Philip A. Allen, John R. Allen).

Socle Série carbonatée

Socle Série carbonatée

Cambrien Série gréseuse

Cambrien Série gréseuse

Pièges de type A: structures anticlinales fermées ou contre faille le plus souvent associées au décrochements nord-sud de Oued Chenachène et Oued Souss.

Le type C regroupe tous les pièges pouvant se développer dans un contexte de dépôt syntectonique en extension où transtension. Ci-dessus une coupe dans la mer du Nord où sont représentés les différents plays productifs dans la région. C A C D B

Socle

Ensemble gréseux de base

Ensemble carbonaté

Ensemble gréso-argileux supérieur

Paléozoïque

Dolérites 0

20 km

D

Piège de type D: il ságit de pièges stratigraphiques en relation avec les biseaux que peuvent former les niveaux gréseux infracambriens (essentiellement ceux de la série gréseuse supérieure) sous les dépôts transgressifs cambriens.

Cette planche présente les différents types de pièges pouvant se rencontrer dans le périmètre Chenachène, notamment sous les dépôts paléozoïques aux sud de Chenachène. Les pièges sont de types structural, stratigraphique et mixte. L’étude stratigraphique révèle la présence de très bons réservoirs dans la série avec des épaisseurs non-négligeables, ce qui permet des possibilités d’accumulations très importantes lorsque ces réservoirs se retrouvent dans des conditions de piégeage similaires aux types B et D.

Figure 1.68 : Types de pièges du bassin de Taoudenni.

1

67


Bassin de Sbâa Le bassin (ou cuvette) de Sbâa, situé au sud-ouest du Sahara algérien, couvre une superficie de 32 683 km2. Il est limité : I au sud-ouest, par les chaînes de l’Ougarta qui le séparent du bassin de Reggane I au sud, par la zone haute de Bled El Mass I au nord-est, par le bassin de Timimoun I à l’est, par le bassin de l’Ahnet et la voûte d’Azzène (fig. 1.69 et 1.70). L’activité d’exploration dans le bassin de Sbâa remonte à 1954, avec une campagne de gravimétrie. Entre 1956 et 1979, une dizaine de puits ont été forés et ont permis de mettre en évidence une accumulation d’huile dans le Givétien

Bel Rhazi

Saoura

Trend du Dj. Heche

Bassin de Timimoun

Synclinal Bel Rhazi/Oufrane

Trend de Sbâa Trend d’Oufrane

Kahal Tabelbala Oued Messaoud

Trend de Tadmait Gara Oulbet Kesra Sud Trend Nord Trend de Foukroun Bou Hadid Oued Moungar Zine Trend d’Azzene

Voûte d’Azzene

Sillon Erg Erraoui

Cuvette de Sbâa Touat Decheira

Bassin de Reggane Touat

Hassi Ilatou

Oued Tourhar

Bled el Mas Cambro-Ordovicien Infra-Cambrien

Trend transverse nord Trend transverse central

Trend transverse central 0 Trend transverse sud

20 km

Figure 1.69 : Situation et principaux trends structuraux du bassin de Sbâa.

S

N

Namurien Viséen Tournaisien

Strunien Famennien Dévonien moyen et Frasnien

Dévonien inférieur Silurien Ordovicien

Figure 1.70 : Coupe géologique transversale du bassin de Sbâa.

1

68

Cambrien Infra-Cambrien

Objectifs

Couverture

Réservoir

Roche mère

Résultats Pétroliers

Crétacé supérieur

Continental Intercalaire

LT 0-800

supérieur

inférieur

Viséen

moyen

Dévonien

100-800

Namurien

2

Tournaisien

0-200

Strunien

0-200

ODZ, SBAA DECH, DECHW, TOT LTNE LT

Famennien 0-600 Frasnien Givétien 0-75

AZ

4

inférieur

Siegénien

En effet, le bassin de Sbâa est le seul bassin du Sahara Ouest qui renferme à l’heure actuelle des gisements commerciaux d’huile. Le Sahara Ouest est plus connu comme une province à gaz. Les gisements de gaz sont en majorité découverts dans les réservoirs du Cambro-Ordovicien, dont les environnements de dépôt, variés et complexes, présentent des caractéristiques très hétérogènes (fig. 1.71). Dans l’ensemble, ils sont de bonne qualité au sud et au centre du bassin, et de type « tight reservoirs » vers le nord du bassin.

0-500

Gédinnien

FOK

Pridolien Silurien

Le bassin de Sbâa a fait l’objet, à ce jour, de la réalisation de 74 puits, 26 000 km de sismique 2D et 500 km2 de sismique 3D. La principale particularité de ce bassin est la découverte d’huile dans les réservoirs du TournaisienStrunien, du Dévonien moyen et inférieur, ainsi que dans ceux de l’Ordovicien.

Couvinien Emsien

Paléozoïque

sur la structure d’Azzène (AZ-1) en 1959, et de gaz dans l’Ordovicien sur la structure de Belrhazi (BLR-101) en 1963. La relance des travaux d’exploration a été entamée entre 1970 et 1974 par la réalisation de campagnes de sismique régionale, suivies par des campagnes de sismique de détail à partir de 1976. Cette activité a été suivie par le forage du puits SBAA-1 en 1980, qui a mis en évidence une accumulation d‘huile dans le Tournaisien. Ce n’est qu’à partir de cette année que l’activité a repris d’une manière intense.

Grès Argile Calcaire

Carbonifère

Mésozoïque

Âge

Épaisseur (m)

Lithologie

Bassins de la province occidentale – Bassin de Sbâa

Ludlowien

80-800

Wenlockien

Système pétrolier supérieur

OTRA, FOKE Ashgilien

moyen inférieur

Ordovicien

Caradocien Llandovérien

Play Cambro-Ordovicien Roche mère

ODZ, BD, BDW,BLR, OFN,ODA, LT,LTNE, LTC 1

80-500

Llanvirnien Arénigien Trémadocien OTRA

Cambrien

La principale roche mère pouvant alimenter les réservoirs du Cambro-Ordovicien est constituée par les argiles basales radioactives du Silurien.

SBAA Cambrien

250-600

3

Les caractéristiques de ce niveau se résument comme suit : I une matière organique de type II I un carbone organique total initial élevé (1,8 % à 6,7 %) I un potentiel pétrolier initial élevé (8 à 35 kg HC/t de roche).41, 42

Précambrien

Figure 1.71 : Coupe lithostratigraphique type du bassin de Sbâa.

1

69


La maturation de ce niveau roche mère varie de l’immature, à l’extrême sud du bassin, à gaz sec au nord (fig. 1.72).

Fa

isc

Les environnements de dépôt sont de types fluvioglaciaires proximaux contrôlés par des incisions glaciaires et des dépôts offshore. L’Unité III, datée de l’Ordovicien, est composée essentiellement de grès et d’argiles de type marin peu profond. Le réservoir cambrien, représenté par l’Unité II, est constitué de grès moyens, grossiers à microconglomératiques de faible porosité avec de très fins niveaux argileux. Les environnements de dépôt sont de types proximaux à prédominance fluviatile. Le faciès est formé essentiellement de grès à stratifications en auge et à stratifications obliques planes. Le Cambro-Ordovicien est principalement connu comme étant un réservoir à gaz. Cependant, de l’huile a été découverte dans certains gisements à des profondeurs ne dépassant pas 1 500 mètres.

ud

eS

ao

29°00’

ura

DJ. Heche

BLR-101

ERA-1

Réservoir Le réservoir est constitué par un ensemble d’unités allant du Cambrien (Unité II) à l’Ordovicien (Unités III et IV). L’Unité IV de l’Ordovicien sommital représente le principal réservoir de la région. Le faciès du réservoir est dominé par des grès de porosité moyenne pouvant dépasser la valeur de 10 %, avec des passées d’argiles microconglomératiques. Les grès sont souvent fins à argilosilteux à la base et deviennent propres et grossiers au sommet. Bien que de perméabilité souvent faible, le sommet de ce réservoir produit par la matrice. La perméabilité est améliorée par la présence de fissures.

ea

TBR-1 OLM-1

ODA-1 OFN-1

28°30’

NBA-1

OF-1,2 MSD-1

DECH-1,2 FHD-1

TAD-1 COT-1

OK-1 TS-1 OHA-1 KES-1 BD-1 1 bis GNF-1,2 FOKN-1 BDW-1 K-1 FOK-1 FOKE-1 2a 3 ODZ-1,2 SBAAS-1 2 M AZ-1 MGR-1 HRA-1 OTRT-1 LTN-1 2

SBAN-1 TOT-1-2 SBA-1À7

DECHW-1

Kahal Tabelbala

28°00’

ADRAR

LTNW-1

Bassin de Reggane

LTSW-1

LTNE-1 2 LTC-1 2 1 2 LT-1bis 3 OTRA-1 OTLA-1 EAB-1

Bled el Mass

27°00’ 01°30’ Zone immature Zone à huile

01°00’

00°30’

Zone à gaz Maturation à l’actuel

00°00’

00°30’ 0

24 km

Figure 1.72 : Carte de maturation du Silurien.

Les caractéristiques de cette roche mère se résument comme suit : I un carbone organique total initial élevé (0,7 à 2,5 %) I un potentiel pétrolier initial élevé (2 à 18 kg HC/t de roche) I une matière organique de type II. La maturation de ce niveau augmente du sud vers le nord du bassin de Sbâa.

Réservoir Le réservoir gédinnien est composé de grès fins et de silts. Les environnements de dépôt sont marins peu profonds avec une tendance au confinement. Les grès peuvent être oolithiques avec présence de chamosite, témoignant d’environnements agités, ou non oolithiques, souvent plus fins et plus argileux, bioturbés, à rides et à « flaser bedding ». Ce réservoir est d’extension relativement limitée et de moindre importance que les autres réservoirs rencontrés dans le bassin de Sbâa.

Couverture Les argiles du Silurien, bien développées régionalement, assurent une bonne couverture des réservoirs du Cambro-Ordovicien. La base de ces argiles est fortement radioactive avec des pressions anormalement élevées, augmentant ainsi l’efficacité de cette couverture.

Couverture

Play Dévonien Inférieur Roche mère

La roche mère susceptible d’alimenter les réservoirs du Tournaisien-Strunien est le Frasnien, qui se caractérise par : I une matière organique mixte (types II et III) I un COT initial moyen (0,6 à 2,4 %) 41, 42 I un potentiel pétrolier initial faible à élevé (1,2 à 11 kg HC/t de roche).

Bien que cela soit difficile à prouver, il ressort des études régionales que la principale roche mère qui alimente les réservoirs du Gédinnien est le Silurien argileux.

1

70

Les argiles du Dévonien moyen et supérieur assurent une bonne couverture pour les grès du Gédinnien.

Play Carbonifère-Dévonien Supérieur Roche mère

Bassins de la province occidentale – Bassin de Sbâa

Le Strunien-Tournaisien constitue le principal réservoir à huile de toute la région. Les grès sont fins, bioclastiques, avec la présence de glauconie. Ces grès se présentent sous forme de barres marines de 20 à 50 mètres. Les caractéristiques de ce réservoir sont généralement bonnes avec des porosités supérieures à 15 % et des perméabilités dépassant les 100 mD.

Formation

Profondeur (m)

GR (gAPI)

Grès de Sbâa

Réservoir

750

La séquence basale du Tournaisien est connue sous le nom de « grès de Sbâa » (fig. 1.73).

Couverture Le réservoir Strunien-Tournaisien est couvert par les argiles du Viséen et celles du Namurien.

Pièges 800

Les pièges rencontrés dans le bassin de Sbâa sont de deux types : structural et stratigraphique. Ces mêmes types de pièges peuvent être associés indifféremment à tous les plays.

Pièges structuraux Les pièges structuraux mis en évidence peuvent être classés en deux grandes familles : I structures associées à une faille majeure I structures complexes à l’intersection de deux directions.

Ils concernent les biseaux des grès du Strunien-Tournaisien sous la discordance intra-carbonifère dans la bordure sud du bassin, et ceux du Gédinnien au centre du bassin.


Strunien

Pièges stratigraphiques

850

900

Les plus importants résultats de recherche et d’exploration dans le bassin de Sbâa durant ces trois dernières décennies sont la découverte de dix gisements d’huile et de douze gisements commerciaux de gaz. Les gisements d’huile, en cours de développement, alimenteront la raffinerie d’Adrar, actuellement en construction. 950

Les gisements de gaz sont en cours d’appréciation. Cependant, les parties nord et nord-ouest de ce bassin restent à ce jour très peu explorées. Quatre accumulations de gaz et plusieurs prospects à gaz sont mis en évidence dans ces zones. Au centre et au sud du bassin, les biseaux du Gédinnien et du Tournaisien peuvent constituer des pièges stratigraphiques ou mixtes. Figure 1.73 : Log du Strunien-Tournaisien.

1

71

Séfar (tassili des Ajjer). Procession ou danse cérémonielle de personnages considérés comme des initiés ou des héros mythiques.

1

72

Bassins du nord de l’Algérie Bassin Offshore

78

Bassin du Chelif

81

Bassin de Hodna

84

Bassins : Atlas / Sud-Est Constantinois / Chott El Melrhir

87

1

73


Bassins du nord de l’Algérie Le nord de l'Algérie43-52 est constitué du sud au nord par les entités tectono-sédimentaires suivantes (fig. 1.74) : I Au sud, l'Atlas saharien, une chaîne de montagnes d'origine alpine. I Au centre, des plates-formes rigides et stables comme la Meseta oranaise à l'ouest et le môle Constantinois à l'est. I Dans la partie septentrionale, l'Atlas tellien qui est une zone complexe constituée de massifs anciens (séries Paléozoïques et plus anciennes) généralement métamorphisés et de séries sédimentaires allochtones, mises en place au Miocène inférieur, et sur lesquelles des bassins néogènes post-orogéniques comme le Chelif et le Hodna se sont installés. I Le domaine Offshore qui s’étale au nord des côtes algériennes. Il est caractérisé par un plateau continental réduit, et est constitué par une couverture sédimentaire d’âge essentiellement mio-plio-quaternaire. Il repose sur un socle volcanique ou métamorphique mais peut, en certains endroits (offshore oriental probablement), reposer sur un substratum sédimentaire allochtone à l’image de ce qui est connu dans le Chelif.

Dans le nord de l'Algérie, malgré des découvertes d'huile et de gaz de petite taille, le potentiel pétrolier n'a pas encore été complètement révélé du fait d'une géologie complexe. Ces provinces (ou bassins) relativement peu explorées se présentent dans l’ordre du moins mature vers le plus mature de la façon suivante : I bassin Offshore I bassin de l’Atlas saharien I bassin du Chelif I bassin du Hodna I bassins Melrhir/Sud - Est Constantinois.

Stratigraphie Le nord de l'Algérie s'insère dans l'évolution géologique du bassin mésogéen. L'avant-pays comporte quatre ensembles paléogéographiques ou structuraux : I la Meseta oranaise I l’Atlas saharien au sens large I Sud-Est Constantinois I le domaine tellien et le domaine Offshore. La stratigraphie du nord de l'Algérie a été définie dans ces domaines à partir des données de terrain et de sondage. Dans le souci d’alléger la lecture du

144b

144a

145

143 M

e

r

M

é

d

i

t

e

r

r

a

n

é

e

37º Annaba Alger

Bejaia

Mitidja e

36º AZ

Sud-Est Constantinois

Bassin du Hodna

Avant fosse Miocéne 35º

FO DK

DDN Sillon du Telagh

HEK

Hauts plateaux

OGZ Atlas saharien

Meseta oranaise

s

i

O.G.

Sillon de Melrhir

34º

i

Bass

n

elif TL

Ch in du

T u

Oran

GKN GKS RTB

Sillon de Benoud

a

33º

r

o

c

Plate-forme saharienne

M 2º

1º

0º

1º

2º

3º

4º

Figure 1.74 : Cadre structural, gisements et champs de pétrole mis en évidence dans le nord de l’Algérie.

1

74

Anticlinal Synclinal

HEK-gisement ou champ pétrolier Limite des terrains allochtones 5º

6º

7º

Faille inverse Faille normale 8º

9º

Bassins du nord de l’Algérie – Généralités

document WEC Algérie 2007, la stratigraphie y est amputée ; elle est largement décrite dans la précédente publication de la WEC Algérie 1995, que nous invitons le lecteur à consulter.

Aspect structural La structure du nord de l’Algérie est caractérisée par des reliefs jeunes et une séismicité active. On observe en plusieurs endroits du Tell, à la lisière du Sahara, des terrains pliocènes et quaternaires redressés à la verticale. La morphologie est caractérisée par deux longues chaînes plissées situées au sud et au nord du 35e parallèle et culminant vers 2 000 m. L’une, correspondant à l’Atlas saharien, allongée dans la direction NE-SO, l’autre à l’Atlas tellien, de direction Est-Ouest. Le nord de l’Algérie fait partie de l’orogène alpin d’Afrique du Nord appelé aussi chaîne des Maghrébides. Cet orogène est compris entre le bassin océanique de la Méditerranée occidentale, dont l’ouverture a commencé à lÓligocène, et la Flexure sud-atlasique qui le sépare de la plate-forme saharienne.

Les accidents majeurs Outre les limites structurales définies, l’édifice orogénique est marqué par l’existence de plusieurs familles d’accidents d’importance régionale et de direction parallèle aux chaînes ou franchement transverse à celles-ci.

Accidents directionnels Outre l’accident sud-atlasique séparant le domaine alpin de la plate-forme saharienne relativement bien connu, dont le tracé est assez net et le fonctionnement bien reconstitué, deux autres accidents sont identifiés dans la partie nord de la chaîne de l’Atlas saharien : I L'accident sud-mésétien, véritable frontière entre le sillon subsident de l'Atlas saharien et la Meseta oranaise, formant une plate-forme rigide durant le Mésozoïque. I L'accident nord atlasique qui divise la chaîne Atlasique en deux parties : I Une zone pré-atlasique au nord moins subsidente et moins structurée que la partie sud. I Une zone dite atlasique au sud plus subsidente, plus large et plus structurée que la précédente, à dépôts plus épais, et constituant l’Atlas saharien stricto sensu. L'accident nord-atlasique est la limite où s'arrête la dalle carbonatée du Lias -Dogger des Hauts Plateaux. Celle-ci cède la place à la puissante série argilogréseuse qui se dépose dans le sillon méridional dès le Toarcien. Cet accident est considéré comme l'axe tectonique de la chaîne de part et d'autre duquel les structures sont à vergence opposée. Ainsi, il a joué un rôle paléogéographique dès le Trias, séparant des zones différentes et influençant leur sédimentation et leur comportement géodynamique (subsidence) lors de l’extension et du remplissage du bassin ; puis il a dû jouer un rôle de niveau de décollement lors des épisodes de serrage et de raccourcissement de ce même bassin.

Accidents transverses Ils sont connus depuis longtemps et bien étudiés grâce aux observations de terrain et aux interprétations sismiques. Les plus notables sont la transversale de la Tafna qui détermine la morphologie linéaire de la côte oranaise. Elle a été reconnue jusque dans les îles Habibas où elle s'accompagne de diverses manifestations volcaniques miocènes. De même il peut être noté la présence de nombreux accidents transverses majeurs, généralement parallèles et décrochants dextres, de direction N140° et cela de la frontière occidentale à la frontière orientale de l’Algérie (faille Négrine-Béjaia, faille de Gafsa, etc.). L’existence d’accidents transverses de direction N50° ayant pu jouer un rôle structural mégarégional, à l’image de la faille de Ksiksou, peut être également suspectée.

L'Atlas saharien Il est caractérisé par des plis de grande taille, aux terminaisons périclinales brutales. Les anticlinaux, longs et étroits, sont séparés par des synclinaux larges et à fonds plats. Mis bout à bout, ces plis se relayent sur une distance dépassant les 500 km. Le style des anticlinaux est éjectif. Ils sont souvent affectés par des failles ayant des directions orthogonales et des rejets variables dont certains ont permis aux séries plastiques du Trias d’arriver en surface au cœur de certains anticlinaux. D'autres structures comme Rass El Guenatis sont purement halocinétiques et se sont développées dès le Dogger. D'une manière générale, les plis sont une succession de décollements sur rampes et paliers suivant un dispositif à double vergence à partir de l'axe tectonique de la chaîne. Seules les extrémités des chevauchements se terminent en pli de propagation, comme le pli de Djebel Nador à vergence NO ou les plis à vergence SE dans la région de Tadjerouna-El Abiod Sidi Cheikh. Les plans de décollement les plus probables et les plus importants correspondraient à des formations qui sont à la fois épaisses, plastiques et connues pour être présentes dans le Trias et éventuellement dans le Kimméridgien et le Cénomanien.

Le Domaine tellien Il correspond à la zone comprise entre la mer Méditerranée au nord et l'autochtone présaharien au sud.

1

75


Cette limite sud est soulignée par une suite de bassins miocènes s'étalant d'ouest en est depuis la plaine des Ghossels à Sellaoua. Cette succession de bassins constitue les restes d'une avant-fosse actuellement recouverte par les nappes de charriages.

L'Allochtone L'allochtone du domaine tellien comprend un chapelet de massifs anciens bordés par une dorsale calcaire qui, par ses caractères originaux, garantit l'unité orogénique de ce domaine. Ce domaine, découpé en blocs, se compose d'un socle gneissique et d‘une couverture phylladique discordante. Ces éléments sont suivis en discordance par les termes sédimentaires d'un Paléozoïque à peu près complet. Le processus tectonique se termine par une phase finiEocène / Oligocène qui façonne de façon quasi définitive le domaine. Les structures acquises sont fossilisées sous une puissante série dite oligocène. Enfin, une phase tardive du Miocène supérieur déforme de nouveau l'ensemble de cette couverture et permet les dernières mises en place des nappes et le remplissage des bassins miocènes.

Domaine des flyschs Il forme une bande presque continue située au nord et surtout au sud des massifs anciens. Il est scindé en trois unités affleurant dans trois positions, soit en bandes coincées entre domaines kabyle et tellien, soit en superstructures tectoniques reposant sur l'allochtone tellien (flysch numidien), et enfin en éléments resédimentés, dans les olistostromes nord et sud-kabyles.

Nappes telliennes La nomenclature adoptée ici tient compte de la position des éléments dans l'édifice structural, de leurs faciès et de leurs positions paléogéographiques d'origine.

sud qu'au nord où les dépôts post-nappes indiquent un âge anté-burdigalien supérieur. Une phase antérieure a été récemment reconnue dans la zone de Beni Chougrane dans des bassins syn-orogéniques priabono-oligocènes.

Les phases tectoniques alpines L'histoire alpine d'Afrique du Nord comprend les événements paroxysmaux d’âge Eocène supérieur-Miocène et les phases préliminaires et tardives qui les encadrent.

Phases préliminaires Une première phase, définie dans les Babors à la limite Jurassique-Crétacé (phase néo-cimmérienne), marquée par des discordances, est connue dans l'Atlas saharien et au Sahara. La seconde phase, dite Autrichienne, survenue à l'Albien moyen, est responsable de plis d'orientation NNO-SSE. Enfin, la troisième phase, dite Emscherienne, survenue au Sénonien inférieur, a été mise en évidence dans le Hodna et le Sud-Est Constantinois.

Phases paroxysmales À la fin de l'Eocène, le rapprochement des plaques Afrique - Europe produit une chaîne de collision. La phase majeure ou phase Pyrénéenne, rapportée au Lutétien supérieur-Priabonien, est connue comme étant celle qui a généré l’essentiel de l’architecture actuelle des séries dans le Tell et dans le domaine atlasique. Dans les Aurès et le reste de l’Atlas saharien, elle ébauche des anticlinaux vite démantelés par l'érosion et des synclinaux où viennent s'accumuler les produits d'érosion. L'analyse des séries continentales locales montre que la déformation est progressive. Dans l'avant-pays atlasique et aurésien, cette phase est responsable des grandes structures coffrées, orientées NE-SO. Elle est suivie par une distension anté-Miocène/Oligocène qui est à l'origine des petits grabens transverses aux directions des structures atlasiques. Une nouvelle phase, d'âge Miocène, s'exprime par la poursuite des flambages et par de grands décrochements entraînant des plis, ainsi que des torsions et des décalages des axes des structures. La dernière phase, une compression N-S affecte les séries post-villafranchiennes. Ses effets sont visibles sur toute l'Algérie, le long de la flexure saharienne entre Négrine et Biskra et dans l'Oranais (Tafraoui).

Roches mères Les nappes de flyschs (Numidien, Mauritanien, Massylien) sont nommées d'après leur faciès. Les nappes ultra-telliennes sont constituées de formations d'âge crétacé. Les nappes épi-telliennes sont, pour leur part, faites des séries d'âge crétacé et éocène. Enfin, les nappes méso telliennes sont constituées des faciès néritiques éocènes proches de l'autochtone présaharien. Cette classification a été établie par les chercheurs universitaires et pétroliers et appliquée au domaine sud-tellien (chaîne des Bibans et monts du Hodna). L'allochtone s’est mis en place au Burdigalien et au Langhien inférieur. La mise en place fut plus tardive au

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76

Les séries argileuses ou micritiques du Cénomanien-Turonien, de l’Albien supérieur (Vraconien) et éventuellement de l’Eocène inférieur (Yprésien) constituent les roches mères principales au nord et au nord-est de l’Algérie.

L’Albien supérieur (Vraconien) Les dépôts de marnes et de calcaires de l’Albien supérieur qui succèdent aux faciès gréseux de l’Albien inférieur annoncent la transgression majeure43 du Crétacé supérieur (fig. 1.75). Cette roche vraconienne présente des teneurs en matières organiques importantes (Tamesmida, Tunisie) ; par contre elle n’est présente que localement dans le Sud-Est Constantinois, au Djebel Darmoun et dans le Hodna à Kef El Asfar.

Bassins du nord de l’Algérie – Généralités

La matière organique est amorphe à mixte. Le faciès est purement pélagique riche en faunes avec la présence des ammonites vers le nord-est des monts du Hodna.

Cet ensemble existe également dans la région de Biskra (Djebel Bou Rhezal), de Ouled Djelal et au sud de Négrine où il est cependant plus dolomitique et perd ainsi de ses qualités de roche mère. Les plus fortes valeurs de COT sont enregistrées dans le Sud-Est Constantinois où la valeur moyenne atteint 4 % avec des mesures ponctuelles dépassant 13 %.

Les analyses géochimiques effectuées sur le Vraconien de KEF-1 ont montré des valeurs de potentiel pétrolier (PP) variant entre 1 g HC/kg de roche et 7 g HC/kg de roche, la moyenne serait égale à 2,5 g HC/kg de roche. Néanmoins la maturité de cette roche est faible, avec une Tmax de 432 °C au niveau du puits KEF-1 ; elle serait par contre dans la zone de fenêtre à gaz sec dans le centre du bassin.

De bonnes valeurs ont également été enregistrées au nord de Batna et aux abords du Djebel Chélia (COT : 2,7 %), ainsi que dans le Hodna (COT : 2 %).

À Djebel Darmoun dans le Sud-Est Constantinois, le Vraconien montre un potentiel pétrolier (PP) appréciable à DDN-1 avec des valeurs allant de 2 g HC/ kg de roche à 32 g HC/kg de roche, soit une moyenne de 7 g HC/ kg de roche et une maturation thermique qui se situe dans la fourchette 435 °C < Tmax < 460 °C.

La matière organique est pour l’essentiel amorphe, probablement sapropélique, associée à des dinoflagellés et plus rarement à des débris végétaux.

Le Cénomanien-Turonien

Le kérogène mesuré a atteint parfois des valeurs élevées allant jusqu’à 90 kg HC/tonne de roche. Exception faite des régions de Djebel Bottena au sud-est de Tebessa et de la plate-forme saharienne où il est immature, il est essentiellement en phase à huile.

La principale roche mère mésozoïque est située au passage CénomanienTuronien, elle semble surtout confinée à la partie NE de l'Algérie. La transgression marine amorcée dès l'Albien supérieur a permis le dépôt de niveaux argilo-carbonatés d'épaisseur variable à bonnes caractéristiques géochimiques. Ils correspondent au calcaire noir marneux en plaquettes à structure laminée de la formation de Bahloul définie en Tunisie.

L’Éocène Le microfaciès est une micrite fossilifère noirâtre, à passées d’évaporites (gypse et anhydrite) et de phosphates. Les analyses géochimiques ont montré une bonne teneur en matière organique de type II d’origine marine avec un COT variant entre 0,80 % et 4,38 %, une teneur en soufre supérieure à 5 %, et un milieu de dépôt anoxique.

GRN-1 Ld (Ohm-m) Sonic CAL

BGZ-1 Vsh (%)

OGS-1 Vsh (%)

ID-2 Vsh (%)

Pouvoir pétrolier [g HC/kg KEF-1 DTK-1 Vsh (%) de roche] Vsh (%) 0 4 8

DRW-1 Vsh (%) Ld (Ohm-m)

M e r

Forages Trait de coupe


Jijel MDJ-1

BSK-1 OCN-1 OGS-1 O. Guéterini ID-2

Setif

KEF-1 GL-1

MTL-1

Annaba Constantinois An Regada SB-1

BNW-1

DTA-1 DTK-1

T u n i s i e

DKS-1 Vsh (%)

BDJ-1 DDN-1 BDJ-2 DK

DDN-1 Vsh (%) Sonic Resistivité

Albien gréseux Vraconien marneux Vraconien

Son microfaciès est une micrite à globigérines et pithonelles, riche en matière organique et pyrite. Les épaisseurs utiles atteignent quelques dizaines de mètres dans le Sud-Est Constantinois ainsi que dans le sillon Aurès-Kef et deviennent nettement plus faibles et moins enfouies dans la zone de la voûte de Talemzane sur la plate-forme saharienne.

0

4 8

32g HC/kg de roche

Faciès gréseux Faciès calcaire Faciès argileux

Figure 1.75 : Corrélation des séries de l’Albien depuis la Meseta oranaise jusqu’au Sud-Est Constantinois.

1

77


Bassin Offshore Les bassins de l’Offshore, qui s’étalent d’est en ouest sur une longueur de 1 200 km se sont formés lors de la dynamique allant de l’Oligocène au Pliocène qui fut suivie par des conditions de stabilité relative du Pliocène terminal et du Quaternaire.

Système pétrolier

Ces bassins de l’Offshore couvrent une superficie de 95 000 km2 environ. Ce domaine est découpé en quatre vastes blocs d’exploration (N° 143, 144a, 144b et 145). La couverture sédimentaire qui repose sur un socle métamorphique ou volcanique s’étend de l’Oligocène au Quaternaire (fig. 1.76). Ce vaste domaine minier est très peu connu, il n’a été investigué que par un seul forage (HBB-1) et deux coredrills (ARZ-1 et ALG-1), soit une densité de forage de 3 forages pour 100 000 km2.

Région occidentale

Modèles structuraux Les modèles structuraux du domaine offshore algérien peuvent être décrits comme suit :

Le style structural de la région occidentale est montré par les sections sismiques passant par le forage HBB-1. Ces schémas montrent un plan de décollement N-S auquel sont rattachés des accidents d’effondrement du socle durant le Miocène moyen à supérieur. Ils montrent également que HBB1 est situé dans une zone haute par rapport au nord et à l’est des sections respectives.

Stratigraphie Lithologie

Couverture

Tortonien + Langhien Serravallien Numidien

Miocène

Messinien

Zona productrice nette : 20 m φ sonique < 30 %

Oligo - Miocène

Ce domaine correspond aux bassins Alboran à l’ouest et Algéro-Provençal dans ses parties centrale et orientale. Les roches mères sont situées dans les intervalles transgressifs du Miocène (Serravalien, Tortonien, Messinien) et du Pliocène inférieur. Les réservoirs pouvant être des objectifs sont dans le Miocène (fig. 1.77) et le Pliocène inférieur (fig. 1.78). La couverture sismique 2D est de l’ordre 29 500 km linéaires, soit un taux de 0,31 km/km2. 9 000 km de sismique 2D ont été acquis durant la période 2000 - 2002 dans le cadre d’un partenariat (étude non exclusive) entre la Sonatrach et Western Geco. L’interprétation des différentes lignes sismiques montre des résultats fort intéressants, notamment en termes de géométrie des bassins et d’épaisseur de la couverture sédimentaire.

Roche mère

Plio - Quaternaire

Sur le plan scientifique ce domaine a fait l’objet de quelques investigations par forage réalisés dans le cadre du Deep Sea Drilling Program (DSDP- Leg 42A, Sites 371 et 372). Ce domaine (bassin algéro-baléare) a également fait l’objet de levés gravimétriques ou magnétiques réalisés par différentes institutions (Sonatrach, IFP/CNEXO, etc.).

Réservoirs

Zona productrice nette : 20 m φ moy = 3 % Zona productrice nette : 48 m φ moy = 10 % 8% < φ > 16 % Zona productrice nette : 26 m φ moy = 5 % 4% < φ < 6 %

Durant le forage des venues de gaz sont observées : 0,02 % < C2 < 0,4 % et 0,01 % < C3 < 0,14 %

Socle Grès Marnes et argiles Tuffs volcaniques Calcaires récifaux Évaporites Passées calcaires

Socle Figure 1.76 : Colonne stratigraphique synthétique et systèmes pétroliers de l’offshore occidental.

1

78

Bassins du nord de l’Algérie – Bassin Offshore

Séries Étage Prof. 0

Δt (μs/pied) GR (gAPI)

150

Densité

Porosité calculée %

80 0

10

1,95 20

Séries Étage Prof. 0

Serravalien

120

4 250

Miocène moyen

Serravalien

Miocène moyen

3 600

Langhien

3 650 4 300

GR (gAPI)

2,95

Porosité calculée %

150

0 5 10

Roches mères Argiles du Pliocène Argiles du Miocène - Messinien - Serravalien - Tortonien Crétacé Réservoirs Mio - Pliocène - Grès du Pliocène - Récifs du Messinien - Grès du Tortonien - Grès du Serravalien Crétacé Types de piège Anticlinaux Blocs faillés Horsts Récifs Stratigraphique Cônes de déjection

3 700

140,0

200,0 40,0

1 850

Porosité % 0,00

Âge SB (M.A)

20,00

Bonne

Séquence stratigraphique

0,0

GR (gAPI) Δt (μs/pied)

Profondeur, m

Étage

Séries

Figure 1.77 : Les réservoirs du Miocène reconnus à HBB-1.

4,04

1 900 TST Pliocène inférieur

Bonne

1 950

LST (PC)

2 000

Les événements géologiques majeurs ayant affecté la Méditerranée à l’échelle régionale sont datés, d’après l’étude réalisée dans le cadre d’une convention Sonatrach/Anadarko,44 comme suit : I Au Lutétien : il s’est produit la collision alpine optimale qui s’est matérialisée par la subduction vers le NO de la plaque Africaine sous la plaque Européenne. I À l’Aquitanien : ouverture E-O du rift du golfe de Valence-Provence. I Au Burdigalien : formation de la croûte océanique méditerranéenne. I Au Tortonien : épisodes d’extensions mineures. I Au Messinien : période de tectonique calme et de confinement de la Méditerranée. I Enfin, au Pliocène supérieur : inversion tectonique de la Méditerranée occidentale. Il y a lieu de noter la présence du volcanisme du PlioQuaternaire qui pourrait (par son voisinage) contribuer à jouer un rôle positif dans la maturation thermique des roches mères du Pliocène inférieur (immatures à HBB-1), ainsi que la présence et le diapirisme des épaisses couches de sel du Messinien.

Miocéne supérieur

Messíníen

4,32

Figure 1.78 : Les réservoirs du Pliocène et leurs environnements à HBB-1.

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79


Région orientale Le style structural de la région orientale centrée sur Béjaia peut être observé sur le schéma défini par l’interprétation des sections sismiques où des structures anticlinales faillées, des structures contre failles, sont observées sur la section sismique nord-sud de l’Offshore oriental.

de dépôts associés à des Systèmes de Bas Niveau, des Systèmes de Haut Niveau recouverts par des Systèmes Transgressifs caractérisés par des Surfaces d’Inondation Majeures. D’autres niveaux réservoirs, tels que les grès du Numidien, ont été observés dans la partie orientale de l’Offshore algérien (core drills de Bou Abed (BAD-1 à 5) réalisés dans la zone côtière d’Annaba).

Roches mères

Couvertures

Les principales roches mères connues dans l’offshore sont du haut vers le bas : I Celles du Pliocène inférieur : bien que leur COT soit à peine moyen, 0,23 % < COT < 2,71 %, elles montrent un potentiel pétrolier très encourageant (PP = 14,08 kg HC/tonne de roches), mais elles sont immatures au voisinage de HBB-1. Au voisinage de la MFS (Maximum Flooding Surface), identifiée au Pliocène inférieur, les analyses géochimiques ont montré les valeurs suivantes : COT : 2,71 % et PP : 14,08 kg hydrocarbures/tonne de roche, à la cote 1 695 m, COT : 1,12 % et PP : 2,88 kg hydrocarbures/tonne de roche à la cote 1 590 m. I Celles du Miocène : le potentiel pétrolier est plus faible que le précédent, avec des valeurs de COT qui varient de 0,23 % à 1,13 %, et un potentiel pétrolier pouvant atteindre des valeurs supérieures à 5 kg HC/tonne de roches.

Le problème de la couverture ne se pose pas, l’étanchéité peut être assurée par les épaisses séries argileuses du Pliocène moyen et supérieur, du Tortonien et du Serravalien reconnues à travers l’Offshore algérien et qui, par leur puissance et leur extension, constituent des roches couvertures suffisantes.

La matière organique analysée est mature et se situe dans la phase de la fenêtre à huile. Des niveaux argileux de la base de l’Oligocène peuvent également constituer des roches mères potentielles dans la partie orientale de l’offshore algérien.

Dans la partie orientale, en onshore (Constantinois), des résultats fort intéressants (indices actifs d’huile) sont observés dans les flyschs du Numidien (Oligo-Miocène) et dans l’Eocène. Ces séries numidiennes peuvent se prolonger en mer et constituer un substrat pour le Miocène post-flysch numidien (autochtone).

Pièges Le nombre important de leads identifiés par l’interprétation de la sismique réalisée confirme la présence de pièges (anticlinaux, contre failles et mixtes).

Spécificités L’intérêt de l’Offshore occidental réside dans le fait qu’il présente des objectifs pétroliers récents, Miocène et probablement Pliocène. Certes il est peu connu, mais il pourrait être rehaussé par des résultats pétroliers positifs dans le bassin du Chelif qui se prolonge en mer.

Réservoirs Le forage HBB-1 a rencontré plusieurs niveaux gréseux dans le Miocène.44 Ces niveaux gréseux sont bien mis en évidence par le log composite. Les valeurs de porosité sont de l’ordre de 5 à 18 % pour les intervalles détritiques du Miocène. Dans les grès turbiditiques du Pliocène inférieur2, les valeurs de porosité sonic sont proches de 30 % et l’analyse séquentielle de ces turbidites montre la présence

1

80

Résultats et perspectives Le domaine offshore algérien demeure peu exploré bien que prospectif. L’interprétation sismique met en évidence plusieurs « leads » de tailles pouvant dépasser 400 km2 de superficie. Les quelques core drills réalisés montrent que des niveaux pouvant présenter des caractéristiques de roches réservoirs, de roches mères et de roches couvertures existent. Il s’agira de combiner ces données avec d’autres informations et analyses pour construire des plays qui pourraient, dans le futur, faire l’objet d’un forage de reconnaissance.

Bassins du nord de l’Algérie – Bassin du Chelif

Bassin du Chelif L’exploration dans la zone occidentale (bassin du Chelif) a débuté à la fin du XIXieme siècle sur la base d’indices de surface. Elle a mis en évidence des petits gisements d’huile à Tliouanet (28° API), à Aïn Zeft (25° API), et la présence d’huile non commerciale à Sedra et El-Biod au nord-ouest du chef-lieu de la Wilaya de Chelif. Dans le bassin du Chelif, seuls 3 122 km linéaires de sismique 2D et 10 forages d’exploration profonds de plus de 2 000 m sont réalisés, soit un taux de 1 forage par 1 700 km2.

Aspect structural Le bassin du Chelif est caractérisé en surface par des plis et des accidents inverses. La direction des axes de plis est NE-SO dans la région d’Akboube, de Zemmora et de Tliouanet et tend à prendre une orientation ENE-OSO dans le secteur d’Aïn Zeft (fig. 1.79 et 1.80).45, 46 Les plis sont le

A

A’ Dahra et Bou Maad

N

Bassin du Chelif

Monts de lÓuarsenis

S

45 km

M e r


Aïn Zeft Plaine de Chelif Plaine de l’Habra Plaine de M’leta Tliouanet 0

Substratum africain Substratum (maghrébides) Jurassique (avant - pays) Jurassique (maghrébides)

Paléozoïque, Jurassique, Crétacé inférieur Flyschs du Crétacé inférieur Flyschs allochtones du Crétacé supérieur Flyschs du Crétacé supérieur

20 km

Plio-quaternaire Molasses Oligo-Miocène Miocène supérieur Miocène inférieur syncho-nappe

Figure 1.79 : Coupe structurale nord-sud Dahra - Chelif - Ouarsenis (D'aprés M. Megartsi, 1996).

B

B’

SO

NE TL-23 (+515)

TL-62 (+331)

TL-20 TL-94++ TL-86++ TL-85++ TL-88++ TL-70 (+310) (+306) (+304) (+307) (+306) (+313) F1 F1

+300 Marnes Bleues 120 L

46 L

Des discordances nettes sont observées sur les bordures au Pliocène, au Miocène supérieur et au Miocène inférieur. Ces bordures sont chevauchantes vers le sud où les accidents qui affectent le Miocène supérieur sont visibles en surface. Toutes ces données laissent supposer que le bassin du Chelif est un bassin transporté (Piggy back basin).

1 250 L Marnes Bleues +200

résultat de phases transpressives qui sont à mettre en relation avec des accidents inverses, leurs orientations suivent celles des anticlinaux ; ce sont des plis de rampes. En subsurface le bassin du Chelif constitue une aire synclinale néogène affectée par des accidents subverticaux.

1 200 L

Niveau producteur d’huile anhydre dans le Miocène supérieur Production journalière : 1 200 litres Crétacé

0

150 km

Figure 1.80 : Colonne lithostratigraphique dans le SW du bassin du Chelif.

1

81

Épaisseur, m

Lithologie, m

S Pléistocène

N

Calabrien

Astien > 400 Pliocène Plaisancien

Système pétrolier Messinien

Le bassin du Chelif est connu par les gisements de Tliouanet et de Aïn Zeft, mais aussi par le nombre d’indices de surface et de sub-surface qu’il recèle tout le long de ses bordures nord et sud. Les plays pétroliers se situent dans le Miocène et le Crétacé.

Roches mères Les analyses géochimiques montrent des roches mères : I Au Crétacé supérieur, avec des valeurs de teneur en matière organique qui se situent dans l’intervalle 0,5 % < COT < 3,23 %. I Au Miocène inférieur des valeurs de COT qui varient de 0,45 à 1,3 % sont observées. I Et enfin au Miocène sup. (Messinien) avec des valeurs assez importantes de COT qui varient de 0,5 à 4 %.

Réservoirs Les principaux réservoirs sont : I Les grès du Miocène supérieur qui se sont révélés productifs (30 000 t d’huile légère, d = 0,8 g/cm3) au niveau des champs de M’sila et Médjilla (Tliouanet). Ce sont des grès fins argileux, essentiellement intercalés dans les marnes bleues du Miocène supérieur et où sont observées des valeurs ponctuelles de porosité

> 150 AZ

Miocène supérieur

TL

Miocène moyen

Tortonien

> 1 000

Langhien Serravalien

> 100

> 250

Burdigallien > 1 500

Miocène inférieur

Aquitanien Oligocène

> 200

Chattien supérieur

Crétacé inférieur

> 600 Substratum

Jurassique Trias Figure 1.81 : Colonne lithostratigraphique dans le bassin du Chelif.

1

82

AZ

Couvertures

Étage

Champs

Âge

Roches réservoirs

La série sédimentaire s’étale du Burdigalien au Pléistocène (fig. 1.81). Les coupes lithologiques de terrain et les logs des forages montrent des séries qui correspondent à trois cycles sédimentaires : I Un cycle Miocène inférieur et moyen discordant sur un substratum caractérisé par un changement d’épaisseur et de faciès. I Un cycle Miocène supérieur, discordant et transgressif, coiffé par un épisode de calme tectonique (Messinien). I Un cycle Plio-Quaternaire.

Roches mères



TL-102 50 100

Niveaux réservoirs producteurs du Miocène supérieur R18 pouce R64 pouce

150 200 250 R16 pouce

Profondeur, m

300 350 400 0

50

100

150

200

250

300

350

Résistivité, ohm–m Faciès gréseux Faciès argileux Figure 1.82 : Log de résistivité du Miocène de Tliouanet.

de l’ordre de 20 % et une moyenne de l’ordre 15 %. Une perméabilité de matrice se remarque (fig. 1.82). I Les grès de base du Miocène inférieur : la roche réservoir est d’origine paralique et les porosités oscillent entre 10 et 15 %.

Couvertures La couverture des réservoirs peut être assurée par les niveaux argileux du Miocène (marne et gypse) et du Crétacé supérieur (argiles et marnes).

Pièges Ce sont essentiellement des pièges mixtes (faille, biseaux) exp: Messila et Médjilla (Tliouanet). Les huiles identifiées dans ce bassin sont des huiles immatures à Aïn Zeft, peu matures à Tliouanet (M’sila et Médjilla) et matures à Sedra-El Biod. Cette diversité dans la maturité des huiles identifiées dans le bassin est une spécificité du bassin du Chelif qui demeure peu exploré.

Résultats et perspectives Malgré les maigres résultats obtenus, le bassin du Chelif demeure, au vu des indices d’huile de surface et de la qualité des roches mères du Crétacé supérieur et de l’Oligocène, un bassin prospectif sous exploré jusque là. Il y a lieu de noter l’identification des leads dans le substratum du néogène qui pourraient être d’intérêt pétrolier.

1

83


Bassin du Hodna Le Hodna est un bassin néogène dont la séquence de remplissage débute par des dépôts continentaux d'âge oligocène et se poursuit par un Miocène marin. Les objectifs pétroliers sont l'Éocène, le Crétacé et le Jurassique. Dans le bassin du Hodna, l’exploration a débuté dans les années quarante du siècle précédent, elle a mis au jour un petit champ d’huile dans le Paléogène de l’Oued Gueterini qui produit à ce jour quelques 3 000 m3/an d’huile légère de densité 32° API, et la présence d’huile lourde (15° API) dans le Paléogène du bassin de M’Sila. Sur une superficie de 13 474 km2, une couverture sismique 2D linéaire de 4 116 km a été acquise, soit un taux de 0,33 km/km2. Le nombre de forages réalisés est de 41 (et 180 puits superficiels dans le gisement de l’Oued Gueterini), la densité de forage est de 32 puits/10 000 km2.

Aspect structural L’aperçu structural du bassin du Hodna peut se résumer par la figure 1.83 (C-C’) qui montre également l’ampleur des épisodes tectoniques post-miocènes responsables du schéma structural actuel. Cette section orientée nord-sud montre un empilement de nappes allochtones sur les terrains du Miocène. Le gisement de l’Oued Gueterini fait partie de ces nappes gravitaires.47 La figure 1.83 représente deux coupes géologiques nord-sud (A-A’) et est-ouest (B-B’) qui recoupent tous les bassins du Hodna.43 Elles sont basées sur les profils sismiques qui traversent la région, lorsque la morphologie du terrain le permet.

L’Albien supérieur (Vraconien) Les analyses géochimiques sur le Vraconien de KEF-1, ont montré des valeurs du potentiel pétrolier (PP) variant entre 1 g HC/kg de roche et 7 g HC/kg de roche ; la moyenne serait égale à 2,5 g HC/kg de roche.43 Néanmoins la maturité de cette roche est faible, Tmax = 432 °C.

Le Cénomanien supérieur - Turonien inférieur Les analyses géochimiques montrent des valeurs de COT variant de 0,64 à 2,3 % avec une moyenne qui peut se situer à 1,5 %. Sur le plan de la maturité, ces formations sont au début de la phase à huile avec des valeurs de Tmax comprises entre 439 °C et 436 °C pour le Turonien inférieur et entre 447 °C et 442 °C pour le Cénomanien.48

L’Éocène L’Éocène présente une richesse en COT variant de 0,82 % à 3,23 %, avec des valeurs moyennes de COT égales à 1,65 %. L’Éocène est immature, la Tmax mesurée est inférieure à 420 °C.

Le Kimméridgien supérieur Quelques indices de saturations en hydrocarbures, alliées à des valeurs de mesures géochimiques observées au niveau du sondage Guellalia (GL-1), nous encouragent à suspecter une probable richesse en matière organique du Kimméridgien supérieur.

Réservoirs Les roches réservoirs du Crétacé et du Tertiaire pouvant constituer un magasin à hydrocarbures dans les bassins du Hodna sont par ordre d’importance.47

L’Albien gréseux La porosité observée dans les grès de l’Albien, qui varie de 8 % à 20 % avec une moyenne de 15 %, et la perméabilité mesurée, supérieure à 1 darcy, font de ceux-ci le meilleur réservoir du bassin du Hodna sur le plan de la qualité pétrophysique (DRW- 1).

Roches mères

La présence des hydrocarbures dans les grès est signalée par les évaluations des diagraphies qui montrent des valeurs de saturation en huile variant entre 20 et 60 % (DKS-1, ID-2 et KEF-1). Cette présence d’hydrocarbures rehausse l’intérêt de l’Albien gréseux.49

Le passage Cénomanien-Turonien et éventuellement l’Albien supérieur sont considérés comme roches mères, sans oublier les roches anoxiques à fort potentiel pétrolier de l’Éocène. Ces horizons sont connus dans diffé-

La variation des épaisseurs se fait d’ouest vers l’est-nord-est où l’environnement des dépôts est marin. Des zones limitées en général par des failles constituent des aires d’érosion témoins des épisodes orogéniques alpins.

Système pétrolier

1

rentes régions du nord de l'Algérie et, dans une moindre mesure, dans le sillon de Melrhir pour le passage Cénomanien-Turonien.

84


1

85


Le Cénomanien supérieur -Turonien inférieur

Pièges

Les seuls niveaux réservoirs carbonatés à bonnes caractéristiques pétrophysiques se situent dans le Cénomanien supérieur-Turonien inférieur. Ses faciès correspondent à des calcaires de haut niveau marin, formés dans un environnement de haute énergie. Les caractéristiques pétrophysiques sont faibles dans certaines zones du bassin (la porosité de carotte varie de 2,7 % à 5 % et la perméabilité varie de 0,4 mD à 0,85 mD). Les meilleures caractéristiques sont situées dans la partie orientale du bassin du Hodna. La porosité sonic (corrigée pour les argiles) varie entre 9 % et 30 % (16 % en moyenne). Quant à la perméabilité matricielle elle est faible et se situe dans l’intervalle 0,01 à 1,2 mD ; par contre la perméabilité de fracture approche le Darcy.

Aucune accumulation d’hydrocarbures commerciale n’a été mise au jour depuis Oued Gueterini, néanmoins ; la possibilité de rencontrer des pièges mixtes (biseaux et contre failles) est probable.

L’Éocène La roche réservoir qui a montré des imprégnations d’huile a été rencontrée dans les sondages SA-1 et SA-2. La porosité varie de 1,5 % à 20 %, avec une moyenne de 5 %, la perméabilité de matrice est inférieure à 0,1 mD, par contre la perméabilité de fissure varie de 0,4 à 145 mD. Cette roche réservoir a montré au cours du forage des imprégnations et des venues d’huile ont même été observées (densité : 0,94 à 20 °C). Au cours des essais, ont été produits quelque 4,196 m3 d’huile et 15,89 m3 d’eau soit un rapport H/E 0,264.

Spécificités Dans le bassin du Hodna, actuellement, seul le gisement de l’Oued Gueterini, découvert après la Deuxième Guerre mondiale, peut constituer un repère et une référence du point de vue pétrolier. Au vu de sa modeste taille (superficie et épaisseur utile), de la quantité d’hydrocarbures produite, du stade d’épuisement atteint (il ne produit actuellement que quelque 8,2 m3/jour mais sans venues d’eau), de sa situation dans des calcaires écaillés yprésiens situés à la base des nappes sud-telliennes, il s’agit d’un gisement particulier. Cette situation et ces caractéristiques lui confèrent une spécificité et un intérêt de modèle pouvant servir dans la prospection et la recherche de plus grandes accumulations d’hydrocarbures dans cette bande sud-tellienne. Les hydrocarbures produits à Oued Gueterini sont nettement plus matures que ceux extraits des roches mères paléogènes connues dans les bassins du Hodna. Cela implique forcément de rechercher une origine des hydrocarbures du champ de l’Oued Gueterini à partir de séries probablement plus anciennes et plus profondes. Il y a lieu aussi de parler du Paléogène du bassin de M’Sila qui est prospectif en hydrocarbures « lourds » (densité 15° API), connus dans les sondages SA-1 et SA-2 (biseau Yprésien/Lutétien).

Résultats et perspectives L’extension de l’Éocène est peu développée dans la zone ouest où il est affecté par la mise en place des nappes.

Couvertures La couverture pour les roches réservoirs est constituée généralement par des séries argileuses ou marneuses qui recouvrent les réservoirs connus. Il y a lieu de signaler le développement de séries évaporitiques dans le bassin de M’Sila au Cénomanien et au Lutétien supérieur.

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86

Bien que prospectifs, les bassins du Hodna demeurent peu explorés à cause de leur complexité structurale. Deux types d’hydrocarbures peuvent être produits : des hydrocarbures légers (densité 32° API) et des hydrocarbures lourds (densité 15° API).

Bassins du nord de l’Algérie – Bassins : Atlas / Sud-Est Constantinois / Chott El Melrhir

Bassins : Atlas / Sud-Est Constantinois / Chott El Melrhir La superficie totale des bassins du Sud-Est Constantinois /Chott El Melrhir est de 145 138 km2, avec une couverture sismique 2D de 42 951,02 km linéaires soit avec une densité de 0,85 km/km2. Le nombre de forages réalisés est de 90 puits dont 26 de délinéation, soit une densité de 15 puits /10 000 km2. Ces bassins se sont structurés au Tertiaire. Ils sont à remplissage mésocénozoïque (l’épaisseur est supérieure à 10 000 m). Ils ont généré et accumulé des hydrocarbures. Les principales découvertes d’huile ont été effectuées dans le Crétacé supérieur de Dj. Onk (1956), Ras Toumb (1977), Guerguitt El-Kihal Nord (1988), Guerguitt El-Kihal Sud (1994), Hassi el Kerma (2001) et de gaz à Dj. Foua (1954). Plusieurs accumulations d’huile non éruptive ont été également mises au jour à Dj. Darmoun (DRN-1, 2000), HCZ-1 (2002) et OSD-1 (2005). Les huiles découvertes ont la particularité d’avoir des densités variées : par exemple à Ras Toumb la densité des huiles varie de 36° API pour les huiles du Coniacien à 38° API pour les huiles du Turonien. Par contre, au niveau des puits de Oglat El Mezloub, Dj. Darmoun, Hassi El Kerma la densité des huiles du Coniacien est proche de 20° API.

Cadre structural du Sud-Est Constantinois Les pièges pétroliers, particulièrement dans les régions méridionales du bassin Sud-Est Constantinois et dans le bassin des Chotts El Melrhir, se sont formés après l’inversion tectonique survenue entre l’Éocène moyen et l’Oligocène, qui a développé une intense fracturation accompagnée de plissements NE-SO.50 Ces événements tectoniques ont réactivé les accidents profonds, il s’en est suivi un soulèvement d’ensemble accompagné par des remontées d’évaporites du Trias le long d’accidents longitudinaux, induisant une érosion active qui a affecté en quelques endroits les séries du Crétacé inférieur et du Jurassique supérieur. Cette tectonique compressive, en relation avec les dernières phases orogéniques cénozoïques et quaternaires, s’est développée dans un réseau de contraintes progressives sub-méridiennes depuis les phases paroxysmales de l’Éocène moyen à l’Oligocène.51

Le sillon des Chotts El Melrhir est situé au sud de la flexure atlasique, il est caractérisé par un domaine relativement stable, plutôt subsident, peu tectonisé et ayant constitué un dépocentre pour d’épaisses séries du Mio- Plio-Quaternaire. Dans ce domaine, une intense fracturation syn-sédimentaire, qui traduit un régime distensif, est observable par endroits. Ce régime distensif est lié au cycle alpin précoce (Néocimmérien, Autrichien et Emscherien). Dès la fin de l'Éocène, la partie septentrionale de cette région a été soumise à un régime compressif en relation avec les dernières phases orogéniques (fin de l’Éocène - Actuel) du cycle alpin tardif, dans un réseau de contraintes progressives subméridiennes qui en ont provoqué l’inversion forte et rapide.52 Ces déformations ont engendré des plis, des failles et des accidents conjugués (coulissants)52, 53 en liaison avec les rejeux de l’accident sud-atlasique d’une part et de l’accident transverse de Négrine-Béjaia d’autre part.

Systèmes pétroliers : Bassins du Sud-Est Constantinois et de Chott El Melrhir Les systèmes pétroliers du Sud-Est Constantinois et de Chott El Melrhir sont identifiés au Crétacé supérieur et au Jurassique. Pour le Sud-Est Constantinois, il est représenté par les carbonates du Crétacé supérieur.

Play crétacé Les meilleures roches mères connues dans le nord de l’Algérie sont les calcaires argileux et les argiles noires. Les roches réservoirs sont les calcaires oolithiques et les dolomies. Les roches couvertures sont les argiles, les

1

87

Néocène Paléocène

Cénozoïque

Épaisseur (m)

Quaternaire

0-250

Mio-Pliocène

400-2 000 Réservoirs carbonatés Réservoirs gréseux Roches mères Roches couvertures

Lutetiène

240-700

Ypresiène

200-400

Campanien

500-650

Santonien

240-350

Coniacien

220-450

Turonien

150-350

Cénomanien

300-500

Albien

240-600

Aptien

40-600

Barrémien

400-900

Néocomien

300-900

Malm

300-500

Dogger

150-250

Lias

450-600

S1+S2 Carbonate et anhydritique

535

S3 Évaporitique

290

Argileux supérieur

274

S4

184

Trias argilo-gréseux

206

Carbonifère

Argile grise parfois silteuse

> 450

Dévonien

Argile et grès quartzitique à argilo-ferrugineux

> 450

Crétacé inférieur

Crétacé supérieur

Maestrichtien

Jurassique

Mésozoïque

Lithologie

Éocène

Trias

Paléozoïque

Les roches mères potentielles du Crétacé dans le SudEst Constantinois50 sont représentées par les marnes et les argiles du : I Vraconien avec un faciès de marnes, de marno-calcaires et d’argiles, il montre des valeurs de COT qui varient entre 0,61 % et 2,43 % (à 8 % au voisinage de DDN-1) et un PP allant de 0,3 kg HC/tonne de roche à 4,2 kg HC/tonne de roche (à 32 kg HC/tonne de roche au voisinage de DDN-1). Sur le plan de la maturité, le Vraconien est en phase à huile avec un taux de transformation de 80 % au sud de la flexure saharienne ; au nord de la flexure, le Vraconien montre une évolution dans la maturité passant de la zone de la phase à huile à la zone de gaz dans la partie centrale. I Cénomanien basal constitué par des marnes, des argiles et des marnes bitumineuses. Les valeurs mesurées sont réparties selon leur situation géographique de part et d’autre de la flexure saharienne. Au sud de la flexure saharienne, les analyses géochmiques montrent les valeurs suivantes : 0,5 % < COT < 3,25 % et 0,38 < PP < 5,08 kg HC / tonne de roche). Sur le plan de la maturité, le Cénomanien est en phase à huile avec un taux de transformation de 25 %. Au nord de la flexure saharienne, les valeurs obtenues sont : 0,5 % < COT < 2,05 % et 0,3 < PP < 3 kg HC / tonne de roche). La maturité est variable, elle passe de la phase immature / début de la phase à huile, à la zone de la phase à gaz à condensats. I Le Turonien basal est constitué par des marnes, des calcaires et des marno-calcaires en plaquettes, bitumineux. Au sud de la flexure atlasique, les valeurs varient de : 0,5 % < COT < 11,5 % et 0,5 < PP < 35 kg HC / tonne de roche. Le degré de maturité de cette zone est en phase à huile. Au nord de la flexure atlasique, les valeurs varient de : 0,5 % < COT < 8,08 % et 0,45 < PP < 47 kg HC / tonne de roche. La zone est en début de la phase à huile (figs. 1.85a et 1.85b).

Ères et Âges

Silurien Ordovicien Cambrien

Argile et calcaire microcristallin Argile et grès quartzitique parfois argilo-ferrugineux Zone des Alternances

Sable et grès Argile Argilo-gréseux

Anhydrite Sel Calcaire

> 200 > 450 > 100 Dolomie Marne Discordance

Figure 1.84 : Coupe stratigraphique synthétique de Chott El Melrhir.

1

88

Couvertures Roches mères

marnes et les anhydrites d’âge essentiellement crétacé qui constituent les plays pétroliers de ces bassins (fig. 1.84).

Réservoirs



Les principales roches réservoirs du play crétacé sont les séries calcaires du Cénomanien sommital, les séries calcaires du Turonien basal et les calcaires bioclastiques du Coniacien.

tiques pétrophysiques (porosité et perméabilité) varient de 3 % à 29 % pour la porosité et de 0,4 mD à 100 mD pour la perméabilité. L’épaisseur utile serait de 10 à 30 m. Ces séries calcaires du Coniacien produisent du gaz à Dj. Foua, de l’huile à Dj. Onk, à RTB-5, HEK-3 ainsi que de l’huile non éruptive à DDN-1, OGZ-1, HEK-1, HCZ-1 et OSD-1.

Les séries calcaires du Cénomanien sommital Elles sont formées par des calcaires oolithiques. Les faciès qui se sont développés appartiennent à une plate-forme proximale à développement de niveaux à haute énergie vers des dépôts de plate-forme distale où l’énergie est nettement modérée. Les caractéristiques (φ et κ) de la matrice mesurées varient dans les intervalles de 10 % à 15 % pour la porosité et de 0,1 mD à 5 mD pour la perméabilité. Ces calcaires cénomaniens produisent des huiles et du gaz à GKN, GKS ainsi que de l’huile non éruptive à HEK-1, DDN-1, OGZ-1 et HCZ-1.

Roches couvertures Les roches couvertures sont : I Les épaisses séries argilo-marneuses qui recouvrent les réservoirs calcaires du Coniacien. I Les séries marneuses et anhydritiques du Turonien supérieur qui recouvrent la série calcaire du Turonien basal. I Les séries argileuses du Cénomanien-Vraconien qui recouvrent les séries calcaires de l’Albien et de l’Aptien.

Les séries calcaires du Turonien basal Elles sont représentées par des calcaires bioclastiques. Les caractéristiques pétrophysiques varient de 5 % à 10 % pour la porosité et de 0,1 mD à 10 mD pour la perméabilité ; localement la porosité peut atteindre 25 %. L’épaisseur utile des calcaires bioclastiques varie entre 20 et 25 mètres. Ces séries calcaires produisent de l’huile et du gaz à GKN et GKS, de l’huile à RTB-1 et RTB-4 ainsi que de l’huile non éruptive à DDN-1, OGZ-1 et HCZ-1.

Les pièges Les pièges rencontrés sont de type structural à mixte. Il s’agit généralement d’anticlinaux de tailles et d’amplitudes appréciables ayant été formés lors de l’épisode compressif Éocène/Oligocène. Leurs directions axiales sont NE-SO et leurs flancs méridionaux sont plus redressés que les flancs septen-

Les séries calcaires du Coniacien Ce réservoir coniacien est constitué par des calcaires bioclastiques. Les faciès se sont développés dans un environnement marin de plate-forme proximale vers un environnement de plate-forme distale de mer ouverte. Les caractéris-

Guelma

Constantinois

Guelma

Constantinois

Souk Ahras

Souk Ahras 36°

sb-1 AMK-1

sb-1 AMK-1

36°

DEF-1

Ain Beida SLA-1 MKN-1 SER-1

FDJ-1 Batna

AMR-1

JHF-1 JHF-1b HTG-1 35° GTR-1 Biskra

SNJ-1

34°

SLA-1 MKN-1 SER-1

FDJ-1 Batna

Tebessa

RES-1 BDJ-2 - BDJ-1 TYA-1 BL-1 ROA-1 FOUA DDN-1 BTN-1 BTS-1 DJONK KM-1

opz GKN FKN GKS HEK-1 RTB AMS-1 MAN-1 OUM-1 ESF-1 BGH-1

AMR-1

JHF-1 JHF-1b HTG-1 35°

GTR-1 Biskra SNJ-1

opz GKN GKS FKN HEK-1 RTB AMS-1 MAN-1 OUM-1 ESF-1 BGH-1 HBS-1 BAR-1

BAR-1 0

7°

RES-1 BDJ-2- BDJ-1 TYA-1 BL-1 ROA-1 FOUA DDN-1 BTN-1 BTS-1 DJONK KM-1

128b

128b

6°

Tebessa

34°

HBS-1

COT moyen varie de 1,31 à 3,26 % COT moyen varie de 0,5 à 1 % COT moyen < à 0,5 %

DEF-1

Ain Beida

60 km

0

8°

6°

Affleurements anté Cénomanien Affleurements Cénomano Turonien

Immature Zone à huile Zone à condensat

Figure 1.85a : Carte en COT des niveaux roches mères du Turonien.

7°

60 km

8°

Zone à gaz Affleurements anté-Cénomanien Affleurements Cénomano-Turonien

Figure 1.85b : Maturation des niveaux roches mères du Turonien.

1

89


N 2 000

S

KM-1

DDN-1

MAN-1

HEK-3 1 000

Sillon de Melrhir

-1 000 -2 000 Néogène Paléogène Maestrichtien Campanien

Santonien Coniacien Turonien Cénomanien

Accident sud-aurésien

Accident sud-atlasique 0

Tébessa Bottena

RES-1

T u n i s i e

BDJ-1

Dj. ONK KM-1 GTR-1 HCZ-1

TYA-1 BDJ-2 ROA-1

Dj. Foua

DDN-1

9 km

DDN-1

129

Situation du profil

BTN-1 BTS-1

T u n i s i e

Profondeur, m

0

KM-1

HEK-3 HEK-1 HEK-3 MAN-1

MAN-1

Figure 1.86 : Schéma structural et type de pièges dans le Sud-Est Constantinois du nord de l’Algérie.

trionaux. Ils sont souvent affectés par des failles normales ou inverses à rejets plus ou moins importants et ayant différentes directions. Les plis les plus proches de l’accident sud-atlasique peuvent avoir des flancs méridionaux sub-verticaux à verticaux ou être déjetés et chevauchants vers le sud (fig. 1.86).

Spécificités Les huiles rencontrées dans le Coniacien du Sud-Est Constantinois (HEK-3) (fig. 1.87) sont en général peu matures, leur densité varie entre 0,89 g/cm3 et 0,912 g/cm3 (soit entre 22° API et 27° API).

Roche mère Les analyses géochimiques montrent que les valeurs les plus importantes sont dans : I Les marnes du Dogger : 0,32 % < COT < 9,61 %, appuyées par un excellent potentiel pétrolier : 0,38 g HC /kg de roche < PP < 39 g HC/ kg de roche. Ces marnes du Dogger sont en phase à huile. I Les marnes et calcaires du Kimméridgien-Portlandien : les résultats obtenus varient de 0,5 % < COT < 2,06 %, par contre les valeurs du PP sont faibles : 0,47g HC < PP < 1,19 HC/kg de roche dans la zone Chott El Melrhir. Ces formations sont au stade de la fenêtre à huile. I Les marnes et calcaires du Lias, où les résultats varient de 0,5 % < COT < 2,8 %, ont par contre des valeurs de PP faibles, qui varient de 0,18 g HC/kg de roche à 0,33 g HC/kg de roche.

Réservoirs Au Cénomanien, elles sont un peu moins lourdes et ont une densité de 34,3° API à 15 °C (0,852 g/cm3). En général, les GOR des huiles coniaciennes sont faibles, les huiles sont non éruptives. La perméabilité mesurée au niveau des séries productrices de ces huiles coniaciennes est faible.

Le play jurassique Le play jurassique concerne la zone des Chotts El Melrhir. De forme losangique, cette zone est limitée au nord par la flexure et la chaîne Atlasique et au sud par la zone haute de Djemaa - Touggourt - Talemzane.

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90

Le Jurassique à faciès calcaire présente des caracté-ristiques pétrophysiques de réservoir bonnes à médiocres. I Le Kimméridgien est constitué par des calcaires bioclastiques parfois oolithiques. I Le Portlandien est constitué par des calcaires oolithiques et des dolomies. Les porosités de carottes varient de 2 % à 14 % et les perméabilités varient de 0,03 à 24 mD. I L’Oxfordien est constitué par des calcaires bioclastiques et montre des valeurs de porosité intéressantes : 3 % à 25 %. I Le Dogger est constitué par des grès et des calcaires avec des porosités mesurées allant de 5 % à 15 %. I Le Lias est composé par des calcaires dont la porosité varie de 2 % à 15 %, mais montre des valeurs de perméabilité de matrice faibles : 0,1 mD à 5,7 mD.


Roches couvertures

Encore peu connus dans cette région, les plays jurassiques sont au stade d’investigations et seront mieux définis dans un futur proche.

Les roches réservoirs de l’Oxfordien ont la couverture argileuse du Kimméridgien inférieur. Le Lias également est recouvert par les argiles du Dogger inférieur. Par contre, la couverture pour le Dogger est peu contrôlée.


Pièges Les pièges probables du Jurassique dans la zone Chott El Melrhir sont encore mal définis. Néanmoins, à l’image du transect sismique nord-sud passant entre les sondages ZH-1, BAR-1, HBS-1, ESF-1, RTB-7 et FKN-1bis, ils pourraient y être présents sous forme de structures anticlinales, contre failles ou mixtes. Peu profonds dans la partie sud de cette transversale, ces objectifs peuvent être très profonds dans la partie nord de cette coupe.

Les récentes découvertes (2000 – 2005) dans les roches réservoirs du Coniacien, du Turonien et du Cénomanien dans le Sud-Est Constantinois au nord et au sud de la flexure atlasique augmentent les chances de découvrir des accumulations en hydrocarbures là où les conditions pour de meilleures productivités de gisement sont réunies.

Δt 140 (µs/pied) 40

RD

Huile

RHOB

4 (pouce) 14 0,2 (ohm.m) 2 000 1,95 (g/cm3) 2,95

SW Prof. 0 (gAPI) 150 0,2 (ohm.m) 2 000 0,45 (%) -0,15 100 (%) 1:5 000 2 380 GR

Rxo

Calcaire

Eau

NPHI

Analyse des fluides 0 50

0

Perforations

CALI

Une roche mère à potentiel pétrolier excellent et en phase à huile est présente dans le Dogger. La roche réservoir ainsi que le cadre structural qui favorise le développement de pièges sous différentes formes sont également présents. Ces résultats rehaussent l’intérêt pétrolier du Jurassique.

Illite Analyse Essai volumétrique 100

(%)

0

A

A’ HEK-3

2 400

Coniacien Turonien Cénomanien 2 420

Tébessa Bottena

RES-1

DST-2&

BDJ-1

Duse 32/64" 7 264 m3/h

2 440

TYA-1 BDJ-2 ROA-1 T u n i s i e

57 m3/h

129

Dj. Foua

DDN-1

Dj. ONK

BTN-1 BTS-1

HTG-1 GTR-1 2 460

HEK-1

HCZ-1 A

A’

HEK-3

MAN-1 Figure 1.87 : Profil sismique montrant la structure de Hassi El Kerma-3 et ELAN de puits HEK-3 (Coniacien).

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91


1

92

Références

21 Kazi Tani N et Duee G, « La géodynamique du secteur de Béchar depuis le Précambrien », 118e Congrès Soc. hist. et scient., 4e coll. Géologie africaine, 1993, 137-147. 22 Pareyn C, Les Massifs carbonifères du Sahara sud-oranais. Tome I : Stratigraphie et tectonique, CNRS Éditions, coll. « Mém. Centr. Rech. Saharienne », no 1, Paris, 1961. 23 Dontsov VE, « Étude géochimique des roches mères du Paléozoïque de la région de Béchar », 1988. 24 Tenkhi T, « Étude géologique des réservoirs du Dévonien supérieur », 1993. 25 Tenkhi T, « Étude géologique des réservoirs du Dévonien inférieur », 1993. 26 Tenkhi T et Abdous L, « Impact sur les qualités des réservoirs de la tectonique de décollement dans la région de Béchar », Journées Sci. et Tech. (JST 4), Sonatrach, EXP, 2000. 27 « Convention d’études sur le bassin de Reggane », JNOC, 1994. 28 Sonatrach, « Bassin Reggane », rapports internes. 29 Ibrihen N et al., « Potentiel en Basin Centred Gas Accumulation (BCGA) dans le réservoir dévonien inférieur. Implication sur les ressources en gaz du bassin de Reggane », JST 6, 2004. 30 Sonatrach, « Mise au point sur l’état des travaux géologiques et géophysiques dans le bassin de Tindouf », document interne, 1975. 31 Sonatrach, « Modélisation de l’évolution thermique de la matière organique du bassin de Tindouf », document interne, 1992. 32 Sonatrach, « Définition du potentiel pétrolier du bassin de Tindouf », document interne, 2000. 33 Sonatrach, « Synthèse du bassin de Tindouf », document interne, 1999. 34 « Géodynamique du craton ouest-africain central et oriental : héritage et évolution post-panafricains », Mém. Serv. Géol. Algérie, no 8, ORGM, 1996. 35 Sonatrach, « Potentiel en hydrocarbures de la bordure nord du bassin de Taoudenni », partie 1, rapport interne, juin 2005. 36 Sonatrach, « Potentiel en hydrocarbures de la bordure nord du bassin de Taoudenni », Partie 2, rapport interne, décembre 2005. 37 Sonatrach, « Rapport géologique préliminaire de l’étude de surface Chenachene erg chech », 1975. 38 Gevin P, « Études et reconnaissances géologiques sur l'axe cristallin Yetti-Eglab et ses bordures sédimentaires », Service de la Carte Géologique de

l'Algérie, Alger, 1960. 39 Ibrihen N, « Prospectivité du play protérozoïque sur les bordures nord et orientales du bouclier Reguibat », 2000. 40 Moussine A, Ouchkine P, Bertrand J, Sarfati MR, Walker J, Trichet J et Bruno L, « New occurrence of Meso-Proterozoic petroleum source rock: Black shale formation within stromatolitic series of the Taoudenni basin », West African Craton Mauritania Geology-Geochemistry Comparisons, 2001. 41 Sonatrach/AMT/DXP, « Bassin de Sbâa », rapports internes. 42 Beicip-Franlab, « Étude de la cuvette de Sbâa », 1996. 43 Sonatrach/ACT-AMT/EXP/DRN, « Extension des grès albiens dans le N & le NE de l’Algérie », 2003. 44 Hydrocarbon Potential Western Algerian Offshore, District 10, I–II, Association Sonatrach/Anadarko, 1998. 45 Megartsi et al., 1996. 46 Meghraoui M, Morel LL, Andrieux J et Dahmani M, « Tectonique plio-quaternaire de la chaîne tello-rifaine et de la mer d’Alboran. Une zone complexe de convergence continent-continent », Bull. Soc. Géol. Fr., t. 167: 1, 1996, 141-57. 47 Sour el Ghozlane Permit, Tellian Atlas, Algeria Evaluation Report, 5, Association Sonatrach/BP, 1995. 48 Sonatrach/ACT-AMT/EXP/DES, « Étude du potentiel pétrolier du Hodna Ouest zone des nappes », rapport final, 2003. 49 Sonatrach/ACT-AMT/EXP/DRN, « Analyses des résultats pétroliers de quelques sondages dans les bassins néogènes des monts du Hodna », 1998. 50 Bergheul M, Structure géologique et perspectives en hydrocarbures du bassin du Sud-Est atlasique (Sud-Est Constantinois), Thèse d’État, académie du pétrole et du gaz (JM Goubkine, Moscou), Algérie, 1991. 51 Laffitte R, « Étude géologique de l’Aurès », Thèse sciences Paris, Bull. Soc. Géol., 1re série, Algérie, 1939. 52 Addoum B, « L’Atlas saharien sud-oriental : cinématique des plis chevauchements et reconstitution du bassin du Sud-Est Constantinois (confins algérotunisiens) », 1995. 53 Aissaoui DM, Les structures liées à l’accident sud-atlasique entre Biskra et le Dj. Mandra (Algérie). Évolution géométrique et cinématique, Thèse de 3e cycle, univ. Strasbourg, 1985.

1

93

Tan Zoumaïtak (tassili des Ajjer). Deux hommes en habits de cérémonie, peintures corporelles et scarifications sur le corps, se prêtent à une figure rituelle. Comme la Dame noire et tous les personnages de la période des Têtes Rondes, les traits du visage ne sont pas représentés.

2. Gisements d’hydrocarbures Introduction

2

Champ de Hassi Messaoud

4

Champ de Hassi Berkine Sud

8

Champ d’Ourhoud

12

Champ de Haoud Berkaoui

16

Champ d’Edjeleh

20

Champ de Hassi R’mel

24

Rhourde Nouss

30

Gisement de Krechba

36

WEC Algérie 2007 / Gisements d’hydrocarbures

Introduction es gisements d’hydrocarbures d’Algérie sont quasiment tous situés dans la région du Sahara où ils se répartissent dans différents bassins. Le bassin le plus prolifique demeure celui de l’Oued Mya où se trouvent les gisements géants de Hassi Messaoud et de Hassi R’mel, alors que le bassin de Berkine a constitué cette dernière décennie un pôle majeur de développement, notamment avec la découverte des gisements d’Ourhoud et Hassi Berkine Sud. Quant aux bassins du Sud-Ouest, ils constituent un pôle d’exploration gazière relativement important, ainsi qu’un début de développement tout aussi important avec la mise en production des gisements gaziers de la région d’In Salah et le lancement du développement des accumulations d’huile de la cuvette de Sbâa.

L

Plus de deux cents gisements sont aujourd’hui reconnus. Les réservoirs sont gréseux dans leur quasi-totalité et se trouvent essentiellement dans les niveaux du Cambro-Ordovicien, du Siluro-Dévonien, du Carbonifère et du Trias. Les hydrocarbures produits sont très largement soutenus par des opérations de récupération assistée, tant par injection d’eau que par injection de gaz. Afin d’illustrer les différents types de réservoirs en exploitation en Algérie du point de vue de l’âge de la formation, des propriétés pétrophysiques, de la nature des hydrocarbures produits, du mode de drainage, des difficultés rencontrées, ainsi que des développements mis en place, huit gisements ont été sélectionnés et sont présentés dans cette section (fig. 2.1) : cinq sont des gisements d’huile (Hassi Messaoud, Hassi Berkine Sud, Ourhoud, Haoud Berkaoui et Edjeleh) et trois sont des gisements gaziers (Hassi R’mel, Rhourde Nouss et Krechba). En raison de son apport dans la caractérisation, la sismique 3D est en voie d’être généralisée. La mise à jour des installations de surface est en cours afin de récupérer les gaz associés et d’éviter le torchage, comme le prévoit la loi sur les hydrocarbures.

2

2

Introduction

Bordj Nill Meskar Bousbaa

M e r

Hassi R’Mel

DJ Bissa

M é d i t e r r a n é e Guellala

Djorf Oued Noumer Zelfana Ait Kheir Sidi Mezrhich

Hassi R’mel South

Garet Chouf Ben Ben Kahla

Rh. Chegga

Hassi Messaoud

Haoud Berkaoui

Alger Barna

Oran

Rourde El Baguel

Hassi Guettar Mesdar

34°00 T u n i s i e M a r o c

32°00

Zerafa West

Zemoul El Kbar Bir Berkine N Bir Berkine

Béchar

Zerafa

30°00

Bir Rebaa N Bir Rebaa SO Sil Fatima and Bir Sil Fatima Rhourde Debdaba Hassi Berkine Hassi Berkine Sud

Hassi Berkine

A l g e r i e El Golea L y b i e

Timimoun

Berkine N

Krechba Wadi El Teh

28°00

Rhourde El Khrouf Berkine Est

Ourhoud

Kheit El Tessekha

El Merk

Menzel Lejmat

El Merk Est

Teguentour

26°00

24°00

Tener El Beugra

Rhourde El Hamra Rhourde El Chouf

Rhourde Nouss

22°00

Draa Allal

M a l i

El Assal

O Taredert

Tihalatine C

Edjeleh Hassi Ouan Abecheu

Rhourde El Adra

Rhourde Meksem El Adra S

Ektala

20°00

Hamra

0

500 km

-08°00

-04°00

00°00

04°00

08°00

12°00

Figure 2.1 : Situation des huit gisements sélectionnés et présentés dans cette section.

2

3


2

4


150 000

N Prof.

145 000

Âge

0,0

GR (gAPI)

100,0

Stratigraphie

Faciès

Mésozoïque Trias inférieur

Hors zone

140 000 135 000

Zone de production

Trias Argileux Discordance hercynienne Quartzites de Hamra

130 000

3 300

120 000

Inter zone

115 000

3 400

Ordovicien

125 000


Zone des alternances

110 000

790 000

800 000

Forages verticaux Producteur Injecteur de gaz Injecteur d’eau

810 000

820 000

Forages non conventionnels Horizontal Short radius

830 000

840 000 Ri

0

10 km

3 500

Figure 2.4 : Subdivisions du gisement de Hassi Messaoud. Ra

L’Ordovicien, partiellement préservé sur la périphérie ouest du gisement, est subdivisé en cinq unités : I le Ri, épais de 45 à 50 mètres et composé de 3 unités, produit dans les 5 à 10 mètres de grès fins de base à abondants skolithos ; les siltstones sont prédominants dans les unités supérieures ; I une séquence de 100 mètres d’épaisseur à dominante argileuse composée par la zone des alternances, les argiles d’El Gassi et les grès d’El Atchane ; I les quartzites de Hamra composés de grès quartzitiques fins et compacts.

Environnements de dépôt et diagenèse Les unités R3, R2 et Ra inférieur se sont déposées dans un vaste complexe de chenaux fluviatiles en tresses.2 Ces unités sont surmontées par les grès plus fins à skolithos et à nombreux intervalles de siltstones argileux du Ra supérieur à caractère marin peu profond. L’épisode marin se poursuit au cours du dépôt de l’Ordovicien avec des dépôts de grès fins à skolithos et des argiles. Les grès des réservoirs Ri, Ra et quartzites de Hamra montrent très fréquemment une prédominance de silice ; la kaolinite constitue l’essentiel des minéraux argileux. Le développement de silice secondaire est observé dans les zones de failles et comme remplissage des failles et fissures.

3 600

3 700

Cambrien

R2

3 800

R3

3 900 Précambrien

partie supérieure de ce réservoir, dont l’épaisseur est de l’ordre d’une quarantaine de mètres, présente les meilleures propriétés matricielles ; I le Ra, réservoir principal dont l’épaisseur varie de 100 mètres à l’est à 130 mètres à l’ouest, est constitué par deux unités majeures superposées : le Ra inférieur épais de 70 à 95 mètres est constitué par des grès moyens à grossiers à intercalations de niveaux de siltstones, et le Ra supérieur composé de 40 à 60 mètres de grès relativement fins et argileux à skolithos, avec de nombreux niveaux à siltstones.

Socle

Argiles Roches volcaniques Grès fins à skolithos Grès moyens Grès grossiers Grès microconglomératiques Granite et gneiss Figure 2.5 : Stratigraphie du gisement de Hassi Messaoud.

2

5


Les grès des réservoirs R2 et R3 montrent une prédominance du volume d’illite détritique ou authigénique par rapport à la silice.

La production s’est accompagnée de plusieurs problèmes, notamment de dépôts de sels, d’asphaltènes, ainsi que de percées de gaz et d’eau d’injection. Les installations de surface consistent en deux complexes industriels permettant de traiter la totalité des fluides produits et des fluides d’injection.

Propriétés des réservoirs Phase de développement par forages verticaux (1958-2000) Les valeurs de perméabilité matricielle varient de 0,1 à plus de 100 mD. Les porosités sont comprises entre 4 et 12 %. Leur distribution se caractérise par une hétérogénéité élevée.

Le développement des « zones de production » s’est effectué à travers le forage de 80 % des puits verticaux du gisement, dont 14 % sont injecteurs. Des opérations de fracturation hydraulique ont concerné 250 puits verticaux depuis 1991; l’augmentation individuelle du débit des puits fracturés est de 3 m3/h en moyenne.

Propriétés des fluides et conditions initiales

Période de récupération par déplétion naturelle (1958)

Contact huile–eau : -3 380 m Cote de référence : -3 200 m Température : 120 °C Pression de gisement : 482 kg/cm2 Pression de bulle: varie de 200 kg/cm2 à l’ouest jusqu’à 140 kg/cm2 à l’est Pression de miscibilité : 245 à 270 kg/cm2

Entre 1958 et 1963, 44 MM stm3 d’huile ont été produits par déplétion naturelle à partir de 144 puits verticaux.

L’injection de gaz miscible dans les secteurs non en déplétion en deçà de la pression de miscibilité est passée de 5 MM m3/jour en 1964 à 55 MM m3/jour en 2005 (fig. 2.6b).

Production des fluides

Période de récupération par injection d’eau (1972)

Le gisement produit actuellement 22 MM de m3 d’huile par an. La production d’huile du gisement provient principalement du réservoir Ra ; le taux de récupération du gisement est de l’ordre de 14 %.

L’injection d’eau a commencé en 1972 à 5 000 m3/jour ; elle était de 30 000 m3/jour en 2005 (fig. 2.6b).

Le gisement a d’abord connu une phase de développement des « zones de production » par forages verticaux jusqu’à 2000, et une phase de développement des zones structuralement complexes ainsi que des réservoirs de faibles propriétés matricielles (R2 supérieur) par forages non conventionnels, depuis 1997.

40

800

35

700

30

600

25

500

20

400

15

300

10

200

5

100

0

0 1960

1965

1970

1975

1980

6

1990

1995

2000

Date, années Figure 2.6a : Historique de production d’huile et de GOR.

1,4

18 16 14 12 10 8 6 4 2 0

1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0 1964

1969

1974

1979

Date, années Figure 2.6b : Historique d’injection de gaz et d’eau.

2

1985

1984

1989

1994

1999

Eau injectée, 106 m3

La production d’huile du gisement de Hassi Messaoud, démarrée en 1958, a connu une augmentation quasi constante de l’ordre de 2,5 MM de m3 par an jusqu’en 1973, suivie par une période de stabilisation de la production à 30 MM de m3 par an en moyenne jusqu’en 1983, puis par un déclin jusqu’à un plateau de 22 MM de m3 par an accompagné d’une augmentation constante du GOR (fig. 2.6a).

Gaz injecté, 106 m3

Historique de développement du gisement

Débit d’huile, 106 m3/An

Le gaz accompagnant l’huile produite permet, après traitement, une production de 2 MM de tonnes par an de GPL et de 0,6 MM de tonnes de condensat.

GOR, m3/m3

Période de récupération par injection de gaz miscible (1964)


40 Short radius

30

250 200

25 Puits verticaux

150

15

100

10 50

5 0

0 1960 1964 1968 1972 1976 1980 1984 1988 1992 1996 2000 2004

Production, 103 m3/30 j

20 Nombre de short radius

Mécanismes de drainage

300

35

Date Figure 2.7 : Production d’huile des puits initialement verticaux et après reprise en short radius.

Phase de développement par forages non conventionnels (1997-2005) Reprises en short radius

Après plus de quarante années de production, la pression du gisement a atteint un niveau de 100 kg/cm2 au nordest du champ et de 300 kg/cm2 à l’ouest. Les différents mécanismes sont décrits ci-après.

La déplétion naturelle Les secteurs en déplétion naturelle constituent 33 % des réserves initiales d’huile du champ en place ; 12 % de ces secteurs sont des zones de production, le reste étant constitué par les « hors-zones » et « inter-zones ». La déplétion naturelle a assuré 7 % de la production cumulée du gisement.

L’injection de gaz

Plus de cent puits verticaux inexploitables ont été repris en short radius depuis 1997. Les short radius représentent 11,4 % de la production journalière du gisement et 6 % de la production cumulée entre 1997 et 2005 (fig. 2.7). Les index de productivité des forages repris en short radius sont jusqu’à trois fois supérieurs à ceux des forages initialement verticaux.

Forages horizontaux Les forages horizontaux concernent les zones structuralement complexes à très haut degré d’hétérogénéité (« inter-zones » et « hors-zones »),3 ainsi que les réservoirs à faibles propriétés matricielles (R2) où les puits verticaux sont très mauvais producteurs et présentent un déclin rapide. Le débit individuel moyen des puits horizontaux est de 8 m3/h. Les indices de productivité individuels des puits horizontaux sont jusqu’à huit fois supérieurs à ceux des forages verticaux du même secteur. La technologie de l’« Under Balance Drilling », récemment appliquée dans certaines zones en déplétion du gisement, a montré une nette amélioration de la ROP au cours du forage et une réduction du « skin ».

Les zones soumises à l’injection de gaz contiennent 52 % des réserves d’huile initiale en place. L’injection de gaz a soutenu 67 % de la production cumulée d’huile. Les percées de gaz d’injection sont rapides dans les intervalles fracturés, donnant lieu à des saturations localement élevées dans le réservoir principal Ra (fig. 2.8), mais l’augmentation des GOR permet globalement le maintien de la productivité des puits. Le taux de déclin moyen dans les zones à injection de gaz est de 1,5 %. L’analyse des percées de gaz a mis en évidence une anisotropie générale avec un écoulement préférentiel dans la direction sud–sud-ouest – nord–nord-est.

L’injection d’eau Le processus d’injection d’eau concerne actuellement 15 % de l’huile en place ; il a soutenu 26 % du volume d’huile produit. Les percées sont relativement lentes, alors que le déclin de la productivité des puits est plus important. Un taux de déclin moyen atteignant 2,7 % dans les zones à injection d’eau a été observé.

Perspectives 9 10 8

11

2N 4

13N

7

15

6 1C

12

3

13S

20B

16

2S 1A

2EX 1B

20A

19 25

23

24

17

14

0,75 0,65 0,60 0,50 0,45 0,35 0,30 0,20 0,15 0,05 0,00

Si l’injection d’eau et notamment l’injection de gaz miscible demeurent des procédés robustes et efficaces de récupération, le réservoir de Hassi Messaoud nécessite dans une phase aussi mature un management de réservoir performant à même d’optimiser les opérations et le meilleur contrôle des fluides d’injection. Sur le plan des mécanismes, un projet de WAG est en cours d’implémentation ; il constitue la première phase d’un plan visant, outre l’amélioration de la récupération, une utilisation encore plus efficace du gaz d’injection.

Figure 2.8 : Saturations en gaz d’injection dans le Ra.

2

7


Champ de Hassi Berkine Sud Introduction Le champ de Hassi Berkine Sud (HBNS) (fig. 2.9) a été découvert en janvier 1995 par l’association Sonatrach/Anadarko par le forage du puits HBNS-1b. Il a été mis en exploitation en 1998. À ce jour, une soixantaine de puits ont été forés sur la structure de HBNS. L’injection de gaz miscible a été massivement implémentée et constitue avec l’injection d’eau les mécanismes principaux de drainage du réservoir.

Alger

Hassi Berkine Zemoul El Kbar Bir Berkine N

A l g é r i e

Bir Berkine

0

500 km

Figure 2.9 : Situation du gisement de Hassi Berkine Sud.

Géologie Aspects structuraux Les principaux horizons sismiques identifiés dans la série mésozoïque, décrits ci-après (fig. 2.10), sont les toits de l'Aptien, du Lias salifère, du « Trias S4 », et du réservoir du Trias argilo-gréseux inférieur (TAGI) ainsi que la discordance hercynienne (DH).1 Ces deux derniers sont parfois affectés par la présence de multiples. Dans la série paléozoïque, l’identification des horizons du Frasnien et de l’Ordovicien permet l'élaboration d'un réseau de failles cohérent dans l'espace.

2

8


Formation

Tertiaire

Quat. Mio-Pliocène

Grès Grès, Dol./Calcaires

Carbonaté

Dol., Argiles

Anhydrites

Anhy., Dol.

Sel

Sel Calcaires, Argiles

Cénomanien

Calcaire, Sel, Argiles

Albien Aptien

Grès,Lignite Dol.,

Barrémien

Grès, Argiles, Lignite

Néocomien

Argiles, Grès, Dol

Malm

Argiles, Grès, Anhy. Dol

Dogger Lias

Jurassique

Horizons sismiques

Lithologie

Turonien

Mésozoïque

Crétacé

Sénonien

Cénozoïque

Âge

Argileux

Argiles

Lagunaire

Shale, Calcaires

Anhydrite

Anhydrite, Argiles

Sel

Sel

Horiz. “B”

Calcaires

S1 + S2

Sel, Anhy.

S3

Sel

Aptien

Le gisement est d’âge triasique. Il possède une structure anticlinale asymétrique au relief très peu prononcé (fig. 2.11). Il apparaît comme un ensemble complexe marqué par l’interférence de deux réseaux de failles. Le premier réseau est de direction NE-SO et est surtout prononcé au sud et à l’est. Le deuxième est de direction NO-SE et est présent surtout au nord. Le champ est composé de plusieurs compartiments entre lesquels les liaisons sont plus ou moins bien établies : I Le compartiment oriental identifié par le forage du puits de découverte HBNS-1b. Il se subdivise en deux culminations distinctes mais qui semblent être en communication. À l’est, ce compartiment est limité par une faille à regard Est qui est de compensation par rapport à la faille principale NE-SO.

N

HBNS-58

HBNS-59 HBNS-48 HBNS-55

HBN-5 HBN-102

HBNS-47 HBNS-52

HBN-22

HBN-4

Lias Salifère HBNS-58

HBNS-54

Carbonifére

DH

DO S4

Arg/Carb/Tags TAGI

Viséen

Trias

HBNS-96

HBNS-Z1 HBNS-28

Argiles, Anhy.

Sel Sh., Slt., Anhy., Dol., Grès Grès, Argiles


Trias S4

HBNS-7

Réservoir TAGI

HBNS-9 HBNS-8

HBNS-10 HBNS-15

Argiles, Grès

HBNSE-2

HBNS-6

HBNS-34

HBNSE-4

HBNS-46 HBNS-19

RKF Strunien F2

HBNS-25

Grès, Argiles

HBNS-19

HBNS-30 HBNS-9

Grès

HBNSE-5

HBNSE-13 HBNS-5

Silts, Argiles

HBNS-32

HBNSE-14

Frasnien

Argiles

Givétien-Eifélien

Argiles

Emsien

Grès, Argiles

Siegénien

Grès, Argiles

Gédinnien

Grès massifs

Silurien

Gothlandien

Argiles

Cambro-Ordovicien

Grès

Dévonien

Argiles

Cambro Ordovicien

Paléozoïque

HBNSE-9

Famennien

-3 280

Frasnien

-3 180

-3 060

-2 360 -2 860 m

0

5 km

Figure 2.11 : Structure au toit du TAGI.

Le compartiment central affaissé par rapport au compartiment oriental d’une vingtaine de mètres au nord et d’environ 50 mètres au sud. I Le compartiment occidental légèrement plus haut que le compartiment central. Il est séparé de celui-ci par une faille de faible rejet dans la partie nord, de l’ordre d’une dizaine de mètres. I

Ordovicien

Figure 2.10 : Les principaux horizons sismiques identifiés.

2

9

Le TAGI moyen dont : I Le niveau M2, argileux, supposé être de dépôt lacustre et d'extension régionale. Il présente des épaisseurs très variables. I Les niveaux M1c, M1b et M1a, gréseux, présentent généralement de bonnes caractéristiques réservoirs. Ils sont caractérisés par des épaisseurs variables suivant la distribution locale des chenaux. Le niveau M1a présente la plus forte variation d'épaisseur. Le TAGI inférieur, reposant directement sur la discordance hercynienne, est subdivisé en deux niveaux dont : I le niveau L5, gréseux, caractérisé par des dépôts fluviatiles ; I le niveau L6, argileux. Le TAGI inférieur présente des épaisseurs souvent réduites. Il est caractérisé par un faciès à prédominance argileuse, parfois par des grès qui présentent de faibles caractéristiques pétrophysiques. Les épaisseurs du TAGI varient : elles montrent un amincissement vers le nord et un épaississement du niveau argileux M2 dans la même direction.

2

10

supérieur

U-3 U-2

U-1a

M2 M-1c moyen

T.A.G.I. (Trias Argilo-Gréseux inférieur)

Ladinien

Trias moyen

U-1b

M-1b

inférieur

M-1a

L6 L5

Strunien


Frasnien Famennien Fluviatile Eolien Deltaïque

Argiles du bassin des Chotts / Plaine d’inondation Repère argiles régionales

Figure 2.12 : Les différentes sous-unités du réservoir TAGI.

Caractéristiques de l’huile Pression de saturation

217 bars

Pression initiale

355 bars

Température du réservoir

92 °C

Viscosité

0,32 cP

Pression de miscibilité

280 bars

Facteur de volume initial

1,6

Relation gaz/huile initiale

207 m3/m3

Degré API de l’huile de stockage

42 ºAPI

Tableau 2.1 : Principales caractéristiques de l’huile.

Réservoirs

Roches mères

Couverture

Âge

Époque

TAGI Strat

Trias

Le TAGI supérieur, dont : I Le niveau U1a, niveau gréseux se caractérisant par des dépôts fluviatiles traversés par des dépôts éoliens. Il présente une bonne extension latérale. I Le niveau U1b, niveau gréseux dont les qualités réservoirs se dégradent vers le sud-est. Il renferme aussi quelques intercalations de dépôts deltaïques. I Le niveau U2, argileux, supposé de continuité régionale et caractérisé par de faibles épaisseurs. Il est aussi marqué par des dépôts lacustres. I Le niveau U3, d’épaisseur variable, où l'on rencontre les premiers bancs gréseux intercalés avec des dépôts deltaïques.

TrCM

Dévonien

Le réservoir principal est le Trias argilo-gréseux inférieur (TAGI).2 Il est de nature transgressive, discordant sur les formations primaires. Il est représenté par des dépôts fluviatiles, éoliens et lacustres. Ces dépôts sont parfois entrecoupés par des dépôts deltaïques. Le réservoir du TAGI est subdivisé en trois niveaux principaux (fig. 2.12) : supérieur, moyen et inférieur. Les corrélations dans le TAGI sont fondées sur l'hypothèse de la continuité régionale de deux niveaux argileux principaux, le M2 et le U2. De même, ces niveaux se trouvent être subdivisés en accord avec la nomenclature et les corrélations de Sonatrach et du Groupement Berkine en neuf couches pour l'ensemble, comme décrit ci-après.

Période

Découpage stratigraphique du réservoir

Chicanes/Barrières



N

2

11


Champ d’Ourhoud Généralités Le champ d’Ourhoud se situe dans la partie centrale du bassin de Berkine, à 320 km au sud-est de Hassi Messaoud (fig. 2.14). Il s’étend sur trois blocs d’exploration, 404a, 405, 406a, qui sont exploités respectivement en association par Sonatrach et ses associés : Anadarko, Burlington Ressources et Cepsa.

dents parallèles à la faille majeure qui découpe la structure en différents panneaux. Un réseau secondaire orthogonal au réseau principal est également observé localement. Le rejet de ces failles est assez faible dans la moitié sud du gisement, mais peut être important dans la moitié nord affaissée. Actuellement, on compte quatre grands secteurs : la terrasse A (la plus haute structuralement), la zone dite « main field » (la partie sud du gisement), le secteur nord-ouest et une autre partie plus basse qui comprend les puits du secteur de QB-4 (fig. 2.15).

Ourhoud

Stratigraphie et environnements de dépôt du TAGI Reposant sur la discordance hercynienne, le TAGI consiste en une séquence de dépôts fluviatiles et continentaux d’approximativement 80 à 100 mètres d’épaisseur totale, montrant une alternance de grès propres et de niveaux argileux. Le TAGI est subdivisé en trois unités principales corrélables à l’échelle régionale : TAGI inférieur, moyen et supérieur.

Alger 406B

406A N

A l g é r i e

0

500 km

Figure 2.14 : Situation du gisement d’Ourhoud.

Le gisement a été découvert par le puits BKE-1 (Berkine Est-1) foré en juillet 1994 par l’association Sonatrach et Anadarko. Ce puits a testé un excellent réservoir gréseux du Trias argilo-gréseux inférieur (TAGI), avec un débit de 2 400 m3/j d’huile à 40,4° API. Le réservoir principal est le TAGI. La superficie du réservoir est de 140 km2.

Géologie 0

5 km

Aspect structural La structure d’Ourhoud correspond à un horst complexe1 limité vers l’est par une faille majeure régionale dont le rejet vertical varie entre 200 et 300 mètres. L’ensemble du gisement est affecté par un réseau principal d’acci-

2

12

-3 100 -3 000 -2 900 -2 800 -2 700 m

Figure 2.15 : Structure au toit de l'unité U4.

Champ d’Ourhoud

Le TAGI inférieur est très hétérogène dans le détail, constitué de l’empilement de nombreuses séquences de quelques mètres d’épaisseur, et de caractéristiques de réservoir assez médiocres, en particulier dans sa moitié sommitale à dominante argileuse.1

Stratigraphie générale

Les TAGI moyen et supérieur correspondent à un empilement de séquences de remplissage de chenaux fluviatiles intercalés avec des épisodes de plaines d’inondation ou de sebkhas, surtout développés dans le TAGI supérieur, localement assez dégradé.2

U4.TAGI

Ces niveaux sont décrits ci-après du bas vers le haut (fig. 2.16).3

U3.C

TAGI inférieur Subdivisions et caractéristiques

U4 U4 U3.C TAGI supérieur

TAGI supérieur

U3

U2

U3.B U3

U3.B U3.A U3.A U2

U1.D U1.D U1.C

U1

U1.B U1.A

U1

U2

U1.C U1.B U1.A M2

M2

TAGI moyen

M1.C

M1

M1.B M1.B M1.A M1.A L3

L3

L3 L2 L1.D-C

TAGI moyen et supérieur Le TAGI moyen (subdivisé de bas en haut en M1 et M2 et d’épaisseur totale allant de 10 à 33 mètres) et le TAGI supérieur (subdivisé de bas en haut en U1, U2, U3 et U4 et d’épaisseur totale de 27 à 42 mètres) correspondent à une séquence transgressive : le M1 et le U1 contiennent d’abondants réservoirs qui se sont déposés dans des chenaux en tresses ; le U3 est généralement riche en dépôts de débordement et a été déposé dans un système fluvial méandriforme.

L1.D-C L1

TAGI inférieur

TAGI inférieur

L2

L1.B L1.B L1.A

L1

Le TAGI inférieur compte 18 % du pétrole initial en place (OOIP) d’Ourhoud.4

M1.C

M1

L2

Les environnements de dépôt du TAGI inférieur sont, du bas vers le haut : I des chenaux éphémères (L1) I le « sheetflood », en majorité dans le L2 I dépôts « d’overbank floodplain mudrock » (L3).

M1.D TAGI moyen

Colonne TAGI

M1.D M2

Le TAGI inférieur (32-58 m d’épaisseur totale) est principalement constitué par des grès et lutites, et correspond à une séquence qui va en s’affinant vers le haut. Sa porosité moyenne est de 14,2 %. Le TAGI inférieur est subdivisé en 3 unités : L1, L2, L3.

L1.A

HU Grès de remplissage de chenaux à forte sinuosité Grès de remplissage de chenaux à faible sinuosité Grés à laminations horizontales issus de rupture de levées et d'innondation Mudrocks sur berges / lacustres Desiccation Grès friables / à image de faible amplitude Sabkha côtier

Les TAGI moyen et supérieur correspondent à une séquence, qui peut être corrélée à l’échelle du bassin où l’on note une augmentation flagrante d’éléments clastiques à sa base. L’augmentation de la sinuosité, détectée vers le haut du TAGI supérieur, est liée à une diminution de l’espace (« accommodation ») du système fluvial due à la montée du niveau de base des eaux associée à la transgression marine.

Figure 2.16 : Découpage lithostratigraphique du TAGI/Ourhoud.2

2

13


Injection de gaz en crête

Plan initial développement

Injection d’eau en périphérie

Figure 2.17 : Schéma d’injection du développement initial.

Deux intervalles correspondant à des mudstones (M2 et U2) sont utilisés pour les corrélations dans les TAGI moyen et supérieur. Ils correspondent à des dépôts de plaines d’inondation « floodplain overbank » ou encore à des dépôts lacustres. Les TAGI moyen et supérieur ont une porosité moyenne de 15,4 %. Le TAGI moyen (le M1) compte 39 % de l’OOIP du champ. Le TAGI supérieur compte la plus grande part, à savoir 43 % de l’OOIP d’Ourhoud.

Plan de développement du champ d’Ourhoud Plusieurs plans de développement ont été élaborés successivement pour une meilleure exploitation du champ d’Ourhoud, résultat de l’acquisition de nouvelles données (sismiques, géologiques et forage de nouveaux puits).

3 060

3 054

3 056 3 039

3 054

3 054

Figure 2.18 : Différents contacts huile-eau.

2

14

Champ d’Ourhoud

Développement initial

Développement actuel

Le plan initial consistait en une exploitation par injection mixte gaz-eau. Le gaz produit est réinjectée dans la partie sommitale de la structure, mais la majorité du soutien de pression se fait par une injection d’eau périphérique (fig. 2.17).

Une révision du plan de développement a été initiée suite aux nouvelles données de production et des résultats des nouveaux puits. L’injection de gaz opérée en crête sera redistribuée plus efficacement à travers le champ. Cette optimisation de l’injection de gaz devra permettre la reconversion des faibles injecteurs d’eau en injecteurs de gaz, de mieux gérer les percées de gaz et d’augmenter par là même la récupération d’huile. Cette révision inclut aussi une revue de l’espacement entre puits ainsi que la revue du secteur nord-ouest du champ.

Il était aussi retenu de passer à une injection de gaz généralisée en condition miscible (pilote d’injection en condition miscible est en cours d’opération) au bout d’une période de 5 ans. Ce plan de développement devait permettre d’améliorer le taux de récupération, mais demanderait un apport extérieur de gaz assez important.

Injection dispersée Le compartimentage et l’hétérogénéité du réservoir ont été rapidement mis en évidence par les interprétations de la sismique 3D, par les différents contacts huile/eau rencontrés (fig. 2.18), par plusieurs essais de puits, et par les tests d’interférence réalisés. Ces 2 facteurs affectent notablement la performance du champ. Le plan de développement initial a été en conséquence réaménagé à travers un schéma d’injection dispersée prenant en compte les risques associés au compartimentage du réservoir. La sensibilité aux failles a été évaluée en utilisant la carte du cas de base relativement optimiste, et une seconde carte avec un maximum de failles. Au terme de ce développement, les réserves en place ont été revues à la hausse de 17,5 %.

La première phase de développement du projet inclut la conversion de six (06) puits injecteurs d’eau en injecteurs de gaz et de deux puits injecteurs de gaz en injecteurs d’eau. La deuxième phase consiste à injecter du gaz dans de nouvelles surfaces tous les deux ans jusqu'à ce que tous les puits injecteurs d’eau aient reçu un cycle de gaz. Ce nouveau plan prévoit une augmentation du taux de récupération d’huile de 10 % par rapport au cas précédent (injection dispersée).

Pilote WAG GS_QB22 RS_BKE1 R_QB44 RS_QB34 WS_QB19 W_QB45 RS_QB30 R_QB43 RS_BKE2

Afin d’améliorer la performance du réservoir et optimiser l’utilisation du gaz d’injection, un pilote d’injection alternée gaz/eau (WAG) a été implémenté dans la terrasse A du champ. L’injection a été réalisée sur le puits QB16 et les observations faites sur le puits QB41 foré à 150 mètres de l’injecteur (fig. 2.19). Le suivi de la saturation aux alentours du puits observateur a été fait à l’aide des outils Schlumberger tels que le RST Reservoir Saturation Tool et le CHFR Cased Hole Formation Resistivity.

W_QB39

L’injection pilote a commencé en octobre 2003 à un rythme de 1 500 m3/j d’eau (pression de tête de 110 bars) et 500 000 m3/j de gaz (pression de tête de 235 bars). La percée de gaz a été observée par RST en août 2005.

R3_QB26 RS_QB23 W_QB53 W3_QB33 OB-41

RS_ORD2

La complétion du pilote WAG devra permettre d’évaluer la généralisation du procédé à l’ensemble du champ.

OB-16

Figure 2.19 : Position du pilote WAG.

2

15


Champ de Haoud Berkaoui Introduction Le gisement de Haoud Berkaoui est situé à environ 100 km à l’ouest de Hassi Messaoud. Il fait partie du Bloc 438c et constitue, avec les structures de Benkahla et Guellala, un pôle principal de la dépression de l’Oued Mya (fig. 2.20).

3 530 000

N

3 528 000 3 526 000 3 524 000

Il a été découvert en 1965 par le puits OK101 et produit dans les grès de la série argilo-gréseuse triasique inférieure. Récemment, de nouvelles découvertes ont été faites à l’ouest du champ ainsi que dans le réservoir plus profond des quartzites de Hamra.

3 522 000 3 520 000 3 518 000 3 516 000 3 514 000

Géologie

3 512 000

Structure

0

692 000

Tertiaire

Stratigraphie

Sahane Guellala N-E

Crétacé

Draa El Temra Guellala

Haoud Berkaoui Ben Khala

Jurassique

426

Mésosoïque

Ben Kahla Est

Alger

A l g é r i e

500 km

Trias

0

704 000

Paléozoïque

Figure 2.20 : Situation de gisements de la région de Haoud Berkaoui.

Lithologie

Mio-Pliocene

Grès et argiles 80 227

Anhydrite massive

203 68 153

Sel massif Calcaire graveleux Dolomie et marnes

Albien Aptien Barrémien

495 25 381

Grés à intercal d’argiles sables Dolomie et marnes Sables dolomitiques, calcaires, marnes

Néocomien

176

Grés à passées, argiles, anhydritiques

Malm Dogger arg. Dogger lag. Lias anhy. Lias salif. Lias Hor. B

237

Argiles sliteuses dolomites, calcaire, marnes

Sen carbo. 438 Haniet El Beida

700 000

Figure 2.21 : Structure au toit de la Série Inférieure.

Cenozoic

Les résultats des interprétations des acquisitions sismiques 2D1 réalisées sur la structure de Haoud Berkaoui montrent que celle-ci est un vaste anticlinal allongé dans la direction nord-sud ; elle présente deux culminations séparées par une faille majeure qui a un rejet de 150 mètres dans la partie centrale. Les deux culminations sont affectées par d'autres failles secondaires.

696 000

2 km

Sen anhy. Sen salt Turonien Cénomanien

Anhydrite massive

147

Anhydrites, dolomie, argile, salite

111 265

Anhydrite et dolomie, argiles, silt Anhydrites massives, dolomie, argiles Sel massif, incolore à rose Argile plastique salifère Sel massif à passées d’argiles, marnes, anhy Sel massif, incolore à rose Argile plastique salifère

55

Lias S1+S2 Lias S3 Lias argil

28 251 242 64

Argil -Salif.

46

Sel incolore

Argiles -inf.

15

Argile silteuse

T2 T1

25

Grés fin argile, silt Grés argileux Andésites altérées

27

RU

22

Série inf.

50

Silurien

Succession de séquences grès argiles Argiles grès fins

Prof finale

Figure 2.22 : Colonne stratigraphique du champ de Haoud Berkaoui.2,4

2

16

-3 020 -3 060 -3 100 -3 140 -3 180 -3 220 -3 260 -3 300 -3 340 -3 380 m


L’interprétation structurale2,3 ainsi que les résultats des derniers puits forés ont révélé l’extension de la partie sud–sud-est (fig. 2.21).

de 3 200 m est subdivisé en trois grandes séries : le Trias, le Jurassique et le Crétacé.

Stratigraphie et environnement de dépôt

Le réservoir du champ de Haoud Berkaoui est d’âge triasique. Il est constitué (fig. 2.23) de bas en haut par : I la série inférieure, objectif principal I la série intermédiaire andésitique I le T1, objectif secondaire I le T2, réservoir compact.

Le champ de Haoud Berkaoui traverse les terrains paléozoïques et méso-cénozoïques (fig. 2.22). Le Paléozoïque repose sur le socle granitique formé de bas en haut par le Cambrien, l’Ordovicien, le Silurien et le Dévonien. Le Mésozoïque discordant sur les dépôts paléozoïques et d'épaisseur moyenne

Âge Réservoir

GR

Unités 0.0

150,0

Cotes Description de carottes

Description sédimentologique

Lames minces

3 330

Séquence diagénétique

3 340

Partie non reservoir

Argileux

Argileux

3 350

3 360

3 370

Phénomènes diagénétiques et pédogénétiques

φ et k, mais sa dissolution favorise de bonnes caractéristiques Pétrophysiques. En conclusion les régions favorables à développer sont la partie centrale pour les Unités supérieures

Phénomènes pédogénétiques Les phénomènes les plus observés sont les nodules pédogénétiques et les marmorisations, dues aux phénomènes d’hydromorphie

Diagénèse précoce nourrissage I et II : selon les conditions acides et I’enfouissement les grains de quartz sont nourris de la silice II. Diagénèse tardive phénomène de compaction important engrendre le phénomène pression dissolution

3 380

Dissolution de la silice précoce sous I’effet de la circulation des eaux basiques

3 390

3 400

3 410

T2

T2

T1

T1

Reservoir secondaire

Trias Argileux Gréseux

3 420

3 430

3 440

Faciès gréseux fins à très fins argileux silteux, Il n’y a pas de lames minces carbonaté, salífère au niveau du Tl et du T2 Succession de séquences, gréso-argileuses à granulométrie décroissante. L’argile est silteuse carbonatée RU

3 450

RU

RU

RU

3 525 3 530 3 535

Reservoir principal

Série inférieure

3 540

Série inférieure

Transformations des argiles en libérant des ions Fe+, Mg+ et Ca+

Roches andésitiques

3 500 3 521

U2

Succession de séquences gréso-argilo-gréseuses à granulométrie décroissante à structures en auge, à ciment siliceux argileux carbonatés, les niveaux argileux, silteux dolomitiques

Compaction importante induit la précipitation de la silice par pression-dissolution

Développement de la dolomie à partir des solutions riches en Mg++

3 545 3 550 3 555 3 560 3 565 3 570 3 575

DH

Altérations des oxymicas et des feldspaths

3 580

Succession de séquences gréso-argileuses, les faciès gréseux à granulométrie décroissante, du grossier au fin, à structures entreU1 croisées, à ciment siliceux argileux, à galets d’argiles verts et rouges. Les niveaux argileux silteux marmorisés

Mise en place de I’anhydrite de la barytine et de l’halite à partir des solutions concentrées L’étude diagénétique montre que les caractéristiques pétrophysiques sont contrôlées par les différents types de ciments ; le nourrissage de l’argile associée à la dolomie réduit les paramètres du réservoir. La dolomie présentant un ciment intergranulaire réduit la perméabilité

Figure 2.23 : Log composite.

2

17


La Série Inférieure

Le Trias T2

C’est un ensemble argilo-gréseux. La série est formée par des séquences grano-décroissantes, à ciments argilo-siliceux à la base et argilo-siliceux carbonatés au sommet. L’analyse séquentielle et le type de faciès montrent que la série inférieure s’est déposée dans un système fluviatile en tresses affectées par des périodes d’ennoyage et de sécheresse vers le sommet de la série.2

Il correspond au dernier épisode silto-gréseux du Trias qui évolue vers un faciès argileux. Il est formé par un faciès argilo-silteux brun-rouge, d’une épaisseur variant de 8 à 15 mètres.3

La Série Intermédiaire (roche éruptive : RU)

Le S4

Elle provient d’un épanchement volcanique intra-dépositionnel de la série inférieure. Son épaisseur varie de moins de 3 à 70 mètres. Le maximum d’épaisseur est observé au nord de la structure.

Il constitue l'unité finale triasique qui marque l'installation du cycle évaporitique couvrant toute la série argilo-gréseuse du Trias.

Le Trias T1 Cette formation est constituée de faciès argilo-gréseux d'une épaisseur variant de 20 à 30 mètres. Le Trias T1 est représenté par des séquences grano-décroissantes « chenalisantes » de grès moyens à fins.3

SSTVD

0,00 GR 150,00

1,85 RHOB 2,85

3 205

Toit_T1

3 220

Toit_RU 3 240 Toit_SI

3 260

3 280

Toit_DH

Figure 2.24 : Propriétés pétrophysiques du puits OKN 541.

2

18

Le Trias argileux Il constitue la couverture des principaux réservoirs triasiques. Il est constitué d'argiles pâteuses salifères.

Propriétés des réservoirs Le Trias argilo-gréseux de Haoud Berkaoui est composé de trois réservoirs : T2, T1 et la série inférieure (SI). Le T2 est généralement compact dans toute la région. La série inférieure est dotée d’une épaisseur moyenne de 40 mètres, dont 26 mètres de hauteur utile. Les réservoirs SI et T1 sont caractérisés respective-

40,00 Δt 140,00

OKN541 (SSTVD) 0,64 HT12 1 763,95

0,59 HTD1 4 276,94

-0,02 NPHI 0,58


ment par une porosité moyenne de 9 et 8 %, une perméabilité moyenne de 56 et 20 mD, et une saturation moyenne en eau de 33 et 26 %. Les données pétrophysiques sont établies à partir de données de carottes, disponibles pour plus de 60 puits, des données de tests et des logs. A titre d’exemple, la figure 2.24 reprend les données du puits OKN 541.

Conditions initiales Contact huile/eau : -3 324 m Pression : 518 kg/cm2 Température : 100 °C

Propriétés des fluides Les résultats de PVT ont révélé une huile d’une densité de 43° API, un GOR de dissolution de 165 stm3/stm3 et une pression de saturation de 190 kg/cm2.

sont respectivement de 3 100 et 3 300 m3/j. La figure 2.25 montre l’évolution historique de la production et de l’injection. Un pilote d’injection d’eau, mis en place en 1978, a permis l’adoption d’un schéma d’injection périphérique en 1984 afin de maintenir la pression du réservoir.5 Le volume de production a considérablement augmenté depuis cette date. Des réadaptations de schémas d’injection ont suivi et, en 1998,6 un schéma d’injection mixte a été adopté. Ce mode de récupération était caractérisé par une injection d’eau périphérique appuyée par une injection d’eau en « pattern » tenant compte de la transmissibilité dégradée entre les différents blocs de la structure.

Comportement du réservoir Le champ de Haoud Berkaoui a été exploité en déplétion naturelle jusqu’en 1978, date à laquelle l’injection d’eau a débuté. Une centaine de puits ont été forés sur la structure de Haoud Berkaoui, dont 60 % de puits producteurs d’huile. Les débits actuels de production et d’injection

1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4

Les informations obtenues grâce aux forages réalisés sur le flanc Est ont conduit à réajuster le développement du champ en modifiant le schéma d’injection, en 2002.6 Plusieurs problèmes associés à l’exploitation de ce champ peuvent être soulignés : les percées d’eau provenant des puits injecteurs, le bouchage des puits par le sel, le manque d’optimisation de la poussée de gaz (gas lift), et enfin la complexité structurale et stratigraphique qui constitue un problème prépondérant pour l’optimisation de l’injection d’eau dont le but est, notamment, de maintenir la pression du réservoir au-dessus de la pression de saturation.

0,3 0,2 0,1 0,0 1965

1971

1976

1982

1987

1993

1998

2004

2009

Date Production d’huile Injection d’eau Figure 2.25 : Évolution historique de la production d’huile et de l’injection d’eau Haoud Berkaoui.

Pour y remédier, plusieurs travaux ont été initiés : I réalisation d’une sismique 3D pour l’actualisation du modèle structural I revue du modèle de caractérisation du réservoir I optimisation de l’injection d’eau sur la base de cette remise à jour. Cette optimisation couplée au développement de la partie sud-est de la structure devrait permettre d’augmenter sensiblement le taux de récupération.

2

19


Champ d’Edjeleh Introduction

125

N

3 072 500

-325,00

Le champ d’Edjeleh (DL pour les noms des puits de ce champs) est situé dans le Bloc 241, dans la partie sud-est du bassin d’Illizi, à environ 50 km au sudest d’In-Amenas (fig. 2.26). Localisé sur le haut-fond de Tihemboka, il s’étend sur une superficie d’environ 30 km2.

129

181

-291,00 154

-273,50 126 -284,50 155 -275,50 -269,50 109 -277,79127 -276,00 402 126 162 -251,50 -287,31 157 -320 401 -257,70 -299,15 403 -247,79 -271,50 422 -255,00 182 -258,50 -239,39 -300 228 -269,00 189 -284,00 408 152 -255,30 407 -279,87

-340

3 070 000

-280

202

110 177

-213,75

-250,00

-275,58

-260 412

-288,00 169 -245,50

3 067 500

170

193

-269,00 407-240 176

-268,00

-196,50 217

-249,30

-220 -270,00

415

171

-267,00 -240,00

-198,00

201 115

Le gisement a été découvert en 1956, puis mis en exploitation quelques années plus tard. La présence d’hydrocarbures dans ce gisement a été confirmée dans six niveaux réservoirs superposés et distincts. Ces réservoirs producteurs sont représentés par des formations gréseuses d’âges carbonifère (D2, D4 et D6), dévonien (F2 et F4) et Cambro-Ordovicien.

411

-267,00

166

-200

-268,50

-248,70

Près de 300 puits ont été forés à ce jour sur le gisement, dont environ 20 % d’entre eux convertis en injecteurs d’eau dans la zone nord.

108

416

-277,81 -244,33 175

-180

-209,29

-253,00

136

-160

180

-284,50

160

-263,00 410

102 -207,43 112 101 -253,20 -218,60 -268,50 417 -236,43 139-204,90

3 065 000

128 173

-183,50

-234,16

-262,00 174

178

-262,50 184

-227,00

233

-254,50

Arene

116

103

-237,60

-239,50

204

-255,50

3 062 500

-261,61 179

404

-260,50 -245,77 -274,50 172 117

Alger

137

133

-201,60

-260,50 206

111

-175,03 -206,59

183

-234,09

185

-233,00 119

-214,73

-230,60

124

Tiderer

A l g é r i e

23

Tihalatine N. Tihalatine C. Edjeleh

120 206 195 230

-253,00

121

-272,93 192 -249,00 418 122 205

24

0

Taredert

123

Figure 2.26 : Situation du gisement d’Edjeleh.

-271,50 -253,50 156 -233,60 229

-255,00

-269,00

-242,00 411

5

21

-264,50

-246,00

26

29

INDT

28

-257,00

408

423

-317,61 -368,10

15 -248,23 -278,37-253,00 419

3 057 500

-245,00

4

3

35 33

-227,52

40

27

30

-348,96

1

-265,00 -243,96

-334,00 -324,31

10 -238,50 -270,00-257,50

-287,50 427

Géologie

-339,32 -497,50 420 -403,00 18 -372,65

-285,80 405

421

-259,00 -507,00-575,48 406

INDT

8

-375,00

9 14

20

INDT 13

25

-252,41

16

-250,00 -227,90

-273,00 62 -246,00 425

31

7

-263,50 -248,45

3 055 000

38 11

-276,00

-250,00 17

424

-246,00 -226,13

22

39

-260,17 -251,50 3

-301,50

32

-264,50

3 052 500

0

585 000

587 500

Figure 2.27 : Structure au toit du D2.

2

20

500 km

-208,85 -263,23

-239,10

244 -265,50

3 060 000

Tener El Beugra

-263,23

-254,50

-260,50

1500 m

590 000

Le champ d’Edjeleh est un anticlinal situé sur la culmination axiale d’une structuration régionale de direction nord-sud (fig. 2.27). Il est asymétrique et un ensellement sépare deux culminations structurales, le dôme nord et le dôme sud. L’asymétrie d’Edjeleh est le résultat d’un soulèvement dans le socle, créant sur le côté est une faille inverse raide parallèle à l’axe de l’anticlinal, et une zone de faille normale longitudinale coupant les couches du Dévonien et du Carbonifère qui s’étendent entre la crête de l’anticlinal et la faille inverse, tout au long de la structure. Enfin, l’anticlinal est coupé par des failles diagonales qui traversent également les strates du Cambro-Ordovicien, deux de ces failles étant situées sur le coté nord du dôme sud et une autre sur son plongement sud.

Stratigraphie La série stratigraphique qui compose la région d’Edjeleh est constituée de terrains paléozoïques et mésozoïques. Le Mésozoïque, qui affleure en surface,

Les séries paléozoïques sont argilo-gréseuses à la base (environnement de dépôt continental) et argilo-carbonatées au sommet (milieux de dépôt littoral) (fig. 2.28).

Propriétés des différents réservoirs a) Cambro-Ordovicien

Série Série Série Tiguentouri Zarzaïtine Taouratine

repose en discordance sur la série paléozoïque. Il est formé essentiellement de dépôts continentaux.

Trias

Champ d’Edjeleh

Sables argile et grès sableux

263

Discordance hercynienne Argile rouge à rares niveaux gypseux

S. calcaire

444

La structure du Cambro-Ordovicien est formée de deux culminations séparées par un ensellement souligné par des failles.

B0 B2

544 598

Ensemble marno-calcaire avec calcaires divers bioclastiques et marnes bariolées

772

B4

b) Dévonien F4

B6 B8

Carbonifère

La structure du réservoir F4 est affectée par plusieurs failles transversales et longitudinales. Le toit du niveau F4 est situé environ à 800/ 850 mètres. On y distingue trois unités A, B et C.

957

B10

B11

1 047

B12

Le Dévonien F4 est considéré comme le deuxième plus important réservoir du gisement d’Edjeleh.

D0

c) Dévonien F2

D2

La hauteur de cette unité varie entre 20 et 30 m, avec une orientation nordouest–sud-est. Le piégeage dans cette unité est de type lithologique.

1 212

D4

D6

1 434

D8

d) Carbonifère D4

e) Carbonifère D2

F2

Dévonien

La profondeur moyenne de ce niveau réservoir est de 520 m. Il est affecté par le même réseau de failles que le Carbonifère D2, formant ainsi les différents secteurs du Carbonifère D4. Les contacts de fluides dans ce réservoir fluctuent à cause de l’hydrodynamisme régional.

Le réservoir D2 est le plus important. Il est situé à une faible profondeur d’environ 450 m et sa structure anticlinale est allongée. Ce réservoir présente une épaisseur totale de 42 m, il est constitué de bancs gréseux d’assez bonne perméabilité (bancs A, B, C, D et E) mais de faciès variables. Le contact gaz-huile a été localisé au nord à la cote de +156 m/Nm.

Ensembles d’argile noire alternant avec des passages gréseux et argilo-gréseux parfois calcaireux et bioclastiques, correspondant au différents niveaux B0 à B12 et D0 à D8

Grès Calcaires Argile Argilo-gréseux

1 559

1 806

Complexes gréseux et gréso-argileux des réservoirs F2, F4, F5 et F6 alternant avec d’épaisses couches d’argile noire

F4 1 871 Discordance calédonienne

F6

Ensemble argilo-gréseux 2 010

Silurien

Caractéristiques pétrophysiques

Réservoirs

D2

D4

F2

F4

C-Ordo

Caractéristiques

Unités

Température du réservoir

(°C)

44

47

60

63

76

Hauteur moyenne

(m)

40

15

24

36,5

120

Hauteur moyenne utile

(m)

20

10

7,5

21

14

Porosité moyenne

(%)

21

25

22

18

11

Saturation en eau moyenne

(%)

15

15

13

19

30

2 403

Socle Tableau 2.2 : Caractéristiques pétrophysiques.

Argile noire feuilletée à rares et minces lits de grès fins calcareux

Cambro-Ordovicien

Elles sont résumées dans le tableau suivant :

Complexe terminal argilo-gréseux Discordance taconique Gréso-conglomératique de base

2 660

Discordance de base

Figure 2.28 : Coupe stratigraphique.

2

21


Propriétés initiales des fluides des différents réservoirs Le tableau suivant résume les caractéristiques de réservoir. 3 071 400 181

226

155 168 109 505 162 Sect1 157 422 135 182 105 156 149 409 239 213 508 152 134 431146 236 110 202 151509 148b214 506 140 153b153 237 169 193 503 510 161 231 107 241 144 217 104 176 215 171 246 147 501 NNW 238 150 201 232 150b 220 310 132 132b 240 108 511 430 164 140 175 131 198 309 SSE 512158 308 115 NNE 163 130 199 141 180 218 507 243 187 143 188 160 513 216 502 410 432 200 514 101 130 130b 114 417 219 111 165b 234 173 235515 307 183 139515 165 142 517 233 516 428 133 174 113 245 178 A’ 184 504 404 A

3 069 400

3 067 400

3 065 400

3 063 400

172

Réservoirs

D2

D4

F2

F4

C-Ordo

36,6

39,5

66,5

72,5

90,4

Caractéristiques Unités (kg/cm2)

Pi

3

3

Boi

(m Res/m Std) 1,069

1,060

1,113

1,099

1,157

Viscosité initiale

(cP)

2,523

2,143

1,10

1,958

0,82

3

Densité initiale

(g/cm )

0,83

0,84

0,81

0,85

0,83

Degré API

(°)

39

37

43,2

35

39

Tableau 2.3 : Caractéristiques des différents réservoirs.

Historique de développement du réservoir principal « Carbonifère D2 » Le réservoir Carbonifère D2 a été drainé principalement en régime naturel, c’est-à-dire par l’expansion des gaz dissous et du chapeau de gaz avec la manifestation d’un aquifère peu actif, ce qui a entraîné une chute sensible de la pression de réservoir.1 Cette chute de pression a entraîné le déclin de la productivité des puits et a généré des difficultés d’exploitation malgré la mise en place du pompage pneumatique. Un pilote d’injection alternée gazeau (WAG) a d’abord été mis en place. Au vu des percées prématurées de gaz dans les producteurs proches du pilote, l’injection alternée du gaz a été abandonnée au profit de l’injection d’eau seule,2 qui a permis une re-compression de la zone d’injection associée à une amélioration de la production dans les puits avoisinants. Un projet de généralisation de l’injection d’eau dans les réservoirs D2 et D4, intitulé MPDL, a été étudié et réalisé dans la partie nord à partir de l’année 1997.

242 119 120 209 Sect2

191

106 208 207

305

194

400

224

200 300

3 059 400

Puits producteur D2 Puits producteur Dévonien Puits non MPDL Puits injecteur 587 000 Figure 2.29 : Pattern d’injection du D2.

22

589 000

Production d’huile, m3/j

123

2

300

500

200 100 100 0 1972

0 1978

1984

1990

Année Figure 2.30 : Évolution de la production du D2 partie nord.

1996

2002

GOR, m3/m3

3 061 400

Champ d’Edjeleh

L’eau d’injection est ramenée à partir de puits forés sur le champ avoisinant de Stah afin de satisfaire les débits et qualités requises. Ce projet avait requis une revue complète du réservoir. Parallèlement à ce développement,3 un projet de récupération de l’ensemble du gaz produit a été implémenté. Il consiste à aspirer le gaz à une pression de l’ordre de l’atmosphère sur l’ensemble des 10 centres de séparation. Ce projet devra assurer une récupération de près de 1.5*106 m3/j de gaz. Outre l’autonomie en gaz assurée, le projet contribue aux exigences des aspects HSE dans le cadre de la protection de l’environnement. L’exploitation du Carbonifère D2 est aujourd’hui basée essentiellement sur le maintien de pression dans la partie nord (fig. 2.29), avec une injection périphérique associée à une injection en lignes. L’exploitation est assurée par 80 puits producteurs et 40 puits injecteurs d’eau.

D6 0,6% CO 5% D4 9,5% F2 13%

F4 32,5%

D2 38,8%

Figure 2.31a : Répartition des réserves.

Les résultats de production du D2 partie nord obtenus à l’aide de ce mode d’exploitation sont très satisfaisants et sont illustrés dans le graphe ci-dessous (fig. 2.30), permettant ainsi à ce secteur qui renfermait la moitié des réserves en place totales du D2 de contribuer actuellement à la hauteur d’environ 40 % de la production globale du champ (fig. 2.31a et 2.31b). F4 15%

F2 13% D6 1%

De nombreuses perspectives d’amélioration de la récupération ont été identifiées : I un « infill-drilling » ou re-complétion de puits, assisté d’un « pattern » complémentaire d’injection d’eau en lignes ; I possibilités d’extension du processus d’injection d’eau à d’autres niveaux réservoirs ; D4 15% D2 rest 16% Figure 2.31b : Répartition de la production actuelle.

450

220

D2S1 40%

200 180

perforations complémentaires ou re-perforation de certaines unités réservoirs ; I isolement de zones envahies par l’eau ; I optimisation de la gestion de l’injection d’eau à travers tout le réservoir. I

460

160 140 120

470

100 80

480

40 450

500

550

600

Drain, m

650

700

750

800

850

900

950

TVD, m

GR, CDR

60

La récente réalisation d’un puits horizontal DL 444 (fig. 2.32) de près de 300 m de longueur a donné des résultats encourageants en terme de production. Les possibilités d’extension de cette technologie restent réelles.

GR_CDR GR_CMR Drain_Horz Figure 2.32 : Trajectoire du puits DL 444.

2

23


Champ de Hassi R’mel Introduction Le gisement de Hassi R’mel a été découvert en 1956 et mis en production en 1961. Il est situé dans le Sahara algérien, à 550 km au sud d'Alger (fig. 2.33). Il s'étend sur environ 3 500 km2. Le champ est un gisement de gaz à condensat avec un anneau d’huile sur le flanc est, découvert en 1979. Ce dernier s’étend sur 240 km2. Plus de 400 puits ont été forés sur la structure afin de répondre au plan de développement.

Alger

Hassi R’mel A l g é r i e

0

500 km 0

Géologie

20 Km

Région de l’anneau d’huile

Structure La structure de Hassi R’mel est un anticlinal de forme elliptique dont l’axe principal est orienté NE-SO (fig. 2.34). Le pendage structural est relativement faible, de l’ordre de 10 m/km. Les failles majeures sont normales de direction est-ouest et nord–nord-ouest à est. Le rejet est faible, de l’ordre de 10 mètres.

Figure 2.33 : Position de Hassi R’mel.

N -1 355 -1 400 -1 450

Stratigraphie Le Trias argilo-gréseux supérieur (TAGS) de Hassi R’mel repose sur la discordance hercynienne et comporte trois principaux réservoirs dénommés A, B et C (fig. 2.35 et 2.36) séparés entre eux par des bancs argileux à large extension.

-1 500 -1 550 -1 600 -1 650 m

Le toit du Trias correspond à l’horizon D2, la couverture étant formée par le Trias argileux et le Lias salifère.

Environnement de dépôt Les grès du réservoir du champ de Hassi R’mel sont d’origine fluviatile1 et les dépôts se résument comme suit : I les dépôts de cônes alluviaux : localisés à proximité des failles ; I les dépôts de remplissage et barres de chenaux : ce sont des dépôts en tresses de sinuosité faible à modérée ; I les dépôts de plaine d’inondation : ils correspondent essentiellement à des argiles ou argiles silteuses.

0

Figure 2.34 : Structure au toit du Trias.

2

24

25 km


Syst

EP moy

Étages

Ter

100

Mio-Pliocéne Discordance alpine

40 40

Sénonien Turonien

100

Cénomanien

Crétacé

Strat

Croûte calcaire et série argilo-gréseuse Calcaire à silex Dolomie vacuolaire Calcaire et argile

Albien Aptien Barrémien

460

Grès fins, friables, à passées d’argile Marnes et grès Grès fins à grossiers, à ciment carbonaté

Néocomien 600

Grès à passées d’argile, de calcaire et de lignite

Malm

100 220

Carbonates, grès et argile

Argileux

Calcaire dolomitique et argile

Lagunaire

Calcaire dolomitique et argile

Marneux

Marnes et calcaire

Carbonate

Calcaire à passées d’argile et d’anhydrite

Dogger 120

130 Jurassique 80 510 150

Anhydritique Lias

Anhydrite massive à passées d’argile

Salifère I

Sel massif avec une passée dolomitique D1

150

Salifère II et III

15

Argileux supérieur

Argile plastique avec une passée dolomitique D2

50

Argileux inférieur

Sel massif et Argile brun chocolat

Sel à passées d’argile

A Trias

Description lithologique

120 200

Trias

30

Argilo-gréseux

B C

Série inférieure

Grès fin à moyen, à ciment plus ou moins argileux, anhydritique, à intercalations d’argile brune Andésite, argile et passées de grès argileux.

D. H. Paléozoïque

250

22 100

Dévonien Silurien

128

Cambro-Ordovicien

Argile à passées de grès Argile noire à graptholites Quartzite-grès à grès quartzite, grès fin à moyen, gris-blanchâtre à lits d’argile Grès fin, argilo-bitumineux et brèches tectoniques Grands éléments de granite fracture,rose, orange, ferromagnésines

Socle Figure 2.35 : Colonne stratigraphique type de Hassi R’mel.

Le tableau 2.4 résume les caractéristiques essentielles des 3 niveaux réservoirs A, B et C.

Réservoir

Épaisseur moyenne

Faciès

A

15 m-30 m

B

0 m-30 m

C

10 m-50 m

Grès fins à cimentation Des troughs à la base passant à anhydritique des stratifications obliques puis à Grès moyens à fins des stratifications horizontales et planars se terminent au sommet Grès moyens à par des rides dragées de quartz

Stratification

Type de dépôt Fluviatile Fluviatile Fluviatile

Tableau 2.4 : Caractéristiques sédimentologiques des réservoirs triasiques de Hassi R’mel.

2

25


Propriétés pétrophysiques Les valeurs de perméabilité, porosité, saturation en eau initiale et le rapport hauteur utile / hauteur totale des unités réservoirs sont consignées dans le tableau 2.5.

Champ de gaz

Anneau d`huile

Réservoir

Perméabilité moyenne (mD)

Porosité moyenne (%)

Swi (fraction)

Hu/Ht (fraction)

A

270

15,0

0,24

0,85

B

250

15,0

0,28

0,46

C

641

16,8

0,13

0,66

A

500

20,0

0,15

0,66

Tableau 2.5 : Caractéristiques pétrophysiques des réservoirs triasiques de Hassi R’mel.

GD 0,2

(ohm.m) 2 000

0,2

(ohm.m) 2 000 0,45

Prof. Description 1:500 de carottes 150 m 0,2

(ohm.m) 2 000 1,95

GS

GR 0

(gAPI)

RMLL

CN (m3/m3) -0,15 Den (g/m3)

2 110

2 120 Toit A 2 130

Mur A

2 140

Toit B

2 150

2 160 Mur B 2 170 Toit C

2 180

2 190

2 200

2 210

2 220 Mur C Figure 2.36 : Log composite de Hassi R’mel (gamma ray, carottes, densité et neutron).

2

26

2,95


Contacts des fluides et conditions initiales Les valeurs des contacts des fluides et conditions initiales sont consignées dans le tableau 2.6.

Les contacts régionaux Contact gaz / huile

-1 487 m

Contact huile / eau

-1 500 m

Les conditions initiales Le gaz est initialement à la pression de rosée Cote de référence

-1 450 m

Température

90 °C

Tableau 2.6 : Contacts des fluides et conditions initiales.

Propriétés des fluides du gisement Les principales caractéristiques des fluides du gisement sont consignées dans le tableau 2.7.

Le gaz à condensat Facteur de volume initial

0,004022 resm3/sm3

Richesse en condensat

210 g/m3

Richesse en GPL

94 g/m3

Densité du condensat

68 °API

L'huile Densité

0,83 g/cm3

Facteur de volume initial

1,57 resm3/m3

GOR dissolution

166 m3/m3

L'eau de gisement Densité

1,155 g/cm3

Salinité

330 g/l

Tableau 2.7 : Propriétés des fluides du gisement.

2

27


Historique de développement du gisement

120 100

Le développement du champ de Hassi R’mel2 a commencé en 1961 et se distingue par trois périodes décrites ci-après.

80

a. Période de déplétion naturelle 1961-1978

b. Période de cyclage 1978-1996 La mise en application du plan de développement a été concrétisée historiquement par la mise en service de 160 puits producteurs et 54 puits injecteurs, des stations de compression pour la réinjection de gaz ainsi que des nouvelles usines de traitement de gaz (fig. 2.36).

2

60 Débit de gaz, MMM S m3

Un cumul de 84 milliards stm3 de gaz brut et de 16 millions de tonnes de condensat ont été produits à partir de 25 puits et par la mise en service d’une unité de traitement de gaz d’une capacité de 30 MM stm3/jour. L’exploitation du champ en régime de déplétion naturelle a engendré un déclin de la richesse du gaz de 12 g/m3 de 1961 à 1978.

40 20 0 1958

1964

1970

1976

1982

1988

1994

2000

Années Injection de gaz sec Production de gaz brut Figure 2.37 : Historique de production de gaz brut et d’injection de gaz sec.

La deuxième phase du projet devrait être mise en service en 2008. Cette phase permettra de faire produire les puits à des pressions de têtes largement inférieures à la pression initiale.

Ainsi, la richesse en liquide du gaz produit, qui a décliné de 60 g/m3, est conforme à l’évolution des caractéristiques thermodynamiques.

L'anneau d'huile

c. Période de cyclage 1997-2004

Période de 1981 à 1996

Cette période représente le plateau de production correspondant à la capacité maximale de traitement disponible au niveau du champ. La production annuelle de gaz est de plus de 100 milliards stm3 par an. Le taux de cyclage durant cette période a considérablement chuté, de 38 % en 1997 à 21 % en 1999. En 2004, ce taux passe à 32 %. Ce faible taux de cyclage a engendré un déclin accéléré de la richesse (33 g/m3) des venues d’eau sur les flancs du gisement. D’autre part, des percées de gaz de réinjection ont été observées sur certains puits.

L’anneau d’huile est exploité par une trentaine de puits verticaux et le premier puits horizontal, HRZ1, traversant le réservoir A, est réalisé à la fin de cette période.

Les historiques de production et de réinjection sont représentés sur les figures 2.38 et 2.39.

Le problème des percées d’eau a perduré malgré l’architecture horizontale des puits.

Compression

Techniques utilisées

Suite au déclin continu de la pression du réservoir et de la contrainte en termes de pression minimum du processing au niveau des modules, qui est de 102 kg/cm2, des unités de compression en amont des modules ont été mises en place. Ce projet de compression a été divisé en deux phases.

Durant l’exploitation et le développement du chapeau de gaz et de l’anneau d’huile de Hassi R’mel, de nombreux problèmes ont été rencontrés.

La première phase de compression a été finalisée en 2003 par la mise en place de plusieurs turbines. Cette première phase permet de faire produire les puits avec des pressions en tête adéquates.

En dehors des techniques de « water shut off » récemment utilisées, on notera notamment les techniques suivantes.

28

L’historique de production de l’anneau d’huile est résumé ci-après.

Période de 1996 à 2004 Le nouveau plan de développement établi durant cette période consiste à lancer une campagne optimisée de nouveaux puits verticaux et horizontaux afin de réduire les problèmes de « coning » d’eau et de gaz, et d’augmenter ainsi la production d’huile. La production cumulée en huile pour cette période a été de 5 millions de m3 (fig. 2.39).

Des venues d’eau ont été localisées au nord et au sud du gisement. Les puits de l’anneau d’huile ont présenté des problèmes de bouchage par le sel. Des endommagements ont été observés induisant des effets de peau élevés.


Acidification

Re-entry

L’observation d’un colmatage important des réservoirs (A, B et C), induisant un skin élevé, a mené à une campagne intensive d’acidification réalisée en 1998 afin d’augmenter le potentiel des puits.3

La reprise de deux puits à gaz par un forage dévié « reentry » a donné de bons résultats, avec un gain de production d’environ 40 %. D’autre part, un programme de reprise de puits à huile est actuellement en phase d’étude pour des puits à faibles performances et des puits abandonnés.

Une technique d’acidification en trois phases a permis d’améliorer la productivité de plus de 30 à 50 %, accompagnée d’une amélioration de la pression de tête de l’ordre de 5 bars.

Installation du pompage pneumatique Afin d’optimiser la production d’huile du champ de Hassi R’mel, la technique du pompage pneumatique pour les puits ayant une faible pression, un « water cut » élevé et faible GOR a été mise en place. Cinq puits sont en production actuellement avec pompage pneumatique, et de bons résultats ont été obtenus. Près de 40 % du potentiel des puits ont été retrouvés.

120

Le premier puits horizontal HRZ-01 réalisé en Algérie a été foré dans l'anneau d'huile du champ de Hassi R’mel en 1991. La plupart des puits forés sont des médium radius ayant un drain de 500 mètres de longueur. Pour une meilleure récupération du gaz, une réduction de l’arrivée d’eau et une gestion optimale de la pression du réservoir, un premier puits horizontal dans le gaz a été foré en 2005 à Hassi R’mel.

16 14

100

Mécanismes de drainage du réservoir

12 80

10

60

8 6

40

4 20

2

0 0 1958 1962 1966 1970 1974 1978 1982 1986 1990 1994 1998 2002

Condensat et GPL, MM tonnes

Gaz brut et gaz sec, MMM Sm3

Puits horizontaux

Année

Le gisement de Hassi R’mel est considéré comme étant un gisement de gaz à condensat avec la présence d'un aquifère périphérique. À Hassi R’mel, deux mécanismes de drainage sont identifiables : I expansion du chapeau de gaz couplée au cyclage partiel du gaz sec I expansion du gaz dissous au niveau de l’anneau d’huile.

Gaz sec Condensat GPL

Conclusion Figure 2.38 : Historique de production de gaz, GPL et condensat des champs de Hassi R’mel.

900

10

800

9

700

8 7

600

L’amélioration de la performance du réservoir requiert aujourd’hui une caractérisation fine du modèle géologique. Une acquisition sismique 3D a été planifiée dans ce but.

6

500

5

400

4

300

3

200

2

100

1 0

0 1981

1984

1987

1990

1993

Années Production Production cumulée

Figure 2.39 : Historique et cumul de production d’huile.

1996

1999

2002

Cumul huile, MM m3

Production d’huile, Mm3

Le gisement de Hassi R’mel est arrivé à maturation dans son développement et celle-ci se traduit par la nécessité d’introduire des technologies appropriées au vu des problèmes posés.

De même, l’acuité des problèmes liés aux arrivées d’eau nécessitera le déploiement de techniques plus appropriées, telle la technique de water control, pour le contrôle de ces arrivées d’eau. En matière de performance du réservoir, le cyclage du gaz constitue le levier essentiel de son succès. Le management de ce cyclage ainsi que celui de la production seront les points importants de focalisation.

2

29


Rhourde Nouss Rhourde El Hamra Rhourde Chouf Rhourde Nouss

246

Rhourde Adra 213

Alger

Meksem El Assal

A l g é r i e

0

500 km

Introduction La région de Rhourde Nouss (RN) est située à 230 km au sud-est du champ de Hassi Messaoud (fig. 2.40). Le premier forage a été réalisé en 1961. Une série de réservoirs contenant du gaz à condensat a été rencontrée à partir de la cote 2 685 mètres. Cette région est caractérisée par la présence de treize accumulations (fig. 2.41) comportant jusqu’à une dizaine de réservoirs. Ces réservoirs peuvent être divisés en trois principaux groupes : le Trias argilo-gréseux supérieur (TAGS), le Trias intermédiaire–Trias argilo-gréseux inférieur–Silurien (l’infra-TAGS) et l’Ordovicien. Le gaz à condensat est le fluide le plus important ; il fait de cette zone la deuxième région gazière d’Algérie. L’huile est représentée principalement sous forme d’anneaux, avec des épaisseurs variant de quelques mètres à quelques dizaines de mètres.

Figure 2.40 : Situation des gisements de Rhourde Nouss.

Rhourde Hamra

rf a

g

3 320

A

d

e

M

a

TAGS TAGI

n il lo S

3 300

3 280

Rhourde Nouss

Rhourde Hamra Sud-Est

TINT 2 TINT 1 TAGS TAGI B2 B1 A2 A1 Q. Hamra

TAGI

Rhourde Chouff TAGS

Rhourde Nouss Sud-Ouest TINT 2 Q. Hamra TAGS

B

Rhourde Adra

Dra Allal

C

TAGS 3 260 El Mouilah TAGS

Meksen TAGS Q. Hamra

Faille de Ramade

Hamra

3 240

Rhourde Adra Sud TAGS Q. Hamra

Rhourde Nouss Sud-Est

TINT 2 Q. Hamra TAGS

TINT 2 TINT 1 TAGS TAGI A2 A1 Q. Hamra

Ektaia TAGS D. M’Kratta 3 220

240

260

Figure 2.41 : Structures de la région de Rhourde Nouss.

2

30

TAGS TINT 2 TINT 1 TAGI A2 A1 D. M’Kratta Q. Hamra

280

300

Rhourde Nouss

Géologie

RN-108

La région de Rhourde Nouss se situe en bordure sud du bassin triasique et culmine sur le horst Rhourde Nouss–Essaoui Mellane, qui est une extension du môle d’Amguid vers l’est. La limite de ce dernier est la faille de Ramade, qui a un rejet de 2 000 mètres. Rhourde Nouss se situe au nord-ouest du bassin d’Illizi, à l’ouest du bassin de Berkine et au sud-est du sillon de Marfag.

Structure L’histoire structurale de la région de Rhourde Nouss1, 2 a une relation directe avec celle du môle d’Amguid. Il a d’ailleurs subi d’intenses transformations à travers les âges géologiques et a façonné à son tour une bonne partie de la plate-forme saharienne. Il est caractérisé par une grande mobilité et a fortement rejoué lors des différentes phases tectoniques, notamment au cours de la phase autrichienne du Crétacé.

Figure 2.42 : Section sismique illustrant l’aspect structural de Rhourde Nouss Centre.

N Rhourde Nouss Centre

Rhourde Nouss Sud - Est Rhourde Nouss Sud - Ouest

Draa Allal Rhourde Adra

Figure 2.43 : Structures de Rhourde Nouss Centre, Sud-Est et celles du Sud-Ouest et Rhourde Adra.

Deux directions structurales sont dominantes dans la région : I la direction N-S qui correspond à l’orientation de la faille de Ramade et de la structure de Hamra au sud ; I la direction NE-SO qui est dominante et est soulignée par une série d’accidents allant jusqu’au bassin de Berkine à l’est. Ces deux directions se retrouvent dans la zone d’étude où l’orientation N-S est observée sur les anticlinaux de Rhourde Adra Sud, Rhourde Nouss SE, et où les structures de Draa Allal, Rhourde Nouss SO et Rhourde Adra sont associées à des accidents NE-SO. Quant à la structure très accusée de Rhourde Nouss Centre, elle se situe à l’intersection d’accidents orientés suivant les deux directions, ce qui explique probablement son ampleur exceptionnelle avec une fermeture structurale de plus de 1 000 mètres. La figure 2.42 montre le type de complexité structurale apparaissant sur Rhourde Nouss. Au cours du Tertiaire, d’importantes déformations (phase atlasique) ont affecté le secteur, en particulier le long de l’axe NE-SO de Rhourde Adra. Les accidents sub-méridiens ont alors rejoué en décrochement sénestre, et la géométrie des pièges crétacés a été modifiée (fig. 2.43). Il est admis que le système pétrolier principal est lié à l’association des roches mères du Silurien basal. Un sys-

2

31


Âge

Profondeur

Lithologie

Res.

Type log

Horizons

Senonien

Mio-Pliocène 0

Carbonate

GRCN (°API)

TAGS Anhydrite

500

Sel Turonien Cénomanien Albien Aptien

Crétacé

200

TINT II TINT IIA réservoir TINT I TINT I réservoir TAGI Réservoir TAGI Discordance hercynienne Silurien B1 réservoir Silurien A2 Silurien A2 réservoir

1 000

Barrémien

1 500

Silurien A1 Silurien A1 réservoir Silurien M2

Néocomien

Horizon H

Trias

Argileux

Toit du TAGS

2 000

Lagunaire H B

Lias

Jurassïque

Dogger

Malm

Sel

Dalle M’Kratta Gara Louki Drift Oued Saret Argile Oued Saret grès

2 500

Argileux Argilo Gréseux supérieur

Interm. II Argil. moyen

TAGS 3 000

Silurian Argilo-Gréseux

Toit de l’Ordovicien

Hamra quartzite

B2

B1 A2

Ouargla grès

TINT I TAGI

B2

Toit du Silurien A2

Azel argile

TINT II

Interm. I TAGI


3 500

B1 A2 A1

4 000

D. MK.

A1

M2

Lower Hamra quartzite

M1

Silurien Argileux

Ordovicien

Arg. Micro G. d’Oued Saret

tème pétrolier secondaire est associé au réservoir profond des quartzites de Hamra.

Arg. d’Azzei G. d’Ouargia

Q.H.

G. d’Hamra G. d’Atchane

Les gisements de la zone d’étude produisent de l’huile et du gaz riche en condensat à partir de différents intervalles réservoirs. La figure 2.44 montre le nombre important de réservoirs sur une même structure, répartis dans un complexe sédimentaire épais de plus de 2 000 mètres.

4 500

G. d’El Gassi

Cambrien

G. De Miribel

G. de Hassi Lella

5 000

TAGS Le réservoir du TAGS, qui constitue le réservoir principal, a une épaisseur qui varie entre 100 et 200 mètres.

Socle Grès Argile Sel Calcaire Anhydrite Dolomie

Figure 2.44 : Coupe stratigraphique type de Rhourde Nouss.

2

32

Du point de vue pétrolier, le réservoir du TAGS se subdivise en trois ensembles (fig. 2.45) : 1) La partie basale, constituée du grès basal et de l’argile basale.

Rhourde Nouss

Eau déplacée Hydrocarbures déplacés Eau Eau déplacée Hydrocarbures déplacés

Quartz

Eau

Eau liée

Gaz

Illite

SW Prof. 1:500 0 m

GR (gAPI) 200 1

Suwi (m3/m3)

Gaz

Volumes ELAN 0 0,5

(V/V)

Analyse volumétrique 0 1

(V/V)

0

2 370

2 380

Zone sommitale (50-60 m)

2 360

2 390

2 400

2 410

2 420

2 440

2 450

2 460

Zone principale (80-100 m)

2 430

2 470

2 480

2 500

2 510

2 520

Zone basale (20-30 m) Grès Argile

2 490

2 530

2 540 Figure 2.45 : Découpage du réservoir TAGS de Rhourde Nouss.

2

33


2) Le réservoir principal, à mode de dépôt fluviatile en tresses, est la partie la plus productive du réservoir, avec les meilleures caractéristiques pétrophysiques et les meilleures saturations en hydrocarbures. 3) La partie sommitale est la partie la plus argileuse et généralement la moins intéressante du point de vue des caractéristiques réservoir.

férents contacts. Nous rappelons que la structure de Rhourde Nouss englobe trois principales structures : RN Centre, RN Sud-Est et RN Sud-Ouest. Elles ont mis en évidence la présence d’un anneau d’huile dont les contacts ne sont pas identiques. La hauteur est maximale dans le bloc ouest de la structure centrale, avec une valeur de l’ordre d’une trentaine de mètres. Les contacts gaz-huile et huile-eau sont présentés dans le tableau 2.8. Ce tableau traduit une multitude de contacts des fluides dû au fait que Rhourde Nouss est compartimenté en plusieurs blocs structuraux.

Caractéristiques pétrophysiques Mécanismes de production Le TAGS est représenté par des intercalations de grès et d’argile. La hauteur utile par rapport à la hauteur totale varie de 50 à 60 %. Ces grès moyens à grossiers sont à stratifications obliques, avec de bonnes caractéristiques pétrophysiques. La porosité varie de 15 à 20 % et la perméabilité varie de 200 à 500 mD. La saturation en eau varie de 10 à 12 %.

Le développement de cette région a débuté en 1966 avec la mise en production de l’anneau d’huile du réservoir TAGS du bloc ouest de la structure centrale de Rhourde Nouss, à partir d’une dizaine de puits verticaux implantés en périphérie de la structure. Tous les puits ont pu produire cette huile initialement sans aucune difficulté. Néanmoins, cette exploitation a permis de produire beaucoup de gaz dû au phénomène de « coning ». Les installations à cette date se limitaient à un centre de séparation et à l’expédition de l’huile.

Caractéristiques PVT Contacts des fluides (en mètres ss)

Le gaz de la structure de Rhourde Nouss TAGS présente une richesse initiale en condensat de l’ordre de 160 g/m3. La pression de rosée est de 300 kg/cm2, soit la pression initiale du gisement. Le GOR initial de l’huile, présente en anneau, est de 200 m3/m3, avec un facteur volumétrique de 1,7 et une pression de bulle de 300 kg/cm2. La viscosité et la densité de l’huile sont respectivement de 0,2 cP et 0,81 cP.

Structures Gaz/Huile

Huile/Eau

Bloc Ouest

-2 445

-2 476

Bloc Est

-2 451

-2 476

Rhourde Nouss Sud-Est

-2 445

-2 475

Extention RN3

-2 462

-2 466

Partie Nord

-2 445

-2 465

Partie Centre

-2 445

-2 455

Partie Sud

-2 442

-2 451

Rhourde Nouss Centre

Rhourde Nouss Sud-Ouest

Contacts des fluides Les interprétations des logs de fin de trou, des RFT et/ou MDT et tests de formation ont permis de définir les dif-

2

34

Tableau 2.8 : Structures et contacts des fluides.

Rhourde Nouss

À cet effet, des investissements ont été déployés ces dernières années pour la récupération des gaz torchés. L’anneau d’huile de ce même réservoir a connu une optimisation de son développement avec l’introduction des forages horizontaux à partir de 1973. En 1988, le chapeau de gaz a été mis en exploitation avec une réinjection partielle de gaz.4 Le schéma d’injection est principalement périphérique. Cette

1,00 0,90 0,80 0,70

injection permet une meilleure récupération des liquides. La pression du gisement à cette date était légèrement plus faible que la pression initiale. Cette chute est due essentiellement à l’exploitation de l’anneau d’huile avec un fort GOR. Le nombre de puits producteurs et injecteurs est de l’ordre de soixante, dont près d’un tiers sont injecteurs. Durant le début d’exploitation, certains problèmes ont pu être résolus, comme la recomplétion des producteurs avec des tubings en chrome du fait des percements fréquents des tubings en carbone, bien que le gaz ne présente qu’une très faible concentration (< 1 %) en CO2.

0,60

La production moyenne des trois structures de Rhourde Nouss (fig. 2.46) est de l’ordre d’une trentaine de millions de m3/j, et est traitée dans les installations sur site en synergie avec le gaz d’autres structures pour l’extraction du condensat et du GPL.

0,50 0,40 0,30 0,20 0,10 0,00 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 Production de gaz Injection de gaz

L’évolution de la pression moyenne de gisement montre un déclin régulier dans chaque structure (fig. 2.47). La chute annuelle ne dépasse pas une dizaine de kg/cm2. Cela est dû essentiellement à l’injection partielle de gaz.

Figure 2.46 : Historique de production et injection (RN Centre, RN Sud-Est et RN Sud-Ouest).

Performance future 300 275 250 225 200 175 150 1987

1989

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

Rhourde Nouss Centre Rhourde Nouss Sus Ouest Rhourde Nouss Sud Est Figure 2.47 : Historique de la pression de gisement (RN Centre, RN Sud-Est et RN Sud-Ouest).

L’injection de gaz est un des points les plus importants dans l’optimisation du futur développement de cette structure en particulier, et de l’ensemble de la région en général. Le secteur de Rhourde Nouss seul dispose d’une capacité de réinjection de l’ordre de 30 millions de m3/j. Cette capacité a fait l’objet d’une étude d’optimisation3 sur la structure afin de définir la meilleure utilisation de ce gaz. Il a été mis en évidence que la récupération ultime en condensat dépendait principalement du volume poreux injecté. La valeur de l’ordre de 1,5 du volume poreux injecté se dégage comme une valeur optimale. Celle-ci nous a permis d’évaluer la durée de l’injection, ainsi que le plateau de production qui peut s’étendre sur plusieurs années. Les autres structures de la région ont été intégrées dans ce processus global d’optimisation du développement.

2

35


Gisement de Krechba Introduction Le gisement de Krechba est situé dans la partie nord de la région d’In Salah (fig. 2.48). Le gisement a été découvert en 1957 par le forage de KB1 qui a rencontré les réservoirs tournaisien du Carbonifère et siegenien–gédinnien du Dévonien inférieur à une profondeur de 1 700 à 3 350 mètres. Les différents puits forés ont donné des débits de gaz dans les trois réservoirs.1 Ce gisement constitue, avec ceux de Teg et Reg et, plus au sud, ceux de la région d’In Salah (Hassi Moumen, Garet el Befinat, Gour Mahmoud et la structure d’In Salah), un grand ensemble gazier exploité dans le cadre de l’association Sonatrach–BP–Stat Oil. Après traitement, le gaz produit est transporté jusqu’à Hassi R’mel situé à 450 km au nord de Krechba (fig. 2.49).

Alger

A l g é r i e

345 0

500 km

Krechba

326

Teg

344

Figure 2.48 : Carte de situation du gisement de Krechba.

2

36

Gisement de Krechba

Géologie Le gisement de Krechba se présente comme une grande structure anticlinale fermée, structuralement simple. L’architecture actuelle du gisement de Krechba a été modelée à la fin du Carbonifère lors de « l’orogenèse hercynienne ». Il s’agit d’un anticlinal qui s’est développé à la suite de compressions profondes dans le socle. Ces dernières ont été accompagnées d’un réseau de failles nord-sud recoupant, à l’ouest du gisement, les formations de l’Ordovicien et du Silurien.

La localisation de la paléovallée, dans laquelle les grès du Tournaisien se sont déposés, a été influencée très vraisemblablement par ces failles. La structure de Krechba a subi des réajustements structuraux post-hercyniens. La carte structurale du gisement de Krechba a été établie sur la base de l’interprétation de la sismique

Hassi R’mel Alger

Hassi R’mel

El-Golea

A l g é r i e

346 ECF BJ

Timimoun

326

Pipeline d’exportation Nouvelles installations

345 Krechba

344

Figure 2.49 : Emplacement de la zone du projet.

Teg

Reg 28°N 30 2

BTA

El Befinat

343 342

341 339

In Salah 340

In Salah Gour Mahmoud

337

336 Exploration AOI 6/94 District 3 Champs Trajet du pipeline 00°

04°E

2

37


3D réalisée en 1998, les trois horizons réservoirs ayant alors été cartographiés en détail. L’interprétation montre un anticlinal allongé NNO-SSE subméridien avec des fermetures aux flancs abrupts (fig. 2.50). La figure 2.51 montre la colonne stratigraphique ainsi que la nomenclature adoptée dans la série.

enregistrés. Pour le D30-20, le piégeage est conditionné par la superposition de plusieurs corps gréseux présentant différents contacts (chaque corps gréseux se comporte comme un réservoir indépendant).

Le Carbonifère

Les résultats des tests réalisés sur les réservoirs du Carbonifère et du Dévonien inférieur se présentent comme suit :

Les grès du Carbonifère, déposés dans un environnement de paléovallée, sont situés à une profondeur de 1 700 m. Ces grès sont bien développés (jusqu’à 24 m d’épaisseur totale) sur une grande partie du gisement, mais sont absents dans certaines parties de l’ouest et du sud du champ. Les grès du Carbonifère sont de bonne qualité, avec des porosités allant jusqu’à 22 % et des perméabilités jusqu’à 200 mD. Le plan d’eau au niveau du Carbonifère est à la cote de –1 330 mss, ce qui donne une surface fermée de 130 km2. Ce plan d’eau a été confirmé par les mesures de pression et les tests enregistrés.

Tests de puits et fluides de réservoir

Réservoir C10.2 Les DST des puits existants, malgré leurs courtes durées, montrent une variation de productivité d’un puits à l’autre. Cette variation du débit est fonction des qualités de réservoir et constitue un indicateur de son hétérogénéité.

N

CJ

CI

Le Dévonien

-14

50

-1450

-1275

00

CC KB-6 KB-10 CH KB-7 CD CE

KB-1 0

-135

00 -15

29°00’N

C10.2 FWL @ 1 330 mss

0

5 000 km

00 -14

38

29°05’N -1400

2

KB-4

KB-8 CA CF KB-2 KB-9 -14 CB 00 CG CPF

-13

La surface de la fermeture au toit du D40 est de 100 km2 avec une fermeture structurale de 65 m. Cependant, pour les deux réservoirs D40 et D30-20, la colonne de gaz interprétée à partir des logs dépasse la hauteur de la fermeture structurale. Pour le D40, le mécanisme de piégeage est probablement mixte, structural ou stratigraphique / diagénétique. Le contact gaz/eau a été confirmé à –2 420 mss par les tests et les mesures de pression

KB-5 29°10’N

-1350

Les réservoirs du Dévonien sont situés à une profondeur comprise entre 2 850 et 3 350 m ; ils se présentent sous la forme d’alternances de niveaux gréseux séparés par des niveaux argileux. Ces grès sont d’origine « marin peu profond » à « marin marginal ». Les grès du Gédinnien (D30 à D10) ont une extension latérale importante et sont de qualité moyenne, avec des porosités allant jusqu’à 15 % et des perméabilités atteignant les 150 mD. Les grès du Siegenien (D40) sont de qualité plus médiocre du fait de la diagenèse ; les porosités sont généralement inférieures à 10 %. Dans les niveaux dévoniens (D40, D30 et D20), le mécanisme de piégeage est complexe.

28°55’N 2°05’E

2°10’E

Figure 2.50 : Structure du gisement de Krechba.

2°15’E

2°20’E

Gisement de Krechba

Les résultats indiquent un maximum de production dans les puits non endommagés, qui varie de 300 000 m3/j sur les flancs à 700 000 m3/j au centre de la structure. L’analyse des fluides recueillis indique une variation dans la composition du gaz, avec un maximum de teneur en condensat de 11,2 m3/millions m3 obtenu sur le puits KB-9z. Le débit maximal de condensat obtenu a été de 1,4 m3/j.

Certains puits ont fourni des débits appréciables. La variation du débit est directement liée aux qualités du réservoir et indique son hétérogénéité. La production d’eau observée durant certains tests confirme la complexité du plan d’eau dans ce réservoir. On notera d’autre part la forte concentration en CO2 (9 %) obtenue sur l’effluent du puits KB10.

Réservoir D30 Les résultats des tests montrent une variation du débit de production. Les débits obtenus sur les puits du nord du champ ont été plus importants.

Âge

Unité cartographique

Viséen

C20

Principaux cortèges sédimentaires

Carbonifère

Ma

349,5

HST

C10

LST/TST HST

362,5

Strunien Fammenien

D70 ?

LST ?

367

Frasnien 377,4

HST D65

Givétien

TST

Couvenien

HST

Dévonien

380,8

386

D60 Emsien

LST-TST précoce HST

D50

390,4

Siegénien

D40

LST/TST

‘Infrabarre’ Gédinnien

408,5

Silurien

La production du gisement de Krechba a démarré en 2004 avec un débit de l’ordre de 6,6 x 106 m3/j. La production initiale provient de la formation carbonifère moins profonde, avec quatre puits horizontaux.

C15 Tournaisien

396,3

Plan de développement et réinjection du CO2

D30

HST tardif

D20 D10

HST précoce LST/HST HST

Gothlandien (zone de passage)

Intervalles de réservoirs potentiels Non préservé

S20

La production du Dévonien, prévue initialement à partir de deux puits, sera progressivement augmentée, avec six puits après 4 ans, et sera utilisée pour soutenir le plateau de production de Krechba. Pendant la durée d’exploitation de Krechba, il est prévu d’utiliser jusqu’à huit puits horizontaux pour exploiter la formation carbonifère, tandis que onze puits sont planifiés dans le réservoir dévonien plus profond. Les réservoirs dévonien et carbonifère seront développés dans le cadre de la première phase d’activité du projet intégré d’In Salah. La conception des installations de traitement prévoit une compression qui permettra une réduction de la pression d’abandon à 17 bars. La réinjection du CO2 dans le gisement de Krechba entre dans le cadre du projet global d’In Salah Gaz, qui doit extraire le CO2 du gaz produit afin de satisfaire aux spécifications contractuelles. Le rejet du CO2 dans l’atmosphère n’était pas une option possible compte tenu du fait que l’un des objectifs est de réduire les émissions de gaz à effet de serre. Par conséquent, il a été décidé de réinjecter le CO2 dans l’aquifère du Carbonifère situé au nord de Krechba. Trois injecteurs (KB501, 502 et 503) ont été utilisés à cet effet. Leur positionnement optimise tant leur capacité d’injection que les risques liés à la distribution du CO2 dans le réservoir.

HST : Cortège de haut niveau LST : Cortège de bas niveau TST : Cortège transgressif

Figure 2.51 : Colonne stratigraphique.

2

39


Ce chapitre a été écrit par les experts suivants de Sonatrach : Youcef AZOUG, Cherif BAKHOUKHE, Abdesslem BAMOUN, Khireddine BEDJAOUI, Fatima BOUCHENAK, Noureddine BOUNOUA, Nadia BOURENNANE, Nour-eddine BRAHMI, Abdelaoufi DRAOU, Fella GHENNAI, Aziza GRIBI, Mehdi HABIB, Naima KHERFI, Hamid MAMMERI, Farid MEZALI, Zohra NENNOUCHE, Safia YAHIA-OUAHMED. Nos remerciements vont à Mahieddine TOUAMI (Sonatrach) et à Abdelkader DELHOMME (Schlumberger) pour la revue du texte.

Références Hassi Messaoud 1. Mazouzi A, Azzouguen A, Bellah S et Hammad K, « Well test Analysis of horizontal and deviated wells in the presence of cross-flow phenomenon and non uniform depletion application to a field case: Hassi-Messaoud oil field Algeria », CIPC, article 2001-96, Calgary, Alberta, Canada, 12-14 juin 2001. 2. Gribi A et Hammouche Z, « Étude sédimentologique des grès du Cambro-Ordovicien du gisement de Hassi Messaoud », Journées scientifiques et techniques de Sonatrach, Alger, Algérie, 1996. 3. Azzouguen A, Mazouzi A, Delhomme A et Deghmoum A, Sonatrach Inc., « Horizontal well performances in Hassi-Messaoud oil Field Algeria », SPE-CIM 65496, 4th International Conference on Horizontal Well Technology, Calgary, Alberta, Canada, 6-8 novembre 2000. Hassi Berkine Sud 1. Évaluation régionale, Beicip-Franlab, décembre 1991. 2. Évaluation des champs satellites du bloc 404 du bassin de Berkine, Beicip-Franlab, juin 1999. 3. Rapport annuel, Groupement Berkine, 2001. 4. « HBNS WAG pilot Test Results and Phase II », étude du Groupement Berkine. Ourhoud 1. « Sedimentological review of the Trias argilo-greseux inferieur within the Ourhoud Field, Berkine basin, Algeria », Badley Ashton, 2005. 2. Étude de l'influence du compartimentage sur les schémas de développement cas ELA et cas A, Beicip-Franlab, 2000. 3. Rossi C, Kalin O, Elez J (Facultad de Ciencias Geológicas, Universidad Complutense Madrid), et Teresa Bartina T, Alaminos A, Salvadores J (Cepsa E&P), « Geological integration of ORD and RKF fields, bloc 406A », Algeria, 2005. 4. Mise à jour du plan de développement, Organisation Ourhoud, 2004 et révision 2005.

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Références

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Oued Djerat (tassili des Ajjer). Gravures de la période dite « bubaline » que l’on peut dater d’environ 9 000 ans. Des chasseurs masqués tentent de capturer un buffle antique

(Pelorovis antiquus). À la différence du peuple des Têtes Rondes, ces hommes sont des Blancs.

3. Définition et évaluation des réservoirs Résumé

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Imagerie de réservoirs – Sismique de surface

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Imagerie de réservoirs – Sismique de puits

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Imagerie de puits

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Pétrophysique des sables compacts

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Mesures et incertitudes en diagraphie standard

71

Mesures avancées par résonance magnétique nucléaire

84

Améliorations des mesures de pression des réservoirs

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Mesures soniques avancées en diagraphies

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La dynamique de réservoir – Les essais de puits

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Modélisation du réservoir

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Le rôle des outils de prise de décisions en temps réel dans la valorisation des données relatives aux gisements de pétrole

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WEC Algérie 2007 / Définition et évaluation des réservoirs

Résumé a caractérisation d’un réservoir a de tout temps constitué un énorme challenge pour le scientifique, qui a toujours rêvé de maîtriser la distribution des propriétés structurales et pétrophysiques et, par là même, de pouvoir comprendre et prévoir le mouvement des fluides qu’il contient.

L

Partant d’informations rassemblées à partir de diagraphies de puits, les scientifiques essaient de reconstituer le réservoir, d’abord en corrélant les événements observés localement puis en structurant la relation entre les informations obtenues localement et les études sismiques et géologiques effectuées à une plus grande échelle. Ce chapitre couvre les technologies utilisées pour acquérir ces informations, les méthodologies d’interprétation appliquées pour les comprendre et les structurer, ainsi que les avancées récentes réalisées dans ces deux domaines et leur application aux réservoirs algériens. Une sélection d’études de cas illustre l’importance de ces technologies et de ces méthodologies. La section « Imagerie de réservoirs » de ce chapitre (p. 3.6 à 3.29) couvre l’imagerie issue de la sismique de surface et de la sismique de puits. La sismique de surface, décrite en premier lieu, met en relief les difficultés liées à l’acquisition de données de qualité en sismique terrestre. Les avancées récentes permises par l’introduction de la Q-Technology sont présentées. Un projet pilote d’acquisition réalisé sur le champ de Hassi Messaoud démontre l’approche innovante de cette technologie pour collecter et traiter des données à haute résolution. En plus de fournir une interprétation structurale de bonne qualité, l’étude pilote a permis aux scientifiques de cartographier les andésites occupant les dépressions creusées dans la discordance hercynienne et d’identifier le réseau complexe de failles au moyen de la technique dite « ant tracking ».

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Résumé

Les scientifiques ont également pu observer les effets des opérations d’injection de gaz et d’eau dans la zone pilote et les qualités dynamiques du réservoir près des failles. Concernant les avancées dans les techniques d’inversion, deux études de cas sont présentées. Dans ces études, les scientifiques ont délimité les réservoirs de gaz en suivant une procédure de travail intégrant des données de puits avec une inversion sismique basée sur la combinaison et la mise en contraste de sensibilités d’imagerie des ondes de compression et de cisaillement. Avec la sismique de puits de forage (p. 3.20 à 3.29), la zone autour du puits est illuminée pour estimer les caractéristiques structurales locales telles que les fractures, les failles et leur orientation. Plusieurs exemples de profil sismique vertical (PSV) multi-offset sont présentés, qui démontrent la détection et la localisation des failles au voisinage d’un puits pour aider à une opération de déviation. Un exemple innovant d’étude de PSV circulaire dans le réservoir du Cambro-Ordovicien du champ d’Oued Zine est également présenté. Dans cette étude, l’utilisation d’ondes de cisaillement et leur séparation dans le réservoir fracturé en ondes rapides et lentes ont permis la détermination de l’orientation d’un réseau de fractures naturelles alignées qui était en accord avec les résultats de diagraphies issues de l’imageur FMI (Fullbore Formation MicroImager) enregistrées dans le même puits. La section suivante porte sur la technologie d’imagerie de puits (p. 3.30 à 3.67). L’outil FMI, l’imageur OBMI (Oil-Base MicroImager) et l’imageur ultrasonique de puits (UBI) – des outils essentiels dans les pratiques actuelles d’évaluation des puits – permettent une restitution précise de la stratigraphie, du pendage, des textures de couches, des fractures, et de la répartition des faciès sédimentaires. Ils fournissent

également des informations pour déterminer les répartitions de contraintes. Ces applications sont présentées à travers plusieurs exemples de terrain. Des imageries de puits sont comparées à des carottes de formation pour démontrer leur complémentarité en vue de la validation et de l’étalonnage mutuels. Des puits des champs de Berkine et TFT illustrent l’utilisation de l’imagerie par OBMI et FMI pour montrer les pendages sédimentaires et le passage de brèches de fractures qui sont confirmés par l’observation de carottes. Aujourd’hui, l’imagerie de puits de forage permet aux scientifiques de différencier les plans sédimentaires et structuraux. Des stratifications entrecroisées et des limites de bancs sont illustrées à titre d’exemple. L’imagerie permet aussi de modéliser les structures au voisinage des puits. Ainsi, un exemple de passage de faille avec reconstitution structurale à l’aide de l’OBMI est présenté pour un puits d’Ourhoud alors que, sur un gisement du bassin d’Illizi, une analyse multipuits est présentée où l’utilisation du FMI montre la présence de changements structuraux imprévisibles. En plus de fournir des images de la paroi du puits, les mesures par FMI peuvent donner une quantification physique de la texture des roches au moyen d’une diagraphie de résistivité. Dans un exemple provenant du bassin de Berkine, un dénombrement des couches minces et une analyse de texture sont présentés.

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Dans les environnements fracturés et contraints, l’imagerie de puits de forage est un outil particulièrement efficace. Un modèle de réseau de fractures conjuguées est présenté avec une évaluation de leurs azimuts. Une analyse des ovalisations présentées sur les images UBI et de leur relation avec la lithologie est illustrée par un cas provenant d’un puits du bassin de Timimoun. On présente également un remarquable modèle de rotation des contraintes au voisinage de fractures, issu d’un puits du champ de Hassi Messaoud. La section « Pétrophysique des sables compacts » (p. 3.69 à 3.125) aborde les mesures dans les puits sur le plan pétrophysique ; elle est particulièrement axée sur les réservoirs compacts (faible porosité, faible perméabilité). L’importance des réserves potentielles piégées dans ces réservoirs met en exergue le besoin d’apprécier la validité des informations nécessaires pour leur évaluation. En premier lieu, les limites et les incertitudes liées aux mesures issues d’outils de diagraphie conventionnels sont évoquées. Mener de façon fiable l’interprétation et la quantification de données de diagraphie provenant de réservoirs compacts pose un défi énorme : les mesures de porosité, de saturation en fluides, de vitesses acoustiques dans la roche, de type et de pression des fluides de formation sont toutes affectées par la compaction des réservoirs, les conditions dans les puits et la présence de fractures, qui constituent l’environnement courant dans de tels réservoirs. Les mesures de base – densité, neutron, rayons gamma, résistivité et sonique – sont analysées et les diverses incertitudes décrites. Ces incertitudes sont également prises en considération dans une interprétation intégrée ELAN, et un exemple est utilisé pour décrire les méthodologies. Des recommandations pratiques sont formulées pour des programmes de mesures efficaces qui atténuent les limites des outils conventionnels dans ces réservoirs compacts.

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Ces suggestions concernent le domaine des nouvelles mesures obtenues par les outils de résonance magnétique nucléaire (RMN), de mesures soniques et de pression, ainsi que le domaine des méthodes avancées d’interprétation. Les principales caractéristiques de ces mesures avancées telles qu’elles s’appliquent aux réservoirs compacts sont présentées en trois sections. La RMN constitue une mesure unique dans le domaine du fait qu’elle ne réagit qu’aux fluides de gisement. Une introduction exhaustive des principes de la mesure et de son interprétation pour obtenir la porosité, la perméabilité et la caractérisation des fluides est illustrée à travers plusieurs exemples de diagraphies provenant de puits d’Algérie. L’utilisation de l’outil CMR-Plus (Combinable Magnetic Resonance), en particulier dans les réservoirs compacts, est décrite et des exemples de diagraphies provenant de puits profonds de Berkaoui et Takouazet démontrent son application dans la caractérisation des réservoirs et l’identification des fluides. Des avancées récentes ont également été réalisées avec l’outil MR Scanner, qui peut fournir des investigations radiales de saturation en fluides en raison de la coexistence des fluides natifs du réservoir et du filtrat de boue dans la région proche du puits foré avec une boue à huile ou en raison des effets de géométrie du trou. Le mode haute résolution de l’outil est particulièrement bien adapté aux sables compacts et à la détection de gaz. Dans une deuxième partie (p. 3.98 à 3.111), l’utilisation des tests de formation au câble permettant d’obtenir des profils de pression et de mobilités de fluides est décrite, et l’échantillonnage de fluides est abordée. Des études de cas choisis d’utilisation de l’outil PressureXpress récemment introduit ainsi que du tester MDT (Modular Formation Dynamics Tester) équipé du double packer illustrent leur efficacité dans l’obtention de réponses appropriées dans les réservoirs compacts. Dans des exemples provenant de puits d’exploration des champs de Hassi Guettar Ouest et de Takouazet, un positionnement complexe du plan huile/eau est observé à l’aide de l’outil PressureXpress dans un puits, tandis qu’un prélèvement efficace de fluides est réalisé dans une zone fracturée à travers l’utilisation combinée du MDT à double packer et d’images du trou de forage dans un autre puits. Un exemple provenant d’un puits de développement du champ de TFT montre, au-delà de zones saturées en huile et en gaz, la présence d’une zone de transition gaz/huile du fait de la déplétion du réservoir et du mouvement du plan gaz/huile.

Résumé

La section « Mesures soniques avancées en diagraphies » (p. 3.112 à 3.125) évoque l’utilisation de mesures du Sonic Scanner. Les applications avancées de cet outil, utiles non seulement au pétrophysicien mais également au géophysicien et au géomécanicien, sont illustrées à travers des données récemment acquises dans un puits d’exploration foré dans un réservoir compact du champ de Bahar El-Hammar. Les effets de l’importante densité de fractures et des concentrations du champ de contraintes autour du puits sont observés par l’intermédiaire de la forte anisotropie des ondes de cisaillement de flexion dipolaires. La direction azimutale du plan des fractures et de la contrainte horizontale maximale, ainsi que la nature du mécanisme dominant de l’anisotropie sont déterminées par un traitement qui prend en compte les courbes de dispersion de ces ondes et la géométrie du puits de forage dérivée de données UBI. Dans les sections du puits qui ne sont pas très endommagées, les ondes de Stoneley permettent la quantification de la perméabilité effective et de l’ouverture des fractures rencontrées par le puits. Cette analyse fournit des informations concernant les intervalles d’intérêt à des fins de productivité et aide à la conception optimale d’un programme de complétion. La section décrit également des procédés avancés dans le domaine de la géomécanique du puits – des techniques qui peuvent certainement être appliquées à de nombreuses formations d’Algérie. Les essais de puits, présentés dans la section « La dynamique de réservoir » (p. 3.126 à 3.141), amènent à se pencher sur les évaluations couvertes par les technologies de caractérisation évoquées dans les sections précédentes et consolident les divers paramètres contrôlant l’écoulement dans la zone de drainage du puits. L’interprétation des réponses en pression peut être menée efficacement et avec un bon rendement lorsqu’elle est combinée avec des informations dérivées de diverses technologies de caractérisation. Les problèmes rencontrés lors de l’acquisition de données dans des réservoirs de sable ou de grès compact sont relatés en premier lieu. Ils peuvent résulter de problèmes inhérents à la gestion opérationnelle, tels que la cimentation des puits et la complétion, comme illustré à travers des études de cas provenant de plusieurs puits d’exploration. Enfin, l’expérience acquise sur des puits du champ de Rhourde Nouss est présentée. En second lieu, certaines avancées récentes dans l’interprétation des essais dans les puits horizontaux sont abordées. En plus de la quantification des paramètres d’écoulement, la technologie d’essais de puits intégrée, telle qu’appliquée sur les champs de Hassi

Messaoud et de TFT, est évoquée pour démontrer la façon dont elle peut être utilisée dans l’identification de divers modèles géologiques. Les technologies et les méthodologies d’interprétation décrites dans ce chapitre doivent être considérées à l’intérieur d’un cadre intégré de complémentarité mutuelle. Ce cadre aide les scientifiques dans leurs efforts pour une caractérisation exhaustive du réservoir utilisable pour concevoir des stratégies optimales de développement du réservoir afin d’améliorer les performances et de minimiser les risques. Par exemple, la caractérisation des réseaux de fractures naturelles dans les réservoirs compacts peut être menée efficacement et sans hiatus depuis l’échelle du réservoir, à l’aide d’acquisitions Q-Land et PSV, jusqu’au voisinage du puits, à l’aide de diagraphies soniques et d’images du puits. L’intégration des données, leur interprétation, la modélisation et la simulation sont effectuées à travers les workflows du logiciel Petrel. Un exemple d’utilisation de Petrel pour construire un modèle de réservoir du champ de Hassi R’mel Sud est présenté dans ce chapitre. Le modèle combine des données structurales et pétrophysiques avec des informations sédimentologiques pour générer des cartographies de faciès et de propriétés couvrant les volumes de réservoir entre les puits. Le chapitre se termine par une section qui concerne le rôle critique que jouent les technologies de l’information en permettant un accès approprié aux données et une prise de décision en temps opportun par les experts. Les bénéfices que les opérateurs tirent de systèmes et de processus en temps réel, en termes de rendement de performances, de maîtrise des coûts et d’améliorations concernant la sécurité et l’environnement, sont tangibles. La section clarifie les éléments clés d’une solution en temps réel.

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Les compagnies pétrolières et gazières réagissent à la demande sans cesse croissante en concentrant leurs efforts d’E&P sur l’exploration de gisements plus profonds, plus complexes et sur l’amélioration de la production à partir de ressources existantes. Une production accélérée peut être obtenue en identifiant l’huile et le gaz non récupérés et par un positionnement optimal des puits de production et d’injection. Les mouvements de fluides de gisement peuvent être surveillés continûment de façon proactive pour prendre des mesures correctives avant que la production n’en soit affectée. Dans toutes ces applications, le géophysicien, le géologue et l’ingénieur de gisement s’appuient sur la disponibilité de données à très haute résolution et répétables, qui peuvent être ajustées finement en fonction d’un objectif de réservoir spécifique. La technologie sismique joue un rôle clé dans la minimisation des risques et des incertitudes à chacune des étapes de l’activité d’E&P. En plus de produire des images structurales du sous-sol pour le positionnement des puits, les données sismiques sont devenues indispensables pour la surveillance des propriétés de gisement telles que les changements dans les fluides, la température et la pression, ainsi que pour la caractérisation des roches et l’identification des types de fluides de réservoir. La qualité des données sismiques permettant ces applications à terre a récemment été renforcée en résolution, fiabilité et fidélité grâce à un bond significatif de la technologie.1, 2, 3 Pour comprendre au mieux les gains apportés par cette nouvelle technologie, on doit également prendre conscience des difficultés de l'acquisition terrestre de données de qualité.

Difficultés de l’acquisition et du traitement de données terrestres Le principe de l’acquisition de données sismiques à terre est simple. Une source à fréquence contrôlée – une plaque vibrante sur un camion ou une source impulsionnelle comme de la dynamite – envoie de l’énergie acoustique dans la terre. Des capteurs électromagnétiques ou géophones en surface enregistrent l’énergie acoustique qui

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se propage lorsqu’elle est réfléchie et réfractée vers le haut. Cette énergie est convertie en une impulsion électrique et affichée comme une trace sismique. Chaque trace consiste en un enregistrement correspondant à une paire source-récepteur unique. La mesure provenant d’une source à fréquence contrôlée – appelée « signal » – est une représentation vraie de la réflexion réelle qui correspond à des changements dans la structure des roches et des caractéristiques comme la lithologie et la porosité. Toutes les autres mesures enregistrées par le récepteur sont considérées comme du bruit. Le but de l’acquisition et du traitement sismiques est de minimiser le bruit tout en maintenant le signal. En acquisition terrestre, les types de bruit suivants sont observés : I Le bruit cohérent, qui est une énergie sismique cohérente indésirable présentant un caractère régulier d’une phase sismique à l’autre. En même temps que le signal, les sources terrestres émettent typiquement de l’énergie horizontale, qui se déplace à la surface ou près de celle-ci et ne fournit donc pas d’informations sur le gisement lui-même. I Le bruit incohérent, qui est du bruit provenant typiquement de sources non sismiques comme les installations de champ pétrolier ou le vent. I Le bruit de sous-échantillonnage (de repliement), qui survient lorsque la fréquence d’échantillonnage du signal est inadéquate pour capturer les plus hautes fréquences du signal. Des informations sont perdues et donc incorrectement représentées. Cela produit « l’effet de repliement », qui peut survenir aussi bien dans le domaine temporel que spatial. I L’absorption des plus hautes fréquences, qui se produit tandis que le signal traverse la terre. Cette atténuation est le plus prononcée pour les hautes fréquences, de sorte que la véritable nature du signal peut être masquée. I Les multiples de sous-sol (interstrates), qui résultent de réflexions multiples d’énergie acoustique à l’intérieur des couches souterraines. L’acquisition conventionnelle fait appel à des réseaux de géophones répartis spatialement pour lutter contre le bruit. L’hypothèse de base qui sous-tend cette technique est que le signal se propage comme des ondes planes dans la direction verticale tandis que le bruit se propage dans des directions horizontales. Pour le filtrage, la sortie de toutes les traces provenant du réseau de géophones est sommée pour augmenter le niveau du signal et atténuer le bruit. En réalité, cependant, ceci ne donne pas des résultats optimaux car la topographie, les hétérogénéités du sol et les variations du couplage créent des perturbations qui réduisent l’efficacité de l’atténuation du bruit. Au lieu de cela, des effets collatéraux comme une atténuation sensible des hautes fréquences et des artefacts d’échantillonnage sont observés, ce qui peut dégrader le signal. Cet effet est connu sous le nom « d’effet de réseau ».


Bien que des résultats utiles puissent être obtenus par diverses formes de traitement, l’intégrité de base – haute résolution et rapport signal/bruit élevé – du jeu de données sismiques brutes détermine la qualité ultime de la description du gisement. Les difficultés de l’acquisition de données sismiques terrestres sont particulièrement aiguës car les données sismiques marines ne présentent pas de géométries aussi fortement irrégulières, une répartition azimutale aussi complexe et des rapports signal/bruit aussi médiocres. C’est pourquoi WesternGeco a commencé au début des années 1990 à porter un regard nouveau sur la façon dont les données sont acquises et traitées, afin de surmonter les problèmes associés à la technologie sismique terrestre existante.

Un changement dans la philosophie d’acquisition et de traitement Des recherches préliminaires poussées ont indiqué que les effets dominants sur le rapport signal/bruit étaient le résultat de variations dans la statique de

Capteurs

Lignes de récepteurs espacées de 200 m

1 824 récepteurs par ligne

la source et du récepteur, le couplage du géophone au sol, l’inclinaison du géophone, les distorsions d’amplitude et de phase, et la position de la source et du capteur. Des erreurs dans la statique, qui avaient le plus grand impact sur la qualité du signal, étaient dues à des différences d’altitude et de vitesse dans la couche superficielle. Ces erreurs se produisaient typiquement avec un groupe de récepteurs analogiques conventionnels. Pour surmonter cela, une nouvelle philosophie d’acquisition et de traitement, le système Q-Land, a été développée. Ce système est basé sur des sources ponctuelles et des récepteurs ponctuels, et le signal est numérisé par chaque capteur sur le lieu d’enregistrement. Pour éviter le repliement spatial dans le domaine de tir et échantillonner correctement le signal parasite d’onde de surface, un échantillonnage spatial fin est mis en œuvre par l’intermédiaire d’un réseau spatial doté d’un minimum de 20 000 voies en direct – plus de cinq fois le nombre utilisé dans les systèmes conventionnels. L’enregistrement de données sismiques par l’intermédiaire de récepteurs ponctuels plutôt que par des réseaux de récepteurs analogiques qui éliminent, par l’opération de moyenne, des signaux provenant de géophones câblés présente plusieurs avantages : I meilleure solution statique I estimation améliorée de la vitesse I préservation de l’amplitude I conservation de la bande passante I atténuation du bruit.

Signaux numériques provenant des capteurs individuels

Ligne de sources

Sources

Ligne de récepteurs

Système d’acquisition de terrain

Acquisition de données de qualité, traitement de données de qualité Formation numérique de groupes

Disque dur / traitement

Figure 3.1 : Le système Q-Land d’acquisition et de traitement. Une ligne de récepteurs est posée perpendiculairement à une ligne de sources, et chacun des points sources est enregistré par chacun des points récepteurs. L’exemple montre 10 lignes de récepteurs espacées de 200 m [656 pieds], avec 1 824 récepteurs ponctuels par ligne de récepteurs, ce qui donne 18 240 récepteurs actifs (en haut). Dans la formation numérique de groupes, les traces sismiques provenant de géophones individuels font l’objet de corrections de perturbation effectuées pour chaque géophone. Des filtres adaptatifs de données sont alors appliqués sur un certain nombre de traces pour neutraliser le bruit cohérent. Une trace de sortie provenant d’un certain nombre de capteurs peut alors être produite avec l’échan-

Le système Q-Land intègre l’acquisition mono-capteur avec une nouvelle méthodologie de traitement qui permet au système d’acquérir des données d’une qualité sans précédent. Dans la géométrie d’acquisition du Q-Land, une ligne de sources et une ligne de récepteurs orthogonales forment un dispositif en croix. Les lignes sont répétées spatialement à l’intérieur de la zone d’acquisition (fig. 3.1). Ces dispositifs en croix fournissent des sousensembles monotraces du champ d’onde continu, lequel est finement échantillonné pour prévenir le repliement du bruit cohérent. Ensuite, des algorithmes élaborés sont appliqués à l’aide de la technique de traitement dite de

tillonnage spatial souhaité.

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formation numérique de groupes (digital group forming, DGF). Le DGF est mené à bien en trois étapes principales : 1. La première étape est la correction des perturbations, appliquée à chaque géophone avant que les traces sismiques ne soient groupées. 2. Dans la deuxième étape, le bruit est éliminé à l’aide de filtres adaptatifs basés sur la méthode de projections alternatives sur des ensembles convexes (APOCS). 3. Dans l’étape finale, un rééchantillonnage spatial est effectué sur les données de sortie en fonction de l’intervalle de groupe souhaité. Avec le DGF, n’importe quel échantillonnage en sortie est possible, jusqu’à la granularité des capteurs individuels eux-mêmes, alors que les réseaux analogiques, une fois déployés sur le terrain, n’offrent quasiment aucune souplesse pour ajuster l’intervalle d’échantillonnage en sortie.

atténuation du signal, en particulier des hautes fréquences, ce qui entraîne un rapport signal/bruit médiocre. D’un autre côté, en raison des variations lithologiques rapides et du cloisonnement par failles, une caractérisation du réservoir sur toute l’étendue du champ est difficile à obtenir à partir des seules données de puits. Avec ces difficultés et d’autres problèmes liés à l’augmentation ou au maintien de la production à partir de puits horizontaux, une description précise du réservoir était critique. D’après des acquisitions sismiques antérieures, la fréquence maximale utilisable obtenue à partir du réservoir ciblé est typiquement d’environ 40 Hz à 50 Hz. Cela se traduit par une résolution verticale de plus de 40 m [131 pieds], inadéquate pour cartographier les unités de réservoir avec confiance et problématique lorsque l’on tente un raccordement avec des données de puits à plus haute résolution.

S

Puits A

N Q-Land

Campagne pilote Q-Land dans un environnement géologique et géophysique défavorable

0

0 -10 100 m

-20 S

Puits A

Puissance, dB

Sonatrach a été l’un des utilisateurs précoces de la technologie Q-Land à travers une campagne pilote de faisabilité en cube menée en 2002 sur les zones 2 et 4 du champ d’huile de Hassi Messaoud.2, 4 Couvrant une superficie de 2 000 km2 [772 sq mi] avec plus de 1 000 puits forés depuis sa découverte en 1956, Hassi Messaoud reste le plus grand champ d’huile en production d’Algérie. Considéré comme une zone sismiquement problématique, le champ montre une forte érosion hercynienne directement sur le sommet des unités de réservoir, une présence de failles et une fracturation des unités de réservoir, ainsi qu’un dépôt fluviatile des unités de réservoir (voir les caractéristiques géologiques et de réservoir correspondantes au Chap. 1, p. 1.11 à 1.15 et au Chap. 2, p. 2.4 à 2.7). Le champ de failles contrôle l’architecture des unités de réservoir. De plus, la paléotopographie créée par les vallées entaillées est souvent remplie de roches éruptives triasiques.

Hercynien ID D1 R2

N

-30 2D haute résolution

-40

0 20 Fréquence, Hz

40

Signal

Bruit

60

80

100

120

Hercynien ID D1 R2

0

100 m

Figure 3.2 : Coupes transversales d’impédance acoustique (IA) issues de données 2D haute résolu-

D’un point de vue sismique, le faible contraste en vitesse et en densité au sommet du réservoir et à l’intérieur des unités de réservoir ainsi que l’influence de forts multiples interstrates masquent le signal sismique, tandis que les roches volcaniques qui emplissent les paléovallées de la discordance hercynienne provoquent une

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tion (au-dessous) et Q-Land (au-dessus) à travers un des puits couverts par les données. Le niveau de détail, obtenu avec la bande passante spectrale la plus élevée (jusqu’à 80 Hz) et le rapport signal/bruit élevé des données acquises (voir graphique en médaillon), assure une interprétation de qualité supérieure de la sismique « Q ». La discordance hercynienne est représentée, ainsi que les zones réservoirs et les corps sableux possibles. Noter que l’interprétation raccorde également les données de puits.


Cartographie d’impédance acoustique apparente

Figure 3.3 : Cube de porosité apparente. Cette visualisation 3D montre des traces aléatoires au sein

La figure 3.2 montre une comparaison directe sur la même coupe du réservoir entre le jeu de données Q-Land (traitement final) et une ligne 2D à haute résolution acquise sur la zone de relevés. Avec la résolution très supérieure présentée par les données Q-Land, il est possible de distinguer la discordance hercynienne et l’architecture interne du réservoir (unités ID et D1) et d’observer qu’elles reflètent la surface fortement « érosionnelle » de la discordance. Ces caractéristiques n’apparaissaient pas sur la ligne 2D : seuls le sommet et la base du réservoir sont visibles, encore que ceux-ci, après inspection plus approfondie, ne s’accordent pas aux données Q-Land à haute résolution.

des volumes de sismique Q inversée. Les couleurs vont du noir (φ = 2 %) au rouge (φ = 12 %). Les corps géologiques ont été agrandis pour montrer la possible formation de chenaux, le front de gaz et l’opacité indiquant une porosité élevée (orange). Noter qu’il ne s’agit pas ici d’un modèle géologique ; ce sont plutôt, essentiellement, des données après inversion et transformation de porosité.

Caractéristiques de la campagne Une campagne pilote à l’aide du système Q-Land a été lancée pour contribuer à résoudre ces difficultés géophysiques et géologiques. L’intégration de données sismiques de puits et de données sismiques de surface a fait l’objet d’une réflexion dès le démarrage du projet, et les paramètres d’acquisition ont été optimisés par une planification et des essais avant la campagne. La sismique Q-Land a été acquise sur une zone couvrant 44 km2 [17 sq mi], avec 20 000 capteurs par km2. Les données géophysiques de puits comprenaient des mesures de profil sismique vertical (PSV) sans déport, un PSV bidimensionnel ambulatoire avec 154 positions de géophones dans le puits à l’aide de l’imageur sismique polyvalent VSI et des mesures sonores à l’aide de l’imageur acoustique à dipôle de cisaillement DSI. Le système intégré de sismique de puits Q-Borehole (voir page 3.24) a contribué à un traitement « guidé par le puits » de la sismique de surface pour s’assurer que toutes les étapes de la séquence de traitement, depuis la formation de groupes jusqu’à la migration finale de données sommées, étaient recalées de façon optimale. Les résultats d’essais de traitement de sismique de surface ont été comparés aux données de puits à des étapes clés de la séquence de traitement, de telle façon que les paramètres de traitement soient optimisés pour raccorder les données sismiques finales aux puits. La bande passante obtenue – 6 Hz à 80 Hz – était presque double de celle de la sismique 2D à haute résolution enregistrée antérieurement et a conduit à une plus haute résolution spatiale (fig. 3.2). À une fréquence de 80 Hz avec des vitesses d’intervalle d’environ 4 500 m/s [14 760 pieds/s], cela équivaut à une résolution en épaisseur de l’ordre de 15 m [46 pieds] – un degré de résolution jamais atteint précédemment dans cet environnement géologique.

Après une conversion de profondeur au moyen d’une transformation linéaire recalée sur un tracé comparatif densité-impédance acoustique (IA) issu d’une diagraphie de puits, les données « Q » ont été transformées vers un volume d’impédance apparente (fig. 3.3). Ces données étaient encore essentiellement des données sismiques – pas un modèle géologique – qui servaient, dans une visualisation 3D, de guide à l’écart des puits tout en montrant la formation de chenaux, le front de gaz et l’opacité, indiquant les tendances à la porosité élevée en jouant sur les seuils (partie orange). Ce modèle de porosité recalé d’après le puits et guidé par la sismique a corroboré les données de puits mais a montré une influence sismique plus forte et plus uniforme à l’écart des puits.

Retirer plus de bénéfices par un traitement exhaustif Un « workflow » de traitement exhaustif a été conçu et exécuté pour déterminer plus complètement l’impact de la sismique Q sur la caractérisation du réservoir. Il comprenait une meilleure définition structurale, une discrimination lithologique plus précise à l’intérieur des unités de réservoir, la cartographie des propriétés de la roche (porosité, saturation et fractures, par exemple), la répartition des hydrocarbures, la délimitation des failles et la perméabilité faille-fracture. La chaîne de traitement suivait les étapes ci-dessous : I raffiner l’analyse structurale et l’interprétation des horizons I possibilité d’enrichir n’importe quelle phase souhaitée au cours de l’échantillonnage

3

9


N

-3 060 -3 080 -3 100 -3 120 -3 140 -3 160 -3 180 -3 200 -3 220 -3 240 m

peupler les cellules entre puits évaluer la prévisibilité et comparer par rapport aux mesures I mener une analyse des propriétés sismiques 3D et une analyse géocellulaire I effectuer une discrimination lithologique I cartographier les propriétés de la roche (porosité et perméabilité) I caractériser les failles et les fractures I générer une carte de proximité de failles. I I

Puits D

Puits C

Puits B

15,0 Figure 3.4 : Carte de profondeur finale de la discordance hercynienne (à

14,0

gauche) et cartographie de remplissage par l’andésite (à droite). La sis-

13,0

mique Q donne une image plus claire de la surface supérieure du réser-

12,0

voir et de la définition de la paléovallée.

11,0 10,0

effectuer la conversion temps-profondeur I construire un maillage géocellulaire I agrandir les diagraphies de puits à l’échelle d’un maillage cellulaire I effectuer l’analyse pétro-acoustique (puits et sismique) I rééchantillonner les attributs sismiques sur le maillage cellulaire I

Figure 3.5 : Une IA élevée au-dessous de la discordance hercynienne révèle une possible architecture en chenaux, souvent associée à des cônes de déjection paléoglaciaires.

3

10

9,0 8,0 7,0

Figure 3.6 : Région de faible impédance acoustique aux environs du puits injecteur C. Le corps géologique en surbrillance pourrait être lié à une migration de gaz dans deux directions : vers le nord et le puits D (API de 6 000 en raison de l’injection de gaz sur le puits C) et vers l’ouest du réservoir Ra (quadrillage R2). Cette image a été générée à l’aide des outils de Petrel workflow en modifiant les seuils.

Plusieurs produits élaborés, dont des cartes de discordance hercynienne et d’andésite, sont issus de ce traitement. La figure 3.4 montre la carte des andésites qui remplissent les dépressions résultant de la discordance hercynienne. L’utilisation d’une correction sur les résidus globaux (rayon infini pour étaler l’erreur) pour accrocher les horizons issus de la conversion de profondeur aux marqueurs stratigraphiques de Sonatrach a fourni une image plus précise de la paléovallée. Cette méthode de conversion de profondeur a été utilisée par la suite pour construire le modèle. Un contrôle de cohérence indépendant supplémentaire a été réalisé pour déterminer si les puits situés dans la paléovallée étaient recouverts par des andésites ; il s’est avéré que c’était le cas pour au moins deux des emplacements illustrés. Une fois établie la confiance dans le modèle structural, les attributs à travers tout le réservoir dans le volume


Puits E Puits F

IA sismique moyenne 15,0 14,5 14,0 13,5 13,0 12,5 12,0 11,5 11,0 10,5 10,0 9,5 9,0 8,5 8,0

Figure 3.7 : Un seuil d’impédance acoustique élevée (AI > 14,2 AMO) dans le réservoir R2 (premiers 80 m). Les corps géologiques sont concentrés dans la partie nord (ce qui est confirmé par la carte d’IA sismique moyenne) et entourent les puits injecteurs d’eau E et F à leur base.

d’IA ont mis en évidence des zones de contraste acoustique élevé immédiatement en dessous de la discordance hercynienne. Ces zones ont été identifiées comme de possibles architectures en chenaux, souvent associées à des cônes de déjection paléoglaciaires (fig. 3.5).

Sables près d’un puits injecteur de gaz Une région, analysée avec les outils de Petrel workflow en faisant varier les seuils, a révélé un corps géologique de faible IA/densité près du puits injecteur C (fig. 3.6). Il a été supposé que ce corps géologique était lié à une migration de gaz dans deux directions : vers le nord et le puits D (API de 6 000 du fait de l’injection de gaz dans le puits C) ainsi que vers l’ouest du réservoir Ra (quadrillage R2). Ce résultat suggérait que des sables saturés en gaz étaient présents et pouvaient être cartographiés à l’aide de l’IA sismique.

Attribut enrichi

Avec la même méthode, des corps géologiques dans le réservoir R2 (premiers 80 m) ont également été isolés par définition de seuils d’impédance élevée : IA > 14 AMO (fig. 3.7). En fait, un amas sismique de grandes dimensions, qui interceptait plus de trois puits, a été identifié ; il correspondait à des détails lithologiques, de fluides, de porosité ou de perméabilité capturés par les données de puits (carottage, diagraphie, etc.). D’après ces données, l’impédance sismique plus élevée semblait se concentrer sur la partie nord (confirmée par la carte d’IA sismique moyenne) et les puits injecteurs d’eau E et F environnants, à la base de ces deux puits. Si l’IA plus élevée était liée à un effet de saumure, cela suggérait que le réservoir était fortement cloisonné, car l’eau ne s’étendait pas loin au-delà de ces deux puits.

Extraction des failles et des fractures

Ant-tracking

Attributs de failles

Éditeur de géologie structurale, interaction avec les surfaces extraites et comparaison avec les données sismiques et les horizons interprétés

Figure 3.8 : Déroulement de l’« ant tracking ».

Failles interprétées

Pour évaluer la relation entre la porosité et la proximité de faille généralement associée à une plus forte densité de fractures, plusieurs attributs sismiques ont été calculés. Parmi les attributs accentuant les contours se trouvent la variance, le chaos, le pendage et la déviation qui mettent en évidence des discontinuités. La technique dite « ant tracking » a été utilisée pour cartographier les failles et les fractures.2 L’algorithme imite le comportement des fourmis (ant en anglais) lorsqu’elles trouvent un chemin commun vers de la nourriture (fig. 3.8). En l’occurrence, l’objectif de l’approche « ant tracking » était de chercher des discontinuités dans les données sismiques

3

11


Attributs combinés d’impédance acoustique et de distance aux failles 15,0 14,0 13,0 12,0 11,0 10,0 9,0 8,0 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0

Figure 3.9a : Impédance acoustique sismique le long de discontinuités majeures.

Impédance acoustique élevée le long des failles 15,0 14,0 13,0 12,0 11,0 10,0 9,0 8,0 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0

Figure 3.9b : Impédance acoustique élevée le long de discontinuités majeures, liée à des réseaux de fractures pouvant agir comme des barrières à l’écoulement.

Faible impédance acoustique le long des failles 15,0 14,0 13,0 12,0 11,0 10,0 9,0 8,0 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0

Fractures renforçant la perméabilité Figure 3.9c : Faible impédance acoustique le long de discontinuités majeures, liée à des réseaux de fractures pouvant renforcer la perméabilité.

12

L’attribut D2F a donné des indications sur des zones fortement fracturées mais n’a pu indiquer si ces fractures et ces failles de petites dimensions renforçaient ou détérioraient en fait la perméabilité. Pour répondre à cette question, des cellules du modèle ont été extraites au voisinage de failles sismiques de plus grande longueur (interceptant à la fois le socle et la discordance hercynienne). L’IA sismique a alors été superposée à ces cellules pour déterminer si l’impédance sismique pouvait indiquer la transmissibilité de chaque faille – barrière ou communicante. Si l’IA moyenne sur la cellule était plus élevée au voisinage d’une faille, cela pourrait suggérer que les fractures agissent comme des barrières à l’écoulement du fait d’une cimentation par de la pyrite ou de l’argile. Les figures 3.9a, 3.9b et 3.9c montrent l’IA cartographiée le long des contours de l’« ant tracking ». Inversement, si l’IA était plus faible au voisinage d’une faille, la proportion de fractures ouvertes remplies de fluide d’une densité plus faible que celle de la roche serait alors probablement plus élevée. Cela pourrait suggérer que des fractures induites par la tectonique renforceraient le drainage des hydrocarbures. L’utilisation de cette application de l’interprétation sismique pourrait avoir un impact éventuel sur le développement du champ.

Conclusion Barrières à l’écoulement

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indiquant la présence de failles. De plus, des attributs de distance aux failles (D2F) ont été générés à partir de jeux de failles filtrés provenant du cube « ant tracking » et superposés au modèle géocellulaire 3D. Une forte corrélation inverse a pu être observée entre la perméabilité de carottes et la distance aux failles sur environ 70 % des puits.

Le bénéfice le plus évident de l’utilisation de données sismiques de monocapteur sur le champ de Hassi Messaoud est structural. En effet, la résolution atteinte avec la sismique Q a démontré une amélioration significative par rapport aux sismiques 2D et 3D décimées ; ces améliorations ont aidé les géologues à interpréter les horizons avec plus d’assurance. Les failles ont également été mieux identifiées et définies. À l’intérieur du réservoir, les variations de lithologie (la proportion d’argile et de silt dans le sable consolidé) n’ont pas généré une signature acoustique assez importante sur la sismique et ont donc été cartographiées à l’aide des seules données de puits. Cependant, au-dessus du grès du réservoir, le remplissage par l’andésite a pu être prédit par classification sismique. La sismique a apporté des améliorations à la cartographie de la porosité effective entre les puits, car elle a réduit les incertitudes dans les zones vierges. Globalement, cependant, les gains concernant la porosité, la différenciation lithologique et l’évaluation quantitative de la perméabilité ont été marginaux. Après une analyse pétro-élastique minutieuse à l’échelle du puits, cela a été attribué à la nature physique réelle des roches. Le contraste en IA au sein du réservoir était insuffisant pour prédire les propriétés de la roche directement à partir de la sismique.


D’un autre côté, la faible réponse acoustique engendrée par les contrastes lithologiques dans cette zone de Hassi Messaoud a favorisé l’extraction d’informations de saturation en fluides à partir des données sismiques. En résumé, l’IA sismique était plus sensible à la saturation en fluides qu’à la nature intrinsèque de la roche. Les effets de fluides étaient clairement visibles sur la sismique (le gaz de faible densité éclairait le sable, tandis qu’il existait des indications de substitution de fluide près des injecteurs d’eau). Enfin, la sismique s’est avérée être un outil idéal pour localiser les zones fortement fracturées (au voisinage de failles détectées sismiquement) et indiquer si elles représentaient des failles ouvertes ou des barrières. La nature fortement contrainte des résultats d’« ant tracking » (filtrés sur la base d’une discrimination géométrique) suggérait une fiabilité comparable pour l’estimation des failles et des fractures. Au vu de sa qualité évidente, il était raisonnable de supposer que la faible impédance – combinée avec la proximité par rapport aux failles détectées sismiquement – pouvait indiquer des cibles de forage potentielles.

techniques éprouvées en mer qui reposent sur l’addition de la puissance des ondes sismiques de cisaillement aux ondes P traditionnellement utilisées pour améliorer l’imagerie et la caractérisation de réservoirs de gaz terrestres. Un « workflow » intégré, depuis la conception jusqu’au traitement des données, est essentiel pour préserver les attributs du champ d’ondes sismique et atténuer le bruit afin de générer un bon rapport signal/bruit. La figure 3.10 montre les éléments clés d’un tel « workflow » intégré où la sismique de surface est intégrée avec la sismique de puits et les données de puits. Les exemples ci-inclus adhèrent à cette philosophie pour une meilleure quantification des paramètres de réservoir.

Avancées dans les techniques de traitement : utilisation d’ondes de compression et de cisaillement pour une meilleure imagerie des réservoirs gréseux gazéifères

Ces études de cas sont basées sur des données acquises conventionnellement à l’aide de réseaux de géophones. L’introduction de techniques à source et récepteur ponctuels avec le système Q-Land offre des améliorations de résolution par une fidélité renforcée du signal (acquisition de l’amplitude vraie et de la phase vraie) et le filtrage du bruit.

Création d'un « workflow » logique

Étude de cas 1 : imagerie à travers le gaz

En Algérie, la délinéation et la caractérisation des réservoirs à gaz gréseux et compacts revêtent une importance particulière en raison d’un intérêt accru pour la production de gaz. La technologie sismique peut fournir des informations d’imagerie sur la structure et les attributs du réservoir comme les fractures et les failles. WesternGeco et Schlumberger ont créé des études de cas pour aider Sonatrach et ses partenaires à optimiser la production de gaz à partir des grès gazéifères. Les cas qui suivent se concentrent sur l’application de

L’imagerie structurale de réservoirs à gaz le long de failles inverses dans un chevauchement est problématique avec les seules ondes P en raison de l’atténuation et de la dispersion. Les ondes de cisaillement converties sont moins affectées que les ondes P par la présence de gaz. Cette propriété est utilisée pour visualiser des zones complexes envahies par le gaz. Le réservoir clastique

Discipline

Géologie pétrolière

Stratigraphie

Histoire tectonique

Surface

Difficulté

Profondeur de structure

Réflecteurs convertisseurs

Dispersion par anisotropie

Atténuation du bruit

Technologie

Sismique de surface

Sismique de puits (PSV)

Conception intégrée de la campagne

Acquisition de données

Anisotropie en ondes P et/ou S Traitement des données

Délimitation des fractures, imagerie de structure de réservoir Sismique guidée par le puits

Solution

Inversion pour les paramètres de réservoir

Interprétation

Figure 3.10 : « Workflow » de caractérisation sismique de grès gazéifères compacts et fracturés.

3

13


Q-Land – L’évolution d’une technique

Le prototype du système intégré Q-Land d’acquisition mono-capteur et de traitement de la sismique de Schlumberger a été mobilisé à Hassi Messaoud en 2002 pour Sonatrach en vue d’acquérir la première campagne 3D au monde à système source-récepteur ponctuels. En 2006, la dernière version en date du système Q-Land a été utilisée en Algérie pour acquérir des données d’exploration pour BP dans les concessions d’Illizi, Bourarhet et Hassi Mat Mat dans le Sud-Est. Depuis sa première utilisation en Algérie en 2002, le système Q-Land a évolué en une méthodologie robuste pour recueillir des données de qualité technique supérieure et les présenter de manière à répondre aux besoins de campagnes sismiques d’exploration, d’évaluation et de développement. Des progrès ont été faits dans trois domaines clés : le développement du matériel, le traitement des données et les techniques d’interprétation.

Matériel Depuis le système bêta à 9 600 voies utilisé lors de la première campagne à Hassi Messaoud, des progrès ont été faits sur quasiment tous les composants du système Q-Land vers un système viable à grand nombre de voies, 20 000 à 2 ms (ou 30 000 voies à 4 ms). L’adoption du géophone accéléromètre (GAC) de Schlumberger dans un

ensemble électronique intégré (iDMC) permet l’acquisition de données Vibroseis à haute fidélité. Le système central utilise une station de travail Sun de pointe, reliée à une série de grappes de disques à grande capacité et à un camion d’enregistrement et de traitement de données multi-nœuds, comparable en échelle à un centre de traitement de données de taille moyenne capable d’assurer le contrôle de qualité et le stockage de volumes de données allant jusqu’à 2 To† sur une période de 24 heures.

Traitement des données Le processus de formation numérique de groupes (DGF) est la principale différence du système Q-Land par rapport à la technologie de la génération antérieure. En combinant les corrections statiques, dynamiques et spatiales sur les données avant et après corrélation, les mesures sismiques brutes (RSM) sont fidèlement converties en données DGF avec une excellente neutralisation à la fois du bruit cohérent et du bruit ambiant sans compromettre la véritable amplitude relative du signal. Les perturbations sont corrigées, puis des filtres spatiaux, conçus selon le processus propriétaire de projections alternatives sur des ensembles convexes (APOCS), donnent des filtres de neutralisation du bruit cohérent et anti-repliement spatial, réduisant les données RSM en données DGF d’une fréquence d’échantillonnage et d’un rapport signal/bruit suffisants pour les besoins ultérieurs du signal. Le DGF donne une solution analogue à la méthodologie de traitement « Ondes P renforcées » offerte par les systèmes d’acquisition multi-composantes de pointe. La principale différence est que le processus rigoureux de conception

Pose de lignes de récepteurs (à droite) et implantation de géophones (à gauche) dans un environnement désertique. Les géophones doivent être implantés, plutôt que simplement posés sur le sol, pour assurer un bon couplage avec la terre et pour réduire le bruit dû au vent. Les géophones sont si sensibles qu’un vent léger provoque du bruit sur les traces enregistrées. Ce relevé comportait une disposition à 72 géophones par groupe selon un motif trapézoïdal. Une disposition plus typique comporte 6 ou 12 géophones en ligne droite.

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Cinq unités Vibroseis à un point de tir lors d’un relevé au Moyen-Orient. Ces véhicules sources sont des exemples de la famille Desert Explorer de vibreurs sismiques terrestres développés par WesternGeco. Cette conception propriétaire comprend des passerelles plus sûres, un kit d’éclairage pour le désert et un système de ravitaillement en carburant « zéro fuite ». Ces améliorations et d’autres assurent sécurité et fiabilité et minimisent l’impact environnemental. Un véhicule source doté d’un châssis articulé, permettant un fonctionnement stable sur un terrain accidenté, est représenté à droite.

du système Q-Land assure un échantillonnage adéquat du bruit, dans un sens spatialement contigu, en présence d’arrivées directes, sous-horizontales et dispersées, sans considérations de mode ou de phase. Le processus a été utilisé avec succès sur des données typiques du Moyen-Orient et d’Afrique du Nord.

Techniques Globalement, le DGF n’a pas beaucoup changé depuis la campagne pilote de 2002 à Hassi Messaoud acquise avec un échantillonnage spatial de 5 m, mais des changements significatifs positifs ont été réalisés dans le domaine de la macro-géométrie, qui est comparable au gabarit conventionnel utilisé dans la conception de campagnes antérieures pour la capture des signaux. En 2002, une géométrie en « tapis » avait été adoptée, selon laquelle les tirs individuels étaient enregistrés dans une nappe de géophones large de 200 m et de 20/40 éléments. Cela donnait un échantillonnage spatial parfait en termes de regroupement de traces de tir, mais réduisait la macro-géométrie quasiment à une disposition en ligne. Manifestement, les attentes concernant différentes cibles et les techniques avancées de caractérisation de réservoirs nécessiteraient une approche plus radicale.

À ce stade, l’espacement réel des lignes macro de sources et de récepteurs est indépendant des exigences du signal. La couverture après PreSTM est déterminée par les exigences de la campagne : éparse (approximativement 500 m) pour des travaux d’exploration sur des cibles plus profondes, et dense (approximativement 200 m) pour des travaux de développement sur des cibles plus superficielles. Ces techniques ont été validées sur de nombreux relevés de production depuis 2002, y compris des projets en Algérie, où le tapis réel de géophones tous les 5 m sur toute la superficie du champ de Hassi Messaoud a été remplacé par un tapis virtuel de traces de paires source-récepteur dans le domaine du dispositif en croix. Cette approche révolutionnaire de la géométrie de relevés met également en œuvre la technique VIVID, selon laquelle les relevés de la catégorie exploration sont recyclés en variantes de la catégorie développement en entrelaçant une deuxième passe d’un relevé similaire avec des lignes source-récepteur déportées. †

Traditionnellement, le gabarit est conçu pour équilibrer les exigences contradictoires en termes de bruit, de couverture, de rendement de « l’empreinte », de profondeur et de géométrie de la cible, et d’usage des données. La conception du Q-Land réduit commodément les trois derniers problèmes, puisque le bruit est traité par le DGF.

To (téraoctets) de données représentent la taille en données IBM IEEE de l’enregistrement issu de 3 000 VP utilisant un balayage de durée 12 s et de temps d’écoute 5 s à partir de 20 000 canaux de récepteurs, ceux-ci étant échantillonnés à 2 ms (données non corrélées). À titre de comparaison, une campagne conventionnelle utilisant les mêmes paramètres mais des réseaux de géophones analogiques et un enregistrement corrélé enregistrerait un peu plus de 1 % des données Q-Land (soit 15 Go).

3

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chevauchant illustré ici a été exploré par une campagne d’acquisition 2D-3C. Dans le traitement, ce sont les données PS qui ont permis de retrouver les limites structurales du réservoir au travers du gaz.4

Contexte géologique, difficultés sismiques et acquisition de données À partir de ce réservoir, un grès cambro-ordovicien situé à plus de 2 000 m au-dessous de la surface, du gaz s’était échappé par des failles inverses (fig. 3.11).5 Des mouvements tectoniques intenses avaient provoqué la formation de ces failles inverses affectant le réservoir et la couverture, ce qui permettait au gaz de migrer dans la couverture. Du fait de la présence de ce gaz et d’une géologie complexe, les images générées à partir de données d’ondes PP n’étaient pas toujours de qualité suffisante pour l’interprétation. Sur la base d’exemples en mer, on s’attendait à ce que les ondes converties fournissent une meilleure imagerie à travers le gaz.6, 7 Aussi, en plus d’une acquisition 3D de haute densité en ondes P, une campagne 2D-3C a-t-elle été conçue : cinq lignes et deux intersections concentrées sur les deux principaux pièges à gaz. Les données enregistrées à partir de récepteurs mono-point comportant une composante verticale et deux horizontales ont été traitées. Les données brutes de terrain ont montré des niveaux substantiels de bruit dû au vent associé à l’onde de surface et aux multiples de surface. Un traitement avec des filtres de bruit cohérent et aléatoire a réussi à atténuer la majeure partie du bruit.

Quaternaire Crétacé Disc. hercynienne Carbonifère Fuites de gaz Dévonien Réservoir de gaz Silurien

Ordovicien Cambrien Socle Figure 3.11 : Contexte géologique.

Intégration des données de puits dans le traitement des ondes converties Des données de puits, des données de PSV et des mesures acoustiques ont été utilisées pour contraindre les modèles de vitesse existants. La principale amélioration a consisté à utiliser les enregistrements acoustiques de cisaillement pour construire un modèle plus précis de vitesse des ondes de cisaillement (fig. 3.12). La migration avec le nouveau modèle a produit des enrichissements au niveau cible de l’image sommée finale (voir la région indiquée par la flèche sur la figure 3.13). Par calage d’horizons entre la somme de traces d’ondes PP, d’ondes PS et les données de puits, un champ de Vp/Vs (gamma zéro) a été établi. Ce champ,

m/s 500 850 1 200 1 550 1 900 2 250 2 600 2 950 3 300 3 650 4 000 Figure 3.12 : Modèle de vitesse à intervalle de cisaillement avant l’intégration des données de puits (à gauche) et après (à droite). Le nouveau modèle a été construit en peuplant les couches géologiques avec des vitesses acoustiques de cisaillement. La flèche indique l’emplacement du puits.

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Vp 1 000

5 500 Vs

1 000

5 500

Vp

permettaient de visualiser les structures au sein d’une zone profonde envahie par le gaz où les ondes PP ne produisaient pas de sommes de traces interprétables. Des données de puits et de PSV ont rendu possible la construction de modèles de vitesse plus précis et contribué à une imagerie améliorée.

Étude de cas 2 : cartographie des limites de chenaux de grès Vs

Figure 3.13 : Somme de traces PS avant l’intégration des données de puits dans la migration (à gauche) et après (à droite). Les diagraphies acoustiques de compression (Vp) et de cisaillement (Vs) sont présentées sur la piste du milieu.

utilisé dans la migration PS, a également permis de comprimer les sommes de traces PS sur le temps de parcours des ondes PP. La comparaison des sommes de traces d’ondes P et PS a confirmé les résultats selon lesquels les ondes converties peuvent produire de meilleures sommes de traces que les ondes PP dans les couches peu profondes et les zones envahies par le gaz (fig. 3.14). Dans les couches peu profondes, il est difficile d’observer des évènements continus sur les sommes de traces d’ondes PP, tandis que les sommes de traces d’ondes PS montrent plus de continuité. Cette étude a montré que les données d’ondes de cisaillement converties

Erg Chouiref est un champ gazier situé dans le bassin de l’Ahnet du Grand Erg à 430 km au sud-ouest de Hassi R’mel (voir Chap. 1, p. 1.3). Le champ se trouve immédiatement au nord du champ gazier de Bejouen et près du gazoduc d’In Salah. Trois puits ont été forés. Deux d’entre eux (Puits 1 et Puits 3) ont rencontré des chenaux de grès saturés en gaz de 8 à 13 m [26 à 42 pieds] d’épaisseur. Le deuxième puits (Puits 2) n’a pas rencontré le réservoir. L’objet du projet d’inversion était de déterminer l’étendue en surface du réservoir à l’aide de relevés sismiques récemment acquis sur 405 km2 [158 miles2] et d’obtenir une indication du type de remplissage des pores (saumure ou gaz). L’analyse de la physique des roches suggérait qu’une combinaison d’impédance acoustique et du rapport Vp/Vs était nécessaire pour séparer un faciès à tendance principalement argileuse de la saumure et des grès gazéifères.8, 9 Les grès gazéifères et l’argile présentent approximativement la même IA (molle) mais sont bien séparés dans l’espace Vp/Vs (2,0 pour les argiles et 1,66 pour les grès gazéifères). Le volume d’IA relative s’est également avéré approprié pour cartographier le réservoir de base. La projection de l’IA et du Vp/Vs sur la

Figure 3.14 : Un extrait 2D du cube PP 3D (à gauche) est comparé à la fusion des données PP 3D et PS 2D radiales (à droite). L’intégration des données PP et PS améliore la résolution à faible profondeur et la délimitation du réservoir en dessous du gaz.

3

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Puits 3

Puits 1

Puits 2

Tournaisien argileux x 1 800 Tournaisien

Tournaisien argileux

Viséen

Tournaisien gréseux C103

? N E

Tournaisien argileux

x 1 800 Tournaisien gréseux C103 Figure 3.15 : La localisation automatique du réservoir de base à l’aide du volume d’impédance acoustique relative indique un système de chenaux compliqué et la présence d’un éventail deltaïque.

structure cartographiée à l’aide du volume d’IA relative a montré la présence d’un système complexe de chenaux et d’un éventail deltaïque avec les perspectives qui y sont associées.

« Workflow » L’étude a fait appel à une approche en cinq phases : I Édition intégrée des enregistrements acoustiques et de densité, et conversion temporelle des données acoustiques de puits pour produire des enregistrements d’impédance fiables dans le domaine temporel pour le raccordement optimal puits-sismique nécessaire au recalage de la réponse sismique-puits. I Analyse pétro-acoustique réalisée sur les données de puits pour identifier les attributs appropriés pour la discrimination de la lithologie et du remplissage de pores. Un modèle théorique de physique des roches (modèle interactif, avec pores de forme aléatoire, qui est une modification du modèle de Kuster-Toksoz)10 a été utilisé pour reconstruire les enregistrements manquants de

3

18

vitesse de cisaillement sur la zone d’intérêt pour les puits 1 et 3. Les Vp, Vs et la densité reconstruites au puits 2 à l’aide du modèle de physique des roches ont montré un bon accord avec les enregistrements mesurés, compte tenu des données limitées disponibles. Le modèle pétro-élastique recalé du puits 2 a ensuite été utilisé pour reconstruire les enregistrements de cisaillement manquants des deux autres puits (1 et 3). I Faisabilité et inversion AVO pour vérifier si les données avant sommation étaient adéquates pour une inversion AVO. Plus tard, l’inversion AVO a été effectuée sur les données avant sommation pour obtenir des contrastes de « réflectivité » en ondes S et P. I Traitement par ondelettes et inversion en impédance relative par inversion d’amplitude de toutes les données de la somme de traces déportées et des « réflectivités » générées par inversion AVO. Le volume d’IA relative s’est avéré fournir une excellente cartographie du réservoir de base. Le réservoir de base peut être automatiquement repéré comme un passage par la valeur zéro sur toute la campagne de relevés pour donner une carte du réservoir de base (fig. 3.15). I Recalage intégré de l’impédance relative vers l’impédance absolue. L’impédance absolue (AI) en P et l’impédance en S (SI) ont été générées à partir des impédances relatives par intégration avec des modèles d’arrière-plan issus de données de puits. Un volume de rapport Vp/Vs a par la suite été généré à partir de données d’impédance absolue obtenues sismiquement.


L’interprétation détaillée a permis l’identification et la cartographie précise de la zone d’intérêt. En outre, l’interprétation était essentielle pour valider les résultats de chaque phase de l’étude de caractérisation du réservoir. La figure 3.16 montre une carte intra-réservoir obtenue par tracé d’isopaques à 16 ms audessus du réservoir de base. L’attribut visualisé est l’IA absolue et suggère la présence d’un système complexe de chenaux et d’un éventail deltaïque. Le parcours aléatoire en Vp/Vs illustré au-dessous de la carte suggère que le chenal et l’éventail deltaïque sont saturés en gaz. De plus, un réservoir faillé potentiel est révélé au nord.

Résumé La demande croissante pour la délimitation de réservoirs complexes d’huile et de gaz et le besoin de caractérisation détaillée des réservoirs nécessitent des outils qui fournissent des informations 3D à haute résolution sur les réservoirs. Bien que le seul outil capable de fournir un volume de données 3D soit la technologie de sismique 3D de surface, des données issues d’une acquisi-

tion conventionnelle de sismique de surface montrent souvent des artefacts d’acquisition comme le repliement et les perturbations, ce qui peut rendre impossible l’inversion pour les propriétés de physique des roches. La technologie Q-Land d’acquisition et de traitement sismiques répond à ces exigences et fournit un enregistrement exempt de repliement du signal et une atténuation efficace du bruit tout en préservant le signal et en fournissant une estimation améliorée de la vitesse ainsi qu’une conservation de la bande passante en fréquence. L’estimation plus précise des propriétés d’ondes de compression et de cisaillement à une plus haute résolution permet l’inversion vers l’impédance acoustique et une interprétation corrigée spatialement des paramètres de physique des roches. La qualité supérieure des données Q-Land permet aux ingénieurs de gisement et aux foreurs de situer les puits et de planifier la production des réservoirs d’une manière plus précise.

S

N IA superposée au niveau intra-réservoir

Chenal rempli de gaz

Puits 3

Puits 1

Puits 2

Rapport Vp/Vs

1 400

1 500

Réservoir de base 1 600

1,9

1,8

1,7

1,6

1,5

1,4

0

4 km

Figure 3.16 : La carte du haut représente l’impédance acoustique absolue et la coupe du bas montre le rapport Vp/Vs le long du parcours aléatoire.

3

19


Imagerie de réservoirs – Sismique de puits La sismique de puits délimite la structure souterraine et caractérise les propriétés physiques du réservoir proche autour du puits. Elle contribue à fournir des réponses aux questions et aux difficultés d’interprétation qui sont d’une importance cruciale pour les phases d’exploration et de développement d’un champ, comme : I Où se situent les puits par rapport aux failles proches ? I Quels sont les orientations et les types de ces failles (normales ou inverses) ? OKJ-50

OKJ-40 T2

À quelle profondeur la prochaine colonne de tubage doit-elle être placée ? Le réservoir est-il fracturé et quelle est l’orientation des fractures ? I Quel est l’emplacement optimal pour le prochain puits ? I Quels sont la meilleure direction et le meilleur objectif pour la déviation ? I I

De nombreuses applications récentes du système de sismique de puits Q-Borehole de Schlumberger (voir pages 3.24 à 3.25) ont été décrites en Algérie. Une sélection de celles-ci est évoquée ci-dessous. La première partie, intitulée « PSV d’imagerie à multi-offset », aborde la délimitation structurale à l’aide d’un jeu de PSV classiques avec appareils de forage et sources offsets.1, 2, 3 La section suivante, « PSV walkaround », évoque l’approche perfectionnée Q-Borehole de caractérisation de réservoir où l’orientation spatiale des fractures critiques est déterminée.4, 5, 6

T1

PSV d’imagerie à multi-offset Afin de compléter un programme périphérique dans le quadrant nord-est du champ de Haoud Berkaoui, Sonatrach a foré deux puits, OKJ-40 et OKJ-50, dans une zone relativement inexplorée (fig. 3.17). Après un examen minutieux des résultats de forage et de réservoir, le puits OKJ-40 est apparu comme un puits productif à haute productivité, tandis que le puits OKJ-50 était candidat pour une injection d’eau. En termes de stratigraphie de ces deux puits (fig. 3.17), les ensembles T2 et T1 sont deux unités réservoir de faible profondeur, et le réservoir principal, dit Série inférieure, est séparé par de l’andésite sous la forme d’une entité localisée (roche volcanique intrusive). De plus, le réservoir principal et les couches supérieures (T2 et T1) sont mis en contact par des failles dans certaines zones. Des essais sous pression ont révélé que les deux puits n’étaient pas en communication.

Andésite

Série inférieure

N OKJ-41

3 230

3 250

OKJ-40

?

Dans le cadre d’une interprétation initiale, on pensait que la portion orientale du réservoir était tronquée par une faille autour de ces deux puits. Les questions étaient : I La faille existe-t-elle vraiment ? I Si oui, à quelle distance est-elle des puits ? I Quelle est son orientation ?

Offset-1

OKJ-50 Offset-2

3 210

3 190

OKN-47

OKJ-60

32

50

10 32

30

32

3 173

OKN-46 OKN-561 50 31

OKN-63

OKN-46

30 32 OKN-45 Figure 3.17 : Plan de situation et colonnes stratigraphiques des puits OKJ-40 et OKJ-50 du champ de Haoud Berkaoui.

3

20

Un programme PSV de sismique de puits sur OKJ-40 a été élaboré pour examiner la présence de la faille et cartographier son orientation au voisinage du puits. L’orientation de la faille était importante pour déterminer l’emplacement de tout futur puits d’injection. Un PSV sur l’appareil de forage et deux PSV offsets ont été enregistrés. Les données ont été traitées pour l’imagerie et pour une analyse complète de champ d’ondes à trois composantes (3C). L’analyse 3C du PSV sur l’appareil de forage a fourni des informations supplémentaires pour quantifier la distance de la faille par rapport au puits. L’objectif ultime était de cartographier l’étendue du réservoir et l’emplacement d’un puits d’injection par rapport à la faille.3


Plan et scénario d’acquisition On s’attendait à une position de la faille de 400 à 500 m [1 312 à 1 640 pieds] à l’est du puits. Un PSV avec source sur l’appareil de forage et deux PSV déportés ont été choisis pour délimiter la faille et cartographier son orientation. Une modélisation par tracé de rayons faisant appel à un modèle représentatif de vitesse a été nécessaire pour optimiser la géométrie source-récepteur, mais, comme on ne disposait pas de modèle représentatif de vitesse préalablement aux relevés, le plan d’acquisition a été établi par un processus pas à pas. Conformément au plan, le PSV avec source sur l’appareil de forage a été acquis en premier, ce qui a fourni une relation temps-profondeur et donc le modèle de vitesse pour la modélisation par tracé de rayons. La modélisation par tracé de rayons a été effectuée pour divers offsets et portées de récepteur. Sur la base des résultats de modélisation, une source offset de 1 800 m [5 905 pieds] et des azimuts de source de 60 et 135 degrés ont été choisis. La portée du récepteur était choisie de la profondeur totale à 1 200 m [3 937 pieds].

Traitement et analyse des données Deux unités Vibroseis ont été utilisées pour chaque tir déporté. Les données ont été acquises à l’aide d’un outil de fond de puits à trois composantes. Les composantes horizontales X et Y étaient orientées aléatoirement dans le plan XY, car l’outil peut tourner autour de son axe vertical entre un niveau et un autre. Une passe de prétraitement avant la décomposition du champ d’ondes était nécessaire pour projeter les données en X et Y sur les directions alignée et transversale à l’azimut de la source. Le champ d’ondes projeté dans l’alignement donne une composante horizontale pointée vers la source, repérée comme Projection HMX. Des traitements ultérieurs ont été effectués sur les composantes Z et HMX. Dans les données des PSV offsets, il existe un minimum de quatre modes d’ondes différents, régis par huit paramètres. Par conséquent, il est important de séparer clairement les modes d’ondes pour obtenir la meilleure image structurale possible. La technique de décomposition paramétrique du champ

d’ondes a été utilisée pour séparer les divers modes d’ondes.1,8 Dans cette approche, quatre modes d’onde sont modélisés en termes d’angle de polarisation et de lenteur apparente, le meilleur ajustement aux données réelles étant obtenu par une approche non linéaire de minimisation par les moindres carrés. Les quatre modes d’ondes peuvent alors être obtenus à partir de leurs angles de polarisation et de leurs lenteurs en résolvant un problème linéaire à chaque fréquence et en le retransformant dans le domaine temporel. À l’aide de cette technique, les amplitudes vraies de quatre composantes décomposées sont obtenues. La technique a également inversé un modèle de vitesse optimale (Vp, Vs). Un modèle de vitesse à indice de profondeur est nécessaire pour la migration des données de PSV. Le modèle de vitesse, créé à l’aide de la relation temps-profondeur issue du PSV sur l’appareil de forage, a été recalé avec le modèle de vitesse optimale résultant de la décomposition paramétrique. Une technique de cartographie par point de réflexion a été adoptée pour obtenir des images migrées PSV. Les deux PSV déportés ont été migrés, fournissant des images 2D d’environ 750 m [2 460 pieds] dans leurs azimuts respectifs. Ces images ont révélé la présence d’une faille dont les positions ont été détectées à environ 400 m et 500 m [1 312 et 1 640 pieds] dans les directions nord-est et sud-est, respectivement. Sur la base de ces détections, l’orientation de la faille a été estimée à 359 degrés. Les côtés soulevé et abaissé de la faille ont été cartographiés sur la section sud-est du PSV, tandis que la section nord-est montrait une troncature

Au pied du plateau d’Afara et du volcan de l’Adrar (tassili des Ajjer), un immense monument culturel doté d’une antenne de 150 m de long orientée vers l’est a été érigé, en blocs de basalte dépouillé, par les Proto-Berbères, qui adoraient la lune et le soleil (il y a 6 000 à 7 000 ans).

3

21


Puits

nette de l’événement sismique à environ 1,970 seconde mais ne représentait pas le côté abaissé de la faille. Des explications possibles pourraient être soit la présence d’une structure plus complexe au nord-est, soit le fait que le côté abaissé de la faille présente un pendage fuyant qui minimise la couverture en réflexion. L’interprétation de la faille sur la carte sismique et son orientation estimée sont illustrées sur les figures 3.18 et 3.19a.

0,8

NE

SE

0,9 1 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7 1,8 1,9 2 2,1 2,2 2,3

RVSP -700

-600

-500

-400

-300

-200

0

-100

12

112

212

312

412

512

612

2,4 712

Temps, s

Une analyse détaillée du PSV avec source sur l’appareil de forage a également été entreprise pour identifier et quantifier la distance de la faille par rapport au puits. Les données de PSV avec source sur l’appareil de forage ont été traitées pour rechercher d’éventuels motifs de diffusion ou de diffraction à partir de la faille. Ceci est basé sur l’idée que, s’il existe une faille au voisinage du puits, le signal de la source peut être diffusé ou diffracté à partir du bord de la faille. La probabilité que la diffusion soit dirigée vers le puits dépend de la position de la faille et de son contraste acoustique avec les couches environnantes. La position d’une faille voisine pourrait être telle que le champ d’ondes descendant serait diffusé lorsqu’il atteint la faille. Cet événement de diffusion apparaît comme un détail hyperbolique sur les données PSV à la figure 3.19b. Le sommet du détail hyperbolique représente la plus courte distance entre le point de diffusion (la faille) et le puits. Connaissant la célérité locale et le delta-T entre l’arrivée directe et l’instant du sommet, la distance de la faille par rapport au puits peut être calculée, comme indiqué sur le schéma géométrique de la figure 3.19a (à condition que la diffusion se produise au voisinage du puits). Ce champ d’ondes diffusé peut ne pas être apparent en présence de forts champs d’ondes descendants et montants. Dans ce cas, des analyses 3C

Offset au point miroir commun, m Figure 3.18 : Cartographie de la faille sur les images de PSV du NE et du SE.

pour éliminer par filtrage les champs descendants et montants peuvent mettre en évidence le détail de diffusion caché (fig. 3.19b).

Autres exemples de délimitation structurale à l’aide de PSV Le premier exemple vient d’un champ parvenu à maturité où un certain nombre de puits avaient été forés et étaient en production.5 L’accès à la sismique était limité ; aussi la cartographie structurale du réservoir et des autres formations majeures a-t-elle été principalement basée sur des mesures de diagraphie. La complexité des structures, allant des failles aux dépressions structurales et aux entités volcaniques intrusives imprévisibles, est une difficulté fréquente.

Plus courte distance (D) jusqu’à la faille : V x Δt = 3 750 x 0,097 = 363 m Offset-1 (azi = 60°) : faille détectée à ~400 m Offset-2 (azi = 135°) : faille détectée à ~500 m N

400

m

OKJ-40

0m

50 L’azimut calculé de la faille est 359° La plus courte distance calculée jusqu’à la faille est de 363 m

3

Figure 3.19a : Délimitation de la faille et sa vérification par l’analyse 3C

Figure 3.19b : Diffusion/diffraction à partir du bord de la faille, enregistrée par le PSV sur l’appareil

du PSV sur l’appareil de forage.

de forage.

22


OMM-702 3 000

Offset-2 (azi = 299)


NO

SE

3 100 3 200 3 300 RA

3 500

-575

-450

-325

-200

-75

37

162

422

297

GR

3 600

512

Profondeur, m

3 400

Offset, m

OMM-702 3 000


Offset-1 (azi = 72)

SO

NE

3 100 3 200 3 300 RA

3 400

350

225

100

-12

-137

-387

-512

Offset, m

M54 M532 M33

W1F M741

N24

M632

N332 N13

M731

M822

OMN3 N322

M422 RO2 M32 M413 M412

M31

M522 M512

M62

M72

M823 M612 Off-1

N12

N22 N212 N312 N21

Off-2 OMM-71

M41

MB1

M502b M402 M502 M30 M503 OMM-702 M40 M50 403 438 A W1F 41 243 Off-3 Off-4

N202 OMM-80 N10

131 x510

Off-5

439 452

9

RO1 283

175

150

336

388 51

OMM-702, un puits sec ancien, était un candidat à la déviation. Il est situé près de deux puits productifs, OMM-71 au nord-est et OMM-80 à l’est, respectivement à environ 800 m et 1 000 m [2 625 et 3 280 pieds]. La technique PSV a été choisie pour une cartographie structurale détaillée autour du puits candidat. Trois types de relevés PSV – offset avec source fixe, walkaway et PSV 3D – ont été envisagés. Les trois options ont été minutieusement étudiées en tenant compte des conditions en surface et dans le puits. Le relevé PSV multi-offset, multi-azimut en étoile a été choisi en tant qu’option économique et réalisable opérationnellement qui atteindrait les objectifs d’imagerie. Cinq PSV offsets à divers azimuts et offsets, dont quatre (les offsets 1, 2, 3 et 5) sont illustrés sur la figure 3.20, ont été enregistrés dans le puits afin de délimiter la structure le long de leurs directions respectives.

GR

3 600

-262

Profondeur, m

3 500

Pour cette raison, des puits secs ont occasionnellement été trouvés à côté de puits productifs. Bien que ces puits secs soient des candidats pour des déviations de faible rayon avec la meilleure connaissance structurale possible, la cartographie structurale détaillée autour d’eux était sous-optimale et réduisait par conséquent la probabilité d’une déviation réussie.

145

1B

HA8

W1C

125

Les données ont été traitées par décomposition paramétrique de champ d’ondes, donnant des réflexions d’ondes P-à-P et P-à-S converties (cisaillement). Les données de réflexion avec cisaillement se sont avérées d’une meilleure cohérence intrinsèque et d’une meilleure résolution en comparaison de celles de compression (P), peutêtre en raison des absorptions d’énergie différentes pour PP et PS. Par conséquent, les images PSV de cisaillement ont été utilisées pour l’interprétation structurale. La section PSV NO-SE (à partir des offsets NO et SE) et la section PSV SO-NE (à partir des offsets SO et NE) sont illustrées sur la figure 3.20. Comme le montre le schéma structural de la figure 3.20, le puits OMM-702 est apparu comme situé au milieu d’une structure délimitée par deux failles, l’une au sud-ouest et l’autre au nord-est. La faille NE se trouve entre OMM-702 et les puits productifs (OMM-71 et OMM-80). Elle a été détectée à environ 120 m [390 pieds] de OMM-702 et interprétée comme la raison pour laquelle OMM-702 est un puits sec.

52 214

Structure continue

59

374b 234 Faille NO-SE

Figure 3.20 : Délimitation structurale avec PSV de cisaillement multi-offset.

Dans l’exemple suivant, Sonatrach a foré un nouveau puits, ACH-4, sur une structure où l’on pensait qu’un puits sec existant, ACH-3, se trouvait sur le côté abaissé de la faille. Une source sur l’appareil de forage et un PSV offset double ont été préparés et acquis sur le nouveau puits.

3

23


Technologie Q-Borehole Le système intégré de sismique de puits Q-Borehole optimise tous les aspects des opérations sismiques de puits. Il comprend la conception/planification des relevés, l’acquisition des données, leur contrôle qualité en temps réel, leur traitement et leur interprétation. Il assure une délimitation correcte de la structure souterraine et la caractérisation des propriétés physiques du réservoir.

Composants du Q-Borehole Le système Q-Borehole comporte du hardware de fond de puits et de surface ainsi qu’une suite logicielle employée sélectivement pour satisfaire une large gamme de besoins informationnels. L’application de ces composants intégrés fournit des jeux de réponses orientés vers des tâches spécifiques d’interprétation. Tous les composants ont été développés pour s’assurer que le système Q-Borehole pouvait être configuré pour répondre aux besoins envisageables de relevés avec des normes exigeantes de fidélité des données et de rendement d’acquisition. La figure 3.A montre divers composants du système Q-Borehole.

Outil VSI de fond de puits Le composant clé du système Q-Borehole est le nouvel imageur sismique vertical VSI. L’outil VSI utilise un matériel sismique trois axes à capteur unique de type Q-Technology dans une configuration modulaire perfectionnée. L’outil VSI comprend jusqu’à 40 modules légers de capteurs à trois composantes, appelés navettes, dont les ensembles de capteurs sont acoustiquement découplés du corps principal de l’outil (fig. 3.B). Chaque ensemble de capteurs est pressé contre la paroi du puits par un effort d’au moins 10 fois son poids. Cela assure que toutes les composantes du mouvement des particules dans la formation sont fidèlement enregistrées avec un rapport signal/bruit amélioré. Un ancrage fort, une petite taille et un découplage efficace de l’ensemble de capteurs du corps de la navette offrent un moyen d’éliminer le bruit des harmoniques d’outil et les ondes

3

24

de tube de la réponse sismique. L’outil peut être ancré dans des trous de forage d’une taille allant de 3,5 à 22 pouces de diamètre. L’intervalle entre les navettes peut être réglé de 3 à 30 m. Le réseau VSI peut être combiné avec d’autres outils sur câble, comme un appareil à gamma ray et un CCL (localisateur de joint de cuvelage) pour un contrôle précis de la profondeur. Chaque navette est dotée d’un capteur de relèvement relatif afin de mesurer l’orientation de l’outil dans les puits déviés. L’ensemble de capteurs du VSI contient trois capteurs géophones accéléromètres montés orthogonalement. La réponse fréquentielle de l’accéléromètre est plate de 3 à 400 Hz, ce qui donne une excellente sensibilité à l’intérieur de la bande de fréquences de sismique de puits. Son aptitude à enregistrer des fréquences aussi basses que 3 Hz est importante pour imposer des contraintes aux inversions d’impédance acoustique PSV pour les applications d’imagerie de type lookahead (anticipée).

BorMod 2D ou Gemini 3D Modélisation de l’anisotropie et conception de la campagne de relevés Outil VSI Imageur sismique polyvalent multi-réseau

Conception et planification de la campagne de relevés

Système de navigation SWING

Acquisition des relevés

Logiciel WAVE d’acquisition, de validation et d’évaluation sur site de forage

Vibroseis (Sercel/Pelton), contrôleurs de canons

Contrôle qualité intégré des sources de l’équipement de surface et de navigation

Contrôle qualité et traitement en temps réel

BorSeis Q-BorSeis Logiciel de traitement complet 2D/3D

Produits d’interprétation

Figure 3.A : Le système Q-Borehole optimise tous les aspects des opérations sismiques de puits depuis la définition du problème jusqu'au jeu de réponses.


De plus, un vibreur incorporé à chaque capteur fournit un contrôle qualité in situ du couplage formation-capteur, ce qui assure une haute fidélité du vecteur 3C pour les champs d’ondes de compression (P) et de cisaillement (S). La figure 3.C présente à titre d’exemple des champs d’ondes extraits de compression (P) et de cisaillement (S) de haute qualité issus d’une campagne de PSV avec source offset.

1 navette

L’ensemble de capteurs est découplé une fois serré

Télémétrie Gamma ray Cartouche électronique

20,4 pieds [6,2 m]

Z Tête souple d’interconnexion

X Y

7,2 pieds [2,2 m] Ensemble de capteurs découplé avec capteur GAC-B Figure 3.B : L’ensemble de capteurs VSI est acoustiquement découplé suite à l’ancrage et peut être construit avec jusqu'à 40 navettes et un intervalle entre navettes de 30 m (une seule navette est illustrée à droite).

L’analyse vectorielle 3D à haute fidélité du VSI caractérise le réservoir fracturé par les phénomènes de dédoublement des ondes de cisaillement (S) à partir du relevé walkaround de profil sismique (WAPSV). Le relevé est acquis avec le capteur VSI positionné à l’intérieur ou audessus du réservoir et les sources placées sur un cercle à intervalles angulaires réguliers (typiquement tous les 5 à 10 degrés). L’acquisition VSI est renforcée par un logiciel de WAVE (Wellsite Acquisition, Validation and Evaluation) destiné au contrôle qualité in situ et au traitement en temps réel. Le traitement WAVE permet la validation instantanée des données enregistrées. Les enregistrements de mauvais tirs sont détectés et rejetés, de telle sorte qu’une action corrective immédiate puisse être menée, et seules les données de haute qualité sont intégrées de façon ininterrompue dans les programmes en cours d’interprétation et de création de rapports.

S descendant (décomposition paramétrique)

1 500

1 500

2 000

2 000

2 500

2 500

3 000 3 500 0,8

1

1,2

1,4

1,6

1,8

2

2,2

2,4

2,6

2,8

Profondeur, m

Profondeur, m

P descendant (décomposition paramétrique)

Temps, s

3 000 3 500 0,8

1,2

1,4

1,6

1,8

2

2,2

2,4

2,6

2,8

2,6

2,8

S montant (décomposition paramétrique)

1 500

1 500

2 000

2 000

2 500

2 500

3 000 3 500 0,8

1

1,2

1,4

1,6

1,8

2

2,2

2,4

2,6

2,8

Profondeur, m

Profondeur, m

P montant (décomposition paramétrique)

Temps, s

1

Temps, s

3 000 3 500 0,8

1

1,2

1,4

1,6

1,8

2

2,2

2,4

Temps, s

Figure 3.C : Les données traitées de VSI avec source offset montrent d’excellents champs d’ondes de compression (P) et de cisaillement (S), préservant la rectilinéarité 3C.

3

25


PSV walkaround En juin 2005, Schlumberger a effectué des relevés de PSV walkaround (circulaire) et offset pour le puits ODZ-4 dans le champ d’Oued Zine en Algérie. L’opérateur, Gaz de France, voulait déterminer l’orientation des fractures dans les réservoirs ordovicien et cambrien et mesurer les divers attributs azimutaux liés à l’anisotropie sismique.

Lors de l’application de ce concept, une campagne de relevés sismiques de puits peut être conçue avec une géométrie walkaround, ou circulaire, afin d’exciter des ondes de cisaillement multiples. En plaçant les récepteurs à une profondeur suffisante à l’intérieur du réservoir fracturé, on obtient des données permettant d’analyser le dédoublement d’ondes de cisaillement et d’en déduire l’orientation des fractures. Théoriquement, l’onde transmise P-à-S est minimale (nulle) sur la composante transversale (lorsque la source P est parallèle

SE

10 -1 7

90 -1 6

0 70 -1

ACH-3

,5 720 -1 Offset-2 Faille Étendue de l’imagerie Figure 3.21a : Délimitation de la faille par PSV à double offset.

3

26

Carb West+NAM

600 800

Carb. Visean

1 000 Profondeur par rapport au niveau moyen de la mer, m

ACH-4

NE

400

Les propriétés physiques d’un matériau anisotrope – en l’occurrence la roche – diffèrent lorsqu’elles sont mesurées à partir de directions différentes. L’anisotropie induite par les fractures peut être observée indirectement et effica-

Offset-1

Offset, m

200

Dédoublement d’ondes de cisaillement et concept d’orientation de fractures

ACH-1 -1 693,8

Offset, m

0

1 200 1 400

Carb. Tour_A

1 600

Dev. Inf. Argi Sil. Inf. Unit VIII Amb. Ordo. Unit IX

1 800 2 000

GR DT

2 200

Socle

2 400 2 600

GR DT

Toits de formations

0 75 150 225 300 375 450 525 600

Suite à la modélisation et à la conception, un offset de 1 300 m [4 265 pieds] le long des azimuts 60 et 135 degrés a été choisi. Le traitement du PSV 3C a été réalisé pour des images de réflexion Pp. Deux failles, l’une au niveau du réservoir et l’autre traversant le socle, ont été cartographiées sur l’image du déport NE (fig. 3.21b), mais il restait à savoir si les deux failles observées sur le NE étaient le prolongement d’une même faille ou s’il s’agissait de deux failles différentes. Les données de migration pré- et postPSV ont été analysées de manière exhaustive. La faille au niveau du réservoir paraissait être une faille directe, tandis que la faille traversant le socle était une faille inverse, ce qui suggérait qu’il s’agissait de deux failles différentes. Il a également été confirmé, à partir d’une cartographie plus étendue des failles du socle dans cette zone, que la plupart d’entre elles étaient des failles inverses orientées NO-SE.

cement dans la roche et son orientation déterminée approximativement par des phénomènes de dédoublement d’ondes de cisaillement, également appelés biréfringence. Lorsqu’une onde P incidente est réfléchie par ou transmise à travers une couche de fracture verticale sous n’importe quel angle autre que 0 ou 90 degrés par rapport à la direction de la fracture, elle se divise en deux ondes de cisaillement – rapide et lente. L’onde de cisaillement rapide se polarise le long de la fracture, et l’onde de cisaillement lente se polarise à angle droit par rapport à la direction de la fracture.3, 4, 5 L’application de ce concept est représentée sur la figure 3.22. Celle-ci illustre trois cas de disposition d’un PSV offset. Lorsqu’une source P (indiquée avec le plan d’incidence de l’onde P ) est parallèle ou perpendiculaire aux fractures, il ne se produit qu’une conversion d’onde P en onde S. Cette énergie de cisaillement est alors détectée par la composante radiale (R) du récepteur placé dans le puits de forage ; la composante transversale (T) n’enregistre aucune énergie de cisaillement. D’un autre côté, lorsque la source P est oblique par rapport à l’orientation des fractures, il se produit à la fois du cisaillement rapide et lent. Dans ce cas, les deux composantes R et T enregistrent et contiennent des énergies de cisaillement dans des proportions déterminées par l’angle relatif entre l’onde incidente P et la direction des fractures.

600 525 450 375 300 225 150 75 0

Les objectifs du PSV offset étaient de comprendre et de délimiter la faille au nord-est et de cartographier l’étendue du réservoir pour contribuer au positionnement d’un futur puits au sud du champ (fig. 3.21a).

Offset du point miroir commun, m Figure 3.21b : Exemple de délimitation structurale par PSV à double offset.


R

T

T

R

T

R Au-dessus du réservoir

Onde P

Transversale (T) Radiale (R) Source P

Onde S lente Réservoir fracturé

Onde S lente Ond rap e S ide

Ond rap e S ide

Onde S

Puits de forage

VSI

VSI

VSI Plan source-puits entre la direction de faille et la normale aux fractures

Plan source-puits normal aux fractures

Plan source-puits parallèle aux fractures

Figure 3.22 : Lors de l’application du concept de dédoublement d’ondes de cisaillement pour déterminer l’orientation de fractures, on déplace la source P en diverses positions sur un cercle : normale aux fractures pour obtenir une conversion d’ondes P-à-S lentes ; oblique par rapport à l’orientation du plan des fractures pour obtenir à la fois des conversions d’ondes P-à-S lentes et rapides ; et parallèle aux fractures pour obtenir une conversion d’ondes P-à-S rapides.

ou perpendiculaire aux fractures). Lorsque les données de walkaround (sur 360 degrés) sont traitées, l’énergie minimale P-à-S sur la composante transversale est observée à quatre azimuts espacés de 90 degrés. Le rapport transversalradial (T/R) est alors tracé pour déterminer les orientations des fractures.

Acquisition de données sur le puits ODZ-4 L’outil VSI de Schlumberger a été utilisé pour acquérir des données sur le puits ODZ-4. À des fins d’évaluation et de choix de la source offset (rayon) des enregistrements de walkaround, on a fait appel au modèle 2D de célérité issu du puits voisin ODZ-3. La grandeur des amplitudes transmises P-à-S a été étudiée par tracé de rayon et calcul synthétique. Sur la base de ces analyses, un offset optimal de la source de 1 100 m [3 609 pieds] a été choisi afin d’obtenir des données suffisantes d’énergie transmise P-à-S. Un total de 72 points

de tir, ou points Vibroseis, situés tous les 5 degrés sur un cercle d’un rayon de 1 100 m [3 609 pieds] (par rapport à la tête de puits), ont fait l’objet de relevés et chacun a été marqué par un fanion. L’acquisition a été réalisée en utilisant trois unités Vibroseis simultanément. La première Vibroseis a acquis les données des points VP 1 à 24 ; les deuxième et troisième Vibroseis ont acquis les données de VP 25 à 48 et de 49 à 72, respectivement. De plus, une source sur l’appareil de forage et deux PSV offsets à partir de PAD-A et PAD-C (fig. 3.23) ont été acquis.

Lessivage Gamma ray 0

Prof., 1 : 500 (m)

3 112 000 10 PAD-C

2 300

ODZ-5

3 111 500 PAD-B 60

RVSP

TD

PAD-A

Y UTM

-3 Vib

2 380 2 400

30 2 420

40 236 500

4

14

Station VSI Cambrien

2 340

Vib -2

PSV walkaround (mesures ponctuelles)

236 000

14

Diamètre du trou (pouces)

2 360

3 110 000 235 500

(pouces)

20

ODZ-4

50

4

2 320

3 111 000

3 110 500

150

Dimension du trépan

Vib-1 1

70

(gAPI)

237 000

237 500

238 000

2 440

VSI Niveau 1 VSI Niveau 2 VSI Niveau 3 VSI Niveau 4

X UTM Figure 3.23 : Produit à partir des données obtenues dans le puits ODZ-4, le diagramme des relevés et de la géométrie du puits indique l’emplacement des unités walkaround de Vibroseis 1 à 3, les positions du PSV d’appareil de forage et des deux campagnes de relevés PSV offset. Les relevés de gamma ray et de diamètre sont présentés sur la droite avec les positions des récepteurs VSI.

3

27


Les données de walkaround ont été acquises à quatre niveaux dans le puits (fig. 3.23). Le niveau le plus élevé était à une profondeur mesurée de 2 376 m [7 795 pieds], 71 m [233 pieds] sous le sommet du Cambrien. Le diamétreur EMS à 6 bras a montré que la forme du trou audessous du Cambrien était médiocre, ce qui expliquait probablement la dégradation progressive du rapport signal/bruit des données de fond de puits avec la profondeur. Les données obtenues au niveau 4 ont été jugées médiocres et exclues du traitement et de l’analyse. En moyenne, cinq bons tirs ont été acquis à partir de chaque position de point Vibroseis et ont été superposés pour augmenter le rapport signal/bruit.

Compilation et recoupement des données de PSV Toutes les données brutes à trois composantes ont été chargées dans le système de traitement et d’interprétation de puits de PSV BorSeis de Schlumberger. Un numéro d’enregistrement unique a été affecté à chaque vibropoint, à son temps d’horloge et à son ordre d’enregistrement. Le puits ODZ-4 est dévié le long d’un azimut de 32 degrés. Les données de déviation du puits ont été utilisées pour calculer les positions verticale et horizontale vraies de chaque récepteur. Ces données ont ensuite subi un contrôle de qualité et les étiquettes ont été mises à jour de façon à pouvoir établir un système de coordonnées pour calculer l’offset absolu de la source et son azimut par rapport aux récepteurs de fond de puits. Les trois composantes ont subi un nouveau contrôle de qualité. Les mauvais tirs ont été effacés avant de super-

poser les données en X, Y et Z pour chacun des trois niveaux. Les temps de transit de la source à la première arrivée de compression ont été calculés à l’aide d’un algorithme de détection automatique faisant appel à l’amplitude de premier pic 3C des données de fond de puits. Ces données ont été alignées à 0,0 seconde. Les données de composantes X, Y et Z non basculées ont été traitées en trois étapes – analyse de polarisation, calcul du relèvement relatif de l’outil et calcul des composantes radiale et transversale – dans le repère de référence requis lié à la verticale vraie. À l’étape 1, une analyse de polarisation des données à trois composantes a été utilisée pour calculer les angles de pendage (élévation) et d’azimut du bras, qui ont été sauvegardés dans les étiquettes de données X, Y et Z. À l’étape 2, les angles ont été utilisés pour calculer le relèvement relatif de l’outil d’imagerie sismique verticale. L’angle et le relèvement relatif ont été utilisés pour faire pivoter les données en X, Y et Z sur les repères de référence souhaités (en l’occurrence, E-O, N-S et V). À l’étape 3, les composantes horizontales E-O et N-S ont été réorientées pour calculer les composantes radiale et transversale, respectivement nommées projections HMX et HMN. L’angle de projection calculé fournissait un contrôle indépendant de qualité et validait les diverses étapes suivies pour orienter les données, de sorte qu’il était en fait équivalent aux azimuts des sources des relevés.

Analyse du dédoublement d’ondes de cisaillement Les composantes radiale (R) et transversale (T) calculées, obtenues à l’étape 3, servaient de données d’entrée pour l’analyse du dédoublement d’ondes de cisaillement. En premier lieu, l’amplitude à l’intérieur d’une petite fenêtre autour de l’événement d’onde de cisaillement convertie était mesurée suivant les composantes R et T. En théorie, la composante T ne devrait pas faire apparaître d’onde de cisaillement convertie aux azimuts de source walkaround qui

Composante radiale (niveau 1 à 2 376 m), alignée à 0,0 s

Composante transversale (niveau 1 à 2 376 m) alignée à 0,0 s

0

Inversion de polarité 100

Inversion de polarité

Azimut de la source, degrés

200 Inversion de polarité 300 Inversion de polarité

-0,1 Radiale, R

0

0,1

0,2

0,3

-0,1

0

0,1

0,2

0,3

Transversale, T

Figure 3.24 : Les composantes T et R ont été calculées au niveau 1. Les données en T font apparaître quatre minima et des inversions de polarité se répétant environ tous les 90 degrés.

3

28


Deux axes de minima du rapport T/R représentent les directions parallèle et normale à la fracture 0º

Analyse du rapport T/R au niveau 1 (237 m MD) 1 1,0

0,8

0,9 0,6

0,8 0,7

0,4

0,6

0,2

0,5

0

0,4

-0,2

0,3

90º

-0,4

Rapport T/R

0,2 -0,6

0,1 0,0

-0,8 0

40

80

120

160

200

240

280

320

360

Azimut

-1

1

0,8

0,6

0,4

0,2

0

-0,2 -0,4 -0,6

-0,8

-1

Figure 3.25 : Diagramme polaire (à droite) réalisé à partir des données cartésiennes (à gauche). Quatre minima apparents sont observés, se répétant à environ 90 degrés et indiquant des orientations de fractures d’approximativement 353 ou 83 degrés. Cette dernière orientation, choisie sur la base d’un raisonnement plus poussé, s’est avérée cohérente avec l’analyse de données FMI issues du même puits.

se situent soit le long de la fracture, soit normalement à celle-ci. Les sources intermédiaires (entre la ligne directrice et la normale à la fracture) enregistrent les amplitudes combinées des deux cisaillements, en fonction de la séparation en temps au niveau du récepteur. La composante R contient une énergie constante P augmentée de l’amplitude combinée des deux énergies d’ondes de cisaillement converties. Dans une acquisition walkaround sur 360 degrés, l’énergie minimale P-à-S et l’inversion de polarité sur la composante T devraient être observables à 4 azimuts se répétant approximativement tous les 90 degrés. La figure 3.24 représente les données pour les composantes radiale et transversale au niveau 1. L’amplitude à l’intérieur d’une petite fenêtre après la première arrivée a été calculée suivant les composantes T et R. Le rapport T-R a alors été calculé sur tous les tirs du relevé walkaround à chaque niveau. Ce rapport calculé a été converti des coordonnées cartésiennes en coordonnées polaires pour produire un diagramme polaire facilitant la visualisation et l’interprétation des variations en azimut (fig. 3.25). En raison de l’ambiguïté atteignant 90 degrés dans la détermination de la ligne directrice des fractures, des informations supplémentaires étaient nécessaires pour lever l’indétermination. Les azimuts des deux PSV déportés acquis à partir de PAD-A et PAD-C étaient respectivement de 81 et 358 degrés, proches des angles de fracture issus du relevé walkaround, calculés pour le puits ODZ-4. Afin de déterminer les directions des ondes de cisaillement rapide et lente, les temps des cisaillements descendants ont été détectés sur les événements de conversion P-à-S à partir des sommets de l’Ordovicien ainsi que du Cambrien le long des deux PSV offsets. Dans un puits dévié comme ODZ-4, les angles source-récepteur ne se situent pas dans un plan 2D parfait ; par conséquent, la quantification des ondes de cisaillement rapide et lente peut ne pas être exacte. Cependant, la vitesse apparente de cisaillement le

long de PAD-C est apparue relativement plus grande que le long de PAD-A, ce qui signifie que la direction de cisaillement rapide se situait le long de PAD-A, soit à environ 80 degrés. En résumé, deux campagnes de relevés PSV offsets et walkaround ont été menées sur le puits ODZ-4 pour calculer l’orientation des fractures dans les réservoirs ordovicien et cambrien. La détermination de la ligne directrice de fracture à 80 degrés a été confirmée par une analyse FMI (Fullbore Formation MicroImager) (non présentée ici).

Conclusion De nouvelles technologies perfectionnées de sismique de puits et en surface ont joué un rôle important dans l’obtention de données sismiques de haute qualité pour l’imagerie structurale de failles et de réseaux de fractures naturelles, le contrôle des propriétés des réservoirs, la caractérisation de la roche et l’identification des types de fluides interstitiels. Comme l’ont démontré ces exemples, les géophysiciens, géologues et ingénieurs algériens spécialistes des réservoirs ont appris à s’appuyer sur ces données reproductibles à haute résolution pour atteindre leurs objectifs spécifiques concernant les réservoirs, qu’il s’agisse d’explorer des réservoirs plus profonds, plus complexes, d’accélérer la production, de renforcer la production à partir de moyens existants par un positionnement optimal des puits injecteurs ou de mener d’autres actions correctives.

3

29


Imagerie de puits L’imagerie de parois de puits a été introduite par Schlumberger au milieu des années 80. Obtenue par des mesures de résistivité très finement échantillonnées, l’imagerie représentait un saut technologique par rapport aux pendagemètres antérieurs. Elle a grandement amélioré la caractérisation géologique des réservoirs et est devenue rapidement indispensable dans les puits d’exploration, de délinéation et même dans beaucoup de puits de développement. L’imagerie permet une visualisation précise et quasiment instantanée de la stratigraphie, du pendage, de la texture des couches, de la fracturation et de la distribution des principaux faciès. Ces renseignements contribuent à une estimation rapide du potentiel pétrolier d’un puits et permettent de prendre très tôt les décisions économiques qui s’imposent. Cet apport de l’imagerie à la caractérisation sédimentaire ou structurale des réservoirs est tellement important au moment du forage que l’on a tendance à confiner son utilisation à ce seul domaine et à ce seul moment de la vie du réservoir. Or l’imagerie apporte des informations utiles à bien d’autres domaines que la géologie de puits : la pétrophysique, la sismique, la mécanique des roches et la description géologique globale du réservoir. Ces informations sont parfois simples à décrypter ou, au contraire, nécessitent des traitements plus complexes par un expert. Les principaux outils d’imagerie descendus au câble sont au nombre de trois : le Formation Micro Imager (FMI), l’Oil Base Mud Imager (OBMI) et l’Ultra-sonic Borehole Imager (UBI). Les deux premiers fournissent une image de la résistivité de la formation au voisinage immédiat de la surface du puits. Leurs principes de mesure diffèrent car ils dépendent du type de boue utilisée : conductrice pour le FMI, résistante pour l’OBMI. Le troisième outil, l’UBI, ne mesure pas directement une propriété de la formation mais fournit une image par réflexion d’une onde ultrasonique sur la surface du puits elle-même. Il peut être utilisé quelle que soit la résistivité de la boue, mais l’image ne montrera que les éléments géologiques qui affectent la surface. Tous ces outils sont régulièrement utilisés en Algérie. Au milieu des années 90, Schlumberger a introduit l’imagerie acquise pendant le forage (logging while drilling). L’outil GeoVision mesure la résistivité et la présente sous la forme d’une image, comme le FMI, avec bien sûr une résolution moindre. L’outil VISION fournit une image de la densité autour du puits. C’est la mesure

3

30

dont la résolution est la plus faible, mais elle suffit souvent au suivi de la structure dans les puits horizontaux. Ces images sont transmises pendant le forage à un géologue qui les analyse rapidement de manière à pouvoir modifier la trajectoire si nécessaire. Le chapitre 4 fournit des exemples de ces images. L’interprétation d’une imagerie de puits peut être abordée de trois points de vue différents et complémentaires. D’un premier, l’image est perçue comme un affleurement virtuel, étroit mais continu, que le géologue doit observer avec la même attention qu’un affleurement réel. D’un deuxième, l’image est vue comme le déroulé d’un cylindre orienté avec précision. Chaque plan traversant ce cylindre est parfaitement repéré dans l’espace. D’un dernier point de vue, l’image se regarde comme une mesure de haute résolution. Selon l’outil choisi cela permet de quantifier, et au-delà comparer, différents caractères du réservoir tels que la texture des roches, l’ouverture des fractures, la topographie de la paroi, etc. Le but final est d’améliorer le modèle de perméabilité du réservoir qui sera utilisé pour les simulations dynamiques. Abordant l’imagerie selon ces trois points de vue, ce chapitre illustre les utilisations conventionnelles des images, mais également des applications moins usuelles telle la géomécanique. Les exemples traités proviennent de différents champs algériens.

L’imagerie d’affleurement virtuel L’observation attentive d’une image de puits permet d’identifier et de classifier les éléments géologiques, ce qui était très difficile, voire impossible, à partir des seules courbes de pendagemétrie. Dans bien des puits, un géologue expérimenté détectera les détails caractéristiques d’un environnement de dépôt, d’un style tectonique, d’un type particulier de réseau de fracturation, etc. Autrement dit, il appliquera aux imageries de puits les méthodes basiques de l’observation d’affleurements réels. Le géologue compense l’étroitesse de cet affleurement virtuel en tirant avantage des outils de manipulation d’images de la station de travail GeoFrame, tels que la compression d’échelle ou la manipulation des tables de couleurs. L’intégration de ces observations individuelles conduit, comme sur un affleurement, à l’établissement de modèles sédimentaires et structuraux ou à la compréhension de la fracturation au voisinage du puits. Ce type de raisonnement, purement géologique, est illustré par différents exemples.

Les structures sédimentaires pour caractériser un environnement de dépôt L’interprétation sédimentologique s’appuie largement sur la description de faciès sédimentaires, qui associe des critères lithologiques et paléontologiques à la géométrie des structures sédimentaires. Ces critères participent à l’interprétation de l’origine du sédiment, de l’âge, du milieu et du mécanisme de son dépôt. Les associations de faciès et leurs successions verticales et latérales permettent l’interprétation en termes d’environnements de dépôt.

Imagerie de puits

Cette interprétation est déterminante car l’environnement de dépôt est une des clefs de la géométrie interne et externe du réservoir et des circulations de fluides qui s’y produisent.

un lobe turbiditique –, les associations de structures sédimentaires dans une séquence relativement continue sont autant d’arguments forts pour une bonne interprétation.

L’étude de l’affleurement virtuel procure des informations utiles sur la lithologie et parfois sur le contenu fossile d’une roche sédimentaire. En outre, les propriétés d’affleurement virtuel continu et parfaitement orienté dans l’espace de l’imagerie de puits en font le parfait outil pour l’analyse de la géométrie des structures sédimentaires. Après le pointé précis du pendage des surfaces sédimentaires (couches, lamines et surfaces d’érosion), on calcule un pendage structural, qui est rigoureusement « débasculé » pour replacer les structures sédimentaires dans leur configuration d’origine. Les interprétations des mécanismes du dépôt, des directions de transport des sédiments, de la forme et de l’extension des corps sédimentaires des réservoirs peuvent être évaluées puis modélisées par l’étude de plusieurs puits.

Dans les exemples des figures 3.26 à 3.33, les images FMI sont utilisées pour l’interprétation de l’environnement de dépôt d’une série argilo-gréseuse de l’Ordovicien du champ de TFT (Tin Fouye Tabankort). Les images sont acquises dans deux puits. Leur qualité permet de mesurer directement des graviers (> 4 mm) et de bien observer les granules (2-4 mm). Les granulométries des sables très fins à très grossiers ne peuvent être mesurées sur l’image, mais leurs variations y sont souvent perceptibles. On peut les calibrer avec les données de carottes et des mesures diagraphiques (NMR, GR et SP). Les nombreuses structures sédimentaires repérées sur les images donnent alors des indices sur les mécanismes de dépôt des sédiments.

En ce qui concerne la sub-surface, l’étude des carottes demeure l’approche la plus polyvalente. Elle permet le cas échéant de calibrer les diagraphies, y compris les imageries de puits. Les diagraphies qui caractérisent les lithologies, la taille des pores et des grains de la roche (par résonance magnétique nucléaire) et l’imagerie de puits approfondissent la connaissance du réservoir et de son histoire de manière plus rapide et plus complète.

Gamma ray (0-300 gAPI) Diamètre (8 à 14 pouces)

CMR

À partir d’une connaissance sommaire de la lithologie et d’une bonne description de la géométrie des structures sédimentaires, il est possible d’émettre une première hypothèse sur le mécanisme de dépôt d’un sédiment. Si certains mécanismes de dépôt ne désignent pas de manière univoque un environnement de dépôt – des rides de courant peuvent par exemple s’observer depuis le milieu continental dans un chenal fluviatile jusqu’au milieu marin profond dans

Image statique Image dynamique + sinusoïdes GR (15-55)

Pendages (0 à 90°)

50 cm

Surfaces d’érosion

Lamines parallèles entre elles Texture légèrement granuleuse

Figure 3.26 : Grès à swaley cross-stratification (SWS).

Sur la figure 3.26, la roche est un grès interprété d’après le GR et la connaissance locale. Il présente des fractures induites par le forage. La taille des grains de ce grès est perceptible dans la texture de l’image FMI. Les plus gros grains sont conducteurs (noirs) et présentent des tailles probables de granules. Ils sont globalement contenus dans un grès grossier. Le dépôt est organisé en bancs métriques présentant de nombreuses structures sédimentaires fines. On distingue aisément les lamines pluri-centimétriques, pour la plupart parallèles entre elles, des unités génétiques décimétriques. Il n’existe pas d’évidence de granoclassement au sein de ces unités. Elles sont séparées par des surfaces d’érosion profondes (parfois plus de 10 cm) qui recoupent franchement les lamines précédemment déposées et sont drapées par les lamines qui se déposent après la phase d’érosion. On observe en effet que les lamines présentent à peu près le même pendage que la surface d’érosion qui les précède immédiatement. Leurs azimuts sont très variables. Sur cet exemple, les azimuts varient de l’ouest vers l’est en passant par le nord. Ce grès homogène dénote une forte énergie permanente de l’environnement de dépôt, confirmée par la fréquence des érosions, l’absence de granoclassement et la variabilité de l’azimut des structures sédimentaires. Les lamines parallèles entre elles présentent un faible pendage, pas ou faiblement oblique sur leur surface de dépôt. Elles sont parfois confondues avec des lamines

3

31


Gamma ray (0-250 gAPI)

Image dynamique FMI

Pendages (0 à 90°) Intervalle plus argileux et fines alternances

50 cm

Surfaces d’ érosion Lamines parallèles entre elles Intervalle greseux

Alternances de niveaux decimétriques silteux et centimétriques plus argileux Figure 3.27 : Grès à hummocky cross-stratification (HCS).


Image dynamique FMI

Pendages (0 à 90°) Alternances de niveaux decimétriques silteux et centimétriques plus argileux

50 cm

Lamines rebroussées en traversin

structures sédimentaires a été produit par les courants oscillatoires de vagues et houles de tempête. Les surfaces d’érosion, les lamines sableuses drapant ces surfaces d’érosion et les azimuts des lamines potentiellement distribués sur 360 degrés caractérisent les HCS et SCS. De telles structures sédimentaires dans un grès homogène et dépourvu d’argile suggèrent un milieu marin dans la zone d’action permanente des vagues (shoreface). Sur la figure 3.27, la roche présente une alternance de bancs de grès de 10 à 50 cm avec des bancs de faciès plus argileux de 1 à 5 cm. Ces derniers ne sont pas homogènes, ils présentent des niveaux centimétriques riches en argile alternant avec de probables niveaux décimétriques silteux ou gréseux très fins. La taille des grains de ces silts n’est pas du tout perceptible dans la texture de l’image FMI. Le grain dans les niveaux gréseux est perceptible dans la texture de l’image (grès fin à moyen probable). Il n’y a pas d’évidence de granoclassement au sein des niveaux gréseux. Un banc plus franchement gréseux se détache, il fait ici environ 60 cm d’épaisseur. Il présente de nombreuses structures sédimentaires fines. On distingue bien des lamines centimétriques à pluri-centimétriques, pour la plupart parallèles entre elles dans de petites unités de dix à trente centimètres d’épaisseur. Les surfaces d’érosion qui séparent ces unités recoupent sur quelques centimètres seulement, et avec un angle relatif très faible, les lamines précédemment déposées. Les lamines drapent les surfaces d’érosion en conservant leur pendage. Les azimuts des lamines sont très variables, passant de l’ouest au nord-est par le nord. L’alternance de bancs de grès avec des bancs silto-argileux dénote une alternance de forte et de faible énergies de l’environnement de dépôt, et les structures sédimentaires observées sont caractéristiques des HCS (hummocky cross-stratification), produites par l’énergie des houles de tempête. L’alternance des grès à HCS avec les niveaux silto-argileux suggère un milieu marin dans la zone de transition, plus profonde que la zone d’action permanente des vagues, mais moins profonde que la zone qui n’est jamais atteinte par l’action des houles de tempête.

Grès moyen (texture légèrement granuleuse)

Gamma ray (0-250 gAPI) Diamètres 1 - 2 Image dynamique (5 à 10 pouces) Image dynamique + sinusoïdes Lenteur (140 à 40 μs/pied)

Figure 3.28 : Grès à structures ball-and-pillow.

obliques planes (planar cross-bedding) produites par un courant unidirectionnel. S’il s’agissait de stratifications en auge (trough cross-bedding), produites par un courant unidirectionnel, elles présenteraient des azimuts très variables, comme observé ici, mais elles auraient aussi un raccord tangentiel sur leur surface de dépôt, et développeraient des séquences de lamines à pendage croissant et non des lamines parallèles entre elles.

3

32

Argiles Silts 50 cm

Certaines des lamines parallèles ont des pendages très faibles (haut et bas de la figure 3.26). Il peut s’agir de HCS (hummocky cross-stratification). Les autres ont des pendages plus forts, elles sont beaucoup plus probablement des SCS (swaley cross-stratification). L’ensemble de ces


Figure 3.29 : Silt à structures ball-and-pillow.

Lamines rebroussées en traversin isolées dans une matrice boueuse


CMR

Imagerie de puits

Diamètre (8 à 14 pouces)

Image statique GR (15-55)

Image dynamique + sinusoïdes

La séquence sédimentaire illustrée par les faciès 1 et 2 indique clairement un milieu marin ouvert soumis à l’action des vagues et des tempêtes. Les exemples suivants sont des faciès associés à ces deux premiers. Nous verrons comment ils complètent la vision du système de dépôt.


Grès massif, grossier à très grossier 50 cm

Niveau de conglomérat à clastes décimétriques arrondis

Gamma ray (0-300 gAPI) Diamètre (5 à 10 pouces)

CMR

Figure 3.30 : Grès grossier à niveaux de conglomérats.

Image statique GR (15-55)



50 cm

Brèche à clastes pluridécimétriques supportés par une matrice de grès grossier à très grossier Clastes pluridécimétriques très anguleux

Figure 3.31 : Brèche à matrice sableuse grossière.

Gamma ray (0-250 gAPI) Diamètres 1 - 2 (5 à 10 pouces) Lenteur (140 à 40 μs/pied)

Image dynamique



50 cm

Grès fin à moyen avec rides de vagues en aggradation

Figure 3.32 : Grès à rides de vagues.

Sur la figure 3.28, la roche présente une alternance de niveaux gréseux décimétriques et de niveaux plus fins, silteux et/ou argileux centimétriques. Comme dans l’exemple 2, la taille des grains n’est perceptible dans la texture de l’image FMI que pour les niveaux gréseux moyens. Ce qui caractérise cette zone, c’est que les structures sédimentaires fines y sont rebroussées et présentent une face inférieure convexe. Elles sont dites « en traversin » (ball-and-pillow). Ces structures indiquent une sédimentation rapide mais sans caractériser un environnement de dépôt particulier. Cette déformation précoce est le produit de la liquéfaction in situ du sédiment. L’alternance de bancs de grès avec des bancs silto-argileux dénote une alternance de forte et de faible énergies de dépôt semblable à l’exemple 2. Ces deux faciès se retrouvent dans le même environnement de dépôt. Lorsque la proportion d’argile domine fortement, les traversins sableux en arrivent à flotter dans une matrice boueuse. C’est le cas de la figure 3.29. Sur la figure 3.30, la roche est un grès. La taille des grains y est clairement perceptible dans la texture de l’image FMI montrant qu’il s’agit d’un grès grossier à très grossier. Le dépôt est massif et ne présente pas de structures sédimentaires fines reconnaissables. On observe des clastes décimétriques, de forme arrondie, flottant dans la matrice sableuse. Ce grès grossier à niveaux de conglomérats n’est pas un faciès caractéristique d’un environnement de dépôt, bien qu’il soit commun dans les cônes alluviaux. Toutefois, dans le milieu marin ouvert soumis à l’action des vagues et des tempêtes décrit précédemment, le dépôt de grès grossier et le remaniement de clastes décimétriques suggèrent un environnement de dépôt très proximal et de très haute énergie tel qu’une plage. Il en va de même pour la figure 3.31 qui présente un faciès de brèche hétérogène dont les clastes pluri-décimétriques sont portés par une matrice sableuse elle-même très hétérogène. Dans un contexte marin proximal, ces deux faciès 5 et 6 qui présentent des granulométries largement hétérogènes (aucun classement des tailles de grains de la roche) indiquent une proximité immédiate avec une source de sédiment. Sur la figure 3.32, la roche est un grès dont la taille des grains n’est pas très perceptible dans la texture de

3

33


l’image FMI. Il s’agit d’un grès fin à moyen. Le dépôt est organisé en bancs pluri-décimétriques à métriques présentant de nombreuses structures sédimentaires fines. On distingue aisément des lamines pluri-centimétriques, pour la plupart parallèles entre elles. Les surfaces sédimentaires décrites jusqu’ici présentaient une forme en sinusoïde unique, caractéristique d’une surface plane recoupée par le cylindre du puits. Ici les lamines montrent des doubles crêtes symétriques et parallèles entre elles. Elles sont caractéristiques de rides de vague en aggradation sans migration, c’est-à-dire sans l’influence d’un courant.1 L’observation de telles rides de vague pourrait constituer un argument supplémentaire en faveur d’un environnement marin dominé par les processus de vagues et de houles de tempêtes. Ce n’est pas le cas ici car ce dernier exemple provient d’un autre champ dans des séries sédimentaires du même âge. Ce faciès peut représenter, comme les figures 3.30 et 3.31, un environnement de dépôt très proximal et de forte énergie. Les figures 3.30, 3.31 et 3.32 sont des faciès dits équivalents. Ils constituent des équivalents latéraux dans la même zone proximale, avant-plage (shoreface)

Profil du système de dépôt 5 Exemples 6 7

1

2 3

4 Limite d’action des vagues permanentes Limite d’action des houles de tempête

Shoreface

Zone de transition

Offshore

Grès et conglomérats

Alternances de grès et d’argiles

Argiles

Figure 3.33 : Répartition théorique des faciès le long d’un profil de dépôt.

supérieure, du profil de dépôt. Le faciès à rides de vagues de la figure 3.32 serait bien sûr déposé dans un environnement relativement plus protégé que les faciès des figures 3.30 et 3.31. Les différents faciès identifiés par le géologue peuvent être replacés dans un profil de dépôt (fig. 3.33), qui constitue une trame conceptuelle pour cartographier les faciès des réservoirs et leurs géométries d’après seulement quelques puits. Cette première interprétation n’est pas exempte d’ambiguïté. Toutefois, lorsque des associations de faciès sont cohérentes dans un unique système de dépôt et que leur disposition spatiale a bien été appréhendée, l’interprétation repose sur des bases solides.

A

C GR (0-150)

GR (0-150)

Image FMI dynamique

Image FMI dynamique

X X72

Fm Tamadjert, Unité IV Fm In Tahouite, Unité III-3

X X80

Fm Banquette, quartzites de Hamra

X X73

X X81 B

1m

X X74 1m

X X82

X X75

X X83 Figure 3.34 : (A) Contact d’érosion entre les formations In-Thaouite et Tamadjert ; (B) Détail d’un remplissage chaotique de vallée glaciaire (vallée d’Iherir ; tassili N’Ajjer, Sud algérien) ; (C) Images FMI d’un puits du bassin d’Illizi montrant un faciès analogue dans la formation IV-3 de l’Ordovicien (équivalent enfoui de la formation Tamadjert).

3

34

Imagerie de puits

Fm Banquette

Densité de fractures élevée Structures sédimentaires détruites par la bioturbation

du faciès chaotique de brèche présentant des structures de slump dans la formation Tamajert (tassilis N’Ajjers – vallée d’Iherir). Les images FMI de la figure 3.34C correspondent à un faciès analogue provenant d’un puits de l’Ordovicien du bassin d’Illizi.

Faciès bioturbés Fm Vire du Mouflon

Densité de fractures très faible Préservation de stratifications obliques de taille intermédiaire

Figure 3.35 : Formation dite de la Banquette (équivalente des quartzites de Hamra). Le niveau supérieur fortement bioturbé présente une densité de fractures élevée. Le niveau inférieur faiblement bioturbé (notez la préservation des stratifications obliques) présente une densité de fractures très faible. Image dynamique FMI A

B

X X20,5

X X21,0 0,5 m

X X21,5

Figure 3.36 : (A) faciès intensément bioturbé (Daedalus) au sommet de la Banquette dans la vallée d’Iherir ; (B) Images FMI d’un faciès équivalent dans les quartzites de Hamra du bassin d’Illizi (niveau III-2 de l’Ordovicien).

D’autres faciès identifiés sur des imageries de puits acquises en Algérie sont présentés ci-après.

Faciès périglaciaires L’identification des paléovallées glaciaires de la fin de l’Ordovicien constitue un des défis de l’évaluation des réservoirs ordoviciens. Les faciès chaotiques de remplissage de ces vallées sont caractérisés par des porosités et des perméabilités extrêmement hétérogènes qui diffèrent de façon significative de celles des formations encaissantes dont les déformations synsédimentaires rendent l’interprétation difficile. Les figures 3.34A et 3.34B montrent respectivement une paléovallée glaciaire avec son contact basal anormal et un détail

L’observation des niveaux intensément bioturbés des affleurements de la formation Banquette dans la région des tassilis N’Ajjers (fig. 3.35 et 3.36) et des images FMI enregistrées dans les quartzites de Hamra (équivalent sub-surface de l’Ordovicien III 2) montre que ces faciès contiennent peu ou pas de fractures, contrairement aux niveaux non bioturbés qui présentent une densité de fractures élevée. Cela semble montrer qu’il existe une relation directe entre l’intensité de la bioturbation et de la fracturation. L’identification de ces niveaux gréseux à faciès bioturbés interprétés par des dépôts d’environnement marin peu profond permet d’établir des corrélations entre puits qui sont ensuite utilisées dans l’établissement du modèle de stratigraphie séquentielle de ces formations. L’image FMI de la figure 3.36 montre un faciès intensément bioturbé dans les quartzites de Hamra qui provient du même puits du bassin d’Illizi que celui montré sur la figure 3.34.

Micro et méga-structures en limite du champ de Hassi Messaoud Ce second exemple illustre l’importance de l’identification des microstructures tectoniques dans les images de puits pour comprendre les structures à l’échelle du réservoir. La géologie micro-structurale se fonde sur la similarité des structures à toutes les échelles. Le puits étudié est horizontal, long de 350 m, orienté NO-SE et situé en limite du réservoir du champ de Hassi Messaoud. En l’absence de sismique, le pendage structural a été estimé sub-horizontal par prolongement des corrélations entre les puits voisins. Au cours du forage, il devint rapidement évident que la structure était plus compliquée que prévu, les horizons traversés n’étant pas ceux attendus. La coupe reconstituée à partir des stratifications relevées sur l’image UBI montre un pendage structural de 11 à 13 degrés vers l’ouest sur la majeure partie du puits (fig. 3.37). Différentes causes peuvent expliquer ce pendage, mais un examen attentif de l’image

3

35


suggère une interprétation en demi-graben. En effet, malgré sa qualité moyenne due aux conditions de trou, l’image montre en plusieurs endroits des microstructures de type demi-graben (fig. 3.37). Ceux-ci occasionnent, à très petite échelle, des basculements d’orientation et d’angle très semblables à ceux mesurés à l’échelle de tout le puits. Aucun autre type de microstructures n’ayant été détecté dans cette image, il était difficile d’envisager d’autres structures qu’un demi-graben. De plus, les géologues du réservoir confirmèrent la validité de cette hypothèse. Il est à noter qu’au cours d’un premier examen des images déroulées ces structures avaient échappé à l’interpréteur. C’est en utilisant la présentation 3D sur GeoFrame qu’elles sont clairement apparues.

320 m A

Demi-graben

? Demi-graben B

Faille C

2m Figure 3.37 : (A) coupe structurale dérivée des pendages UBI et interprétée comme un demi-graben;

Microfaille dans le Dévono-Silurien

(B) présentation carotte d’un détail de l’image UBI montrant un demi-graben à petite échelle ; (C)

Ce troisième exemple qui provient du Dévono-Silurien (unité F6) d’un puits du champ de TFT montre un événement traversant le puits de direction NO-SE (fig. 3.38). Une analyse détaillée de l’image FMI montre deux plans séparés d’une dizaine de centimètres entre lesquels existe un micropli d’entraînement indiquant un mouvement inverse. Ce type de microstructure ne peut en aucune manière être détecté automatiquement, alors que l’observation de cette microfaille à rejet inverse est d’une importance capitale pour la compréhension du modèle structural du gisement. Cet exemple illustre une nouvelle fois la nécessité d’une observation minutieuse des images par un géologue expérimenté.

image UBI déroulée du même détail sur laquelle les microfailles sont difficiles à interpréter.

de puits et les carottes sont en fait très complémentaires car elles permettent un calibrage mutuel de ces deux sources de données. Ce calibrage réciproque représente une étape primordiale dans la caractérisation des réservoirs car il permet, d’une part, d’appliquer les résultats des études de carottes des puits carottés aux puits non carottés et, d’autre part, de quantifier le faciès des formations en prenant en compte leur texture. Lorsque les photos déroulées de carottes sont disponibles, l’imagerie de puits permet en plus d’orienter précisément les carottes, et donc toutes les mesures pétrophysiques faites sur celles-ci, en particulier les mesures de porosité et de perméabilité.

CGR SGR (0-300)

Calibrage aux carottes

3

36

Pendages FMI Image statique FMI (0 à 90°)

X X24

0,5 m

Les techniques d’analyse d’image de plus en plus sophistiquées utilisées dans l’interprétation de l’imagerie de puits permettent d’extraire des informations détaillées sur les formations, mais elles ne peuvent pas se substituer aux carottes, particulièrement pour les mesures pétrophysiques. Cependant, même si les carottes fournissent des informations géologiques plus fines et plus directes que l’imagerie de puits, elles présentent de nombreux inconvénients : le carottage et l’analyse des carottes sont des techniques onéreuses, l’interprétation des carottes nécessite un travail long dont les résultats sont disponibles plusieurs mois seulement après l’acquisition des données et, de plus, les carottes ne sont généralement pas orientées. L’imagerie

Image dynamique FMI

X X24,5

X X25 Figure 3.38 : Microfaille orientée NO-SE dont le crochon indique un rejet inverse.

Imagerie de puits

Faciès sédimentaires

Images orientées de carotte

Pendages sur carottes

Strati

Diam-Gamma

La figure 3.39 montre une photo déroulée de carotte orientée à l’aide d’une image OBMI dans un réservoir gréseux fluviatile du TAGI (Trias). Cette comparaison illustre l’avantage de disposer d’une image en résistivité pour l’étude des structures sédimentaires et des textures. Celles-ci sont en effet généra-

Image OBMI Gamma ray sur carotte

Pendages Lithofaciès OBMI OBMI Rxo

lement bien plus visibles sur une image en résistivité que sur une carotte ou même un affleurement rocheux examiné en lumière naturelle. Dans cet exemple, l’image OBMI montre des pendages sédimentaires, en particulier au-dessus de X X37 m, ainsi que deux zones de faciès moucheté à cause de la présence de nodules d’anhydrite qui ne sont pas visibles sur la photo de carotte correspondante.

Faille

X X37

0,5 m

Texture mouchetée d’une image OBMI due à la présence de nodules d’anhydrite confirmée par les carottes

L’imagerie FMI de la figure 3.40 indique la présence d’une brèche de faille d’une vingtaine de centimètres d’épaisseur dans la série gréseuse ordovicienne du champ de TFT. Le plan qui porte cette brèche est orienté NE-SO et pend de 71 degrés vers le sud-est. La carotte confirme la présence d’une brèche de faille à cette profondeur. Les informations fournies par la carotte sur la nature de cette brèche et sur son orientation grâce à l’imagerie FMI ont permis d’expliquer la remontée sous pression de fluides profonds observés dans ce puits et de mieux quantifier un épisode de la structuration du champ de TFT, ainsi que la circulation actuelle des fluides dans ce réservoir.

X X38

Identification et différenciation des pendages géologiques Figure 3.39 : Image de carotte « déroulée » et image OBMI.

Image dynamique FMI

(0 à 90°)

Brèche à gros clastes très anguleux

0,5 m

Plan de faille 71° N55E

Base de la zone de brèche de faille

Les pendagemètres, avant les outils d’imagerie de parois de puits qui en sont issus, fournissaient un pendage moyen par corrélations croisées entre les courbes enregistrées par les électrodes situées sur leurs différents patins. Cette méthode, qui requiert un certain parallélisme des plans à l’intérieur de la zone de corrélation, ne permet d’estimer que le pendage de couches ou de structures sédimentaires, mais pas celui d’événements uniques tels que les fractures, les failles ou les surfaces d’érosion. Cette méthode donnait d’excellents résultats dans les zones du puits peu perturbées. Mais lorsque, à une profondeur donnée, des structures sédimentaires complexes ou des fractures interfèrent, le pendage moyen déterminé par corrélation n’a plus beaucoup de signification. Il apparaît généralement chaotique et peut conduire à une interprétation erronée. L’avènement des imageries de puits a fourni un outil qui permet de différencier et mesurer finement les plans sédimentaires et structuraux.

Figure 3.40 : Brèche de plan de faille, visible à la fois sur la carotte et sur l’image FMI.

3

37


Différenciation des pendages sédimentaires

A

Une fois clairement identifiées, ces surfaces servent à différentes interprétations. Les limites de bancs donnent par des méthodes appropriées le plan structural moyen, tandis que les surfaces sédimentaires indiquent l’orientation et la taille des corps sédimentaires. Dans certains cas, il est possible de modéliser des coupes sédimentaires à partir des plans précédemment différenciés (fig. 3.42). Cette reconstitution est fondée sur la similarité de certaines structures sédimentaires parallèlement au pendage structural. Si cela s’applique bien aux stratifications entrecroisées des chenaux fluviatiles ou deltaïques (fig. 3.43), toutes les structures sédimentaires ne peuvent pas se reconstituer ainsi, d’où la nécessité d’une identification préalable. De telles reconstitutions rendent facilement accessibles la taille des structures sédimentaires et la forme des lamines obliques au pendage structural, alors que ces mêmes paramètres sont difficiles à quantifier à partir des représentations conventionnelles du pendage. La coupe reconstituée de la figure 3.42 montre, du bas vers le haut, un accroissement des épaisseurs et un renforcement des obliquités par rapport au pendage structural local qui, lui, ne change pas. La forme des lamines est parfois plane, parfois sigmoïde. On peut même noter à X X07 m un retournement des lamines sous l’effet du courant. Les directions de celui-ci, présentées après « débasculement » structural sous forme de dip-vector plots seront utiles pour les reconstitutions paléogéographiques.

3

38

B

2m

Quand un géologue attentif dispose d’une image, même de qualité médiocre, il est à même de classifier les plans observés pour les utiliser dans différentes interprétations. La figure 3.41 est une image FMI d’un grès fluviatile où, malgré une très importante déformation synsédimentaire et des breakouts marqués, il est possible de différencier clairement les limites de bancs, les stratifications entrecroisées et même les lamines plus argileuses retournées par le courant. Le calcul de pendage par corrélation (MSD) appliqué à cette même zone ne fournit que quelques pendages sans signification car influencés par les trois types de surfaces clairement visibles sur l’image. La figure 3.41, malgré un très faible contraste de résistivité et la présence de nombreuses fractures conductrices, révèle à l’observateur exercé les limites de bancs, les stratifications entrecroisées ou les slumps, alors que la méthode conventionnelle MSD ne donne aucun résultat.

Pendage automatique

Limite de banc Stratifications obliques Limite de banc discordant Slump

Figure 3.41 : Pendages calculés automatiquement comparés à ceux pointés manuellement par un géologue.

N-NO

S-SE

A B 1

C X X00

1

X X05 22

X X10 2

X X15

Grès Silt Argile Pendage structural

X X20 Figure 3.42 : (A) coupe sédimentaire reconstituée à partir de limites de bancs et de stratifications obliques pointées manuellement par un géologue ; (B) détails de l’image FMI : 1) stratifications obliques amalgamées et 2) lamines retournées par un courant d’eau ; (C) Dip-vector plot montrant l’orientation des structures sédimentaires après débasculement du pendage structural.

Imagerie de puits

cation des surfaces et par une plus grande précision des mesures. Un modèle peut être établi pour chaque puits individuellement ; cependant, les reconstitutions multipuits sont bien préférables car la nécessaire cohérence du modèle global contraint fortement les interprétations individuelles. Quand il existe une sismique de bonne qualité, son utilisation aide à choisir le modèle de structure approprié. Deux exemples de modélisation basés sur l’image sont décrits ci-dessous. Pendage structural

Figure 3.43 : Affleurement illustrant la technique de reconstitution sédimentaire utilisée pour la figure 3.42. On remarquera la similarité des lamines parallèlement au pendage structural.

Modélisation des structures au voisinage des puits L’imagerie met en évidence avec précision chaque plan de stratification permettant une interprétation qui va plus loin qu’une simple étude statistique des pendages. Il devient possible de modéliser les structures au voisinage des puits sous forme de coupes orientées ou même de représentations 3D. Cette modélisation est en une intégration des mesures individuelles guidée par les principes de base de la géologie structurale. Pour simplifier, le géologue fait à l’écran des reconstitutions structurales proches de celles qu’il pourrait faire sur le terrain. L’étroitesse de l’affleurement virtuel est compensée par une meilleure identifiNO

Modélisation à partir d’un puits dans le Lias du champ d’Ourhoud Dans cet exemple, l’OBMI a été utilisé dans un puits dévié du champ d’Ourhoud pour déterminer la profondeur à laquelle une faille identifiée avec les données sismiques traverse le puits au niveau du Lias évaporitique. Cette faille n’a pu être évitée, le puits ayant dû être déplacé par rapport à la position initiale prévue à cause de la présence d’une dune en surface. L’évolution verticale des pendages pointés sur l’image OBMI (fig. 3.44) indique une déformation progressive des couches qui atteint deux maxima, l’un à X X00 m, l’autre à X X27 m. À chacune de ces profondeurs, l’image OBMI montre un plan très conducteur d’environ 70 degrés pendant vers l’azimut ESE (orientation NNE-SSO). Ces deux plans sont interprétés comme des plans de faille remplis d’argile conductrice appartenant à la faille observée sur la sismique.

SE Trajectoire du puits

OBMI statique

Pendages OBMI dynamique

-150 m

x954 X X04 -100 m x955 X X05 x956 X X06 -50 m x957 X X07

330

X X00 300

60

10% 5%

270

Type de structure : faille normale Pendage du plan de faille : 70° Azimut du plan de faille : 130° Direction de la coupe : 140° Position de l’observateur : 230°

30

15%

Zone de faille

+50 m

0 20%

5% 10% 15% 20%

90

120

240 210

180

150

Cible du puits A

Puits A en surface

Orientation des plans de faille d’après l’image OBMI +100 m

Figure 3.44 : Pendages relevés manuellement sur l’image OBMI interprétés comme un crochon de faille normale à l’aide du logiciel StrucView.

3

39


Puits 1

Puits 2

A

Puits 3

Puits 4

Puits 1

Puits 2

Puits 3

Puits 4 F1 C

B

X 200

m2

m2 X 300

m7 m8

?

X 300 X 300

? X 300

m7 m8 F1

m1

Faille-1

m1

m3

X 300

m3

9m X 300

X 300 F2

X 300 F2

Faille-2 m4 m5

X 400

X 400

m6

4m

m4 m5

X 400

X 400

m6

Figure 3.45 : Corrélations inter-puits utilisées pour déterminer le rejet des failles. (A) situation réelle : on remarquera l’amincissement de la série dans le puits 2 ; (B) détermination des rejets par aplanissement des marqueurs ; (C) plans de faille observés sur les images FMS du puits 2. En l’absence d’image au sommet du puits 4, l’amincissement observé dans cette zone ne peut pas être relié à une faille en particulier.

La coupe structurale dérivée des pendages OBMI présentée sur la figure 3.46 illustre la déformation des couches évaporitiques très plastiques au voisinage de la zone de faille. Malgré la faible couverture de l’image (21 % dans ce puits de 12,25 pouces), l’imagerie OBMI a permis d’évaluer précisément l’orientation, le pendage de la faille ainsi que la profondeur exacte à laquelle celle-ci traverse le puits. Cette information a contribué à l’optimisation du calcul des réserves des réservoirs TAGI dans ce champ.

phies en épaisseur vraie. Le schéma de ces corrélations (fig. 3.45) indique une structure simple avec seulement, dans le puits numéro 2, deux sections manquantes. L’image FMS (ancêtre du FMI avec 4 images au lieu de 8 pour le FMI) correspondante montre très clairement une faille au niveau de cha-

Rayon de courbure A 1

B

10 20 30 40 50 60 70 80

Plan

10 20 30 40 50 60 70 80

F1

Modélisation à partir de plusieurs puits dans le Dévonien d’Illizi

?

F1 2

10 20 30 40 50 60 70 80 10 20 30 40 50 60 70 80

Plan

Cette étude structurale comprenait initialement quatre puits verticaux et un puits horizontal. Il n’est pas question ici de reprendre l’ensemble de l’étude mais de montrer comment il est possible d’établir un modèle structural précis en combinant les pendages relevés dans le puits horizontal et trois des puits verticaux, ainsi que les corrélations obtenues par comparaison des courbes de gamma ray. Cette reconstitution structurale servira par la suite à une analyse de la fracturation dans le puits horizontal.

Rejet Au-dessus de la faille Pendage structural : 1,9 Azimut : 14,6

Au-dessous de la faille Pendage structural : 4,3 Azimut : 224,5

Corrélations Les quatre puits verticaux, numérotés de 1 à 4, montrent des pendages apparents suffisamment faibles pour établir les corrélations sans avoir à recalculer les diagra-

Figure 3.46 : Faille courbe dont la géométrie est déduite de l’image FMS, du schéma de corrélation et de la variation du pendage structural.

3

40

Imagerie de puits

300

A

200

?

1m

100

0

100 B

300

500 10 20 30 40 50 60 70 80 + 10 20 30 40 50 60 70 80

Ajustement : 0,6 deg Pendage structural : 6,8 Azimut : 303,2

600


700 10 20 30 40 50 60 70 80 10 20 30 40 50 60 70 80

800

Plan


400

Plan

10 20 30 40 50 60 70 80 + 10 20 30 40 50 60 70 80

Plan

10 20 30 40 50 60 70 80

200

Plan

10 20 30 40 50 60 70 80


Figure 3.47 : Modèle structural du réservoir. (A) coupe dans la direction du puits horizontal basée sur la combinaison des images verticale et horizontale ; (B) pendage structural dans les différentes zones du réservoir.

cune des sections manquantes. La première plonge de 53 degrés au sud avec 9 mètres de rejet. La seconde, conjuguée de la première, plonge au nord de 52 degrés avec un rejet de 4 mètres. Aucune autre faille n’est visible sur les différentes images. Le modèle de réservoir ne pourra pas faire appel à d’hypothétiques failles pour faciliter les raccords de structures entre les puits.

Modèle structural du puits 2 Les deux failles observées dans ce puits affectent différemment le pendage structural. La plus profonde des deux, qui présente un rejet de 4 m, ne s’accompagne d’aucune variation du pendage structural entre les compartiments supérieur et inférieur. La faille est plane puisqu’il n’y a pas de rotation. La plus haute, au contraire, entraîne un basculement relatif d’environ 5° du compartiment supérieur par rapport au compartiment inférieur (fig. 3.46). Puisque la faille entraîne un basculement, c’est qu’elle est courbe, et un calcul simple permet d’en estimer la courbure. Le basculement étant de 5° pour un déplacement de 11 mètres le long de la faille, le rayon de courbure local, estimé à l’aide de la formule ci-dessous, est d’environ 125 m.

Rl = (Déplacement * 360) / (Rotation * 2π) = (11 * 360) / (5 * 2π) = 126 m (±10 m). Le centre de rotation est nécessairement proche de la perpendiculaire au plan de faille observé à l’image. Une faille présentant une telle courbure n’affecte probablement pas le réservoir situé beaucoup plus bas, ni même la première barre gréseuse, le décollement se faisant probablement au-dessus de celle-ci (fig. 3.46).

Modèle structural du puits horizontal Le puits horizontal long de 650 mètres a été foré à partir du puits 2 dans la direction N-10. Un modèle structural relativement simple se dégage de l’interpolation des limites de bancs relevés sur l’image FMI (fig. 3.47). Sur les premiers 200 mètres, la structure apparaît horizontale, comme prévu à partir du puits vertical 2. Malheureusement le puits entre ensuite dans une zone de failles au-delà de laquelle le pendage structural change, entraînant un plongement de la structure vers le nord et une sortie prématurée du réservoir. Le raccord structural avec le puits vertical montre un rejet de 4 mètres que l’on peut attribuer aux nombreuses failles sub-sismiques de la zone centrale du puits horizontal. Une certaine incertitude subsiste car aucune image n’a été acquise entre ces puits. Il est important de noter que l’orientation de cette section horizontale est contrainte par la trajectoire du puits. Elle n’est donc faite que de pendages apparents. Le vrai pendage structural, qui peut être largement différent, doit être calculé à l’aide d’autres méthodes. Dans ce cas particulier c’est le module SediView de GeoFrame qui a été utilisé (fig. 3.47). Les pendages structuraux ainsi déterminés sont très précis, l’incertitude étant de l’ordre d’un degré en moyenne. Le pendage reste faible, ne dépassant pas 6,5 degrés. Le maximum du vrai pendage structural correspond à la partie plate de la coupe car il est alors orienté

3

41


perpendiculairement à celle-ci. En réalité, l’azimut structural varie progressivement du sud-ouest au nord, indiquant que ce puits traverse la fermeture périclinale d’une structure antiforme peu marquée.

Types de fractures

Effet sur le réservoir Continues

1. Fractures naturelles ouvertes

Discontinues

Augmentation de la perméabilité

Renforcées par le forage

Conclusion La trajectoire choisie pour le puits horizontal découle de l’analyse structurale du puits vertical à partir duquel il a été foré. Cependant, un changement structural d’autant plus imprévisible qu’aucune bonne sismique n’existait a entraîné une sortie prématurée du réservoir. Dans ce type de situation, l’acquisition d’une image pendant le forage aurait permis, grâce à ce même type d’analyse, de modifier la trajectoire en temps utile. Dans ce cas particulier, la composante transversale au puits du pendage indique qu’un haut structural existe à l’est de la trajectoire actuelle.

2. Fractures cimentées (bouchées)

Barrière de perméabilité

3. Fractures induites par le forage

Aucun effet (trop peu profondes)

Fracture ouverte

Fracture cimentée (ciment de quartz)

Fracture induite par le forage

Figure 3.48 : Fractures vues à l’affleurement, en carotte et en forage; classification et effet sur la perméabilité du réservoir.

Fractures et milieux fracturés L’imagerie est indispensable à l’étude des fractures. Aucun autre outil que l’imagerie ne peut apporter autant d’information sur la fracturation. Dans l’étude des milieux fracturés, il faut considérer deux étapes, la première correspond au pointé et à la qualification des fractures individuelles, la seconde à l’appréciation de l’organisation de la fracturation.

Identification et pointé des fractures Le tableau présenté sur la figure 3.48 résume les trois types fondamentaux de fractures identifiables par l’imagerie de puits : les fractures naturelles ouvertes qui augmentent la perméabilité de la formation, les fractures naturelles cimentées qui, au contraire, agissent comme

Outil d’imagerie

Système de boue

Différenciation des fractures ouvertes par rapport aux fermées

UBI

Boue à l’huile et boue à l’eau

Oui (en comparant l’image TT à l’image d’amplitude)

FMI

Boue à l’eau

OBMI

Boue à l’huile

barrières de perméabilité, et les fractures induites par la contrainte actuelle sur la paroi des forages, dont l’effet sur la perméabilité de la formation est limité à la proximité immédiate du puits. Tous les outils d’imagerie permettent d’identifier et d’orienter les fractures naturelles et les fractures induites avec plus ou moins de fiabilité. Le type de fracture (ouverte ou cimentée) et le type de ciment (argile, calcite…) seront plus ou moins faciles à identifier selon l’outil. Le tableau présenté sur le tableau 3.1 résume la signature de chaque type de fracture avec les différents outils d’imagerie. Cette comparaison montre que la caractérisation complète des fractures ne peut se faire avec un seul outil, quoique l’outil UBI permette d’obtenir des données presque complètes. Le calibrage à une carotte s’avère donc important, mais, en l’absence de celle-ci, la combinaison de plusieurs outils d’imagerie, UBI-OBMI en boue à l’huile et FMI-UBI en boue à l’eau, permet de lever l’indétermination dans la plupart des cas (voir la section « De la nécessité de parfois combiner les imageries »).

Estimation de l’ouverture des fractures

Fractures ouvertes (naturelles, renforcées, induites)

Fracture cimentée par un ciment non conducteur compact (calcite, quartz...)

Fracture cimentée par un ciment conducteur compact (pyrite...)

Fracture cimentée par un ciment conducteur tendre (argile...)

Non

Trace noire à la fois sur les images d’amplitude et TT

Trace blanche sur l’image d’amplitude ; aucune trace ou trace blanche sur l’image TT

Trace blanche sur l’image d’amplitude ; aucune trace ou trace blanche sur l’image TT

Trace noire sur l’image d’amplitude ; aucune trace ou trace noire ou blanche floue sur l’image TT

Non, mais Oui différenciation des fractures conductrices (éventuellement ouvertes) par rapport aux fractures résistives (cimentées)

Trace noire

Trace blanche

Trace noire

Trace noire

Non

Trace blanche

Trace blanche

Trace noire

Trace noire ou aucune trace si le contraste de résistivité est trop faible

Non

Tableau 3.1 : Interprétation des traces de fractures par rapport au type d’outil d’acquisition.

3

42

Imagerie de puits

Densité (g/cm3) 1,95 2,95 RHOZ-NPHI GR MD 1 : 20 (m) Gamma ray

RXOZ

Diamètre 1

(ohm.m) 0,2 2 000

5 (pouces)10

HLLS

0

Image dynamique FMI 120 240

(ohm.m) Résistive NPHI-RHOZ 0,2 2 000 Neutron

HART

(m3/m3) (ohm.m) 0,45 0,15 0,2 2 000

(gAPI) 0 150 0

PEFZ

HLLD

( )

(ohm.m) -5 10 0,2 2 000

5 (pouces)10

Image FMI Conductrice

-3

-2

-1

Dimension du trépan Image statique FMI Orientation nord

Fractures conductrices (trace) Référence : nord Ouvertures (10N mm) -4

Diamètre 2

360

Fractures conductrices 0 Pendage vrai 0

120

-10

(°)

240

360

Dérive du trou de sonde

Image FMI Conductrice

Résistive

1

5 (pouces)10

0

100

(°) 5

Vue 3D

1m

X X35

X X36

X X37

X X38

X X39

0

Figure 3.49 : Estimation de l’ouverture des fractures à partir des traces FMI conductrices. Les nombres sur l’échelle d’ouverture des fractures (barre colorée de la colonne 4) représentent des puissances de 10.

330

30

20% 15%

300

60

10%

Le jaune correspond à une largeur d’ouverture comprise entre 10–3 mm [0,001 mm] et 10–2 mm [0, 01 mm].

5%

270

Estimation des ouvertures de fractures : exemple d’un puits vertical dans l’Ordovicien du champ de TFT Dans cet exemple, l’imagerie FMI enregistrée dans un réservoir gréseux de l’Ordovicien (unité IV) du champ de TFT montre des plans conducteurs à fort pendage correspondant à des fractures naturelles orientées NO-SE (fig. 3.49). Grâce à la méthode proposée par Luthi et Souhaité,1 il est possible d’estimer l’ouverture de ces fractures. Ces auteurs ont montré que la quantité de courant qui passe à travers les fractures peut être calculée à partir de l’imagerie FMI et qu’elle dépend de deux paramètres : la largeur de la fracture et la résistivité du matériau remplissant la fracture. L’image FMI seule ne permet pas de déterminer si la conductivité des fractures est due à la boue ou bien à un remplissage par un minéral conducteur tel que la pyrite ou l’argile. Pour le déterminer, il faudra avoir recours à d’autres méthodes : carottes, données de production, données DSI (Dipole Shear Sonic Imager) en mode Stoneley et tests Dual-Packers. Une fois acquise la certitude d’avoir affaire à des fractures ouvertes, le traitement de l’image par la méthode de Luthi et Souhaité fournit l’ouverture moyenne de chaque fracture par intégration de l’ouverture de chacun de ses segments. L’ouverture est indiquée par un code couleur comme le montre l’en-tête de l’image de la figure 3.49.

5%

10%

15%

20%

240

90

120 210

L’échelle de couleur utilisée pour l’ouverture des fractures (colonne 4) correspond à la puissance de 10 des mm. Par exemple, le jaune signifie une ouverture comprise entre 10-3 mm [0,001 mm] et 10-2 mm [0, 01 mm]

150 180

Rose directionnelle des fractures conductrices

Quantification de la fracturation L’orientation de la fracturation est le paramètre le plus communément saisi sur une image de parois. Cependant d’autres paramètres également importants pour les modèles de réservoirs sont accessibles par l’imagerie : les relations des fractures avec la stratification, l’ouverture ou la cimentation des fractures, les relations des familles de fractures entre elles, les relations avec les structures et les contraintes actuelles, et même leurs dimensions moyennes dans les puits horizontaux. Il n’est pas question ici d’être exhaustif sur ce sujet, mais

3

43


A

W

0

30

80%

330

W 30

20%

70% 60%

300

Rose directionnelle

Paramètres de la fracturation extraits des imageries de parois : exemple d’un puits horizontal du Dévonien d’Illizi

60

50% 40% 30% 20%

270

20% 30% 40% 50% 60% 70% 80%

240

90

120 210

15%

300

60

10% 5%

270

5%

10%

15%

240

150

90

120 210

180

20%

150 180

Fractures cimentées

Zone de failles

2 050

2 000

1 950

1 900

1 850

1 800

1 750

1 700

1 650

1 600

1 550

B

1 500

La géométrie des fractures est très dépendante de l’épaisseur des bancs. Dans un puits vertical, l’épaisseur des bancs renseigne sur leur extension verticale, mais, chaque banc n’étant échantillonné qu’une fois, une étude statistique n’a guère de sens, sauf à regrouper les bancs présentant les mêmes caractéristiques mécaniques. Dans les puits horizontaux, il en va tout autrement car l’échantillonnage de chaque banc est bien meilleur. L’imagerie de leurs parois fournit suffisamment de données pour caractériser la fracturation d’une manière statistique. Ainsi, dans le puits horizontal du bassin d’Illizi décrit précédemment, 678 fractures ont été identifiées et classifiées dans le réservoir de 23 mètres d’épaisseur. Une étude complète de la fracturation sur une telle quantité de données aura une signification à l’échelle du réservoir.

0 330

Diagramme de Schmidt

d’illustrer, à partir d’exemples provenant de différents puits, l’intérêt qu’il y a à quantifier ces paramètres pour la description du réservoir, quand cela est possible.

0,16 m2/m3 0,57 m2/m3

Fractures ouvertes

1,15 m2/m3

C

Les données statistiques de base Les diagrammes conventionnels de la figure 3.50, rose directionnelle et projection de Schmidt, mettent en évidence une distribution des fractures très « classique ». Elles sont toutes perpendiculaires à la stratification. Elles sont organisées en deux réseaux conjugués d’orientation moyenne (strike) N-75 et N-155. La famille N-155 est à la fois dense (1,15 m2/m3) et régulière tout au long du puits (fig. 3.50). La famille N-75 comprend des fractures ouvertes et d’autres cimentées. Les fractures N-75 sont moins denses (0,57 m2/m3 pour les ouvertes et 0,16 m2/m3 pour les cimentées) et moins régulièrement réparties, particulièrement les fractures cimentées qui n’existent qu’au voisinage immédiat des failles.

Mega Green TADip = 5.6 TAAzi = 325.3 CSDir = 8.6

D

Fractures d’orientation N-155 Argile Grès


Fractures d’orientation N-75


Fractures résistives N-75

Figure 3.50 : Analyse statistique des fractures dans le puits horizontal. A) classification en trois ensembles sur la base de l’ouverture et de l’orientation sur un canevas stéréographique. En rouge :

L’imagerie met en évidence également un fait chronologique important : les fractures N-155 viennent généralement buter sur celles de la famille N-75 ; elles leur sont donc postérieures (fig. 3.50). Enfin, une dernière information majeure peut être déduite de l’imagerie concernant l’ouverture des fractures. Sur l’ensemble des 620 fractures ouvertes, les 50 qui le sont de plus d’un millimètre au puits appartiennent toutes à la famille N-155. Cela est normal puisque cette direction est proche de celle de la contrainte majeure actuelle orientée N-165 (fig. 3.51).

3

44

fractures ouvertes d’orientation N-155 ; en bleu foncé : fractures ouvertes d’orientation N-75 ; en bleu clair : fractures cimentées ; B) densité de fractures en m2/m3 pour chaque ensemble le long du puits ; C) détails de l’image FMI montrant des fractures N-155 venant buter sur les fractures N-75 ; D) répartition des fractures dans chaque ensemble par rapport aux structures principales (on notera les fractures cimentées au voisinage des failles).

Les relations des fractures avec les structures Une fois le modèle structural établi à partir de la sismique ou des images, il est important d’examiner la distribution des fractures en fonction de celui-ci. Les 678 fractures replacées sur la coupe reconstituée (fig. 3.50) mettent en évidence plusieurs caractéristiques de ce réservoir. En premier lieu, la zone

Imagerie de puits

centrale hachée de failles normales quasiment verticales orientées N-75 concentre l’essentiel des fractures cimentées qui sont toutes parallèles aux failles. Cela confirme les observations faites dans la plupart des puits verticaux de ce réservoir où les failles sont cimentées même quand leur glissement est faible. Cela suggère aussi que la famille N-155 est postérieure au mouvement de ces failles puisque aucune d’entre elles n’est cimentée. Cette figure met également en évidence une densité différente des fractures N-75 de part et d’autre de la zone faillée : forte au sud de la zone (le bloc effondré), elle tend à disparaître au nord de celle-ci. La densité des fractures N-155 n’est pas affectée par cette zone.

A

10-6

Ouverture des fractures

10-5

10-4

10-3

10-2 m Azimut 180 σΗ

Dimensions moyennes des fractures en puits horizontal L’épaisseur des bancs contraint fortement l’extension verticale des fractures. Il suffira donc d’ajuster un découpage en bancs aux fractures visibles pour obtenir une information fiable sur la hauteur des fractures. Par contre, rien ne contraint clairement l’extension horizontale des fractures, d’autant qu’elle dépend des relations chronologiques des familles entre elles. Il n’existe donc pas de méthode directe pour mesurer la longueur des fractures. Toutefois, dans un puits horizontal, il est possible d’en estimer indirectement la longueur moyenne pour chaque famille. La méthode proposée pour estimer la longueur moyenne des fractures d’une famille repose sur le rapport du nombre de fractures « continues », qui traversent l’intégralité du puits, au nombre de fractures « interrompues » au niveau du puits. Sur l’image, les premières se repèrent par une sinusoïde continue, les secondes par une sinusoïde partielle. Une fracture apparaît interrompue quand le puits traverse sa bordure (fig. 3.52A) ou quand elle bute sur une limite de banc ou une autre fracture (fig. 3.50C). Selon que l’interruption est parallèle ou perpendiculaire aux bancs, on obtiendra une information sur la hauteur ou la longueur des fractures. Il est évident que la probabilité que le

90 σh

D’après N. Bashir 0 σΗ

B

σh

Figure 3.51 : Ouverture des fractures par rapport aux contraintes actuelles. (A) pointé de l’ouverture par rapport à l’orientation. Toutes les

B 200 180

fractures largement ouvertes ont une orientation proche de celle de la

Dimension de la fracture A rapporté au diamètres du puits

contrainte horizontale maximale ; (B) représentation schématique de l’ouverture des fractures par rapport aux contraintes.

puits traverse la bordure d’une fracture est d’autant plus faible que la fracture est plus grande. Partant d’un article de La pointe et al. (1993), Ekatarina Grishchenko a établi dans un rapport interne à Schlumberger 1 la relation qui lie la dimension moyenne des fractures avec le rapport du nombre de celles qui sont interrompues au nombre total (fig. 3.52B).

160 Interrompue

140 120 100 14,1 m 80

Ensemble N-75

60 40 20

Ensemble N-155

1,63 m 0 0,01

0,024

0,1

0,24

1

Indice d’interruption Figure 3.52 : Dimension moyenne des fractures ouvertes pour chacun des deux ensembles. Mesure déduite du nombre de fractures interrompues rapporté au nombre total de fractures (indice d’interruption).

Cette méthode a été appliquée aux deux familles de fractures relevées dans le puits horizontal décrit précédemment. La première, orientée N-75, compte 7 fractures interrompues pour 290, soit un rapport de 0,024. La seconde, N-155, compte 92 fractures interrompues (généralement par une fracture N-75) pour 327, soit un rapport de 0,28. Reportés sur la courbe de la figure 3.51B, ces rapports correspondent respectivement à des longueurs

3

45


moyennes de 14,1 m pour les fractures N-75 et 1,63 m pour les fractures N-155. L’importance de ces longueurs combinée avec la densité élevée des fractures indique une bonne connexion entre les deux familles de fractures et confirme l’antériorité de la famille N-75 sur la famille N-155. Dans ce même puits qui traverse toute l’épaisseur du réservoir, aucune fracture ne montre un arrêt clair sur la stratification. Il est donc logique de considérer que la plupart des fractures traversent l’ensemble du réservoir. Quant aux fractures cimentées appartenant à la même famille N-75, elles n’ont pas été traitées séparément de celles-ci.

Conséquences à l’échelle du réservoir Cette étude met en évidence une très forte anisotropie de la perméabilité de fracture dans ce réservoir. La perméabilité sera localement très bonne dans la direction N-155

Fractures faiblement ouvertes N-75

N Fractures ouvertes N-155

σ3

Faille et fractures cimentées N-75 σ1 Figure 3.53 : Bloc-diagramme du réseau de fractures dans le réservoir.

puisque les fractures sont nombreuses dans cette direction, jamais cimentées et généralement ouvertes sous l’effet des contraintes actuelles. Mais comme ces fractures viennent généralement buter sur le réseau N-75, qui est soit cimenté soit fermé parce que perpendiculaire à la contrainte majeure actuelle, la perméabilité horizontale sera nettement moins bonne à l’échelle du réservoir.

GR (gAPI) 0 150

Image statique FMI

Diamètre 1

Diamètre 2

Image dynamique FMI

0

Orientation top of hole 120 240 360

(pouces) 10 8

Fracture conductrice (sinusoïde) Orientation top of hole

R

Image OBMI

(pouces) 8 10

Dimension du trépan (pouces) 8 10 MD 1 : 20 (m)

Fracture résistive (sinusoïde) Orientation top of hole

Stratigraphique -10

C

(°)

100

Fracture conductrice Pendage vrai


FVAH Fracture conductrice Porosité Densité de de (trace) (cm) -10 (°) 100 fractures fractures Référence : top of hole 0,001 10 Ouvertures Sédimentaire Densité FVA FVPA Pendage vrai (10N mm) FVDC (m3/m3) (cm) -5 -4 -3 -2 -1 0 1 -10 (°) 100 0 (1/m) 10 0,001 10 0 0,002

FVA : ouverture électrique des fractures FVAH : ouverture hydraulique des fractures FVPA : porosité électrique apparente des fractures

X X66

1m

0 330

30

20% 15%

300

60 10%

X X67

5%

270

5%

10%

15%

90

Trajectoire du puits

240

X X68

20%

120 210

150 180

σH N-155 X X69 N

W

90

180

90

E

0

S

Figure 3.54 : Puits A bon producteur de gaz, les fractures ouvertes étant quasi parallèles à la contrainte maximale horizontale.

3

46

Imagerie de puits

La composante verticale de la perméabilité sera de loin la meilleure car les fractures ne sont jamais interrompues par la stratification. Cela justifie l’usage de puits horizontaux, mais posera de sérieux problèmes de production si les fractures atteignent le contact eau/huile.

Relation des fractures avec les contraintes : exemple de deux puits horizontaux dans l’Ordovicien du champ de TFT La discussion porte sur deux puits horizontaux forés dans l’Ordovicien IV du champ de TFT Ouest (gaz). Ces réservoirs gréseux sont caractérisés par des porosités faibles (5-6 p.u.) et surtout des perméabilités très faibles (10-0,01 mD). L’analyse de l’imagerie FMI d’un puits pilote vertical a montré la présence d’une direction dominante de fracturation naturelle orientée NO-SE et a fourni la direction de la contrainte locale maximale horizontale Sigma H orientée N-155. Dans le but de maximiser la perméabilité de ces réservoirs grâce à la fracturation naturelle, un premier puits horizontal A a été foré à l’ouest du champ dans la direction N-290, obliquement à la direction de σH. Comme on s’y attendait, l’imagerie FMI du puits A a montré un grand nombre de fractures orientées dans la direction NO-SE. L’ouverture théorique et la densité élevée

de ces fractures ont permis d’estimer une augmentation significative de la perméabilité du réservoir grâce à la fracturation dans ce puits (fig. 3.54). Les bonnes données de production obtenues dans le puits A sont en accord avec cette interprétation. Suite aux bons résultats obtenus dans le puits horizontal A, un second puits horizontal B a été foré à quelques kilomètres à l’est dans la même direction N-290. Ce puits n’a par contre pas produit de gaz, même après un traitement à l’acide. L’analyse de l’imagerie FMI du puits B a montré que, contrairement au puits A, la majorité des fractures sont orientées NE-SO, c’est-à-dire dans une direction presque perpendiculaire à σH. Cela signifie que les fractures du puits B, dont l’ouverture moyenne calculée est très inférieure à celle des fractures du puits A, sont fermées par la contrainte locale actuelle (fig. 3.55).

GR (gAPI) 0 150

Image statique FMI

Diamètre 1

Diamètre 2

Image dynamique FMI

0

Orientation top of hole 120 240

(pouces) 10 8

Fracture conductrice (sinusoïde) Orientation top of hole

R

Image OBMI

(pouces) 8 10

Dimension du trépan (pouces) 8 10 MD 1 : 20 (m)

Fracture résistive (sinusoïde) Orientation top of hole

Stratigraphique 360 C

-10

(°)

100

Fracture conductrice Pendage vrai


FVAH Fracture conductrice Porosité Densité de des (trace) (cm) -10 (°) 100 fractures fractures Référence : top of hole 0,001 10 Ouvertures Sédimentaire Densité FVA FVPA Pendage vrai (10N mm) FVDC (m3/m3) (cm) -5 -4 -3 -2 -1 0 1 -10 (°) 100 0 (1/m) 10 0,001 10 0 0,002

X X62 0

1m

330

30

20% 15%

300

60

10%

X X63

5%

270

5%

10%

15%

240

X X64

20%

90

120 210


150 180

σH N-155 N

W

90

0

90

E

0

S

Figure 3.55 : Puits B, sec même après un traitement à l’acide, les fractures ouvertes étant alignées avec la contrainte minimale horizontale.

3

47


L’explication de l’anomalie dans l’orientation des fractures du puits B n’est pas clairement établie, mais elle est probablement liée à la présence d’une faille proche orientée ONO-ESE (N-300) identifiée sur la sismique 3D. La forme en baïonnette de cette faille a pu localement créer une zone transpressive à l’origine de ces fractures orientées NE-SO. Lorsque la phase tectonique correspondant à cette faille a pris fin, le régime de contrainte régional serait devenu dominant, ce qui aurait eu pour effet de fermer ces fractures.

Diamètre (pouces) 4 12 Déviation du puits 20 100 Image Image Gamma statique dynamique UBI Pendage ray UBI 0 (gAPI) 180 TH BH TH 0 (°) 90

4 050

30

20%

N

15%

300

NO

60

10% 5%

SE

270

5% 10% 15% 20%

210

Vue 3D depuis le sud

90

W

90

180

48

E

90

S

150


Orientation des fractures

Figure 3.56 : Intervalle d’un puits affecté par une venue d’eau corrélée à une anomalie de faible résistivité et une forte densité de fractures ouvertes sur l’image UBI.

de façon systématique en plus des autres diagraphies standards. En effet, un certain nombre de puits ayant eu des venues d’eau précoces présentent des anomalies (chutes) de résistivité dans des zones fracturées, identifiées grâce à l’imagerie de puits (fig. 3.56).

Augmentation du débit d’eau dans le puits au niveau de la zone fracturée/faillée

100

Déviation du trou 4 100

4 200

Anomalies de résistivité basse et essais DST indiquant une arrivée d’eau au niveau des fractures

4 200

4 100

4 000

3 900

3 800

3 700

3 600

3 400

UBI

Concentration d’huile probablement due à la déviation du trou

Figure 3.57 : Production d’huile et venue d’eau en relation avec la densité de fractures. Environ 75 % de la production provient de l’intervalle supérieur fortement fracturé.

3

0

0

120

240

3 500

Vitesse WFL

0 (m/min) 5 Eau Huile 3 350 Débit d’huile Débit d’eau 3 3 380 0 (m /h) 15 0 (m3/h) 15

Densité de fractures

0 330

4 051

L’augmentation du débit d’huile indique la zone principale de production

AHT10 2 (ohm.m)20 000 AHT20 2 (ohm.m)20 000 AHT30 2 (ohm.m)20 000 AHT60 2 20 000 AHT90 2 (ohm.m)20 000

STRC-UP-800

4 100

90

MD 1 : 3 000 (m)

ELAN

4 050

80

Eau déplacée Hydrocarbure déplacé Eau Huile Quartz Silt Eau liée Kaolinite Analyse volumétrique 1 (V/V) 0

AIT

RC-Up STRC-UP-2 000 2 () 0,2

Fractures de faible amplitude

Huile produite de la zone fracturée/faillee

Fraction d’huile Fraction d’eau TVD (m) — (m)

PSP Plate-forme de production

Densité de fractures FVDA 1 (1/m) 50 Fléchettes de fractures partiellement ouvertes Pendage vrai Qualité [5,15] Qualité [15,20] 0 (°) 100 Fléchettes de fractures ouvertes Pendage vrai Qualité [5,15] Qualité [15,20] 0 (°) 100 Fléchettes de failles Pendage vrai 3 490 Qualité [5,15] Qualité [15,20] 0 (°) 100 3 520

Résistivités Relevé de pendage AIT (ohm.m) 0 (°) 90

4 049

Intégration des données de fracturation avec les données de production : exemple d’un puits horizontal du champ de Hassi Messaoud Sur le champ de Hassi Messaoud, le forage des puits horizontaux dans la direction NO-SE augmente les chances d’intercepter les fractures parallèles aux accidents majeurs, qui ont une direction perpendiculaire à l’orientation de ces puits. Ces fractures contribuent de façon significative à la récupération des hydrocarbures. Cependant, et bien que les puits soient placés en moyenne à 40 m au-dessus du plan d’eau régional, une fracture peut provoquer des arrivées prématurées d’eau lorsqu’elle est connectée au plan d’eau. Pour évaluer ce risque, et choisir le schéma de complétion approprié qui permet d’isoler les zones de production d’eau, une combinaison imagerie-résistivité d’induction est enregistrée

MD (m)

Imagerie de puits

Dans le cas du puits présenté sur la figure 3.57, on observe deux zones de 3 700 à 3 750 m et de 4 040 à 4 080 m caractérisées par une diminution des résistivités, non associée à la présence d’argile ou de silt comme l’indique la faible valeur du gamma ray. Ce puits a produit juste après le forage avec un débit d’huile de 8 m3/h et un débit d’eau de 1,8 m3/h. Pour confirmer les zones de venues d’eau, une diagraphie de production a été enregistrée avec l’outil PS Platform. Entre 4 100 et 4 150 m, la forme en U du puits a ralenti la circulation des fluides (fig. 3.57, insert en haut à droite). Seule une faible quantité d’huile semble circuler. Le « hold up » de l’eau après cette zone augmente, indiquant qu’une partie de l’eau est produite autour de 4 050 m (fig. 3.58A). Cette production d’eau est confirmée par le réchauffement observé sur le log de température et les vitesses positives détectées par le WFL (Water Flow Log) de l’outil PS Platform. Un autre réchauffement est observé au niveau de l’intervalle situé entre 3 710 et 3 730 m (fig. 3.58B). Le faible « hold up » de l’huile indique que cette zone aussi produit de l’eau. Par contre, la correspondance à 3 427 m entre la présence de fractures, le réchauffement observé et la diminution du « hold up » de l’eau, alors que la déviation du puits est constante, indique que cette zone produit essentiellement de l’huile (fig. 3.58C). On notera que dans

cet intervalle la diminution locale des résistivités est bien corrélée avec une augmentation du pourcentage d’argile et de silt indiquée par le gamma ray.

De l’usage de la mesure au-delà de l’aspect imagerie Quel que soit le type de mesure physique utilisé pour créer l’image, celle-ci reste l’objet principal de l’interprétation. C’est oublier que la mesure elle-même est une information utile au géologue. Les outils tels que le FMI ou l’OBMI fournissent une mesure à très haute résolution de la résistivité des roches. Après calibrage, celleci fournit une information unique sur la texture. L’outil acoustique UBI, qui ne mesure pas directement une propriété réelle de la roche, fournit cependant la topographie précise de la paroi du puits. Celle-ci sera utilisée

WHP (12D) RCDescendant STRC-UP 2 000

(mD)

A

KINT

BS (pouces) Eau 8 -2 Huile Diamètre 1 0.1 Passe 1 Quartz (pouces) Passe 2 8 -2 Silt SUWI Diamètre 2 Eau liée Run 1 (pouces) 1 000 Kaolinite 1 (m3/m3) 0 -2 8 SUWI Analyse RG KINT volumétrique Run 2 (gAPI) (mD) GR TVD 0 150 1 : 500 (m) 1 (V/V) 0 1 (m3/m3) 0 0,1 1 000


FVDA ( ) 0,2 0 (1/m) 50 STRC-UP 800 Fractures 0 ( ) 0,2 partiellement ouvertes RCAscendant Fractures STRC-DN ouvertes 2 000

0,2 ( )

0 0

Faille (°) 100

700

3 600 (psi) 4 150

0

0,2 ( ) 0 STRC-DN 800

(psi)

WPRE (12D) WTEP (12D) 120,5 (°C) Fraction d’eau - Image (12 D)

Forme du trou

200

123

WHP (7D)

Fraction

Salinité de la Fraction d’huile Huile boue Fraction d’eau Eau 3 600 (psi) 4 150 (ppk) TVD WTEP (7D) YW 0 400 120,5 (°C) 123 0 ( ) 1 Rapport 3 490 (m) 3 350 inélastique — WPRE (22U) YG ( ) 200 (psi) 700 WPRE (7D)

Huile

Vitesse WFL (m/min) 0 5 Eau

Débit d’huile

Débit d’eau

Gaz

1 3 600 (psi) 4 150 1 ( ) 0 0,5 1,5 3 520

(m)

3 380

(Rm3/h) (Rm3/h) 15 0 15 0

4 040 3 473,4 4 050 3 473,7 4 060 3 474,5 4 070 3 475 4 080 3 475,5

Intervalle de production d’eau 4 040 - 4 070 m, mis en évidence par la trajectoire du puits, le Holdup et le log de température.

B 3 710 3 463,8 3 720 3 464 3 730 3 464,2

Zone de production d’eau de 3 730 à 3 710 m, mise en évidence par le Holdup et le log de température.

C

3 420 3 411,7

3 430 3 418,8

D4 3 440 3 424,9

Zone de production d’huile à 3 430 m, mise en évidence par le Holdup et le log de température. Figure 3.58 : Corrélation de venue d’eau et de production d’huile avec une forte fracturation confirmée par les données de production.

3

49

Image statique UBI

Pendages UBI

Description de carotte

Diagraphies

RG

Profondeur


0 330

20%

300

60

10% 5%

270

X X28

30

15%

5% 10% 15% 20%

240

90

120

210

X X30

180

Accrétion de barre de méandre

150

Chenal

Lobe de débordement

Plaine d’inondation X X32 iall

M rès

6

199

p

X X34

X X36

X X38

D’a Direction d’écoulement Macroformes d’accrétion latérale Direction de migration. On note que les directions des obliques et de l’écoulement sont quasiment perpendiculaires à celle-ci.

X X40

X X42

Ecoulement “perpendiculaire a la figure”

Figure 3.59 : Analyse sédimentaire issue d’une imagerie UBI dans la formation du TAGI montrant des macroformes d’accrétion latérale qui indiquent des chenaux à forte sinuosité. On notera la présence de breakouts dans les argiles et des traces quasi verticales de centreurs au niveau des grès, les uns comme les autres compliquant le pointé des pendages.

pour estimer les contraintes actuelles et les propriétés mécaniques du réservoir.

Image GR Image dynamique Pendages de Image Diamètre d’amplitude formation OBMI statique (pouces) (gAPI) OBMI dynamique OBMI (°) UBI

Pendages de formation UBI (°)

L’imagerie en résistivité, outil d’analyse de la texture

Dans les réservoirs fluviatiles gréseux du TAGI du champ d’Ourhoud, les modèles sédimentaires ont été développés avec des faciès et des géométries tirés des imageries UBI calibrées aux données de carottes. Cette approche a permis aux géologues de caractériser les chenaux fluviatiles des différentes unités du TAGI avec une bonne confiance. La figure 3.59 montre un exemple de chenal à forte sinuosité caractérisé par la présence d’une direction de transport dans la direction du chenal, ainsi que d’une autre direction perpendiculaire correspondant à l’accrétion latérale. La précision de ces modèles est étroitement liée à la qualité de la mesure UBI, qui elle-même dépend étroitement des conditions de trou. Dans les cas d’un gâteau de boue (mudcake) trop épais ou de trous de mauvaise qualité, l’information géologique fournie par l’image UBI sera médiocre. L’imagerie OBMI, dont la mesure concerne la roche elle-même et non plus

3

50

X X37

0,5 m

Imagerie en résistivité avec l’outil OBMI dans les grès fluviatiles du TAGI

X X38

X X39

Figure 3.60 : Comparaison d’images OBMI et UBI dans un grès fluviatile poreux de la formation du TAGI. On note sur l’image UBI les traces des centreurs sur le mudcake.

Imagerie de puits

Image dynamique OBMI

GR

Pendages OBMI Diagraphies

Image statique OBMI

Ecart diam.

sa seule surface, permet de pointer avec précision les pendages sédimentaires et structuraux là où l’imagerie UBI donne peu ou pas d’informations géologiques. La comparaison d’images OBMI et UBI de la figure 3.60 montre que

Résistivités AIT (en bleu) et OBMI Rxo (en noir) Vue 3D

Surface d’érosion à la base du chenal

0,5 m

X X98

l’imagerie OBMI a permis de pointer avec une meilleure précision un nombre plus élevé de pendages sédimentaires et stratigraphiques que l’image UBI, dont la qualité est dégradée par la trace des patins centreurs de l’UBI sur le gâteau de boue. Cette comparaison montre aussi que l’OBMI permet de pointer des pendages structuraux de faible magnitude qui ne sont pas identifiables sur l’imagerie UBI, ce qui est particulièrement important en Algérie où le pendage structural est généralement faible. D’autre part, grâce à un contraste élevé de résistivité, l’imagerie OBMI facilite le pointé des surfaces d’érosion à la base des chenaux qui sont parfois difficilement visibles sur l’image UBI en raison d’un contraste acoustique plus faible (fig. 3.61).

Comptage des niveaux gréseux X X99

2m

Ecart diam. –gamma

Figure 3.61 : Image OBMI d’une surface d’érosion à la base d’un chenal du réservoir TAGI.

Pendages OBMI RHOB/NPHI

Image statique OBMI

Rxo OBMI (bleu) MSFL (cyan) 0,2 2 000

Photo de carotte

Comptage des niveaux gréseux par OBMI

X X29

0,00 0,00 6,86 0,23

X X30

0,00 0,00 7,62 0,46

X X31

0,00 0,00 8,38 0,69

X X32

0,00 0,00 9,37 0,69

X X33

0,00 0,00 10,21 0,84

X X34

0,00 0,00 10,59 1,45

X X35

0,00 0,08 10,61 1,45

X X36

0,00 0,30 12,27 1,45

X X37

0,00 0,38 12,50 2,21

X X38

0,00 0,46 12,73 2,90

X X39

0,00 0,53 13,64 2,90

Comptage des niveaux gréseux par OBMI Argile Silt Grès Grès à haute résistivité

Le comptage des niveaux gréseux est effectué sur la courbe de Rxo de l’OBMI. Les seuils de résistivité (lignes rouges verticales de la colonne 4) sont calibrés sur carottes. La haute résistivité de certains grès vient, soit de la présence de ciment d’anhydrites, soit d’une forte porosité (et perméabilité) envahis par la boue à l’huile.

Figure 3.62 : Comptage à haute résolution des niveaux gréseux basé sur un seuillage (calibré aux

Chacune des courbes de résistivité haute résolution (1 cm de résolution verticale) fournies par les boutons de l’OBMI correspond à une vraie mesure de la formation de type Rxo, qui permet de faire un comptage précis des bancs minces dans les intervalles argilo-gréseux, et ce directement après l’acquisition, favorisant ainsi la prise de décision rapide (fig. 3.62). La courbe de résistivité synthétique du FMI nécessite, elle, un calibrage avec une mesure de résistivité au centre de calcul. Cette nouvelle technique permet d’identifier des réservoirs que les diagraphies classiques n’auraient pas pu voir à cause de leur résolution verticale insuffisante.

Analyse texturale des images électriques et définition de lithofaciès Principe SandTex est un nouveau programme de GeoFrame qui a été développé par B. Newberry et al.2 pour analyser les changements de texture dans les environnements clastiques à partir des données d’imagerie électrique. Cette méthode s’appuie sur l’analyse du spectre total de la résistivité dans une petite fenêtre glissante verticale (1 à 3 pouces suivant le type d’imagerie électrique utilisée). Un indice d’hétérogénéité basé sur l’image est calculé à partir de la distribution percentile du spectre de résistivité de l’image. Le calcul de cet indice d’hétérogénéité utilise une fonction relativement simple de la distribution percentile comparable à celle utilisée pour le granoclassement dans les formations clastiques :

Indice d’hétérogénéité = (75e percentile – 25e percentile) / 50e percentile.

carottes) de Rxo, la résistivité de l’OBMI.

3

51


Cet indice de tri est indépendant des valeurs absolues de la résistivité et fournit une réponse similaire dans les formations de haute et de faible résistivité. Le spectre de résistivité est divisé en une fraction médiane qui représente la fraction bien triée, et des fractions plus résistantes et plus conductrices qui représentent les écarts à la taille de grain moyen (fig. 3.63). La résistivité moyenne de ces trois fractions peut alors être calculée. Cette analyse fournit un indice d’hétérogénéité et une mesure de la variabilité de l’histogramme de résistivité. La combinaison de cet indice d’hétérogénéité avec les diagraphies conventionnelles et la densité des pendages pointés sur l’image fournit une description du faciès et de la texture de ces formations clastiques. Contrairement aux analyses sur carottes dont les résultats sont disponibles après des semaines ou même des mois, cette approche présente l’avantage de fournir une analyse du faciès géologique basée sur la texture des roches et un indice d’hétérogénéité haute résolution, en continu et sur tout l’intervalle enregistré, peu de temps après l’acquisition des données, ce qui en fait un outil de décision rapide pour les géologues et ingénieurs réservoirs. Elle permet aussi de minimiser la longueur des intervalles carottés et par conséquent des coûts qui s’y rattachent.

Exemple d’un grès triasique du champ de Berkine La figure 3.64 montre un exemple des résultats obtenus par cette technique sur des données OBMI dans un grès fluviatile d’un réservoir TAGI du champ de Berkine. La comparaison avec les carottes correspondantes montre une bonne corrélation des faciès de carottes avec les électro-faciès SandTex (colonne 8). L’allure de la courbe représentant les variations de la résistivité de la fraction moyenne est bien corrélée avec celle des variations de la taille moyenne des grains mesurée sur carotte (colonne 9). En revanche, l’indice d’hétérogénéité issu de l’image ne correspond que moyennement à la distribution granulométrique provenant des carottes (colonne 5). Cette différence est probablement liée à l’analyse granulométrique effectuée visuellement sur carotte, ce qui implique un certain degré de subjectivité. Une mesure par tri optique plus précise aurait été préférable, mais elle n’était pas encore disponible lors de l’étude.

3

Indice d’hétérogénéité L’indice d’hétérogénéité des images électriques repose sur la dispersión de la résistivité et non sur sa valeur absolue Dans les formations argilo-gréseuses, cette courbe est comparable à l’indice de tri taille de grain mesuré sur carottes La forme de la courbe de résistivité est semblabe à celle de la taille moyenne des grains

Fraction conductrice Matrice Fraction résistive

Pic Borne supérieure Borne inférieure Pourcentages de points conducteurs (en bleu) et résistifs (en rouge)

Indice d’hétérogénéité =

Présentation VDL des bornes supérieure et inférieure de l’histogramme de résistivité

(75e percentile - 25e percentile) 50e percentile

Figure 3.63 : Estimation de la taille et de l’hétérogénéité des grains fondée sur une analyse du spectre de résistivité des images électriques OBMI et FMI.

Cela affecte la stabilité des forages et des perforations, la productivité des fractures, décrite précédemment, et conditionne l’organisation de la production. Il est donc nécessaire de caractériser les contraintes au mieux, non seulement en direction, mais également en amplitude. L’une des méthodes les plus riches consiste à analyser les endommagements dus aux contraintes sur la paroi des puits. Cela est possible grâce à la topographie très précise des parois de puits, que seul l’UBI fournit, et à un logiciel dédié (HoSAna). Ce logiciel différencie les endommagements de parois engendrés par les contraintes actuelles de ceux dus au forage, et les quantifie.

Endommagements liés aux contraintes Les plus courants de ces endommagements sont les fractures induites bien visibles sur les images et les breakouts dont le logiciel HoSAna (Hole-Shape Analysis) mesure l’orientation, la profondeur et la largeur. Ce logiciel identifie et mesure également des endommagements plus rares : les cisaillements intervenus pendant le forage sur des plans préexistants. Pour une même raison les breakouts sont fréquents et les cisaillements rares en Algérie: les contraintes sont globalement fortes, particulièrement dans le Paléozoïque. Ceci entraîne de nombreuses ruptures au voisinage du puits, les breakouts, mais empêche le déplacement des plans préexistants soumis à des contraintes normales fortes. Trois exemples d’analyse des contraintes actuelles sont détaillés dans la suite de ce chapitre. Le premier concerne les quartzites du bassin de l’Hanet, le deuxième provient du bassin de Timimoun bien connu pour les breakouts depuis les travaux de Beghoul dans la précédente WEC.3 Le dernier exemple est le cas remarquable d’un puits du champ de Hassi Messaoud qui, traversant une faille, montre une très large rotation des contraintes au voisinage de celle-ci.

La topographie de parois de puits, outil d’analyse des contraintes

Les quartzites de Hamra dans le bassin de l’Hanet

L’Algérie est certainement une des régions pétrolières du monde où les contraintes actuelles sont les plus élevées.

Ces quartzites ont des propriétés matricielles médiocres, mais produisent grâce à leur fissuration naturelle. La production varie beaucoup d’un puits à l’autre :

52

Imagerie de puits

le puits BH-4, par exemple, produit bien quand son voisin BH-5 ne produit rien. Les images ont révélé une orientation et une densité de fractures assez comparables dans les deux puits. La différence majeure tient aux contraintes, non par leurs directions mais par leurs intensités. Le puits BH-4 montre beaucoup de fractures induites, mais peu de breakouts. Le puits BH-5 montre exactement le contraire. Or de nombreuses fractures induites traduisent une contrainte minimale horizontale faible, alors que de nombreux breakouts traduisent une contrainte maximale horizontale forte. Globalement les contraintes horizontales sont beaucoup plus fortes dans BH-5 que dans BH-4. Les fractures sont donc beaucoup plus ouvertes dans ce dernier puits, ce que confirment les images. Cela explique aussi la meilleure production de ce puits. Même si la relation entre contraintes et production est un domaine encore mal connu, l’imagerie UBI apporte une information très utile à ce domaine. Taille de grain (g/m3) Indice d’ 1,95 2,95 hétérogénéité SRES-A SandTex et Taille de grain 0 360 (g/m3) (ohm.m) indice de Image 0,2 2 000 tri issu des 1,95 2,95 OBMI C R carottes Matrice SRES-R CPOR 2 SRES-SOR (m3/m3) Mauvais Image statique Conductrice (ohm.m) 0,2 2 000 0,45 0,15 trou OBMI Résistive 0 (ohm.m) 1,5 SRES-S TNPH L MD Pendages sédim. SRES-CE CFLA1 CF 1 : 40 (ohm.m) (m3/m3) (m) ( ) 1,5 0,45 2 000 0 0,15 -10 (°) 90 1 (ohm.m) 0 0,2

Puits du bassin de Timimoun Le bassin de Timimoun est principalement une zone de réservoirs à gaz très faiblement poreux. L’exploitation de tels réservoirs nécessite généralement une fracturation assistée qui elle-même requiert une connaissance précise de la contrainte horizontale minimale. L’analyse de la topographie des parois de puits obtenue grâce à l’outil UBI est l’une des manières d’évaluer les contraintes actuelles. L’exemple ci-dessous concerne deux puits verticaux qui traversent 500 mètres d’une série horizontale de grès et d’argiles.

Faciès SandTex

AMP DISTA

SRES

Fm

10

(ohm.m) Lamine

150

(1/m)

0

Faciès de carotte

0 150 (gAPI)

0 0 15

() CGSZ

100

()

1

X X50

Bon-mod. Modéré X X52

Médiocre Chaotique Très bon Bon Bon-mod. Modéré

X X54

Bon Médiocre Médiocre Très bon Argile

X X56

Affichage générique des faciès par SandTex

Colonne 1 : Colonne 2 : Colonne 3 : Colonne 4 : Colonne 5 : Colonne 6 :

profondeur LQC OBMI image statique OBMI et pendages sédimentaires pourcentage de points appartenant aux 3 fractions (gris : conductrice, beige : matrice, rouge : résistive) résistivités calculées des 3 fractions tri des tailles de grain issu des carottes (cercles creux) confronté à la courbe d’indice d’hétérogénéité SandTex porosité carotte (points rouges) et densité carotte (point noirs) confrontées à TNPH (courbe de porosité en pointillés rouges) et à RHOB (courbe de densité en pointillés noires) Colonne 7 : formation Colonne 8 : faciès SandTex et indice de lamination issus des pendages OBMI Colonne 9 : description de faciès carotte Colonne 10 : diagraphie continue de l’histogramme de résistivité comparée à la taille moyenne de grain mesurée sur carottes Figure 3.64 : Résultats de SandTex confrontés à ceux obtenus sur carottes dans un réservoir gréseux fluviatile du champ de Berkine à granulométrie diminuant vers le haut.

3

53


Le premier puits ne présente ni faille ni fracturation. Le second montre des grès légèrement fracturés. Dans les deux cas, l’UBI a fourni une topographie de bonne qualité dont l’élément le plus remarquable est la présence de breakouts très développés. Dans le premier puits, le résultat est à la fois très clair et très surprenant (fig. 3.65). L’orientation des breakouts, donc de la contrainte horizontale minimale, est constante au Nord-35 du sommet au fond du puits à l’exception de quelques variations minimes liées à certains changements de lithologie (fig. 3.65A). La profondeur des breakouts est très variable : nulle dans bien des endroits, elle atteint localement 2,5 pouces, c’est-à-dire presque la valeur du rayon du puits. La largeur angulaire des breakouts présente la même évolution que la profondeur, avec cependant beaucoup plus de variabilité, suggérant que la profondeur est une mesure plus stable que la largeur.

A GR 0

200 (gAPI) 0

Image UBI Azimut / nord des breakouts

Ce qui est très surprenant dans ce résultat, c’est la relation des breakouts avec la lithologie. Contrairement à ce qui est le plus souvent observé, les breakouts ont, dans ces puits, un développement maximum dans les grès les plus propres et sont totalement absents dans les niveaux les plus argileux (fig. 3.65B). Le pointé de l’amplitude des breakouts en fonction du gamma ray met en évidence une anticorrélation linéaire. Au-delà de 160 gAPI, il n’y a plus de breakouts, le puits reste parfaitement circulaire. Les grès ayant une résistance à la rupture bien supérieure à celle des argiles, cette anomalie de distribution des breakouts doit trouver son origine dans une très forte variation de l’état de contrainte en fonction de la lithologie. Une explication possible de cette distribution des contraintes consiste à admettre que les argiles ont un comportement plastique à l’échelle des temps géologiques. Si les argiles montrent un tel comportement à long terme, les trois contraintes principales vont tendre à s’équilibrer autour de celle qui ne peut pas varier : la contrainte verticale. En Algérie, le craton

Amplitude des Largeur des breakouts breakouts 0 (pouces) 2,5 0 (°) 60 360 170 (gAPI)

20 170 (gAPI)

C

20

180 160

X X60

140

2 1 120 100

X X70

3 80

4 5

60

X X80 40 20

X X90 GR

0 0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

Amplitude des breakouts B 1

N

2

N

3

N

4

N

5

N

B 1 pouce 1 pouce

1 pouce 1 pouce

1 pouce 1 pouce

1 pouce

B

1 pouce 1 pouce

B

1 pouce

B

Figure 3.65 : Analyse des breakouts à l’aide du logiciel HoSAna sur des images UBI. (A) Résultat de l’interprétation des breakouts niveau par niveau. Colonne 1 : trois faciès définis sur le gamma ray ; colonne 2 : image du temps de transit et orientation des breakouts (points roses) ; colonne 3 : amplitude des breakouts en fonction du gamma ray en échelle inversée (170 à 20) ; colonne 4 : largeur des breakouts en fonction du même gamma ray ; (B) exemples de sections du puits déduites du temps de transit ; (C) pointé de l’amplitude des breakouts en fonction du gamma ray (on remarquera l’anticorrélation nette et inhabituelle).

3

54

Imagerie de puits

Améliorer la qualité des images d’un « vieil ami » La descente d’outils de diagraphie dans les puits horizontaux de Hassi Messaoud s’avère souvent être une tâche difficile. Les difficultés n’ont fait qu’augmenter au cours de ces dernières années du fait de la mise en pratique de forages en dépression (underbance) de 6 pouces à rayon de courbure réduit (short radius).

I

L’espace requis pour la rotation du mécanisme a été minimisé de manière que les débris présents dans la bouée ne puissent pas être emprisonnés entre le bâti et la partie tournante. Cela s’avère particulièrement utile dans le cas de puits forés en dépression dans lesquels les boues contiennent de nombreux débris rocheux.

Dans ces conditions la qualité des images fournies par l’outil d’imagerie Ultrasonique UBI peut être plus ou moins sérieusement affectée, La rotation du mécanisme d’acquisition acoustique de l’UBI peut même s’arrêter, ce qui conduit à des intervalles sans données d’imagerie. Ces difficultés se rencontrent plus facilement dans les sections courbes et de raccord avec la partie horizontale de ces puits où l’acquisition des données peut devenir un réel problème (fig. 3D et 3E). L’UBI étant l’outil principal pour la détection des fractures sur le champ de Hassi Messaoud, il était devenu nécessaire d’étendre ses possibilités opérationnelles. Les travaux d’ingénierie de la nouvelle sonde UBI ont été réalisés en un temps très court par une équipe du Centre d’ingénierie Schlumberger Riboud. Les modifications apportées à l’UBI standard ont porté sur une refonte majeure de la sonde (fig. 3F) : I La longueur de ce mécanisme a été réduite, et sa forme a été modifiée de manière que les chances de contact avec la paroi du forage soient aussi faibles que possible.

Figure 3.E : État de l’outil UBI après passage dans un puits horizontal difficile. L’UBI, avant la descente est représenté à droite.

Depuis son introduction commerciale en 2004 la nouvelle sonde UBI a été utilisée de façon systématique dans les puits horizontaux de 6 pouces en remplacement de la sonde standard. Ce changement s’est traduit par l’acquisition d’images continues de bonne qualité dans les sections déviées de ces puits, ce qui a aidé de façon significative l’étude géologique des gisements cambriens du champ de Hassi Messaoud (fig. 3.71, 3.72 et 3.73).

Figure 3.D : Descendre l’UBI en TLC dans un puits de 6 pouces à rayon de courbure réduit est difficile. Le capteur rotatif de l’UBI peut caler, ce qui se traduit par des lacunes dans les images. La difficulté est maximale dans les tronçons déviés et dans la zone d’atterrissage connectant la partie déviée

Figure 3.F : Capteurs UBI standard et modifié.

avec la partie horizontal du puits.

3

55


Gamma ray décroissant

σh σV σH

σh

σV Grès

σH

Figure 3.66 : Évolution théorique de l’état de contrainte par rapport à la lithologie dans l’hypothèse d’une déformation plastique de l’argile. (A) représentation de Mohr de la variation du déviateur horizontal. La diminution dans les argiles du fait de la déformation plastique est compensée par une augmentation dans les grès ; (B) bloc-diagramme des endommagements induits par ces contraintes redistribuées : fractures et/ou breakouts induits dans les grès, mais rien dans les argiles.

Puits traversant une faille à Hassi Messaoud Le champ de Hassi Messaoud est traversé de nombreuses failles, il n’est donc pas rare qu’un puits vertical ou horizontal traverse l’une d’entre elles. Le puits décrit ici traverse une faille importante plongeant de 58 degrés au N-146 et occasionnant une perturbation des contraintes particulièrement spectaculaire mise en évidence par l’imagerie UBI.

A

Amplitude key seat

B

D

C

Orientation nord 0 (pouces) 1

1 NE Dimension 1 pouce du trépan

SO

1 pouce X 675

52/228

1

X 675

2 1 pouce 1 pouce X 676

2

X 676

3 1 pouce 1 pouce

FMI UBI

X 677

Trou de serrure

X 677,67

4 1 pouce 1 pouce

3

X 678

4 Faille 5 inverse

X 678 (Rejet x 2)

5

1 pouce 1 pouce K

56

σV Conditions aux limites

K

3

B

K

Le second puits, situé à quelques kilomètres du premier, montre une relation similaire entre la lithologie et la profondeur des breakouts. Cependant, à poids de boue et faciès identiques, la profondeur des breakouts est moindre, suggérant des contraintes locales plus faibles dans ce second puits. La topographie de la paroi met en évidence un autre mécanisme de déformation, assez rare en Algérie : le mouvement d’une faille préexistante pendant le forage. Le plan de faille est bien visible sur les images UBI et FMI, il plonge de 52 degrés au N-228. Le mouvement est mis en évidence par l’accentuation de l’effet de « key-seat » dans le compartiment du haut. Alors qu’ailleurs dans le puits l’effet ne dépasse jamais 0,2 pouce (5 mm), il atteint 0,6 pouce (1,5 cm) au niveau de la faille. La figure 3.67 montre que cette variation ne peut s’expliquer que par un mouvement en faille inverse du compartiment supérieur durant le forage du bloc inférieur. L’horizontale de la faille est orientée N-138, c’està-dire quasi parallèlement à la contrainte horizontale majeure N-125, qui n’a donc que peu d’effet sur le mouvement. Cette faille inverse située dans les argiles les plus plastiques a donc bougé sous l’effet de la contrainte horizontale mineure. Cela implique que, au moins dans ces argiles, la contrainte verticale est la contrainte mineure. Dans une telle situation, une fracture provoquée pour stimuler le réservoir aurait toutes les chances de se propager horizontalement.

Argiles

A

K

paléozoïque est soumis à un état de contrainte de type décrochant dans lequel la contrainte verticale est l’intermédiaire (fig. 3.66). De ce fait, la contrainte majeure horizontale va diminuer tandis qu’à l’inverse la contrainte mineure va augmenter jusqu’à équilibrer la contrainte verticale. Dans les grès, la situation est inverse. Puisque les argiles ne supportent plus le déviateur régional, celui-ci est intégralement supporté par les grès. Cela entraîne un accroissement de la contrainte horizontale majeure et une diminution de la mineure, d’où une augmentation très forte du déviateur dans le plan horizontal qui se traduit par de profonds breakouts. Pour être validée, cette hypothèse nécessiterait une étude complète de mécanique des roches, mais déjà les mesures soniques du DSI sont en accord avec cette hypothèse. Elles montrent une forte anisotropie du rapport Vp/Vs dans les grès avec un maximum dans la direction SE, mais rien dans les argiles. Si cette hypothèse se vérifiait, la géométrie des breakouts serait un bon moyen de prédire l’état de contrainte de manière continue.

X 678,42

Figure 3.67 : Mouvement de cisaillement en cours de forage au niveau d’un plan de faille préexistant. (A) images FMI et UBI du plan de faille ; (B) analyse par HoSAna de l’image UBI ; colonne 1 : amplitude du trou de serrure augmentant au niveau du plan de faille ; colonne 2 : image du temps de transit ; (C) bloc-diagramme théorique du mouvement de cisaillement expliquant la croissance du « key-seat » ; (D) sections du puits.

Imagerie de puits

B

l’orientation des breakouts et donc des contraintes. Dans les 25 mètres au-dessus de la faille, les breakouts tournent de 90 degrés, passant d’une orientation NNE-SSO à une direction perpendiculaire ONO-ESE. Au-dessous de la faille, les breakouts vont revenir à leur orientation initiale en une trentaine de mètres également.

A

1

1

2 X 360

1 pouce

1 pouce

1 pouce

1 pouce

X 370 3

2

4 X 380

1 pouce

1 pouce

1 pouce

1 pouce

5

6

1 pouce

4 Faille principale

X 400

1 pouce

1 pouce

X 390

3

5

1 pouce

X 410 C

330

0 80%

X 420

30

70% 60%

300

60

50% 40% 30% 20% 10% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80%

270 240

90

6

120 210

180

150

Figure 3.68 : Perturbation des contraintes au voisinage d’une faille majeure. (A) image UBI du temps de transit montrant l’évolution des breakouts en amplitude et en azimut dans la zone de faille (on remarquera la rotation de plus de 90 degrés) ; (B) sections du puits montrant l’évolution azimutale du breakout ; (C) plan de faille sur un canevas stéréographique.

Le puits est affecté de nombreux breakouts orientés NNE-SSO en dehors de la zone perturbée (fig. 3.68). Ces breakouts sont assez profonds, indiquant un fort déviateur dans le plan horizontal. Les gamma ray ne varient pas suffisamment pour mettre en évidence une possible relation entre l’argilosité et la géométrie des breakouts. Par contre, il est clair que dans les 50 mètres autour de la faille les breakouts diminuent en largeur et profondeur jusqu’à disparaître totalement, tandis qu’apparaissent de nombreuses fractures parallèles à la faille et largement ouvertes, comme le montrent les carottes. Ceci indique le passage d’un état nettement compressif à un état de type distensif au voisinage immédiat de la faille. Mais la variation la plus remarquable concerne

Une perturbation d’une telle ampleur est peu fréquente. Cela rappelle les perturbations décrites par Vincent Auzias (1998) au voisinage de failles décrochantes présentant des défauts de planéité (fig. 3.69). Selon la géométrie de ces défauts, et au voisinage de ceux-ci, les contraintes augmentent ou diminuent largement. Dans ce puits particulier, les breakouts indiquent que les contraintes horizontales ont fortement diminué au voisinage de la faille. Cependant celle-ci n’étant pas verticale, elle induit des perturbations en trois dimensions plus complexes que celles d’un décrochement pur ; malgré cela il est quasiment certain qu’elle a bougé avec une forte composante décrochante dextre. Il faut retenir de cet exemple que la perturbation des contraintes au voisinage d’une faille dépend plus des défauts de celle-ci que de son orientation générale. Il est donc très difficile de prévoir ces perturbations sans acquisition d’images pendant le forage. Enfin, il faut noter que ces perturbations correspondent à ce que l’on attend d’une faille active. Or il n’y a pas de sismicité actuellement dans la région de Hassi Messaoud. Cela signifie que cette perturbation de l’état de contrainte est fossile et qu’aucun fluage ne l’a relâchée, au contraire de ce qui s’est passé dans les argiles du bassin de Timimoun. Seule la rhéologie particulièrement raide des quartzites peut expliquer le maintien de cet état de contrainte perturbé.

Zone sous forte contrainte

Fractures largement ouvertes

0

2m

Modifié d’après Vincent Auzias 1982 Figure 3.69 : Exemple réel de perturbation des contraintes le long d’un décrochement dextre (d’après Vincent Auzias et al., 1998). Les fractures mettent en évidence le chemin de contrainte horizontale maximale (flèche rouge). On remarquera que les perturbations sont dues non pas au plan de faille lui-même mais aux défauts de sa surface.

3

57


De la nécessité de parfois combiner les imageries Les principes de mesure utilisés par l’imagerie acoustique UBI et les imageries de résistivité FMI et OBMI étant fondamentalement différents, les avantages et les limites de chacune d’elles diffèrent largement. L’imagerie en résistivité est une mesure « vraie » des propriétés électriques de la formation à quelques centimètres du bord du trou. Cependant, comme ce type de mesure provient de boutons montés sur patins, les images obtenues couvrent seulement une partie de la circonférence du trou de forage. L’imagerie acoustique est obtenue par réflexion d’un faisceau acoustique tournant sur la totalité de la surface du trou. Chacune des 180 mesures, obtenues en comparant l’amplitude et le temps de transit du signal émis avec ceux du signal réfléchi par la surface du trou, fournit une information sur l’impédance acoustique de la formation et un rayon

du trou de forage. La qualité de l’outil UBI en tant qu’outil géologique est directement tributaire de l’état de surface malheureusement souvent endommagée pendant le forage. Mais en même temps, cette géométrie détaillée du trou de forage fournit de précieuses informations sur l’état de contrainte et sur le remplissage des fractures souvent très complexe en Algérie. Dans certains cas, il sera donc utile de combiner les deux types d’imageries.

Dans les puits en boue à l’eau L’outil FMI fournit la meilleure qualité d’image pour l’identification des plans et des faciès géologiques. C’est aussi le seul outil d’imagerie qui permet d’estimer l’ouverture des fractures. La figure 3.70 montre à l’évidence la supériorité du FMI sur l’UBI pour ce qui est de la détermination des faciès et des pendages dans une section argileuse du Silurien du bassin de Timimoun. Les structures extrêmement claires observables sur l’image FMI, qui indiquent une déformation locale du pendage structural probablement liée à un slump, sont totalement invisibles sur l’image UBI. La raison en est principa-

RLA1 (ohm.m) 0,2 2 000

DEV 0

(°)

NP HI-RHOM

5


PEFZ Image dynamique d’amplitude UBI

4 (pouces) 8 Diamètre 1 4 (pouces) 8

Image dynamique FMI

Stratigraphique (sinusoïde) Orientation nord

Limite de banc Pendage vrai

Echelle horizontale : 1:7540 Orientation nord Amplitude

Limite de banc

Diamètre 2 4 (pouces) 8 MD 1 : 10 (m)

RLA2

(ohm.m) RHOM-NPHI 0,2 2 000

0 Faible

120

240

Image UBI

( ) 0 RHOM

RLA3 (ohm.m) 5 0,2 2 000 RLA4

-10

(°)

100

-10

(°)

(g/cm3) (ohm.m) 2,95 0,2 2 000 100 1,95

(m3/m3) (ohm.m) 0,15 0,2 2 000 Stratigraphique 0,45 360 Pendage vrai Densité RLA5

Elevée

2055

1m

X X55

2056

X X56

Figure 3.70 : Déformations synsédimentaires (slumps) le long d’un paléo-talus, nettement visible sur l’image FMI mais pas sur l’image UBI.

3

58

Image FMI

Vues 3D

Image UBI

Imagerie de puits

On remarque les lacunes d’images dans les tronçons à courbure forte de ce puits et donc la rareté des données géologiques ou géomécaniques.


Pendage structural Pendage sédimentaire Pendage stratigraphique Fracture (ouverte) continue de faible amplitude Fracture (ouverte) discontinue de faible amplitude

Densité de fractures Stratigraphie

Cambrien D3

Cambrien D2

Colonne des pendages

Cambrien ID

Intrusion

Pas de données UBI

X30

X20

X10

X00

X90

X80

X70

X60

X50

X40

X30

Diamètre

X20

Image d’amplitude UBI

Figure 3.71 : Difficulté d’analyse des fractures dans les zones du puits à courbure forte du fait d’un fonctionnement erratique du capteur standard de l’UBI.

lement l’absence de contraste acoustique dans ces argiles. Un autre intérêt de l’outil UBI réside dans tout ce qu’il apporte à l’analyse des contraintes et de la stabilité des puits. Le puits de la figure 3.67, décrit dans la section précédente relative à l’état de la contrainte, montre qu’aucun autre outil que l’UBI n’aurait permis de détecter le mouvement sur la faille pendant le forage ou d’établir un lien entre la profondeur des breakouts et l’argilosité.

Dans les puits en boue à l’huile Jusqu’à l’introduction de l’OBMI en 2004, toutes les données structurales et sédimentaires du Trias et du Cambro-Ordovicien d’Algérie ont été acquises avec l’outil UBI dans les puits forés à l’huile. Les objectifs principaux de l’interprétation des imageries de puits sont fondamentalement différents dans ces deux formations : I orientation des structures sédimentaires et identification des faciès dans les réservoirs gréseux fluviatiles du Trias (TAGI), et caractérisation du réseau de fractures ; I évaluation du pendage structural et porosité dans les réservoirs fracturés de faible perméabilité du Cambro-Ordovicien. L’utilisation combinée des outils UBI et OBMI répond à ces objectifs spécifiques.

Dans les réservoirs du Trias Comme il est discuté dans le chapitre intitulé « Imagerie en résistivité avec l’outil OBMI dans les grès fluviatiles du TAGI », la qualité de l’imagerie OBMI en fait l’outil le plus adapté à l’analyse des structures sédimentaires des réservoirs triasiques et à la caractérisation des qualités de ces réservoirs au travers de leurs textures. Les données UBI apportent, quant à elles, une infor-

mation sur les contraintes et leurs changements de direction au voisinage des failles. Ces informations seront utiles à l’organisation de la production, l’orientation des puits horizontaux ou la fracturation assistée.

Dans les réservoirs du Cambro-Ordovicien Dans ces réservoirs de faible perméabilité, la caractérisation des fractures est l’objectif principal. L’UBI fournit une image complète de la surface du trou permettant de visualiser les fractures sub-verticales qui sont difficiles à voir sur l’imagerie OBMI à cause d’une couverture incomplète de l’image. L’UBI permet aussi de différencier les fractures ouvertes des fractures fermées grâce à la comparaison des images en amplitude et en temps de transit. Par contre, les pendages structuraux et sédimentaires sont souvent de mauvaise qualité ou même invisibles sur l’imagerie UBI, ce qui est particulièrement gênant lors de la modélisation des structures géologiques dans les drains horizontaux. L’imagerie de la section « build-up » des puits horizontaux est souvent impossible, le faible rayon de courbure de ces puits engendrant un contact entre la sonde et la paroi du trou, ce qui provoque l’arrêt de la rotation de celle-là et donc de l’acquisition des données. L’introduction récente d’une nouvelle sonde UBI plus compacte a permis de pallier cette limitation. Les figures 3.71

3

59


A

3 180

Faille Fracture

D5

3 240

3 180

3 200

3 200

3 220

3 220

D3

3 240

MD 278

3 240 D2

3 260

3 260

SE

3 260

NO

3 320

D5

Pendage vrai Faille Fracture continue de faible amplitude Limite de banc Fracture discontinue de faible amplitude

3 350 D3 D2

?

Pa s

d ’a cq

u is

it

ion

UB

I

B

Profondeur, m

3 450

3 500

3 550

3 600

3 650

3 700

3 750

3 790

Figure 3.72 : Interprétation UBI en 2D et en 3D (on remarquera l’absence de données UBI dans le tronçon de forte courbure du puits). (A) image UBI 3D montrant les plans de fractures et de failles le long de la trajectoire du puits ; (B) coupe structurale fondée sur les pendages relevés sur l’image UBI.

Le capteur modifié a donné une diagraphie d’image même dans les tronçons a forte courbure Pendage structural Pendage sédimentaire Pendage stratigraphique Fracture (ouverte) continue de faible amplitude Fracture (ouverte) discontinue de faible amplitude



Stratigraphie

D3

D2

ID

Colonne des pendages

X60

X50

X40

X30

X20

X10

X00

X90

X80

X70

X60

X50

Diamètre

X40

Image d’amplitude UBI

Figure 3.73 : Acquisition d’images UBI de haute qualité dans le tronçon horizontal mais également dans la zone de forte courbure, rendue possible par l’utilisation d’un capteur modifié à cet effet (à comparer à la figure 3.71).

3

60

Imagerie de puits

et 3.72A illustrent les résultats incomplets obtenus avec une sonde UBI classique dans un puits horizontal de 6 pouces à faible rayon de courbure enregistré dans le Cambrien du champ de Hassi Messaoud. Le modèle dérivé de la coupe structurale est présenté sur la figure 3.72B. La figure 3.73 montre les résultats obtenus avec la nouvelle sonde qui a permis d’obtenir une image des fractures et des pendages des couches géologiques couvrant tout l’intervalle. Un autre avantage de la diagraphie continue UBI est de pouvoir évaluer la forme du trou dans la partie déviée de ces puits pour des études géomécaniques (voir le chapitre intitulé « La topographie de parois de puits, outil d’analyse des contraintes »).

cause des mauvaises conditions de trou souvent liées au forage en dépression (underbalanced). La comparaison des deux imageries montre que, dans les sections de bonne qualité du trou de forage (fig. 374A), les pendages pointés sur l’image OBMI sont généralement cohérents en densité avec ceux pointés sur l’image UBI, alors que dans les sections de mauvaise qualité de trou l’imagerie OBMI est souvent la seule image permettant un pointé des pendages (fig. 3.74B). Dans ce puits, le nombre total de fractures et de pendages sédimentaires et structuraux pointés sur l’image OBMI est à peu près le double de celui obtenu avec l’imagerie UBI. Cependant, il est important de rappeler que, dans les sections où le trou est de bonne qualité, seule l’imagerie UBI permet de dif-

Malgré l’amélioration de la qualité de l’image UBI dans la partie « build-up » des puits horizontaux, le pointé du pendage des couches et des fractures est souvent difficile, voire impossible, dans la section horizontale de ces puits à

Bonne qualité du trou

A GR

Image OBMI

Pendage OBMI

Image UBI

Mauvaise qualité du trou

B

Pendage Diamètre Résistivité UBI

GR

Image OBMI

Pendage OBMI

Image UBI

Pendage Diamètre Résistivité UBI

X 340

X 440 X 342

Rxo OBMI X 344

X 442

Courbes de résistivité

Rxo OBMI Courbes de résistivité

X 444 X 346

X 446 X 348 X 448 X 350 X 450

Figure 3.74 : L’image UBI acquise dans ce puits horizontal foré dans un réservoir gréseux du Cambrien de Hassi Messaoud n’a pas fourni de données géologiques par endroits du fait de l’état du puits et de la boue utilisée, contrairement à l’image OBMI toujours nette.

3

61


A

B HAUT

N

C HAUT

N

HAUT

N

1 pouce 1 pouce

1 pouce

1 pouce

1 pouce 1 pouce

Le grand axe des diamètres OBMI (en rouge) correspond à Section de puits ovalisé du côté haut. l’ovalité due aux breakouts.

Déformation asymétrique due à l’intersection du puits avec un banc présentant des caractéristiques mécaniques plus faibles.

Figure 3.75 : Sections de puits extraites du temps de transit des images UBI. Ces sections précisent

C3

la description des breakouts à des fins d’analyse géomécanique. Le grand axe des diamètres OBMI n’indique pas toujours la direction de breakouts. C2

C4

C1 Position des bras de l’OBMI dans un puits ovalisé.

férencier les fractures ouvertes des fractures cimentées et d’évaluer la forme du trou de forage. Les trois sections de ce puits montrées sur la figure 3.75 illustrent la supériorité de l’imagerie UBI par rapport à l’ovalité déduite des deux diamètres du trou des patins de l’OBMI. Sans l’imagerie UBI, la détermination correcte de la géométrie du trou n’aurait été possible que dans les intervalles où l’ovalité du trou est due aux breakouts (fig. 3.75A). La comparaison de ces deux imageries (fig. 3.76) illustre un autre avantage de l’imagerie OBMI pour ce qui est de l’identification des failles dans ces puits horizontaux, dans les cas où les failles correspondent à un changement de faciès qui est rarement visible sur l’imagerie UBI. À X 593 m, l’image acoustique UBI montre une trace noire à faible pendage apparent qui suggère la présence d’une fracture. L’imagerie OBMI correspondante indique

à la fois un changement de faciès et un changement de la résistivité Rxo. Cette double transition brutale caractérise probablement une faille à cette profondeur. On notera aussi que, malgré la mauvaise qualité du trou qui a sérieusement affecté l’image UBI au-dessus de X 590 m, l’image OBMI est restée interprétable, permettant de pointer des fractures et des pendages stratigraphiques dans tout l’intervalle.

GR

Image OBMI

Pendage OBMI

Image UBI

Pendage UBI

Ecart de Courbes de diamètre résistivité

X 560

Rxo OBMI X 570

Courbes de résistivité

X 580

X 590

Faille X 600

X 610

Figure 3.76 : Identification des failles à partir d’une image OBMI dans un réservoir gréseux du Cambrien de Hassi Messaoud.

3

62

Imagerie de puits

Fractures ouvertes Les images UBI en amplitude et en temps de transit de la figure 3.77 montrent toutes deux des traces noires formant des sinusoïdes de forte amplitude. Cela indique qu’il s’agit de fractures ouvertes. À l’inverse, l’image

OBMI permet d’orienter quelques fractures qui se signalent par leur trace blanche discontinue, mais ne permet aucune conclusion quant à leur ouverture. En effet, la trace blanche peut aussi bien correspondre à des fractures ouvertes remplies de boue de forage résistante qu’à des fractures cimentées par un matériel résistant tel que du quartz ou de la calcite. La carotte correspondante confirme la présence de fines fractures ouvertes.

Lenteur SGR (gAPI) 0 200 MD 1 : 20 (m) Dérive inclin. 0 puits C 0 (°) 5

(μs/pied) 140 40

Orientation nord Amplitude 0

120

240

PEFZ 360

0

Faible Image UBI Elevée Orientation nord 0 120 240 360 Image OBMI

360 Image R C OBMI R

Fracture de faible amplitude (sinusoïde) Orientation nord

10 Densité

Orientation nord Rayon centré

Courbes de résistivité AIT (épaisses) Courbes de Rxo OBMI (fines)

Les exemples de puits verticaux décrits ci-dessous proviennent de réservoirs ordoviciens du champ de Hassi Messaoud, principalement dans les quartzites de Hamra.

(g/cm3) Fracture de faible amplitude 1,95 2,95 d’après UBI 0 120 240 360 Neutron Pendage vrai Image UBI (m3/m3) (ohm.m) Faible Elevée -10 (°) 100 0,45 0,15 0,2 2 000

Photo de carotte

1m

X X67

X X68

X X69

X X70

Dynamique OBMI

Statique

Amplitude/dynamique Temps de transit /dynamique UBI

Figure 3.77 : Identification de fractures ouvertes sur des images OBMI et UBI dans les quartzites de Hamra (puits vertical de Hassi Messaoud).

3

63

Lenteur

SGR (gAPI) 0 200 MD 1 : 10 (m) Orientation nord 0 Dérive 360 inclin. 0 120 240 360 Image puits C Image OBMI R C OBMI R 0 (°) 5

Orientation nord Amplitude 0 120 240 360

(μs/pied) 140 40

Image UBI Elevée Faible

0

Fracture de faible amplitude (sinusoïde) Orientation nord

PEFZ

Orientation nord Rayon centré 0 120 240 360

10 Densité



Fracture (g/cm3) de faible amplitude 1,95 2,95 d’après UBI Pendage vrai Neutron Image UBI (m3/m3) (ohm.m) Elevée Faible -10 (°) 100 0,45 0,15 0,2 2 000

Vue 3D de l’image d’amplitude UBI Photo de carotte

1m

X X53

X X54

Dynamique OBMI

Statique


Figure 3.78 : Fracture cimentée par de la pyrite dans les quartzites de Hamra, identifiée par combinaison d’images OBMI et UBI (puits vertical de Hassi Messaoud).

Fractures cimentées La figure 3.78 montre une fracture à fort pendage à la fois sur l’image UBI en amplitude et sur l’image UBI en temps de transit. Sur l’image en amplitude, la trace sinusoïdale correspondante est noire. Sur l’image en temps de transit la même trace apparaît tantôt noire, tantôt blanche. Cette signature indique la présence d’une fracture partiellement cimentée. L’imagerie OBMI correspondante montre, quant à elle, une sinusoïde noire caractérisant une fracture remplie d’un ciment très conducteur. Seule la combinaison de ces trois images permet de conclure que cette fracture est partiellement remplie par un ciment très conducteur, ce que confirme la carotte correspondante qui montre une fracture partiellement cimentée par de la pyrite.

3

64

Dans le cas de l’exemple présenté sur la figure 3.79, de nombreuses fractures sont visibles grâce à leur trace noire sur l’image UBI en amplitude. Cependant, à la différence du cas précédent, l’image UBI en temps de transit ne montre pas de traces noires correspondantes, ce qui indique que ces fractures sont cimentées par un matériel de faible impédance acoustique. Sur l’imagerie OBMI correspondante, les plus larges de ces fractures sont identifiables grâce à une trace blanche qui indique que le matériel de remplissage n’est pas conducteur. L’utilisation combinée de ces trois images permet ici de conclure que ces fractures sont cimentées par un matériel non conducteur de faible amplitude acoustique tel que de l’argile. L’imagerie UBI en amplitude de la figure 3.80 montre une trace blanche subverticale due à la présence d’une fracture cimentée par un matériel à forte impédance acoustique. La carotte correspondante confirme la présence

OBMI structural

SGR (gAPI) 0 200 MD 1: 17 (m) Dérive inclin. puits 0 (°) 5

Lenteur


Imagerie de puits

(µs/ft) 140 40 OBMI stratigraphique PEFZ 0 OBMI 0 10 Image UBI sédimentaire Densité Elevée Orientation nord Faible Fracture Rayon centré (g/cm3) de faible Orientation nord 0 amplitude 1,95 2,95 360 Fracture de faible 0 120 240 360 amplitude 0 120 240 360 d’après UBI Neutron Image Image UBI (sinusoïde) Pendage vrai (m3/m3) (ohm.m) OBMI Image OBMI R C R Orientation nord Faible C Elevée -10 (°) 100 0,45 0,15 0,2 2 000 Amplitude 120 240 360

Image UBI

Image OBMI

1m

X X75

X X76

Traces de fractures

X X77

X X78 Dynamique

Statique Amplitude/dynamique Temps de transit /dynamique UBI

OBMI (2 passes)

Figure 3.79 : Identification de fractures cimentées par de l’argile dans les quartzites de Hamra par combinaison d’images OBMI et UBI (puits vertical de Hassi Messaoud).

SGR (gAPI) 0 200 Dérive 0 inclin. puits C 0 (°) 5

Image dynamique OBMI

Image d’amplitude dynamique UBI

Orientation nord 120 240 360 0 Image OBMI

Orientation nord Rayon centré 120 240 360

R Faible Image UBI Elevée

OBMI structural OBMI stratigraphique Fracture de faible amplitude d’après UBI Pendage vrai -10

(°)


Densité - Neutron

(ohm.m) 100 0,2 2 000

Image UBI en vue 3D

Photo de carotte

Coupe de carotte

X X75

X X75.5

0,2 m

0,5 m

Zone silicifiée

Fracture cimentée par du quartz

X X76

X X76.5

On remarquera la couleur claire de chaque côté de la fracture qui indique une silicification de la matrice (la couleur plus foncée est due à des taches d’hydrocarbures). Cette fracture crée une barrière de perméabilité dans le réservoir dans une direction perpendiculaire à son orientation (N-NE-S-SO)

Figure 3.80 : Identification d’une fracture cimentée par du quartz dans les quartzites de Hamra à partir d’une image UBI (puits vertical de Hassi Messaoud).

3

65

Lenteur (μs/pied) 140 40



SGR Amplitude OBMI (gAPI) PEFZ 0 120 240 360 structural 0 200 0 10 Image OBMI MD stratigraphique Densité Faible UBI Elevée Orientation nord 1 : 18 (m) Fracture Rayon centré (g/cm3) de faible Dérive Orientation nord 0 360 Fracture de faible 0 120 240 360 amplitude 1,95 2,95 amplitude inclin. 0 120 240 360 d’après UBI Neutron Image Image (sinusoïde) puits Image OBMI R C OBMI R Orientation nord Faible UBI Elevée Pendage vrai (m3/m3) (ohm.m) C 0 (°) 5 -10 (°) 100 0,45 0,15 0,2 2 000

Image OBMI à échelle agrandie

X X16,5 Banc 3

0,5 m

0,5 m

Banc 3 Banc 2 Banc 1

Banc 2 Banc 1

X X17

X X17,5

Dynamique

Statique

OBMI (2 passes)


Figure 3.81 : Identification d’une microfaille dans la zone d’alternance argileuse d’âge ordovicien à partir d’images OBMI (puits vertical de Hassi Messaoud).

d’une fracture cimentée par de l’halite. Sur l’image OBMI aucune fracture n’est identifiable, probablement à cause d’une couverture partielle des patins. Par contre les pendages sédimentaires, invisibles sur l’image UBI, y apparaissent clairement.

bancs minces, non visibles sur l’imagerie UBI, sont affectés par un déplacement vertical normal. Cette fracture est en fait une microfaille remplie d’argile à rejet normal. Cette observation importante pour l’établissement du modèle structural du champ n’aurait pas été disponible avec l’imagerie UBI seule.

Pendage structural Faille L’imagerie OBMI permet aussi d’identifier des événements structuraux de type faille qui sont quelquefois impossibles à différencier des grosses fractures sur l’imagerie UBI. L’image UBI en amplitude de la figure 3.81 montre une sinusoïde noire bien visible à fort pendage, mais qui n’a pas d’équivalent sur l’image en temps de transit. Cela suggère la présence d’une fracture remplie par un ciment de faible impédance tel que de l’argile. L’imagerie OBMI correspondante, dont la couverture est doublée grâce à une passe additionnelle décalée de 45 degrés, révèle que les

3

66

Le pendage structural étant en général faible en Algérie (moins de 5°), la détermination précise de l’azimut et de la magnitude de celui-ci est souvent difficile, voire impossible, avec l’imagerie UBI à cause du faible contraste acoustique dans les formations argilo-silteuses. De plus, en l’absence de limites de bancs nettes, la présence occasionnelle de bruit se manifestant par des bandes perpendiculaires au puits qui peuvent être confondues avec des limites de bancs rendent le pointé manuel des pendages structuraux encore plus difficile. Ce problème devient critique lorsque le pendage structural doit être déterminé dans un puits pilote vertical pour optimiser la trajectoire de drains horizontaux comme dans le champ de Hassi Messaoud. Comme il a été montré avec les différents exemples d’imagerie UBI et OBMI présentés dans ce chapitre, l’imagerie OBMI permet de pallier cette faiblesse de l’UBI grâce à un contraste en résistivité bien supérieur, qui autorise un

Imagerie de puits

MD 1 : 18 (m) 0 Dérive inclin. puits C 0 (°) 5

OBMI dynamique

Amplitude dynamique UBI

Orientation nord 120 240

Orientation nord Rayon centré 120 240

Image OBMI

360 0 R Faible

Image UBI

Courbe Rxo d’OBMI OBMI structural

360

OBMI sédimentaire Breakout d’après l’UBI

Elevée -10

(°)

OBMI statique Orientation nord 0 360

(ohm.m) C 100 0,2 2 000

Image OBMI

R

Analyse de la section transversale de la forme du trou par le logiciel HosAna Dimension du trépan = 6,0 pouces

N X X91

1 pouce 1 pouce

1m

Azimut du trou = 165,5° Déviation du trou = 1,0° Profondeur = 3 441,903m

X X92

Points verts dimension du trépan Points noirs rayons UBI (180 mesures) L’orientation des breakouts (N-NE-S-SO) correspond au minimum de la contrainte horizontale in situ.

Figure 3.82 : Identification des limites de bancs (en vert), des pendages sédimentaires (en rouge) et des breakouts (symboles d’orientation noirs) dans les quartzites de Hamra (puits vertical de Hassi Messaoud).

pointé précis du pendage structural dans la plupart des cas où l’image UBI ne donne pas d’informations fiables.

Pendages sédimentaires L’imagerie OBMI enregistrée dans les réservoirs cambro-ordoviciens permet d’obtenir des pendages sédimentaires qui ne sont pas visibles sur l’image UBI, à cause d’un contraste acoustique trop faible (fig. 3.79), de la présence de breakouts (fig. 3.82), ou bien de dégradations du trou telles que la trace en tire-bouchon du trépan de forage sur le trou. Cependant, contrairement aux réservoirs du TAGI, l’atténuation du signal acoustique UBI due à l’épaisseur du gâteau de boue dans les réservoirs cambro-ordoviciens est négligeable, car celui-ci est nettement moins épais.

Conclusions L’imagerie de puits est une technique récente, ses applications sont très variées comme nous venons de le voir dans ce chapitre, et de nouvelles avan-

cées sont à prévoir. Malgré cela, l’utilisation des images reste très cantonnée à la seule période du forage. Dans l’urgence liée aux coûts qui caractérise cette période, l’interprétation de l’imagerie y est faite en peu de temps et, souvent, en méconnaissance du contexte géologique précis. Ces contraintes obligent l’interpréteur à se limiter à l’essentiel et ne lui permettent pas de tirer tout le parti possible des images. Les exemples d’utilisations ultérieures sont rares ; pourtant le réexamen coordonné de l’ensemble des imageries d’un même réservoir améliore grandement l’interprétation de celui-ci, mais également celle de chaque image prise individuellement. Enfin il est un domaine où l’imagerie n’est pas assez utilisée, celui de la production. Reprendre l’analyse des images après une première période de production permettrait de mieux comprendre celle-ci et de modifier le modèle géologique de manière à ce qu’il soit en accord avec les données dynamiques.

3

67

Tin Teghert, dalle de Dider (tassili des Ajjer). Magnifique tête de bœuf de la période dite « bubaline ». Les préhistoriques « Bubalins » sont en cours de néolithisation et ont entamé le processus de la domestication des animaux sauvages.

3

68

Pétrophysique des sables compacts Mesures et incertitudes en diagraphie standard

71


84


98


112

3

69


Pétrophysique des sables compacts Dans les sables gazéifères compacts d’Algérie, les cibles d’exploration présentent une gamme de difficultés dans l’évaluation des formations, qui rendent problématiques les procédés conventionnels de diagraphie, de carottage et d’interprétation. Les questions d’évaluation des formations présentent un contraste notable avec les conditions qui prévalent là où les porosités sont de 15 % ou plus : I Les porosités intergranulaires se situent dans la plage de 5 % à 10 %. Les sables sont majoritairement constitués de quartz (80 % à 95 %), mais les anciennes formations de grès présentent des grains feldspathiques occasionnels avec de l’argile de type illite-kaolinite, jusqu’à 5 % de mica et jusqu’à 1 % de minéraux lourds comme le zircon. La morphologie des pores est dominée par la diagenèse extensive, qui s’est traduite par une réduction de la porosité par cimentation majoritairement à la silice, mais également avec de l’argile, du carbonate et des ciments pyriteux. Les calculs conventionnels de porosité sur des bases neutroniques, soniques ou de densité souffrent d’incertitudes relatives associées aux réponses de diagraphies dans ces sables compacts. Des incertitudes systématiques totales de quelques pour cent, qui passeraient inaperçues dans un grès de forte porosité, peuvent affecter matériellement les estima-

Irrekam, colonnes d’érosion des grès dans la « forêt de pierres » d’In Tafaghist (chenal sous-glaciaire formé, puis érodé, lorsque le Tassili reposait sous les glaciers à l’Ordovicien final, vers 420 millions d’années environ).

3

70

tions d’hydrocarbures en place lorsque le réservoir est peut-être épais de cent mètres mais d’une porosité moyenne de seulement 5 % à 10 %. Des vitesses acoustiques élevées en compression et en cisaillement, et de faibles porosités couplées à une ovalisation du puits de forage signifient que des diagraphies acoustiques, basées sur la détection de premier mouvement comme sur un traitement de cohérence des trains d’ondes, ont du mal à fournir des temps de parcours et des estimations de la porosité fiables. I Les formations sont fortement contraintes par des forces tectoniques qui varient beaucoup d’une région à une autre et d’un puits à un autre. La contrainte sur le puits de forage provoque une ovalisation à partir du grand axe du puits de forage le long d’un intervalle vertical significatif (environ la moitié ou plus) des sables réservoirs. L’ovalisation du puits de forage et la rugosité induite ont un impact significatif sur les diagraphies avec contact par patins, comme la densité et, dans une moindre mesure, la plupart des diagraphies qui nécessitent une correction d’effet de trou. I Les zones de faible porosité renfermant des hydrocarbures se traduisent par des résistivités élevées, généralement autour de 300 ohm.m mais atteignant occasionnellement 1 000 ohm.m ou plus. Lors du forage avec des boues à base d’huile, les diagraphies à induction sont en difficulté dans cet environnement à faible conductivité. Aussi des alternatives à l’analyse conventionnelle de saturation basée sur la formule d’Archie, comme la résonance magnétique, font-elles l’objet d’un développement actif. I La conductivité des fractures naturelles domine typiquement la production des puits. L’évaluation des fractures ouvertes près du puits de forage est par conséquent une priorité élevée. Actuellement, une combinaison d’images de puits de forage à haute résolution et de diagraphie acoustique, basée sur un traitement de cohérence des trains d’onde, est utilisée. L’évaluation spécifique des fractures est ardue et demande beaucoup de personnel, car elle s’appuie fortement sur l’expertise et l’analyse visuelle des images traitées. I Il semble que dans le passé les résultats d’analyse de carottes aient été sensiblement affectés par la relaxation des contraintes entre les conditions de fond et celles du laboratoire. Des travaux récents menés par Sonatrach ont montré qu’en laboratoire les carottes se dilataient par ouverture de microfractures, qui peuvent ne pas être complètement fermées si l’on ne prend pas soin, pendant l’analyse des carottes, d’appliquer la pression de confinement correcte. Si la porosité, aux conditions de fond, peut être corrigée de façon tout à fait robuste, une incertitude considérable demeure concernant la perméabilité. I Les formations à faible perméabilité rendent difficile la détermination de pressions de formation et de gradients de fluides fiables. L’effet de « supercharging » et les pertes d’étanchéité du patin dans les puits rugueux sous contraintes rendent fréquemment difficile la détermination fiable des plans de contact de fluides à l’aide de testers de formation conventionnels sur câbles. En résumé, lorsqu’ils sont évalués par des programmes « conventionnels » de diagraphies et de carottages, la porosité, la saturation, les plans de contact de fluides, les vitesses acoustiques, la conductivité des fractures et la perméabilité des carottes souffrent actuellement d’incertitudes significatives, qui font l’objet d’études actuelles.


Mesures et incertitudes en diagraphie standard Applications et problèmes dans les sables compacts La quantification des incertitudes sur les paramètres pétrophysiques des réservoirs, comme la porosité et la saturation, est essentielle pour l’évaluation et le calcul des réserves. Dans de nombreux cas, l’estimation de l’incertitude sur les paramètres des réservoirs peut avoir un énorme impact sur les décisions de développement du champ, en particulier dans les réservoirs compacts et les formations hétérogènes. Les incertitudes sont généralement associées à : I la physique des mesures au moyen des outils I le traitement du signal et les méthodes d’interprétation. Elles peuvent également être dues à d’autres paramètres, tels que :1 I l’effet de la vitesse de diagraphie et du coincement d’outils I les procédures d’étalonnage I la mise en profondeur I les données utilisées pour les corrections d’environnement I les conditions de parois du puits I les défaillances de systèmes. Les calibrages avant et après les diagraphies donnent des indications sur la qualité d’acquisition et peuvent être reliés aux incertitudes de mesure résultant d’une dérive des outils. Les incertitudes dues aux outils peuvent être estimées en comparant les réponses de la diagraphie principale aux réponses provenant de la section de contrôle. Si une correspondance parfaite entre les sections principale et de contrôle indique la fiabilité des outils, elle ne signifie pas nécessairement une mesure absolument exacte. Inversement, une différence raisonnable peut ne pas indiquer une mesure inexacte. L’évaluation standard de la porosité est principalement basée sur l’analyse de la densité avec la détection d’ovalisation basée sur le calibre différentiel, les différences de densités mesurées sur les détecteurs proche et lointain, et des comparaisons de porosité sonique. L’incertitude existe principalement sur la correction de densité pour la rugosité d’ovalisation du puits de forage et, dans une bien moindre mesure, sur la prédiction de la densité des grains de sable, qui est généralement proche de 2,65 g/cm3. Cependant, pour la porosité sonique, aucune étude ne semble être en cours pour déterminer la relation empirique fondamentale entre la vitesse acoustique et la porosité dans les sables compacts. Des travaux sont en cours pour augmenter l’usage de la porosité indépendante de la matrice provenant de méthodes à résonance magnétique. Une approche complémentaire utilise une mesure de porosité par neutrons pulsés par un accélérateur, qui présente généralement une correction résiduelle beaucoup plus petite pour le puits de forage et pour les effets matriciels. De plus, une inversion multi-détecteur pourrait permettre une correction directe pour les effets de la géométrie et de l’ovalisation du puits de forage. Bien que la porosité des carottes reste la référence indépendante en laboratoire pour

le calcul volumétrique, Sonatrach est activement engagé dans le raffinement des mesures sur les carottes qui sont affectées de façon significative par la relaxation de contraintes entre les conditions de fond et de surface.

Incertitudes dans les mesures d’évaluation des formations Toutes les mesures sont sujettes à des incertitudes. Lorsque la quantité d’incertitude est petite par rapport à celle nécessaire pour prendre une décision satisfaisante, l’incertitude de mesure peut raisonnablement être ignorée, ce qui est couramment pratiqué dans le domaine pétrolier. Par exemple, la plupart des programmes d’analyse pétrophysique ne mentionnent pas explicitement l’incertitude de mesure, s’appuyant à la place sur l’hypothèse implicite que les incertitudes de mesure en diagraphie sur des quantités comme la porosité peuvent être négligées. Par contraste, le système ELAN d’analyse pétrophysique de diagraphie utilise explicitement l’incertitude dans toute mesure de saisie comme une partie inhérente de l’inversion. Dans la plupart des analyses, les valeurs par défaut de l’incertitude sur les diagraphies sont présumées correctes à moins de savoir qu’une diagraphie particulière peut être plus incertaine que la normale. Dans le cas d’un environnement difficile comme les sables compacts, il est de bon usage de réexaminer les incertitudes par défaut et de les modifier si nécessaire de façon à optimiser l’inversion des diagraphies.

Proposition pour l’estimation de l’incertitude à l’aide de la section de contrôle Le principe métrologique de la traçabilité et la définition ISO de l’incertitude dans les mesures2 ont été proposés dans l’industrie3, 4, 5 comme base pour l’utilisation des incertitudes de mesure en diagraphie dans l’évaluation des formations. Cependant, la principale difficulté dans l’utilisation quantitative de l’incertitude de diagraphie est que l’environnement actif de mesure, le puits de forage, est essentiellement incontrôlé et souvent mal caractérisé. Avec les outils modernes de diagraphie dotés de procédures d’étalonnage bien maîtrisées et d’une électronique numérique, l’incertitude primaire de réponse due à l’étalonnage est normalement beaucoup plus petite que l’incertitude due à des effets incontrôlés du puits de forage.

3

71


C’est cette difficulté qui explique la réticence générale de la plupart des analystes de diagraphies à incorporer l’incertitude quantitative dans l’évaluation courante des formations. L’enregistrement d’une section de contrôle fait partie des bonnes pratiques sur les champs pétroliers depuis 1928. L’usage typique d’une répétition a été de vérifier que les mesures sensibles en fond de puits étaient stables, c’est-à-dire qu’elles ne souffraient pas d’un « bruit » aléatoire de nature électrique ou d’une dérive au cours du temps du fait de variations de température ou de pression. Les anciens outils nucléaires analogiques étaient particulièrement sujets à de grandes quantités de bruit de Poisson du fait de faibles taux de comptage, de pics aléatoires de bruit électrique et de dérive de la tension et de la sensibilité des détecteurs. Les outils numériques modernes de diagraphie sont toutefois beaucoup plus stables. Une indication des incertitudes dues aux outils peut être obtenue en comparant les réponses de diagraphie principale aux réponses de la section de contrôle. Des défaillances des systèmes peuvent provoquer des discordances grossières entre les deux relevés, mais les différences sont généralement provoquées par des facteurs incontrôlés comme l’environnement du puits de forage. Souvent, l’intervalle de répétition n’est pas choisi par l’utilisateur ultime des données mais plutôt là où cela est commode d’un point de vue opérationnel, par exemple juste au-dessous du sabot de tubage et, par là même, dans un intervalle non réservoir et dont la qualité de trou est médiocre. Pour mieux estimer les aspects incontrôlés de l’incertitude de diagraphie en trous ouverts, il faudrait adopter la pratique de réaliser une section de répétition sur le réservoir entier chaque fois que possible, ou au moins sur une section statistiquement représentative. Dans des situations critiques, des méthodes spéciales peuvent être employées pour obtenir des répétitions sous différentes conditions, par exemple en employant deux outils à patins orientés à 90 degrés l’un par rapport à l’autre. La justification de cette approche est qu’il existe toujours une certaine variation dans les conditions du puits de forage et/ou l’orientation de l’outil entre les deux relevés, et que cette variation apparaît alors directement dans les quantités mesurées sous les conditions de fond de puits

3

72

considérées. Pour comparer quantitativement deux relevés, il ne peut évidemment pas y avoir de différence globale résiduelle non corrigée de profondeur ; mais, du fait du mouvement irrégulier de l’outil, de variations dans la tension des câbles et d’autres effets comme la résolution des hétérogénéités, il y aura toujours une certaine incertitude résiduelle liée à la profondeur. Cette composante de l’incertitude de mesure doit être incluse explicitement dans la quantification. Une mesure d’une propriété de la formation faite à une profondeur particulière – par exemple, un détail de la roche identifié à partir d’une diagraphie d’image ou d’une carotte en plaques – doit être comparée à la mesure de diagraphie faite à une profondeur interprétée équivalente. Cette profondeur ne peut être mise en correspondance qu’à l’incertitude résiduelle près sur la correspondance de profondeur entre relevés, qui est inhérente à l’analyse de la section de contrôle. Théoriquement, on peut affirmer qu’une simple répétition ne résout pas les effets systématiques de puits de forage. Par exemple, si le puits de forage est elliptique mais que l’algorithme de correction suppose que le puits de forage

Tension du câble 3 000

(N) Diamètre DIFF

-1

(pouces)

Densité principale 4 000

1,95

MD 1 : 200 9 (m) 1,95

(g/cm3)

2,95

Densité de répétition (g/cm3)

2,95

3 300

3 310

3 320

3 330

3 340 Figure 3.83 : Répétabilité d’une diagraphie de densité. La piste de gauche représente la différence entre le calibre et la dimension du trépan en rouge, et la tension du câble en bleu. Noter les à-coups. La piste de droite représente la passe principale de densité en vert et la répétition en rouge.


denses (2,6 à 2,8 g/cm3), par comparaison avec des roches plus poreuses (1,8 à 2,0 g/cm3).

40

30

20

Fréquence, %

10

0

-0,2

-0,1

0,1

0,2

Erreur différentielle de densité, g/cm3 Figure 3.84 : Histogramme de différence de densité principale-répétition.

est circulaire, une répétition ne quantifiera pas l’incertitude systématique de correction pour le puits de forage. L’approche pragmatique de la section de contrôle reconnaît cette limitation théorique, mais affirme : 1. Qu’une certaine variation de la position ou de la forme du puits de forage peut quand même se produire, même si elle n’est pas de pleine amplitude. 2. Que les effets systématiques résiduels font partie de l’approche métrologique de la quantification de l’incertitude. Lorsque ces effets peuvent être estimés, ils doivent être inclus. Si toutefois ils ne peuvent être estimés quantitativement, il n’existe pas d’approche pratique pour leur utilisation. Bien que cette approche soit proposée en tant que technique pragmatique basée sur une pratique établie sur les champs pétroliers et des principes métrologiques valides, elle n’a pas été largement appliquée et est sujette à des modifications ou à des améliorations. Des investigations de recherche détaillées devraient être menées pour tester le domaine de validité sur des études de cas bien maîtrisées et pour élaborer des méthodes rigoureuses plus généralisées.

Incertitude sur les diagraphies de densité L’incertitude par défaut sur les diagraphies de densité ELAN est de ±0,027 g/cm3. Jusqu’à l’introduction de la diagraphie de densité à trois détecteurs (TLD), une pratique pétrophysique standard consistait à supposer que, dans les sables à porosité élevée (> 25 %), l’imprécision d’un outil gamma-gamma de densité à intervalle long/court équivalait approximativement à une porosité de 1 %, mais la valeur était augmentée dans les roches denses (ou de faible porosité) en raison de taux de comptage plus faibles. Cela était vrai pour les outils d’ancienne génération, et l’imprécision doublait normalement dans les roches

Pour les sables compacts et la nouvelle génération d’outils TLD, ces hypothèses doivent être réexaminées pour confirmer l’incertitude qu’il est approprié d’utiliser dans les inversions ELAN. La mesure TLD de densité gammagamma a évolué sur une période de 40 ans depuis les travaux originaux de Tittman et Wahl (1965) et, en plus des deux détecteurs conventionnels à diffusion avant, elle utilise un troisième détecteur à rétrodiffusion avec des taux de comptage très élevés (jusqu’à 106 cps), ce qui réduit par conséquent l’imprécision statistique à approximativement l’inverse de la racine carrée du taux de comptage, soit environ 0,1 %. Ce taux de comptage élevé est alors utilisé dans le cadre de l’algorithme d’inversion de densité à l’aide des trois détecteurs. Comme il n’existe pas de relation directe simple entre le comptage et la densité, une section de répétition faite dans des conditions de fond de puits pour un puits d’exploration profond doit être examinée (fig. 3.83). La piste de gauche de la figure 3.83 représente le calibre différentiel, soit la différence entre le calibre et la dimension du trépan, à grande échelle en rouge à côté de la tension du câble en bleu. La piste principale à droite représente les deux passes de diagraphie de densité – principale et de répétition – à des échelles standard, représentées en rouge et en vert. Il apparaît immédiatement que la différence entre les deux diagraphies est influencée par l’état du trou et la régularité du mouvement de l’outil. Les deux importantes excursions de la tension du câble correspondent à des à-coups, qui sont très courants dans les puits profonds et qui engendrent des différences inévitables entre la diagraphie principale et la section de contrôle. En ce qui concerne la dimension et la forme du puits de forage, on peut voir que la rugosité effective du trou – et non simplement la dimension du trou – telle que perçue par le patin de mesure de densité est le paramètre le plus important. L’analyse d’une section de trou stable à diamètre constant donne l’histogramme présenté à la figure 3.84. Cet histogramme fait apparaître une répétabilité effective proche de ±0,02 g/cm3. Même en choisissant cet intervalle stable, il n’est pas certain d’après les données que le patin de l’outil suive exactement la même trajectoire, car le calibre montre que le trou n’est pas de diamètre parfaitement constant. Pour une meilleure expérience de cette nature, plusieurs sections de contrôle devraient être réalisées.

3

73


Cause Mauvais contact de patin et effets de trou

Caractéristiques Dans un bon trou, l’analyse de la section de répétition donne mieux que

Incertitude ±0,02 g/cm3


(N) Diamètre DIFF

Dans un trou moyen mais avec une certaine rugosité, approximativement

±0,04 g/cm3

Trou rugueux, de l’ordre de

±0,1 + ? g/cm3

Étalonnage des outils

La variation typique entre les valeurs nominales et réelles dans le bloc d’étalonnage en aluminium est de

~ 0,002 g/cm3 (négligeable)

Réponse des outils

Ne peut pas être estimée à partir de la section de répétition ; nécessite des mesures indépendantes, probablement

~ ±0,005 g/cm3

-1

(pouces)

Neutronique principale 4 000

0,45

MD 1 : 200 9 (m) 0,45

(m3/m3)

-0,15

Neutronique de répétition (m3/m3)

-0,15

3 300

3 310

Tableau 3.2 : Catégories d’incertitude. 3 320

Le tableau 3.2 rassemble les catégories d’incertitude pour montrer comment une incertitude effective totale sur une diagraphie de densité peut être obtenue selon les choix faits lors du processus d’inversion. L’amplitude de ces composantes peut être comparée à la valeur typique de l’incertitude ELAN sur la densité de ±0,027 g/cm3. Dans un trou parfait avec des réponses absolument connues, cette valeur est probablement pessimiste et pourrait être diminuée jusqu’à ±0,015 g/cm3. Cependant, dans des circonstances typiques, elle paraît raisonnable : l’addition de ±0,02 et ±0,02 en quadrature (racine carrée de la somme des carrés) donne ±0,028 g/cm3.

3 330

3 340 Figure 3.85 : Répétabilité d’une diagraphie neutronique de porosité (CNT). La piste de gauche représente la différence entre le calibre et la dimension du trépan en rouge, et la tension du câble en bleu. Noter les à-coups. La piste de droite représente la passe neutronique principale en vert et la répétition en rouge.

Incertitude dans les diagraphies neutroniques de porosité

20

10

Fréquence, %

La mesure conventionnelle de porosité avec source chimique de neutrons thermiques a historiquement été difficile à étalonner avec précision et à corriger pour divers effets de puits de forage. Cette technologie est en cours de remplacement par la mesure à l’aide d’une sonde APS de porosité à accélérateur dotée de propriétés métrologiques améliorées. Le puits pris comme exemple présente toutefois une mesure compensée standard de type neutronique (fig. 3.85). L’examen de la section de répétition sur le même intervalle de profondeur que la diagraphie de densité fait apparaître des quantités significatives d’effets liés à la forme du puits de forage, ainsi que d’importantes variations de lithologie.

30

0

-0,2

-0,1

0,1

0,2

Porosité neutronique différentielle, V/V Figure 3.86 : Histogramme associé à la différence entre les diagraphies neutroniques répétées de porosité représentées sur la figure 3.85.

3

74



(N)

4 000

Diamètre DIFF -1

Gamma principale

(pouces)

0

(gAPI)

MD 1 : 200 9 (m) 0

200

Gamma de répétition (gAPI)

200

3 300

Une façon pragmatique de déterminer l’incertitude NPHI pour les sables de faible porosité pourrait ainsi être d’ajouter directement la variance statistique et l’incertitude systématique de 1 à 2 p.u., donnant un total de 2 à 3 p.u. Des estimations plus rigoureuses pourraient être faites en utilisant des découpes de carottes en barreaux pour estimer la variation des paramètres de réponse, en modélisant la réponse à la lithologie et en appliquant des sensibilités de correction de diagrammes de puits de forage. On s’attend à ce que la mesure APS moderne, par comparaison, présente une meilleure répétabilité et de plus faibles effets résiduels de correction pour le puits de forage, d’environ la moitié de cette amplitude, voire moins.

3 310

3 320

3 330

Incertitude dans la diagraphie gamma

3 340 Figure 3.87 : Répétabilité de la diagraphie gamma ray : la piste de gauche représente la différence entre le calibre et la dimension du trépan en rouge, et la tension du câble en bleu. Noter les à-coups. La piste de droite représente la passe gamma ray principale en vert et la répétition en rouge.

50

40

30

20

Fréquence, %

10

0

-100

-80

-60

-40

L’histogramme correspondant de la figure 3.86 fait apparaître une largeur au 80e percentile de ±2 p.u. Il s’agit d’une estimation raisonnable de répétabilité de base dans des conditions normales, ce qui inclut les effets d’environnement. Cela peut être comparé à la valeur ELAN par défaut pour des roches normales de ±0,015 V/V, soit ±1,5 p.u.

-20

0

20

40

60

80

100

Simple et fiable, la mesure du rayonnement gamma naturel total est généralement utilisée pour la corrélation qualitative et une détermination approchée de l’argilosité plutôt que pour une évaluation quantitative des minéraux argileux. Dans des environnements favorables, il peut parfois y avoir un excellent accord entre le gamma ray et la teneur en argile ou en minéraux radioactifs, mais le manuel ELAN considère la réponse du gamma ray aux minéraux comme tellement variable qu’on ne doit pas faire l’hypothèse d’une réponse par défaut. Cela contraste avec l’analyse spectrale du gamma ray par la sonde HNGS, qui a été étalonnée pour des valeurs quantitatives de thorium, de potassium et d’uranium. Globalement, la section de diagraphie gamma présentée sur la figure 3.87 montre des à-coups de mouvement d’outil ainsi que d’importantes variations de lithologie. Plutôt que d’inclure tous ces effets, un intervalle stable de dix mètres a été choisi pour générer l’histogramme d’erreur présenté sur la figure 3.88 qui fait apparaître une variance de 5-10 unités API en gamma ray.

Unités API en gamma ray, gAPI Figure 3.88 : Histogramme associé à la différence entre les diagraphies gamma répétées représentées sur la figure 3.87.

3

75


Il est intéressant de noter qu’une variance de ±6 API est la valeur utilisée comme incertitude dans ELAN. Dans l’usage d’ELAN, un modèle de réponse linéaire aux rayons gamma est normalement utilisé ; aussi les argiles apparaissent-elles probablement comme plus variables qu’elles ne le sont réellement. Cette variabilité apparente des sections argileuses est probablement également augmentée par la tendance générale à de mauvaises conditions de trou dues à des lessivages dans les sections les plus argileuses. En résumé, la mesure par gamma ray n’est guère affectée par des variations de dimensions du puits de forage, ce qui signifie que l’incertitude de répétition est dominée par des discordances de correspondance de profondeur et du bruit de Poisson purement statistique dans le taux de comptage.

Incertitude dans les diagraphies de résistivité par induction L’incertitude sur la résistivité profonde est importante dans l’évaluation des sables compacts lorsque la principale méthode d’estimation de la saturation en eau est l’utilisation de la relation de saturation d’Archie pour déterminer la saturation de la formation vierge au-delà de la zone lavée. La résistivité profonde est également utilisée comme vérification indépendante lorsque d’autres méthodes d’estimation de la saturation en hydrocarbures, comme la résonance magnétique, sont disponibles. La limite fondamentale de mesure de la diagraphie par induction est donnée par le bruit électrique et la sensibilité finie des signaux à la réponse en conductivité de faible amplitude dans les résistivités élevées. Cette limite est typiquement de l’ordre de 1 mmho/m, correspondant à 1 000 ohm.m, une valeur qui peut souvent être rencontrée dans les roches compactes. Cette limite suppose toutefois la présence de roches homogènes et isotropes avec un puits de forage cylindrique ou un puits de forage presque infiniment résistif, de telle sorte que la conductivité du puits de forage soit négligeable. À la différence des exemples précédents, l’outil AIT (Array Induction Tool) mesure les conductivités simultanément sur un réseau entier de récepteurs. Ce réseau hyperdéterminé est alors inversé vers un modèle direct de conductivité radiale. Dans le cas d’un tel outil à

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76

Conductivité à 90 pouces pour 1 pied 0 Tension du câble 3 500

(N) Diamètre DIFF

-1

(pouces)

(mS/m)

500

Conductivité à 90 pouces pour 4 pieds 4 500

0

MD 1 : 200 9 (m) 0

(mS/m)

500

Conductivité à 90 pouces pour 10 pieds (mS/m)

500

3 260

3 270

3 280

3 290

Figure 3.89 : Répétabilité d’une diagraphie par induction à réseau. La piste de gauche représente la différence entre le calibre et la dimension du trépan en rouge, et la tension du câble en bleu. Noter qu’il s’agit ici d’un relevé de diagraphie différent des exemples précédents. La piste de droite représente la conductivité profonde à 90 pouces pour 1, 4 et 10 pieds de résolution verticale.

réseau qui mesure de nombreux diamètres de puits de forage dans la formation, la variabilité d’une passe à une autre n’est pas affectée de façon significative par l’environnement du puits de forage. En revanche, l’incohérence entre les données et le modèle simplifié d’inversion est manifeste. Ces incohérences résultent de la réponse hétérogène de la formation et d’effets dus au puits de forage et à d’autres aspects d’environnement. Généralement, des résistivités dans la plage de 10 à 100 ohm.m (ou des conductivités de 100 à 10 mmho/m) sont tout à fait robustes. C’est dans la plage supérieure de résistivité, au-dessus de 100 ohm.m (en dessous d’une conductivité de 10 mmho/m), que des incertitudes assez importantes ont un impact sur les analyses de résistivité. Sur le tracé illustré par la figure 3.89, les conductivités déduites de l’inversion AIT pour 1, 4 et 10 pieds sont représentées sur la piste de droite avec une échelle linéaire.


Stoneley S

8 P

6

5

5

4

4

3

3

2

2

1 0

1 000

P

7

6

2 000

3 000

Temps, μs

4 000

5 000

Forme d’onde n°

Forme d’onde n°

7

Stoneley

8

1 500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 500

4 000

Temps, μs

Figure 3.90a et 3.90b : Exemples de formes d’ondes enregistrées par l’outil imageur sonique DSI dans une formation compacte (acoustiquement rapide) (à gauche) – et provenant d’une formation acoustiquement lente.

Dans les zones de plus faible conductivité (correspondant à des résistivités élevées et donc à des zones renfermant des hydrocarbures), on peut remarquer que la variation de la différence entre les courbes à 4 et 10 pieds donne une estimation d’incertitude d’environ ±4 mmho/m, ce qui est comparable à l’incertitude intrinsèque de mesure de ±1 mmho/m. L’estimation d’une meilleure incertitude d’inversion de réseau et une méthode générale robuste pour le choix des fréquences spatiales dans différentes circonstances seraient un projet de recherche de valeur. Il paraît raisonnable que l’incertitude due à des effets hétérogènes d’environnement soit plusieurs fois supérieure à la limite signal/bruit homogène intrinsèque de l’outil.

Incertitude dans les diagraphies soniques et estimation améliorée de Δt L’estimation du temps de transit ou de la lenteur (inverse de la vitesse de phase) de l’onde P dans des formations compactes (à faible porosité) est affectée par deux facteurs principaux : un faible rapport signal/bruit pour les ondes P, résultant en partie d’un plus faible couplage dans la roche (une conséquence du fort contraste acoustique entre le fluide du puits de forage et la roche [fig. 3.90a et 3.90b]), et la présence fréquente de fractures et d’hétérogénéités spatiales dans le passage de l’onde P entre l’émetteur et le récepteur qui accentuent l’atténuation de l’amplitude de l’onde P et, ce qui est plus important, réduisent la cohérence de l’onde P sur l’étendue du réseau de récepteurs. L’estimation de la lenteur de l’onde P pour des outils à réseau sonique est basée sur une méthode de cohérence lenteur-temps (STC) (voir l’encadré « Concept STC pour l’estimation de la lenteur »). L’incertitude sur la lenteur de l’onde P provient de diverses sources comprenant des paramètres d’environnement comme la forme du trou de forage, la rugosité et le traitement du signal. L’incertitude associée à l’algorithme de traitement peut être estimée à partir de l’étalement

de la fonction STC au niveau du pic associé à la lenteur de l’onde P.6, 7 La source environnementale d’incertitude peut être traitée de façon similaire à celle décrite plus haut pour les autres mesures.

Amélioration de l’estimation de Δtc Les diagraphies soniques d’intervalles de formations compactes ont tendance à présenter des zones de faible cohérence en compression (P) (une diagraphie provenant du puits pris comme exemple dans les sections ci-dessus est illustrée sur la fig. 3.91a). On pense que ce phénomène trouve son origine dans deux facteurs : 1. De faibles rapports signal/bruit pour l’onde de compression (P) de tête (comme mentionné plus haut en relation avec les fig. 3.90a et 3.90b). 2. Des variations axiales sur toute la longueur du réseau de récepteurs soniques (mesurant 3,5 pieds pour l’outil imageur sonique à dipôle de cisaillement DSI à 8 récepteurs), telle la présence d’une forte densité de fractures, comme c’est le cas dans ce puits. Les deux facteurs coopèrent pour diminuer la semblance telle qu’estimée par l’algorithme de traitement STC standard.6 Pour traiter ces problèmes, une technique avancée de traitement est utilisée : le traitement STC à répétition (MSTC). Le principe de cette approche (voir encadré) est de combiner les STC estimées pour les sous-réseaux à partir de différentes excitations de la source couvrant le même intervalle de profondeur (fig. 3.H de l’encadré « Concept STC pour l’estimation de la lenteur »). Il en résulte une amélioration à la fois de la résolution verticale des

3

77


Spectre de compression

Spectre de compression 0

(Hz)

Dimension du trépan 4 Tension (N) 0 10 000 MD 1 : 500 (m) X X00

(pouces) 14 Diamètre 1

4 (pouces) 14 Gamma ray 0

(Hz) -20 000 20 000 Fréquence centrale pour la compression 0

40 000

Spectre de cisaillement

Spectre de cisaillement Lessivage

(Hz)

0

40 000

(Hz) 40 000

Lessivage Dimension du trépan

Cohérence STC 40

Fréquence 40 centrale pour le cisaillement

(µs/pied)

Tension

Lenteur de compression (µs/pied)

(µs/pied)

(pouces) 14 Diamètre 1

240

(N) 0 10 000

4 (pouces) 14

240

MD 1 : 500 (m)

0

Lenteur de cisaillement

(Hz) (gAPI) 150 -20 000 20 000 40

4

240

Gamma ray

(Hz) -20 000 20 000 Fréquence centrale pour la compression 0

(Hz) 40 000

Fréquence 40 centrale pour le cisaillement

(µs/pied)

S monopolaire

240

Lenteur de compression (µs/pied)

240

Lenteur de cisaillement

(Hz) (gAPI) 150 -20 000 20 000 40

X X00

P monopolaire

Cohérence STC 40

(µs/pied)

240

P monopolaire S monopolaire

X X50

X X50

Y X00

Y X00

Figure 3.91a : Traitement standard de semblance pour des données DSI P&S dans un

Figure 3.91b : Résultats de cohérence après application d’un traitement à répétition

puits de forage de 6 pouces de diamètre dans un intervalle à travers une formation rapide

et d’un filtrage du bruit. Noter la cohérence élevée et la bonne continuité des diagra-

(ordovicienne). Noter la cohérence et la continuité médiocres de la diagraphie de

phies de lenteur.

lenteur.

diagraphies de lenteur et de la précision de l’estimation de lenteur. De plus, la présence de fractures le long de la propagation du signal sonique dans la formation se traduit par des événements parasites dus à de la diffusion au niveau de ces fractures. Pour traiter les interférences indésirables de ces événements avec le signal d’intérêt, un filtrage a été employé à la fois dans les domaines temporel et spatial. Temporellement, une bande de filtrage plus élevée de 8 à 16 kHz a été utilisée, plutôt que la bande standard de 4 à 16 kHz. Spatialement, un filtre médian de 5 m a été utilisé. L’application d’un traitement MSTC aux mêmes données soniques provenant du puits pris comme exemple (fig. 3.91a) donne la diagraphie de lenteur en compression (Δtc)

3

78

améliorée comme illustré sur la figure 3.91b. Il existe également une amélioration dans la diagraphie de lenteur en cisaillement (Δts) par rapport aux diagraphies de la figure 3.91a. L’amélioration de l’estimation de Δtc et de Δts provenant du traitement MSTC contribue à réduire l’incertitude sur l’estimation des caractéristiques pétrophysiques basées sur les mesures soniques. De plus, elle donne une meilleure association sonique-sismique pour le positionnement spatial des événements sismiques.

Analyse d’incertitudes ELAN Dans une acquisition conventionnelle, les réponses intégrées dans une évaluation pétrophysique de réservoir sont habituellement produites à partir des diagraphies suivantes : spectrométrie gamma, densité-neutron, sonique et de résistivité (latérolog ou induction). Les corrections pour les effets d’environne-


ment peuvent introduire une incertitude significative du fait des conditions du puits de forage. Les incertitudes sur les paramètres de calcul (matrice, argile et fluides) et les variables pétrophysiques (facteur exponentiel de cimentation m, exposant de saturation n et salinité de l’eau de formation) doivent être ajoutées à cet ensemble d’erreurs de mesure.

Pour illustrer cette approche analytique appliquée à une couche réservoir particulière, une estimation d’incertitude sur la saturation en eau est d’environ 15 % pour l’équation de Simandoux.

Approche probabiliste Approche déterministe analytique Une approche déterministe analytique considère les incertitudes de sortie comme un calcul concentré principalement sur la porosité et la saturation en eau avec des sensibilités aux paramètres et aux variables d’entrée. En utilisant la méthode de propagation d’erreurs avec un développement en série de Taylor au premier ordre, l’incertitude de sortie peut être calculée pour les incertitudes d’entrée prévues. Les dérivées partielles de la saturation en eau, Sw, par rapport à chacun de ces paramètres sont facilement déterminées à l’aide d’une équation de saturation (par exemple, l’équation d’Archie pour les formations propres et de Simandoux pour les formations argileuses stratifiées).

L’analyse élémentaire multimodèle ELAN est fréquemment utilisée pour l’évaluation des réservoirs compacts ; il s’agit d’un solveur inverse qui effectue une évaluation par l’optimisation d’équations simultanées construites à partir de modèles d’interprétation. Ces modèles, fournis par l’utilisateur, spécifient au programme la façon de relier les paramètres aux équations de réponse qui leur sont associées et aux mesures de diagraphie des outils pour déterminer les constituants volumétriques de la formation, appelés volumes.10

T = R * V ; V = T * R -1. La propagation d’erreurs dans le calcul de la saturation en eau peut être exprimée en fonction de la porosité, de l’exposant de mouillabilité, de l’exposant de cimentation, de la résistivité de la formation, de la résistivité de l’eau, du volume et de la résistivité de l’argile.

Sw = f (n, m, φ, Rt, Rw, Vsh, Rsh). L’incertitude de Sw, notée σSw, peut être exprimée comme :

(σSw)2 = [(∂Sw/∂n).σn]2 + [(∂Sw/∂m).σm]2 + [(∂Sw/∂φ).σφ]2 + [(∂Sw/∂Rt).σRt]2 + [(∂Sw/∂Rw).σRw]2 + [(∂Sw/∂Vsh).σVsh]2 + [(∂Sw/∂Rsh).σRsh]2. Les valeurs suivantes peuvent être utilisées comme estimations des incertitudes prévues sur les paramètres et variables clés :

Δφ

1 à 2 % (en considérant une erreur de 2 % sur les relevés par neutrons et de 0,02 g/cm3 sur la densité)

ΔRt/Rt

20 % de la mesure (en considérant une erreur de conductivité de 1 mmho/m pour les outils à induction)

Δtc

3 μs/pied (temps de transit sonique en compression)

ΔRw

0,04 ohm.m

ΔVsh

3%

ΔRsh

5 ohm.m

Δm

0,15 et 0,25

Δn

1

où

T

sont les mesures des outils

R

sont les équations de réponse

V

sont les volumes de minéraux et de fluides de la formation, obtenus par un calcul d'inversion matricielle8

La qualité des résultats de l’analyse élémentaire multimodèle peut être mise en évidence par une comparaison de courbes issues de diagraphies et reconstruites au moyen des modèles, obtenues par le problème direct. L’écart-type calculé à partir de la fonction d’incohérence indique la qualité de la reconstruction et pourrait souligner la cohérence du modèle pour un jeu de données acquises. Cependant, une bonne correspondance ne garantit pas un modèle valide ; dans de nombreux cas, un modèle erroné et/ou des erreurs sur les relevés des outils pourraient donner une correspondance satisfaisante des courbes (avec les courbes reconstruites) et un faible écart-type. Le calcul d’incertitude peut être effectué par des calculs utilisant une méthode d’analyse élémentaire multimodèle qui donne une variation de saturation en eau en appliquant des incertitudes prévues sur les mêmes paramètres et variables. L’incertitude totale sur la saturation en eau serait la somme des variations calculées, le résultat des incertitudes d’entrée utilisées pour évaluer ce paramètre pétrophysique ou la somme des incertitudes obtenues pour des données d’entrée linéairement indépendantes.

3

79


Exemple Un réservoir de grès compact saturé en huile et en gaz présente une porosité effective de 5 % à 9 %. La saturation en eau a été calculée avec différents paramètres et variables séparés, et les résultats ont été comparés à la référence de saturation en termes d’écart : I Variation de l’exposant de cimentation. L’exposant de cimentation m a été considéré dans la plage de –0,15 à +0,25, avec une valeur supérieure de m = 2,25, qui a été fréquemment rencontrée, correspondant à des grès quartzitiques. Une valeur inférieure de m = 1,85 a été reliée à une densité modérée de fractures (ou de fissures) dans le même type de formation. Les résultats de calcul ELAN ont fait apparaître une augmentation de la saturation en eau de 11 % pour la valeur supérieure et une diminution de 6 % pour la valeur inférieure (fig. 3.92). I Variation de la mouillabilité. Un changement de 2,5 % de la saturation en eau a été observé pour une variation de l’exposant de mouillabilité n d’une valeur de 2, correspondant à 100 % de mouillabilité par l’eau, à une valeur de 3, indiquant une formation partiellement mouillée par l’huile. I Variation de la porosité effective. Les effets des relevés de densité et par neutrons ont été combinés pour simuler une erreur de ±2 % avec des résultats de 0,02 g/cm3 sur les relevés de densité et 2 % sur ceux par neutrons. Cette variation a donné un écart de saturation en eau d’environ 7 %. I Variation de la résistivité de la formation. Comme les résistivités de formation dans les grès compacts sont généralement dans la plage de 200 à 800 ohm.m, les relevés par outils à induction présentant une incertitude de conductivité de 1 mmho/m produisent une erreur minimum moyenne de ±20 %. Cette erreur de résistivité engendre un écart minimal de 3 % sur la saturation en eau. I Variation de la salinité de l’eau de formation. Le calcul de référence utilisait une résistivité de l’eau de formation de 0,07 ohm.m et une erreur de ±0,04 ohm.m qui a donné 0,03 et 0,11 ohm.m comme intervalle de variation. L’effet sur l’erreur absolue de saturation en eau était d’environ 2,5 %.

Pour des cas particuliers de puits d’exploration où l’estimation de la salinité est basée sur des informations générales sur le bassin, l’erreur pourrait être beaucoup plus élevée, modifiant le profil de saturation de zones aquifères en zones renfermant des hydrocarbures et vice versa, ce qui peut influencer directement des décisions importantes. Si toutes les erreurs d’estimation indépendantes se produisent et s’additionnent, le résultat d’incertitude sur la saturation a une moyenne de 20,5 %, ce qui représente l’incertitude maximale (limite supérieure maximale).

Eau déplacée Neutron 0,45 (m3/m3) -0,15

Δ Sw2

Densité

Δ Sw1

1,85

(g/cm3) 2,85

0

(gAPI)

200

0 MD 1 : 200 (m)

()

10

Diamètre 4

(pouces)

Hydrocarbure déplacé

(m3/m3)

0

SUWI m = 2,25 1

PEF

Eau Huile

SUWI m = 2,00 1

Gamma ray


(m3/m3)

Eau

Quartz

Huile

Eau de rétention

0 Gaz

Argile

Analyse des fluides avec ELAN

Volumes d’après ELAN

Saturation en eau SUWI m = 1,85

14 1

Gaz

(m3/m3)

0 0,5

(V/V)

0 1

(V/V)

0

1 980

1 990

2 000

2 010 Figure 3.92 : Incertitude sur la saturation en eau liée à la variation du facteur exponentiel de cimentation.

3

80


Cet écart peut avoir un impact énorme sur l’évaluation et la gestion des réservoirs. Généralement, et à l’exception des zones d’exploration où de nombreux paramètres et variables sont inconnus, ces erreurs ont une faible probabilité de se produire simultanément. En général, le calcul ELAN donne une incertitude plus faible par comparaison à la somme directe des écarts, en particulier lorsqu’on combine plusieurs outils mesurant le même paramètre de formation, comme l’estimation de la porosité à partir de mesures de densité, par neutrons et soniques. Pour cet exemple, l’incertitude associée à la porosité était provoquée par l’outil présentant l’erreur la plus importante. Un coefficient de pondération pour chaque outil pourrait être ajusté par l’interpréteur pour rapprocher l’incertitude résultante de l’outil le plus exact.

Recommandations pratiques pour les programmes de diagraphie dans les sables compacts À en juger par la longue liste de difficultés présentées par les objectifs de sables compacts gazéifères d’Algérie, un triple combo conventionnel et des mesures standard de pression peuvent ne pas aboutir à une interprétation adéquate. Chaque puits nécessite une analyse particulière des objectifs et des conditions locales pour choisir les outils de diagraphie appropriés et développer un programme complet d’évaluation des puits basé sur des diagra-

phies, des carottes, une sismique de puits de forage et des essais. Une telle analyse pourrait suivre la structure suivante : I Porosité et hydrocarbures en place – En plus de la densité conventionnelle, la diagraphie par résonance magnétique offre une mesure directe de la porosité effective et totale sans aucune incertitude sur la réponse de la matrice. Actuellement, l’incertitude aléatoire pour un échantillon unique est comprise entre 1 et 2 p.u. selon le mode d’acquisition ; cette variance chute comme la racine carrée du nombre d’échantillons. Aussi, pour des formations typiques, la variance de la moyenne est-elle très en dessous de 1 p.u. Avec les améliorations futures, on s’attend à ce que celle-ci diminue encore. Des avancées dans les mesures par RMN sont présentées pages 3.84 à 3.97. Des diagraphies de porosité par neutrons pulsés issus d’un accélérateur offrent également un rapport signal/bruit nettement meilleur et de plus faibles effets d’environnement que les diagraphies neutroniques conventionnelles à source chimique. I Analyse de la géologie et de l’imagerie du puits – Les diagraphies d’imagerie de puits de forage sont essentielles à la fois pour les études d’environnement sédimentaire et d’évaluation des fractures. Le choix des

Tin Teïdit. Tadrart. Semi-nomades, les hommes préhistoriques ont vécu dans des abris-sous-roche à proximité de points d’eau. Ils y ont abandonné des dépôts archéologiques d’une profondeur de plusieurs mètres dont la fouille permet aux archéologues de recueillir les outils et les armes, les ossements animaux et humains et autres vestiges enfouis sous les sédiments permettant de reconstituer leur environnement et leurs cultures.

3

81


3

82

Concept STC pour l’estimation de la lenteur Les lenteurs peuvent être estimées de façon fiable avec une intervention humaine minime à l’aide d’une technique de traitement du signal qui recherche la similitude – connue mathématiquement comme la semblance ou la cohérence – dans des formes d’ondes sur l’étendue du réseau de récepteurs.6

Nº de forme d’onde

Onde de Onde de compression cisaillement

Onde de Stoneley

13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1

Cohérence STC Lenteur 40

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

2 000

3 000

4 000

5 000

(μs/pied)

340

Temps, μs 300

Lenteur, μs/pied

200 100 1 000 Temps, μs

Obliquité variable

diagraphies d’imagerie doit prendre en compte le fait que la boue est à base d’huile ou d’eau et d’autres variables de puits. L’analyse d’images est traitée à la page 3.30. I Diagraphies acoustiques – Technologie de diagraphie acoustique de dernière génération, l’outil Sonic Scanner offre des mesures nettement meilleures de vitesses dans les formations rapides et contribue à l’évaluation des fractures ouvertes et des répartitions de contraintes près du puits de forage à partir d’analyses d’anisotropie à la fois d’ondes de Stoneley et de cisaillement. Un facteur majeur de cette amélioration est la conception acoustique de la sonde de mesure, qui permet de plus une modélisation quantitative de l’interaction outil-puits de forage – crucial dans les petits trous de forage et les formations rapides. Les mesures de Stoneley sont faites simultanément sur toute la gamme de fréquences applicables au moyen d’un signal à compression d’impulsions (« chirp »). Des travaux sont en cours pour relier de meilleures mesures près des puits de forage, provenant de diagraphies acoustiques, à des données à l’échelle sismique provenant de profils complexes de sismique de puits. Ces avancées sont présentées dans la section « Mesures soniques avancées en diagraphies » (p. 3.112). I Le prélèvement par carottage rotatif au câble permet d’obtenir des échantillons à faible coût dans d’importants intervalles de formation. Il semble que les résultats d’analyse de carottes dans le passé aient été sensiblement affectés par la relaxation des contraintes entre les conditions de fond et celles du laboratoire. L’appareil de prélèvement par carottage rotatif au câble peut acquérir des barreaux de bonne qualité adaptés à une analyse plus poussée, y compris des analyses pétrophysiques spéciales lorsqu’une bonne préparation du chantier assure des conditions de puits appropriées. I Des testers de formation avancés sur câble permettent une détermination fiable de la pression pour évaluer les gradients et contacts de fluides dans les formations à faible perméabilité. Les formations à faible perméabilité sont le défi extrême pour les tests sur les formations, nécessitant une bonne étanchéité dans des conditions défavorables et des mesures exactes malgré de très petits volumes d’écoulement. Une sélection d’études de cas issues de récentes diagraphies dans des réservoirs compacts d’Algérie est présentée à la section « Améliorations des mesures de pression des réservoirs » (p. 3.98).

Temps variable Figure 3.G : Traitement de cohérence lenteur-temps (STC) pour des arrivées produites par une source monopolaire. Les trains d’ondes à une profondeur donnée (en haut à gauche) sont balayés sur des fenêtres temporelles et sur une plage d’angles, appelés obliquités, qui sont liés à la lenteur (en bas à gauche). Lorsque les signaux sur les formes d’ondes à l’intérieur de la fenêtre sont le mieux corrélés, la cohérence est maximale. Un graphique STC pour cette profondeur (au milieu à gauche) fait apparaître la cohérence en couleurs codées dans le plan lenteur-temps, avec la cohérence maximale en rouge. Les valeurs de cohérence sont projetées sur une bande verticale le long de l’axe de lenteur puis affichées comme une bande horizontale mince à la profondeur appropriée sur la diagraphie de projection STC (à droite). Une diagraphie de lenteur pour chaque onde est créée en joignant les maxima de cohérence à toutes les profondeurs.


La méthode commence avec un temps d’arrivée et une lenteur hypothétiques pour chaque type d’onde et recherche l’ensemble de formes d’ondes qui, pour le temps et la lenteur en question, maximise la cohérence (fig. 3.G). Le graphe de cohérence pour différentes valeurs de lenteur et de temps est appelé tracé de cohérence lenteur-temps (STC), à partir duquel les maxima locaux des isovaleurs de cohérence peuvent être identifiés (fig. 3.G). Les maxima correspondant aux lenteurs en compression, en cisaillement et de Stoneley, tracés pour chaque profondeur, créent une diagraphie de lenteur. Les deux dimensions d’un tracé STC sont comprimées en une seule dimension en projetant les pics de cohérence sur l’axe de lenteur. Cette bande verticale de cohérences codées par couleur, lorsqu’elle est tracée horizontalement à la profondeur appropriée, forme un élément d’une diagraphie de projection STC, une sortie standard de diagraphie sonique. La lenteur de chaque mode est tracée par-dessus la projection STC.

STC à répétition Le principe de cette approche9 est de combiner les STC estimées pour les sous-réseaux à partir de différents tirs de la source couvrant le même intervalle de profondeur (fig. 3.H).

8

7

8

7

6

8

7

6

5

7

6

5

4

6

5

4

3

5

4

3

2

4

3

2

1

3

2

1

2

1

Sous-réseaux utilisés pour calculer le traitement à répétition

1

Axe des récepteurs

La méthode décrite ci-dessus s’applique aux signaux produits par des sources monopolaires, utilisées pour estimer la lenteur en compression dans toutes les formations et la lenteur en cisaillement dans les formations rapides. Elle est cependant inadéquate pour les signaux de flexion de puits produits par des sources dipolaires, utilisés pour estimer la lenteur en cisaillement dans toutes les formations. Pour les signaux de dipôles, la méthode STC est adaptée en STC dispersive (DSTC) pour prendre en charge la dispersion inhérente aux modes de flexion.8

8

Axe des émetteurs Figure 3.H : Positions d’acquisition d’un outil sonique utilisé dans le traitement STC à répétition (MSTC) pour améliorer l’estimation de la lenteur en compression. L’algorithme combine les STC estimées pour les sousréseaux à partir de différentes excitations de la source couvrant le même intervalle de profondeur.

3

83


Mesures avancées par résonance magnétique nucléaire Principes de mesure

Polarisation

Les outils CMR-Plus et MR Scanner effectuent des mesures par résonance magnétique nucléaire (RMN) pulsée de noyaux d’hydrogène (protons) dans la formation (fig. 3.93). Cette mesure est unique parmi les techniques de diagraphie de puits car elle ne réagit qu’aux fluides présents dans la formation. La matrice rocheuse peut également contenir de l’hydrogène – comme des groupes hydroxyles dans les argiles – mais celui-ci est complètement invisible pour les outils de diagraphie RMN. L’amplitude du signal RMN est directement proportionnelle à la quantité d’hydrogène dans les fluides de formation. Du fait que les fluides remplissent l’espace interstitiel et que la plupart des fluides de formation présentent des indices d’hydrogène similaires (densité d’hydrogène par rapport à l’eau), l’amplitude du signal RMN est une mesure de porosité. Bien que la matrice rocheuse ne contribue pas directement au signal RMN, elle a tout de même un effet indirect en modulant le taux de décroissance du signal.

Activation

Mesure

Temps Impulsion RF à 90° Échos RMN Impulsions RF de refocalisation Figure 3.94 : Séquence de mesure RMN standard.

Décroissance après T2

Outil RMN

Inversion

Distribution de T2

T2 Figure 3.95 : Distribution de T2 obtenue par inversion des amplitudes d’écho mesurées.

C

Mesure RMN

H Aimant

Proton Huile

Antenne

O Gaz

Eau

Figure 3.93 : Fluides de fond (gaz, huile et eau) et outil de diagraphie RMN.

3

84

Tous les outils de diagraphie RMN ont un puissant aimant permanent et une antenne à radiofréquences (RF). La séquence de mesure de base se déroule en trois étapes : polarisation, activation et mesure du signal (fig. 3.94). Le processus de polarisation correspond à la croissance de la magnétisation longitudinale, caractérisée par le temps de relaxation, T1, l’antenne restant inactive pendant cette période. À la fin du temps d’attente, une impulsion RF d’activation, ou impulsion « à 90 degrés », est émise par l’antenne. La dernière partie de la séquence comporte l’émission d’un train d’impulsions RF équidistantes (appelées impulsions « de refocalisation » ou « à 180 degrés ») et l’acquisition du signal RMN (autrement dit de la magnétisation transversale) entre les impulsions. Le signal acquis entre chaque paire d’impulsions consécutives est appelé « écho RMN », la mesure entière étant connue sous le nom de train d’échos. Dans la littérature sur la RMN, la mesure est parfois appelée mesure CPMG, du nom de ses inventeurs : Carr, Purcell, Meiboom et Gill.


Distributions de T2 et inversion Typiquement, plusieurs centaines à plusieurs milliers d’échos sont acquis dans une mesure RMN. Pour interpréter la mesure, les amplitudes d’échos sont soumises à une inversion mathématique qui transforme la décroissance des échos en une distribution de T2 (fig. 3.95). Chaque composante de la distribution représente un signal RMN avec un taux de décroissance différent. Les composantes courtes en T2 (côté gauche de la distribution de T2) correspondent à un

Applications et interprétation

1,2

DPHI > TCMR DSOZ

CMFF

2 (pouces) 0

(m3/m3)

0,2

Densité

Porosité indépendante de la lithologie

0

Fluide libre


Fluide de rétention

k Timur 0,01

(mD)

0 (pouces)12

100

Porosité neutron

Distribution de T2

(m3/m3) -0,02

Invasion

0,15

PEFZ

AHT90

Porosité CMR totale

( )

10 0,1 (ohm-m) 1 000 0,2

(m3/m3)

AHT10

Densité

0

( )

29

Diamètre 0 (pouces)12 0

T2 LM

0 0,5

(ms)

3 000

Lessivage Profondeur (m)

signal qui décroît rapidement (jusqu’à zéro après quelques échos), tandis que les composantes longues en T2 correspondent à un signal RMN qui décroît lentement (en persistant sur le train d’échos tout entier). La plage de T2 dans la distribution s’étend typiquement de quelques fractions de milliseconde à plusieurs secondes.

Gamma ray 0

(gAPI)

Coupure en T2

200 0,1 (ohm.m) 1 000 2,32 (g/m3) 2,65 0,5

(ms)

X 800

3 000

Du fait que l’amplitude du signal RMN ne découle que des fluides présents dans la formation, la porosité RMN est indépendante de la lithologie. La matrice de la roche ayant une contribution nulle à l’amplitude du signal RMN, elle n’affecte pas la porosité RMN. En supposant que les fluides de formation soient les mêmes dans chaque cas, un outil RMN lit la même porosité dans un grès à 15 p.u., une argile à 15 p.u. ou un calcaire à 15 p.u. Une diagraphie provenant du puits BKP-1 présente un bon exemple de porosité RMN indépendante de la lithologie (fig. 3.96). À environ 3 830 m a lieu un changement abrupt de lithologie qui a un effet considérable sur les réponses de densité, de neutrons et de rayons gamma, mais est essentiellement transparent pour la porosité CMR.

Détection de gaz : résonance magnétique de densité (DMR)

X 850

Figure 3.96 : Mesure de porosité indépendante de la lithologie à partir du puits BKP-1.

L’amplitude du signal RMN est directement proportionnelle à la porosité de la formation et à l’indice d’hydrogène (IH) des fluides de formation. Par définition, l’eau a un IH de 1,0 en conditions normales de température et pression. La plupart des huiles mortes ont également un IH proche de 1. Par conséquent, dans les formations contenant de l’eau et/ou de l’huile avec un faible rapport gaz/huile (GOR), le signal RMN est une mesure directe de porosité. Dans les formations contenant du gaz, la porosité RMN non corrigée sera plus faible que la véritable porosité en raison du faible IH du gaz. La porosité RMN non corrigée peut également être plus faible que la véritable porosité dans les formations contenant des condensats ou des huiles légères avec des GOR élevés. Un effet similaire de l’indice d’hydrogène est observé sur la porosité par neutrons.

3

85


La divergence (différence) entre la mesure de porosité RMN non corrigée et la porosité dérivée de la densité est un indicateur simple mais puissant de gaz ou d’autres hydrocarbures légers. Cet effet est analogue au croisement de densité neutron couramment utilisé pour la détection de gaz. Dans les environnements complexes comme les grès argileux, la technique de résonance magnétique de densité (DMR)3 est souvent un meilleur indicateur de gaz que la méthode traditionnelle de densité neutron, qui est sensible aux absorbeurs de neutrons dans l’argile. La figure 3.97 présente un exemple de la méthode DMR dans un environnement de grès argileux.

Cette expression indique que le taux de relaxation, 1/T2, est proportionnel au rapport surface/volume (S/V) des pores. Il dépend également de la relaxivité de surface, ρ2, qui est régie par la minéralogie. La relaxivité de surface peut varier sensiblement d’un type de formation à un autre mais est généralement bien définie au sein d’une même formation. La relation entre T2 et la taille des pores peut être utilisée pour obtenir des informations concernant la productibilité. Une coupure en T2 est définie de telle sorte que les composantes de la distribution situées à droite de la coupure (T2 long, grands pores) soient associées à de l’eau déplaçable, et que celles situées à gauche de la coupure (T2 court, petits pores) correspondent à de l’eau de rétention. La portion de fluides de rétention de la distribution peut

La méthode DMR donne une porosité vraie corrigée, DMRP = φCORR, basée sur la porosité RMN, φRMN, et la porosité par densité, φRHO :

VGXO 0

Interprétation de la distribution de T2 Des informations importantes sont également contenues dans la forme de la décroissance du signal RMN, qui est décrite par la distribution de T2. Le temps de relaxation mesuré, T2, est déterminé par trois termes correspondant à la relaxation de surface (T2S), à la relaxation par diffusion (T2D) et à la relaxation en masse (T2B) :

1 = 1 + 1 + 1 . T2S T2D T2B T2

Roches saturées en eau et boue à eau Pour les roches saturées en eau dans les puits forés avec une boue à eau (WBM), la relaxation RMN est habituellement dominée par l’effet de surface, et

1 1 =ρ S . ~ 2 T2 T2S V

3

86

DPHI

Diamètre

φCORR = w φRHO + (1-w) φRMN . La valeur optimale du facteur de pondération, w, dépend de facteurs comme la densité du gaz, l’indice d’hydrogène et la polarisation. Toutefois, pour une large gamme d’environnements, une valeur de w = 0,6 donne de bons résultats.

NPHI 0,25

6 Prof, m

(pouces)

16

Gamma ray 0

(gAPI)

TCMR DMRP

200 0,3

X 410

X 420

X 430

X 440

X 450 Figure 3.97 : Exemple de DMR dans un grès argileux.

(%)

0


Perméabilité RMN

Taille des pores

Les transformées RMN de perméabilité les plus couramment utilisées sont les perméabilités de Timur-Coates et SDR.

Coupure en T2

L’expression de Timur-Coates est Amplitude

kTIM = A φB T2

FFV BFV

C

,

où φ est la porosité RMN. Les volumes de fluides libres (FFV) et de fluides liés (BFV) sont calculés à partir de la distribution de T2 sur la base de la coupure en T2.

Eau de rétention dans l’argile Eau de rétention capillaire Eau déplaçable Figure 3.98 : Distribution de T2 pour une roche saturée en eau.

encore être scindée en eau de rétention capillaire et eau de rétention dans l’argile. Les valeurs absolues de la coupure en T2 dépendent de plusieurs facteurs dont la relaxivité de la formation (ρ2), la géométrie des pores et la cimentation. Dans les environnements où ces facteurs sont mal connus, la mesure doit être étalonnée pour obtenir une interprétation quantitative fiable. L’étalonnage est effectué en prenant des mesures RMN sur des échantillons de carottes et en déterminant la valeur de la coupure en T2 nécessaire à la cohérence avec des échantillons partiellement désaturés (fig. 3.98).

Huile et gaz Pour les huiles brutes, les distributions de T2 sont régies par les propriétés intrinsèques de l’huile, en particulier la viscosité (fig. 3.99). On dispose d’expressions quantitatives reliant la viscosité à T2 et à la diffusion.4 Le T2 du gaz est généralement déterminé par la diffusion, les paramètres d’acquisition et la conception de l’outil (gradient de champ magnétique).5 Taille moléculaire

La transformée de perméabilité SDR fait également intervenir la porosité RMN, mais elle utilise la moyenne logarithmique de la distribution de T2 (T2LM) plutôt que le rapport des fluides libres aux fluides liés pour refléter la distribution des tailles de pore. L’équation de perméabilité SDR est

kSDR = A’ φ B’ (T2LM) C’ . La perméabilité SDR est applicable dans les roches saturées en eau. Elle n’est pas appropriée dans les formations contenant des hydrocarbures originaires de formation ou du filtrat de boue à huile (OBM). Les exposants et coefficients qui apparaissent dans les transformées de perméabilité sont dépendants de la formation et nécessitent en général un calibrage (voir ciaprès). Toutefois, lorsqu’on ne dispose pas de carottes pour l’étalonnage, des paramètres par défaut (grès et carbonate) peuvent être appliqués.

Amplitude

Calibrage de perméabilité RMN

T2 Goudron/ bitume

Huile lourde

Huile intermédiaire

Huile légère Viscosité

Figure 3.99 : Distributions de T2 pour des huiles de viscosité différente.

Les transformées énumérées ci-dessus sont capables de fournir des estimations quantitatives de perméabilité à condition qu’elles aient été calibrées pour les environnements dans lesquels elles sont appelées à être appliquées. Un calibrage complet implique la détermination des valeurs de coupure en T2, les coefficients (A, A´) et les exposants (B, B´, C, C´) à partir de mesures en laboratoire d’un choix complet d’échantillons de carottes appropriés. Une fois que le calibrage de perméabilité RMN a été effectué pour une formation particulière, le même calibrage devrait être applicable pour cette formation sur tout le champ.

3

87


10-3

Cependant, si l’on ne dispose pas d’échantillons de carottes ou s’il est décidé pour une raison quelconque de renoncer au calibrage de perméabilité, les diagraphies de perméabilité RMN doivent être calculées à l’aide des paramètres par défaut. Dans de telles circonstances, la perméabilité RMN doit être considérée comme un indicateur qualitatif plutôt qu’une mesure quantitative.

Gaz

Diffusion RMN et caractérisation des fluides 10-4

Eau

D, cm2 s-1

10-5

10-6

Huile 0,001

0,01

1,0

0,1

T2, s Figure 3.100 : Graphe D-T2 acquis dans le puits Al-55. Les pics correspondant à l’eau et au filtrat d’OBM sont clairement identifiés. Un petit pic dû à de petits pores ou à de l’argile apparaît pour les T2 courts.

6

Profondeur (m)

Résistivité (ohm.m)

Diamètre 1

AHT10

(pouces) 16 0,2 Diamètre 2

6 Gamma ray 0

(gAPI)

2 000

AHT20

(pouces) 16 0,2 Diamètre 3

200 6

(ohm.m)

(ohm.m)

(ohm.m)

Un exemple de graphe D-T2 avec les distributions respectives de T2 et de D est représenté sur la figure 3.100. Les données du graphe ont été acquises avec l’outil CMR-Plus dans le puits Al-55. Le puits a été foré avec de l’OBM et les données (station MRF) ont été acquises au bord inférieur d’une tendance anormale de faible résistivité qui apparaît au milieu d’un grès renfermant des hydrocarbures (fig. 3.101).

2 000

AHT30

(pouces) 16 0,2

La caractérisation des fluides par RMN selon Schlumberger repose sur des mesures de diffusion moléculaire pour discerner les propriétés des fluides.4 La méthodologie implique l’acquisition de mesures multiples avec des paramètres d’acquisition différents et la réalisation d’une inversion simultanée de toutes les données. L’inversion transforme la série de décroissances d’amplitude d’échos en une seule distribution d’amplitude tridimensionnelle (3D) dans laquelle les trois axes correspondent à T1, T2 et D. Pour visualiser les résultats, les interprètes projettent les distributions d’amplitude 3D sur deux dimensions, donnant des graphes D-T1 ou D-T2. Pour guider l’interprétation visuelle rapide, des lignes en surimpression sont souvent affichées sur les graphes, correspondant aux réponses de l’eau, de l’huile et du gaz (fig. 3.100).6

2 000

X 625

Station de MRF X 650

X 675

Trois pics sont clairement identifiés sur le graphe D-T2. Le pic à T2 court est dû à de l’eau de rétention dans l’argile. En raison de la valeur de T2 courte, ce petit pic n’est pas résolu dans la dimension de diffusion et apparaît comme une large raie verticale sur le graphe. Le pic médian à T2 ~ 70 ms est centré à proximité de la ligne de diffusion d’eau et peut être attribué à de l’eau. Le pic à T2 ~ 800 ms correspond à du filtrat d’OBM et se situe près de la surimpression diagonale d’huile. Les résultats de RMN confirment la saturation en eau anormalement élevée indiquée par la résistivité.

Outil CMR-Plus L’outil CMR-Plus de diagraphie au câble (différée) (fig. 3.102) est un dispositif à patin qui est enployé en position excentrée pour obtenir un volume d’échantillon centré à environ 1 pouce à l’intérieur de la formation.7 L’antenne est longue de 6 pouces pour donner une bonne résolution verticale.

Calibrage du CMR-Plus

Figure 3.101 : Diagraphies provenant du puits Al-55. La profondeur de la station de MRF (graphe D-T2) est également indiquée.

3

88

Le calibrage de l’amplitude du signal RMN en termes de porosité est réalisé en trois phases : calibrage principal, correction environnementale et correction pour l’indice d’hydrogène.


Pour le calibrage principal, une bouteille d’eau est placée par-dessus l’antenne et l’amplitude du signal est mesurée très précisément. Cette amplitude correspond à 100 p.u. et est appliquée comme facteur de normalisation pendant la diagraphie. La deuxième phase de calibrage comporte une série de corrections qui sont appliquées pour tenir compte des variations du signal RMN provoquées par des facteurs d’environnement. Les corrections sont petites lorsque l’environnement de diagraphie est favorable (température ambiante, boue à faible conductivité). Enfin, une correction pour l’IH est nécessaire pour obtenir une porosité vraie. La correction pour l’IH est habituellement appliquée dans le cadre du processus d’interprétation (par exemple, comme point final de l’analyse ELAN).

Accord du CMR-Plus

Aimant

30 pouces 1,1 pouce 6 pouces

Les outils CMR-Plus utilisent une procédure automatisée d’accord qui améliore sensiblement le rendement opérationnel, en particulier dans les environnements difficiles comme les formations à faible porosité où l’accord des outils a été difficile dans le passé.8

Volume sensible

Antenne

Précision Dans une formation homogène de porosité uniforme et dans un puits de forage lisse, la répétabilité de la porosité RMN est régie par la précision intrinsèque de mesure. Les principaux facteurs qui influencent la précision sont : I le rapport signal/bruit pour les échos bruts I la moyenne suivant la profondeur (filtrage) I le mode d’acquisition et l’espacement des échos I l’algorithme et les paramètres d’inversion.

Figure 3.102 : Outil CMR-Plus.

Bruit sur les échos Le bruit par écho est l’écart type de l’amplitude des échos dans un train d’échos. Aux conditions standard du calibrage principal, le bruit par écho pour un train unique d’échos de l’outil CMR-Plus est d’environ 1,9 p.u. Pendant la diagraphie, le niveau de bruit augmente généralement en raison de facteurs environnementaux. Occasionnellement, des pics anormaux de bruit peuvent affecter les données brutes de RMN et amener les niveaux de bruit mesurés à dépasser les niveaux prévus. Heureusement, il est souvent possible d’identifier et de supprimer ces pics de bruit à l’aide d’un filtre suppresseur de pics.

PAP

PAP

PAP

Moyenne suivant la profondeur Le schéma de base d’acquisition avec le CMR-Plus est illustré sur la figure 3.103. Des acquisitions successives sont faites avec des phases opposées. Des paires d’acquisitions consécutives sont combinées de telle sorte que le signal s’additionne et que tout décalage électronique constant soit annulé. Le train d’échos sommé est appelé paire en phase alternée (PAP). Avec l’outil CMR-Plus, les PAP sont construites séquentiellement de telle sorte que chaque acquisition individuelle (phase « plus » ou phase « moins ») contribue à deux PAP.

Figure 3.103 : Schéma d’acquisition séquentielle des PAP.

3

89


La réduction du bruit sur les échos obtenue par la moyenne séquentielle de N PAP adjacentes est

σN =

2N – 1 σPAP , N

CPMG long CPMG court

et la résolution verticale (LN) du train d’échos moyenné résultant est

LN = ( N x S ) + LA ,

WT2 long

où S est l’intervalle d’échantillonnage et LA est la longueur de l’antenne.

WT2 court

Mode d’acquisition Le mode de précision améliorée (EPM) du CMR-Plus est une façon efficace d’améliorer les statistiques sur les premiers échos et d’améliorer ainsi la précision de la porosité RMN. En mode EPM, une série de trains d’échos courts répétés est acquise avec des temps d’attente courts immédiatement après le train d’échos principal long. Les trains d’échos courts répétés font l’objet d’une moyenne d’ensemble pour réduire le bruit, et toutes les données d’écho (train d’échos principal et trains d’échos courts moyennés) sont alors soumises à une inversion simultanée. La séquence EPM et l’écho typique sont présentés sur la figure 3.104.

50

100

150

Nombre d’échos

Réduire l’espacement des échos est également crucial pour améliorer la sensibilité aux composantes à T2 court. L’outil CMR-Plus présente un espacement d’échos très court de 0,2 ms.

Paramètres d’inversion Les algorithmes d’inversion transforment les données de décroissance des échos en distributions de T2. Les paramètres critiques d’inversion sont la valeur minimale de T2, la valeur maximale de T2, le nombre de composantes de T2 et le paramètre de régularisation. L’algorithme d’inversion du CMR-Plus calcule automatiquement un paramètre de régularisation optimal qui donne des distributions robustes dans tous les environnements typiques de diagraphie. Typiquement, les valeurs minimale et maximale de T2 sont respectivement de 0,3 ms et 3 secondes.

Répétabilité Dans une formation hétérogène avec une porosité variant rapidement ou dans des conditions de trou de

3

90

Figure 3.104 : Schéma d’acquisition EPM et données d’écho EPM typiques.

forage difficiles, comme un trou rugueux ou un puits dévié, la répétabilité entre deux passes de diagraphie distinctes est fortement influencée par l’orientation et le contact du patin, et par la mise en correspondance de profondeur des passes de diagraphie distinctes.

Exactitude L’exactitude des porosités RMN est principalement régie par la polarisation et l’indice d’hydrogène.

Polarisation Les outils CMR-Plus et MR Scanner ont de longs aimants qui prépolarisent les fluides de formation en avant de l’antenne, donnant une polarisation suffisante à des vitesses de diagraphie acceptables. Néanmoins, dans les formations contenant des fluides avec des temps T1 longs – comme du gaz, de l’huile légère ou de l’eau dans des vacuoles –, il est important de vérifier que la séquence d’acquisition donne une polarisation adéquate.


Indice d’hydrogène Comme les propriétés des fluides de fond ne sont pas toujours connues précisément, des estimations sont faites sur la base de la température et de la pression. Pour l’eau et la plupart des huiles, les inexactitudes sur l’IH sont généralement petites, mais, pour le gaz et les huiles légères avec un GOR élevé, les variations peuvent être significatives et pourraient conduire à une mesure de porosité RMN inexacte.

Outil CMR-Plus dans les grès à faible porosité Les environnements à faible porosité présentent un certain nombre de difficultés opérationnelles et d’interprétation spécifiques pour la diagraphie RMN.

DPHI > TCMR DSOZ

CMFF

2 (pouces) 0

(m3/m3)

0,2

0

Densité

Fluide libre



k Timur 0,01

(mD)

0 (pouces)12

100

Porosité neutron

Distribution de T2

Invasion

0,15 (m3/m3) -0,02 0

AHT90


( )

29

Diamètre PEFZ

0 (pouces)12 0

( )

10 0,1 (ohm.m) 1 000 0,2 (m3/m3)

T2 LM

0 0,5

(ms)

3 000


Gamma ray 0

(gAPI)

AHT10

Densité

200 0,1 (ohm.m) 1 000 2,32

(g/m3)

Coupure en T2 2,65 0,5

(ms)

3 000

X 710

Aspects opérationnels Accord automatique L’outil CMR-Plus de dernière génération possède une capacité d’accord automatique, ce qui améliore sensiblement le rendement opérationnel et la qualité des données dans les formations à faible porosité, dans les boues saturées en sel et aux températures élevées où le rapport signal/bruit de la RMN est réduit.8 Une tâche manuelle initiale de recherche de fréquence de Larmor (LFST) doit toujours être effectuée pour vérifier le fonctionnement correct et pour déterminer les déphasages du signal nécessaires pour amorcer la boucle automatique de fréquence. Idéalement, la LFST devrait être menée en fond de puits dans une formation de bonne porosité. Dans les formations à très faible porosité, il n’est pas toujours possible de localiser une zone de porosité suffisante pour effectuer la LFST efficacement. Dans ce cas, la procédure recommandée est : 1.Effectuer la LFST en surface à l’aide d’une bouteille d’eau. Accepter la LFST. 2.Descendre l'outil dans le puits comme d’habitude jusqu’au-dessous du sabot de tubage. 3.Mettre en marche AC AUX. L’outil entre automatiquement en mode « d’attente » (c’est-à-dire de LFST continue). 4.Sélectionner le mode Vue en profondeur (aucun DLIS écrit) et le tracé en x profondeur/fréquence. 5.Près de la TD, effectuer une LFST. 6.Si la LFST est bonne, l’accepter. Sinon, la rejeter et répéter l'opération. 7.Commencer la diagraphie.

Orientation du patin X 720

X 730

X 740

Figure 3.105 : Exemple de diagraphie par CMR-Plus provenant du puits BKP-1 avec ovalisation du

Pour obtenir des données de bonne qualité, il est extrêmement important que le patin de l’outil CMR et la formation maintiennent un contact proche. Si l’outil n’est pas orienté correctement et qu’il existe une rugosité significative, le contact du patin peut être perdu et l’outil lira un signal de boue. Cela est habituellement facile à reconnaître sur la diagraphie CMR. La boue donne lieu à des stries de porosité élevée avec des signatures monomodes bien définies dans la distribution de T2, typiquement centrées entre 2 ms et 30 ms. La figure 3.105 illustre un court intervalle où un signal de boue apparaît sur une diagraphie CMR-Plus provenant du puits BKP-1. Dans cet exemple, le signal de boue apparaît à environ 2 ms dans la distribution de T2.

trou de forage, ce qui provoque un signal de boue et un excès de porosité à X 721 et X 724 m.

3

91


Pour minimiser les problèmes de contamination par la boue dans les trous de forage rugueux, le patin doit être orienté dans une direction orthogonale aux ovalisations. Cela peut être réalisé en envoyant l’outil avec un bras de diamétreur à axe unique orienté à angle droit par rapport à l’axe du patin du CMR-Plus. Pendant la diagraphie, le diamétreur est ouvert et l’outil s’oriente avec le bras du diamétreur dans l’ovalisation, laissant le patin faire face à la partie lisse et au diamètre du trou de forage. En variante, un diamétreur multibras motorisé (PPC) peut être utilisé en conjonction avec le ressort en arc pour orienter l’outil. Cette approche a été utilisée avec succès pour orienter l’outil CMR le long du petit axe de trous de forage ovalisés. Si l’outil CMR-Plus est utilisé en combinaison avec les outils de densité, de porosité par neutrons et à focalisation microcylindrique, le patin CMR doit être orienté orthogonalement aux capteurs nucléaires. Dans les formations où des ovalisations sont attendues, le but est de garantir qu’au moins une mesure de porosité ne sera pas affectée par la rugosité du trou. Cependant, il faut avoir conscience du fait que, avec cette disposition non conventionnelle, les différents capteurs ne mesurent plus le même volume de roche, ce qui introduit une incertitude supplémentaire. De ce fait, la disposition orthogonale des capteurs ne devrait être envisagée que là où les autres procédures de diagraphie ne donnent pas de résultats satisfaisants.

DPHI > TCMR DSOZ

CMFF

2 (pouces) 0

(m3/m3)

0,2

Densité

0

Fluide libre



k Timur 0,01

(mD)

0 (pouces)12

100

Porosité neutron

Distribution de T2

(m3/m3) -0,02

Invasion

0,15

PEFZ

AHT90


( )

10 0,1 (ohm-m) 1 000 0,2

(m3/m3)

Gamma ray

AHT10

Densité

0

( )

29

Diamètre 0 (pouces)12 0

T2 LM

0 0,5

(ms)

3 000


0

(gAPI)

Coupure en T2

200 0,1 (ohm.m) 1 000 2,32 (g/m3) 2,65 0,5

(ms)

3 000

X 870

X 880

X 890

Séquence d’acquisition et précision sur la porosité La plupart des diagraphies CMR-Plus sont acquises en EPM et, dans la plupart des cas, les paramètres d’acquisition par défaut (WT = 20 ms, 30 échos et 10 répétitions pour les trains d’échos courts) sont utilisés, car ceux-ci

Figure 3.106 : Diagraphie par CMR-Plus montrant une roche de bonne qualité entre X 867 m et X 880 m où la diagraphie GR indique de l’argile.

NECHOPRINCIPAL

WTEPM , ms NECHOEPM

NREPTEPM

Vitesse de diagraphie, pieds/h*

Intervalle d’échantillonnage, pouces Résolution verticale, pouces**

3 000

20

30

10

750

7,5

28,5

3 000

20

30

40

500

7,5

28,5

3 000

20

60

40

650

9,0

33

*Dans toutes les séquences, les vitesses de diagraphie ont été choisies pour donner une polarisation d’approximativement 95 % pour un fluide présentant un T1 de 3 secondes. **Résolution verticale calculée pour une moyenne sur trois niveaux de PAP séquentiels.

Tableau 3.3 : Exemples de séquences d’acquisition EPM.

3

92


sont connus pour donner de bons résultats dans une large gamme d’environnements. Dans les environnements à très faible porosité, des modifications de ce schéma peuvent être souhaitables pour améliorer la précision des mesures de porosité RMN et de distribution de T2. Le tableau 3.3 donne des exemples de modes d’acquisition potentiels pour les environnements à faible porosité. Rétention capillaire Porosité de petits pores HSGR

Porosité CMRP 3MS

k Timur

0 (gAPI) 150

0,1

Gamma ray

(mD)

1 000

k SDR 0,1

0 (gAPI) 150

(mD)

1 000

RXOZ


0,2 (ohm.m) 2 000

0 (pouces)16

0,4

0,2 (ohm.m) 2 000

(m3/m3)

Eau irr. 0

Eau

Fluide sans pente

Huile

0,4

Quartz

(m3/m3)

0

Porosité neutron 0,4

(m3/m3)

0

0

0 (pouces)16 MD HLLD 1:200 CGR-SGR (m) 0,2 (ohm.m) 2 000 0,4

(m3/m3)

29 Eau de rétention

( )

Kaolinite

T2 LM

1,99 (g/cm3) 2,65 Porosité CMR totale

Silt

Distribution de T2

Densité

HLLS

Diamètre

Eau déplacée Hydrocarbure déplacé

0,3

(ms)

Coupure en T2 0 0,3

(ms)

Illite

3 000

Volumes d’après ELAN

3 000 1

(V/V)

0

Applications de la RMN et exemples Indicateur de qualité de la roche L’outil CMR donne une évaluation simple de la qualité de la roche sous la forme de distributions de T2. Traditionnellement, une diagraphie par rayons gamma (GR) est utilisée pour délimiter l’argilosité pour une interprétation visuelle rapide. Cependant, la réponse GR est affectée par de nombreux facteurs qui peuvent ne pas être liés à l’argilosité ou à la présence d’argiles. La section de diagraphie représentée sur la figure 3.106 provenant du puits BKP-1 illustre un court intervalle (X 876-X 880 m) où les GR et la porosité par neutrons (TNPH) donnent tous deux des valeurs élevées par rapport à la formation environnante. Dans une analyse visuelle rapide, cela pourrait facilement être interprété comme de l’argile. Cependant, les distributions de T2 du CMR indiquent une roche de bonne qualité sur cet intervalle avec un volume significatif de fluide libre. En fait, cette zone présente la perméabilité RMN la plus élevée rencontrée sur tout l’intervalle ayant fait l’objet d’une diagraphie.

Résonance magnétique de densité

X 800

X 810

X 820

Figure 3.107 : Comparaison des porosités par densité et CMR dans du grès renfermant de l’huile légère.

L’exemple présenté sur la figure 3.107 a été acquis dans une formation renfermant de l’huile légère (puits Sonatrach-Rosneft TEN-1). Sur l’intervalle représenté, il existe un déficit manifeste de porosité CMR par rapport à la densité tracée sur une échelle compatible (densité de matrice = 2,65 g/cm3 ; densité de fluide = 1,0 g/cm3). Dans l’hypothèse où les deux mesures sont sensibles à des volumes de roche comparables, ce déficit ne peut se manifester que si la densité de la matrice ou du fluide est plus faible que sa valeur nominale. Il est par conséquent important d’avoir une bonne connaissance de la densité de grain et de la densité du filtrat de boue. La précision de mesure, la correspondance en profondeur et la correspondance en résolution sont également des facteurs importants dans l’application de la méthode de résonance magnétique de densité (DMR). Bien que la méthode DMR soit un bon indicateur d’hydrocarbure léger, il est important de comprendre que l’absence de tout effet DMR ne garantit pas l’absence d’hydrocarbure. Si une invasion a chassé l’hydrocarbure originaire de formation au-delà de la profondeur d’investigation de l’outil, l’approche DMR n’est pas appropriée et des mesures plus profondes doivent être utilisées.

3

93


Avancées récentes en diagraphie RMN

Caractérisation des fluides par résonance magnétique La méthode de caractérisation des fluides par résonance magnétique (MRF) a été largement utilisée pour identifier des hydrocarbures dans une large gamme d’environnements. La figure 3.108 représente les résultats d’une mesure MRF en position acquise pour Rosneft dans un sable renfermant des hydrocarbures légers dans le puits TAKE-1. La carte D-T2 indique un fluide hautement diffusif avec des temps T2 longs, ce qui suggère un hydrocarbure léger. Les formations à faible porosité posent un défi particulier pour les mesures MRF, et les schémas d’acquisition MRF actuels n’ont pas été optimisés pour les environnements à signaux faibles.

Outil MR Scanner L’outil MR Scanner est doté d’une antenne principale et de deux antennes à haute résolution (fig. 3.I). Destinée principalement à des applications de caractérisation des fluides, l’antenne principale fonctionne à des fréquences multiples. Cinq fréquences de fonctionnement différentes correspondent à des volumes de mesure indépendants (coques) qui forment des arcs concentriques devant l’antenne. Les volumes et la profondeur d’investigation (DOI) sont indépendants de la température. Les antennes à haute résolution fonctionnent à une fréquence unique, correspondant à une DOI de 1,25 pouce. Ces antennes donnent des réponses de qualité de la roche et de productibilité. L’outil est passé en position excentrée de telle sorte qu’il puisse être acheminé sur un tube et passé dans des trous de taille importante et des puits déviés. Cela garantit également que les volumes de mesure et les profondeurs d’investigation sont indépendants des dimensions du trou.9

Porosité de petits pores -2

Rétention capillaire Fluide libre

-3

Porosité par densité

-4 Eau 0

Densité apparente (g/cm3)

2

3

Fluide sans pente (m3/m3)

0,4

0

-5 Log; D, cm2 s-1

(m3/m3)

0,4

L’analyse des données du MR Scanner est effectuée indépendamment pour chaque DOI dans tous les modes de diagraphie. Cela garantit que les variations de saturations en fluides à différentes DOI (dues à des invasions ou à un mauvais trou, par exemple) sont détectées. Comme les différences de saturations peuvent être significatives entre les différentes coques, l’analyse doit en tenir compte complètement.

Gaz

DCIm -6 -7

Huile -3

-2

-1

0

Log; T2, s

Porosité CMR totale 0,4

(m3/m3)

0

Distribution de T2

Antenne à haute résolution

Antenne principale

Figure 3.I : Outil MR Scanner.

Figure 3.108 : Exemple de mesure à une station MRF provenant du puits TAKE-1. La profondeur de mesure est indiquée par la flèche.

3

94

A nte n ne

Aimant


Profilage radial La plage de DOI accessibles aux outils RMN se situe dans ce qui est habituellement considéré comme la zone envahie, où les fluides de formation déplaçables ont été largement remplacés par du filtrat de boue. Néanmoins, l’expérience a montré que, dans certains environnements, en particulier dans les puits forés avec de l’OBM où l’invasion est souvent peu profonde, les volumes de mesure des outils RMN comprennent des proportions significatives de fluides de formation.

Prof., m

Gaz (MR)

Gaz (D-N)

MRP (2,7 pouces)

Densité

Distribution de T2 Distribution de T2 RES MRP (1,5 pouce) (2,7 pouces) (ohm.m) (1,5 pouce) Neutron 20 0,4 (V/V) 0 0,4 (V/V) 0 0,3 (ms) 3 000 0,3 (ms) 3 000 0 (gAPI) 150 0,2 Gamma ray

X 000

X 050

X 100

Figure 3.J : Profilage radial par MR Scanner provenant du golfe du Mexique.

La variation de la porosité RMN ou du volume de fluide libre avec la DOI peut être interprétée en termes de fractions variables de filtrat et de fluides de formation présentant des indices d’hydrogène différents. La figure 3.J illustre l’effet d’une invasion d’OBM peu profonde dans un puits du golfe du Mexique.10 Des paquets de grès contenant du gaz sont clairement définis par un croisement de densité neutron. Dans le même puits, la porosité MR Scanner la plus profonde (DOI = 2,7 pouces) lit majoritairement au-delà du front d’invasion et est sensible au gaz, qui présente un faible IH et un faible signal RMN. La mesure de porosité la moins profonde (DOI = 1,5 pouce) détecte plus de filtrat d’OBM, qui présente un IH proche de 1. Un mauvais trou est facilement détecté par profilage radial. Si nécessaire, les mesures les moins profondes, qui sont les plus affectées, peuvent être exclues de l’évaluation pétrophysique. Dans de nombreux cas, les coques les plus profondes sont insensibles à la rugosité et fournissent des données utilisables.

Profilage de saturation Le profilage radial indique les variations de fluides suite à des différences d’indice moyen d’hydrogène, qui régit les porosités RMN. Dans le mode de profilage de saturation du MR Scanner, une analyse multidimensionnelle complète est faite, donnant des graphes D-T2 et D-T1 à chaque DOI. Les variations de fluides sont observées comme des variations sur les graphes.

3

95


Zone gazéifère

Résistivité SWT Fluides MRX 1,5 pouce

Fluides MRX 2,7 pouces

DOI de 1,5 pouce

D, cm2/s

Saturation gaz MRX 0,6 0 0 0,6 2,7 pouces Eau de rétention Eau de rétention Prof. 0 (pied3/pied3) 1 (pieds) Eau libre Eau libre Sat. gaz MRX GR Huile Huile 1,5 pouce (gAPI) 3 3 0 150 0 (pied /pied ) 1 Gaz Gaz

DOI de 2,7 pouces

10-3 Gaz

10-3 Gaz

10-4 Eau

10-4 Eau

10-5

10-5 OBM

10-6 10-3

10-2

10-1

100

D, cm2/s

1 (pied3/pied3) 0

T1, s

10-3

10-2

10-1

100

T1, s

Zone aquifère

XX 150

DOI de 1,5 pouce

DOI de 2,7 pouces

10-3 Gaz

10-3 Gaz

10-4 Eau

10-4 Eau

10-5

10-5 OBM

10-6 10-3

10-2

10-1

100

T1, s

D, cm2/s

D, cm2/s

XX 200

XX 250

OBM

10-6

OBM

10-6 10-3

10-2

10-1

100

T1, s

Figure 3.K : Profilage de saturation par MR Scanner dans un grès gazéifère provenant d’un puits en Méditerranée (la profondeur est en pieds).

La figure 3.K illustre les résultats d’un profilage de saturation dans un grès gazéifère provenant d’un puits en eau profonde en Méditerranée.11 Les volumes de fluides présentés dans les diagraphies en profondeur sur la gauche ont été déduits des graphes D-T1 à chaque profondeur pour les deux DOI : 1,5 pouce et 2,7 pouces. Les graphes adjacents ont été calculés à partir de données moyennées pour la zone gazéifère et la zone aquifère. Ce puits a été foré avec de l’OBM, et l’effet d’invasion est clairement identifié à partir des graphes D-T1. Dans la zone gazéifère, le graphe pour la DOI de 1,5 pouce montre un pic de gaz à forte diffusion (coin supérieur droit de la carte) et un pic de filtrat d’OBM présentant une diffusion lente et un T1 d’approximativement 1 seconde. Il existe également un large pic d’argile à T1 court. À une DOI de 2,7 pouces, le pic de filtrat d’OBM est absent sur le graphe et un signal de gaz plus fort est observé. Manifestement, sur cet intervalle, l’invasion d’OBM a

3

96

moins de 2,7 pouces de profondeur. Inversement, dans la zone aquifère du dessous, le filtrat d’OBM est clairement observé à 2,7 pouces.

Mode haute résolution En mode haute résolution, l’antenne haute résolution de l’outil MR Scanner est combinée avec l’antenne principale fonctionnant à une DOI de 2,3 pouces. Un temps d’attente réduit est utilisé pour la mesure avec l’antenne principale de telle sorte que les hydrocarbures légers ne soient pas complètement polarisés. L’antenne haute résolution effectue des mesures complètement polarisées à une DOI de 1,25 pouce, et tous les fluides présents à cette DOI sont détectés. Si la mesure la plus profonde (antenne principale à une DOI de 2,3 pouces) lit une porosité plus faible que la mesure peu profonde (antenne haute résolution à une DOI de 1,25 pouce), cela peut être dû à une invasion dans une zone gazéifère ou à des fluides sous-polarisés dans la mesure avec l’antenne principale, ce qui est également cohérent avec du gaz ou d’autres hydrocarbures légers qui ont un long T1.


L’exemple à haute résolution présenté sur la figure 3.L a été acquis dans une formation gazéifère grès-argile. Une résistivité élevée et un net croisement de densité neutron indiquent un grès gazéifère massif dans la section inférieure. Cependant, au-dessus de cette zone, l’interprétation est compliquée par la présence de minces lamelles d’argile. La comparaison des porosités de fluides libres du MR Scanner entre XX 275 et XX 240, en particulier à XX 270, est un point de départ utile pour l’interprétation. La différence importante entre la DOI peu profonde de 1,25 pouce (antenne haute résolution) et la DOI de 2,3 pouces de l’antenne principale est interprétée comme du gaz. Dans la zone au-dessus de XX 175, les porosités ne sont pas aussi élevées, mais des déficits de porosité sont clairement apparents sur la DOI profonde. Les résultats de DMR sont également bien corrélés avec la SWT sur une échelle inversée (piste 1).

Porosité neutron 0,6

0

Outil MR Scanner dans les grès gazéifères à faible porosité Bien que les résultats initiaux de l’outil MR Scanner utilisé dans des environnements à faible porosité aient été positifs, l’optimisation des séquences d’acquisition – spécifiquement pour les environnements à signaux faibles – peut améliorer l’interprétation. En principe, le profilage de saturation devrait offrir des avantages significatifs, en particulier dans les puits avec OBM où l’invasion pourrait être peu profonde et où le contraste de diffusion entre gaz et filtrat est substantiel. Cependant, l’application de la caractérisation des fluides (profilage de saturation) dans les environnements à très faible porosité n’a pas encore été complètement établie.

Porosité densité Gaz Prof., pieds GR 0

Densité sat. gaz MRX

Eau

0,6 Fluide libre 1,25 pouce

0

MRP 1,25 pouce

0 0 1 Eau dans l’argile 0,25 0 0,6 Densité fluides Fluide libre Résistivité SWT MRP 2,3 pouces MRX 2,3 pouces

150 1

0 0,6

0 0,25

0 0,6

Résistivité

0 0,2 (ohm.m) 20

XX 150

Le mode d’acquisition à haute résolution est particulièrement bien adapté aux environnements à faible porosité et à la détection de gaz. L’intervalle d’échantillonnage réduit et l’utilisation d’un grand nombre de mesures répétées à temps d’attente court à partir de l’antenne principale améliorent efficacement le rapport signal/bruit, ce qui est crucial en présence de faibles porosités. En outre, la technique simple de détection des hydrocarbures légers (en comparant les mesures de l’antenne principale et de l’antenne à haute résolution), qui fait intrinsèquement partie du mode à haute résolution, est appropriée pour ces formations difficiles à faible porosité.

XX 200

XX 250

Figure 3.L: Diagraphie à haute résolution par MR Scanner dans un grès gazéifère provenant d’un puits en Méditerranée (la profondeur est en pieds).

3

97


Améliorations des mesures de pression des réservoirs L’industrie pétrolière et gazière utilise des testers de formation au câble (wireline) pour obtenir des profils de pression, mesurer la mobilité des fluides dans les formations au voisinage du puits, et pour l’analyse et l’échantillonnage de fond des fluides, informations cruciales pour la réussite des activités d’exploration et de développement. Les nouveaux équipements de test de formations et d’échantillonnage, comme le service PressureXpress de Schlumberger et le tester modulaire des formations MDT doté d’un module à double packer, fournissent des mesures améliorées dans des formations compactes, contexte où les outils conventionnels de test de formations ont montré leurs limites. L’application de cette technologie dans les formations compactes et fracturées d’Algérie a contribué de façon significative à enregistrer des données plus précises avec un coût opérationnel réduit. Dans ce qui suit, l’apport de ces outils est développé à travers des études réelles menées en Algérie sur des réservoirs compacts. Est également décrite une méthode récemment conçue, adaptée à l’analyse des tests de formations pour les réservoirs à faible perméabilité. La technique – IMPULSE – est une alternative à celle de Horner, utilisée dans les essais transitoires pour déterminer la pression de réservoir. Enfin, des avancées récentes dans l’analyse des fluides de fond sont expliquées, avancées qui renforcent le processus de prise de décision des opérateurs pour le développement des puits.

de carottes, la sismique et les diagraphies conventionnelles pour développer un modèle statique du réservoir comprenant : I l’identification des niveaux de contact entre fluides I la détermination de la densité au fond des fluides de formation I la caractérisation des hétérogénéités du réservoir I le développement d’une stratégie de complétion I l’optimisation de la densité de la boue pour les puits de développement.

Application de l’outil PressureXpress dans un puits du champ de Hassi Guettar Le champ de Hassi Guettar est situé dans le bloc d’exploration n° 427 au SSE du champ de Hassi Messaoud (voir Chap. 2, fig. 2.1). Le puits A a été le premier puits foré par Sonatrach sur la structure locale de Hassi Guettar Ouest. Pour identifier le potentiel d’hydrocarbures du champ et décider de la poursuite de son développement, le puits a fait l’objet d’un enregistrement de diagraphies pour estimer les caractéristiques pétrophysiques de la formation, mesurer la pression du réservoir et les types de fluides de formation à partir des gradients Densité

Formation 6 840

(psia)

6 970

3

98

0,001 (mD/cP) 1 000 0

Gamma ray (gAPI)

55 54

54 X 480

X 490

33

Dans les réservoirs vierges, les profils verticaux de pression peuvent être combinés avec la géologie, les données

Mobilité de soutirage

3 55 0,656 g/cm (huile)

Génération et exploitation de profils de pression dans les puits d’exploration Une mesure de la pression de formation est obtenue par soutirage d’un faible volume de fluide de la formation pour produire un essai transitoire court. La réponse en pression est alors enregistrée pendant la fermeture jusqu’à ce qu’elle se stabilise. L’analyse du transitoire enregistré donne la pression du réservoir au voisinage du puits. Ces mesures de pression peuvent être représentées en fonction de la profondeur TVD pour produire un profil de pression. Au cours d’une seule descente, les outils PressureXpress et MDT peuvent effectuer un nombre élevé de tests, ou pré-tests, à différentes profondeurs. Le profil de pression résultant est précieux pour analyser à la fois les réservoirs vierges et développés.

1 : 358 TVD (m)

1,95 (g/cm3) 2,95

33

X 500

34

34 37 39

37 39

X 510

40

X 520

40 41

41 42

42

X 530 43 Plan eau/huile à X 535,47 m 45 X 540 47 48 49 50 51 52 X 217 g/cm3 (eau)

43 45 47 48

X 550

49 50

X 560

51 52

Figure 3.109 : Profil de pression du puits A réalisé par l’outil PressureXpress.

Neutron 150 0,45 (V/V) -0,15


de pression. En se basant sur des données en trou ouvert acquises au cours de la première descente, la porosité de la formation est estimée entre 4 p.u. et 8 p.u. dans la zone, caractéristique d’une formation compacte. La décision a alors été prise d’utiliser l’outil PressureXpress. Pour l’évaluation du réservoir cambrien, trente-huit points de pression ont été enregistrés à trente-quatre profondeurs différentes le long du puits. Les densités de fluides de formation et le contact eau/huile ont été déduits des mesures de pression de formation (fig. 3.109). En plus des profils de pression et de leurs gradients estimés, la figure 3.109 fait apparaître la mobilité des fluides, les logs de gamma ray, neutron et la densité. Les mobilités en soutirage (drawdown) calculées varient de 0,01 mD/cP à 11,58 mD/cP. Le profil de pression donne des densités de fluides indiquant une formation saturée en huile sur l’intervalle de X 470 à X 535,5 m et une formation saturée en eau dans l’intervalle de X 535,5 à X 566 m.

D’après l’intersection des droites de gradient, le niveau de l’eau libre est estimé à X 535,5 m. L’examen des résultats de l’analyse pétrophysique ELAN a montré que la formation dans ce puits foré avec une boue à base d’huile est mouillable à l’huile du fait de la différence observée entre le plan eau/huile obtenu par les diagraphies à X 544,5 m et le niveau de l’eau libre déduit des mesures de pression à X 535,5 m (fig. 3.310). Entre ces deux cotes, la formation est saturée par les deux fluides, bien qu’un gradient d’eau prédominant ait indiqué que l’eau est dans une phase mobile alors que l’huile est essentiellement résiduelle. L’amplitude de l’écart entre les deux profondeurs dépend du degré de mouillabilité et de la pression capillaire.1

KTIM-CMR 0,01 (mD) 1 000

SGR

0,01 (mD) 1 000

AHO30

(gAPI) 150

(gAPI) 150

0,2 (ohm.m) 2 000

0,2 (ohm.m) 2 000

Gamma ray

0

KSDR-CMR

AHO20

CGR-SGR

0

AHO10

MD 1 : 20 (m)

TENS (N) (pouces) 14 15 000

D-N

0,2 (m3/m3)

0,2 (ohm.m) 2 000

Calibreur min. 4

(pouces) 14 DSOZ Dimension du trépan

4

20 000

(pouces) 1 0

0

Densité AHO90

1,95

(g/cm3)

2,95 50

0,2 (ohm.m) 2 000

T2 dist

Potassium (ppk)

0 0

(ms)

CMRP3MS 29 0,2 (m3/m3)

0,2 (ohm.m) 2 000 AHORX

0

()

Thorium

10

Comp. slowness

(pouces) 14 DSOZ 0,2 (ohm.m) 2 000 140 (µs/ft)

0

(ppm)

COUPURE T2

0

50 0,3

T2LM

Uranium 40 -30

(ppm)

(ms) 3 000 0,2

30 0,3

CMFF (m3/m3) Densité

kint ELAN

Eau irr. Eau

Huile


Huile

Eau

Quartz

kro ELAN

Eau irr.

PEFZ AHORT


Eau déplacée

TCMR

0,45 (m3/m3) -0,15

0,01 (mD) 1 000

0,01 (mD) 1 000 10 000 (mD) 0,1

Porosité AHO60

Eau déplacée

KINT-ELAN

Petits pores

0,2 (ohm.m) 2 000

Calibreur max. 4

Rétention capillaire

K-XPT

Silt

10 000 (mD) 0,1

Eau

Eau de rétention

krw ELAN

Huile 0

Kaolinite

10 000 (mD) 0,1 Analyse des fluides avec ELAN

(ms) 3 000 2,28 (g/cm3) 2,65 0,25 (V/V)

01


Swi (m3/m3)

0 1

(V/V)

0

X 525

WOC XPT à X 535,5 m

Saturation WOC ELAN à X 544,5 m

X 550 Figure 3.110 : Plan eau/huile issu de l’outil PressureXpress et de l’interprétation pétrophysique ELAN dans le puits A.

3

99


tats du traitement ont révélé la présence de fractures naturelles à certaines profondeurs dans la formation ordovicienne (fig. 3.111a et 3.111b). Le programme original d’acquisition consistait en des tests conventionnels de formation utilisant l’outil MDT à sonde unique, mais, comme le dispositif ne peut pas, de par sa conception, assurer d’étanchéité sur les fractures, seule la

Eau déplacée Hydrocarbure déplacé Eau Eau déplacée

Huile


Gaz Calcite

Eau

Quartz

Huile

Eau de rétention

A Tin Tazarift, sous l’auvent d’un abri-sous-roche, les hommes préhisto-

MD 1 : 200 (m) 0,1

KINT (mD)

Gaz Illite Analyse des fluides avec ELAN Saturation en eau Modèle volumétrique 1 000 0,25 (V/V)

0 1

(m3/m3)

0 1

riques ont aménagé une meule sur le substratum qui leur servait à écraser des graminées. Zone 1

Application du MDT muni du module à double packer dans les puits B et C du champ de Takouazet Le champ de Takouazet est situé dans le bloc d’exploration n° 245 du bassin d’Illizi (voir Chap. 1, fig. 1.1). En 2004, Sonatrach, en association avec Rosneft Stroytransgaz, a foré deux puits d’exploration : le puits B (Takouazet Est) et le puits C (Takouazet Ouest). Des diagraphies et essais de puits ont révélé des écoulements d’huile et confirmé la présence d’hydrocarbures dans les formations de l’Ordovicien et du Dévonien. L’outil MDT muni du module à double packer a joué un rôle important dans l’évaluation du potentiel en hydrocarbures. Les objectifs principaux du premier puits d’exploration, le puits B, étaient d’effectuer des tests pour mettre en évidence du gaz ou de l’huile éventuels piégés dans les grès de l’Ordovicien et du Dévonien et d’obtenir des échantillons de fluides de formation de haute qualité (faible contamination) pour une analyse PVT. Un jeu de diagraphies complet a été enregistré, incluant le FMI (Fullbore Formation MicroImager) et l’outil MDT à sonde unique (single probe). À l’aide de la transmission en temps réel des données par le système InterAct, les logs de pétrophysique (LDL-CNL) MDT et FMI ont été transmis par satellite pendant l’acquisition au centre de traitement de données (DCS) pour analyse et interprétation. Les résul-

3 100

X 520

Zone 2

X 530 Zone 3

X 540

X 550 Zone 4

X 560

X 570 Zone 5

X 580

Figure 3.111a : Résultats ELAN pour la formation ordovicienne dans le puits B.

(V/V)

0


MD 1 : 200 (m)

Pendage structural Qualité ]4,12[ Qualité [12,20] Pendage stratigraphique Qualité ]4,12[ Qualité [12,20] Fractures conductrices majeures Qualité ]4,12[ Qualité [12,20] Fractures conductrices mineures Qualité ]4,12[ Qualité [12,20] Failles Qualité ]4,12[ Qualité [12,20] Fractures dues au forage Qualité ]4,12[ Échelle horizontale : Qualité [12,20] 1/10 771 Pendages sédimentaires Orientation nord 0 360 Qualité ]4,12[ Qualité [12,20] R Image FMI C 0 (degrés) 90

Échelle horizontale : 1/7 540 Orientation nord 0 R

120

240

Image FMI Fractures conductrices majeures (Sinusoïde) Orientation nord Fractures conductrices mineures (Sinusoïde) Orientation nord

Dimension du trépan 4 (pouces) 9 Diamètre 1 4 (pouces) 9 Diamètre 2 4 (pouces) 9 Dérive inclinométrique du trou de forage

C

Neutron 0,45 (m3/m3) -0,15 RHOZ=TNPH Fractures dues au forage Failles

Failles (Sinusoïde) Orientation nord

Pendages sédimentaires

Fractures dues au forage (Sinusoïde) Orientation nord

Pendage stratigraphique

Pendage structural (Sinusoïde) Orientation nord

Pendage structural

Fractures Pendage conductrices mineures stratigraphique (Sinusoïde) Orientation nord (gAPI) Fractures 0 500 Pendages sédimentaires conductrices majeures MD (Sinusoïde) 1 : 20 Orientation nord (m) 0 (degrés) 90 GR

0 (degrés) 5

Densité

360 1,95 (g/cm3) 2,95

Dérive inclinométrique du trou de forage (degrés) 5 10 Diamètre 1 (pouces) 1 : 20 944 5 10 Nord 0 360 Diamètre 2 Image (pouces) R FMI C 5 10

X 520

X 538 X 530

X 539 X 540

X 550

X 540

X 560 X 541

X 570

X 580 Figure 3.111b : Résultats ELAN et images de résistivité FMI de la formation ordovicienne dans le puits B. Un agrandissement de l’intervalle fracturé vers X 540 m est illustré sur la droite.

3 101

Génération et exploitation de profils de pression dans les puits de développement Bien que les pressions de formation enregistrées soient déjà affectées par la déplétion partielle du champ ou l’injection destinée au maintien de pression, l’obtention d’un profil de pression à tout moment de la vie d’un champ contribue à la compréhension des mouvements de fluides dans le réservoir, utile pour une bonne simulation des écoulements. L’exploitation combinée des profils de pressions avec l’historique de production facilite la mise à jour des modèles de réservoir afin d’optimiser la récupération.

Vitesse moteur MDT-HMS1, tr/min 2 500,0

Pression quartz MDT-BQP1, psia 4 000,0

Pression de boue avant l’essai

Pression de boue après l’essai

Remontée de pression

100

200

300

400

500

Temps, s Figure 3.112 : Le module MDT à sonde unique n’est pas parvenu à mesurer une pression représentative ou à récupérer un échantillon en temps utile dans le puits B à la profondeur de X 539,97 m dans un environnement aussi compact à faible mobilité.

l’anticlinorium de Tin Fouye. L’étendue d’huile est limitée à l’est et à l’ouest par deux failles majeures, au nord par un aquifère et au sud par un chapeau de gaz (gas cap). Les cotes des contacts eau/huile (WOC) et gaz/huile (GOC) dans le champ de Tin Fouye Tabankort varient d’un secteur à un autre (fig. 3114). Des diagraphies conventionnelles en trou ouvert dans le puits D montrent la présence de trois couches dans la zone d’intérêt pour lesquelles la porosité varie entre 3 p.u. et 7 p.u. Le puits est supposé traverser le gas cap et la colonne d’huile. À cause des faibles valeurs de porosité observées, la combinaison neutron-densité n’a pas été jugée suffisante pour la définition précise du contact gaz/huile, nécessaire pour la complétion du puits en vue d’une production d’huile avec un GOR (Gas Oil Ratio) faible. L’outil PressureXPress a été utilisé en raison des caractéristiques qui lui permettent d’effectuer des mesures de pression dans ce type de réservoir.

En outre, dans les réservoirs en développement, les testers de formation au câble peuvent être utilisés pour : I déterminer la hauteur des zones productrices I caractériser les barrières verticales et horizontales I évaluer les perméabilités verticale et horizontale I identifier les zones potentielles de pertes I déterminer la communication hydraulique entre les puits I détecter le mouvement des plans de contact entre fluides I détecter les hydrocarbures piégés en condition de saturation résiduelle.

3 565 Pression de formation 3 555

3 545

Pression de soutirage

3 535 Pression, psia

Application sur le champ de Tin Fouye Tabankort

0,0

La présence de fractures étant confirmée par l’imagerie, l’opération du MDT a été redéfinie pour échantillonner à travers les fractures à l’aide du module à double packer. En face de l’intervalle présentant des fractures conductrices (fig. 3.111b), l’échantillonnage avec des décompressions limitées – 20 psia (fig. 3.113) – a permis de récupérer des échantillons monophasiques de qualité PVT. Le placement des packers de manière à isoler et tester une zone fracturée a permis de minimiser le Delta P de soutirage tout en pompant à débit élevé, nécessaire à un nettoyage rapide pour échantillonnage. La combinaison du MDT avec le module à double packer et l’imagerie FMI ainsi que la transmission des données en temps réel ont permis un gain en efficacité dans les opérations d’échantillonnage dans les réservoirs fracturés.

0,0

matrice a pu être testée. Pour ce puits, celle-ci s’est révélée particulièrement compacte (fig. 3.112).

0,0 MRPS1 Volume pré-test MDT-PTV1, cm3 3,0


0

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

1,4

1,6

1,8

2

2,2

Temps, h

Le champ de Tin Fouye Tabankort (TFT) est situé à 360 km au SSE de Hassi Messaoud. Le réservoir ordovicien est saturé en huile sur la plus grande partie du flanc nord de

3 102

Figure 3.113 : Prélèvement réussi avec le module MDT à double packer dans l’intervalle de X 539,5 à X 540,5 m du puits B. Pendant le pompage, la pression de soutirage était inférieure de 20 psia à la pression de formation.


1 642

17

1 64

2

16 50

00

50

16

1 62

1

50 16

1 600

00

1 601

16

15

00

1 549

49

15

00

Plan eau/huile

00 16

1 50 0

Plan gaz/huile 1 577

1

1 550

0 60

1 550 1 545

15

50 15

1 700

49 1 550

15 50

15

1 500

1 450

00

16

Figure 3.114 : Isobathes du toit de l’unité IV du champ de Tin Fouye Tabankort avec les niveaux de plans gaz/huile et eau/huile.

2

Neutron (V/V) 20 2 000 0,45 -0,15 Mobilité de Gamma soutirage Densité 1 : 103 ray Rt TVD (mD/cP) (g/cm3) (gAPI) (m) 150 20 2 000 1,85 2,85 2 180 0,1 10 0

Rxo

Formation (psia)

2 150

X 980 25a

25a 22a 5 7 8 20a 23a 19a 0,164 g/cm3 (gaz) 12 13 14 15 24a 17 18 19 20 21 22 23 24

21a

25 26 18a

X 982

X 986

X 988

X 990

21a

7

8 20a 23a 19a 12 14 13 15 24a 17 19 18 21 22 20 23 24 25 26

X 992 0,165

g/cm3

28 29 3a 30

(gaz)

30 3a 2a

X 996 4a 5a 0,295 g/cm3 (gaz) X 998 6a 7a 8a Plan gaz/huile à X 999,05 m 10a X 000 11a

5a 7a

4a

6a 8a 10a

11a

12a

14a

X 002

X 004

15a 0,666 g/cm3 (huile)

La connaissance précise de la cote du GOC a permis une meilleure caractérisation du réservoir, en tenant compte de la variation de la profondeur du contact gaz/huile expliquée par l’étanchéité des failles et des barrières de perméabilité. Les données de PressureXpress ont également montré un taux de déplétion différent entre les couches, fournissant des informations supplémentaires sur les niveaux de chute de pression auxquels on peut s’attendre lors du drainage de la zone à huile.

18a X 994

13a

Le profil de pression montre également que la couche inférieure est saturée en huile présentant une densité de 0,67 g/cm3 et en gaz riche d’une densité de 0,295 g/cm3 à son sommet. Le contact gaz/huile (GOC) se situe à X 999 m. Compte tenu du fait que la pression de réservoir mesurée dans cette couche est relativement basse – environ 2 160 psia – et qu’elle est en dessous de la pression du point de bulle, le gaz libre présent dans la couche résulte probablement d’une expansion secondaire du gas cap dans la zone à huile, générée par des taux de production initiaux élevés.

22a 5

X 984

Un programme basé sur un échantillonnage tous les 0,5 m a été établi. La figure 3.115 représente les 51 points de pression enregistrés par l’outil PressureXPress. La mobilité en soutirage calculée varie de 0,29 mD/cP à 4,95 mD/cP. Le profil de pression indique que les deux couches supérieures de la zone d’intérêt sont saturées en gaz d’une densité de 0,165 g/cm3. La comparaison des valeurs de pression dans les deux couches saturées en gaz montre que l’intervalle inférieur de X 991 à X 995 m est plus en déplétion que l’intervalle supérieur situé de X 981 à X 990 m. Cette différence pourrait s’expliquer par la présence de la barrière de perméabilité entre les deux couches visibles sur le log de rayons gamma.

12a 13a 14a 15a

X 006

Étude de l’anisotropie de perméabilité par essai transitoire de pression par intervalle (IPTT) Les études de modélisation de réservoirs, les modèles géostatistiques et les cellules d’un maillage pour la simulation de réservoirs nécessitent des mesures de perméabilité horizontale et verticale à une échelle allant de plusieurs mètres à plusieurs dizaines de mètres dans la formation. La non-disponibilité de données fiables de perméabilité verticale se traduit souvent par l’utilisation de ce paramètre comme variable de calage historique (history matching) lors de la simulation du réservoir.

Figure 3.115 : Profil de pression dans le puits D mesuré avec l’outil PressureXpress.

3 103


Outil PressureXpress L’outil PressureXpress (fig. 3.M) possède une précision sans précédent et des jauges à stabilisation plus rapide qui donnent des mesures de pression exactes à différentes profondeurs le long du puits. Ces mesures sont alors utilisées pour déterminer les cotes de contacts de fluides présents dans le puits. Les données fournies par l’outil PressureXpress servent de base à des mesures de mobilité et à des profils de pression précis qui peuvent être combinés avec des données de diagraphies pétrophysique, sismique et conventionnelle pour obtenir une image plus complète du réservoir. Contrairement aux outils conventionnels de test de pression des formations qui sont développés pour prélever des échantillons de fluides de formation, l’outil PressureXpress est conçu pour obtenir uniquement des mesures de pression et des mobilités des fluides. L’outil fournit rapidement un relevé qui donne la pression de réservoir pour une analyse de connectivité, un gradient de pression pour des informations sur la densité des fluides et les contacts entre fluides, et des données de mobilité des fluides et de perméabilité pour contribuer au choix des points d’échantillonnage. La conception de l’outil fait appel à un système de prétest contrôlé dynamiquement, qui permet un contrôle précis du volume et des taux de décompression dans une plage de mobilité plus large. Une limite de pression peut également être fixée si nécessaire. Le système amélioré de pré-test rend les essais de pression possibles dans des formations où la technologie conventionnelle ne peut pas fonctionner. Des pré-tests multiples peuvent être effectués à une profondeur donnée pour vérifier l’exactitude d’une mesure de pression sans avoir à faire décrire à l’outil un cycle complet. Ils peuvent aussi être effectués à des profondeurs multiples pour générer un profil de pression en fonction de la profondeur.

Figure 3.M : Outil PressureXpress.

3 104

Des mesures critiques de perméabilité horizontale et verticale peuvent être obtenues avec l’outil MDT à l’aide des modules à double packer et sonde unique. Cette configuration du MDT, appelée communément IPTT, mesure la réponse en pression en un ou plusieurs emplacements en plus de celle du module à double packer. L’interprétation des données du MDT à double packer donne une estimation des perméabilités horizontale et verticale et du degré d’hétérogénéité de la formation. En plus de ces essais d’anisotropie, la combinaison peut donner un gradient de pression lors de l’échantillonnage. Les échantillons prélevés par le module à double packer vont dans l’une des chambres d’échantillonnage de l’outil MDT. L’interprétation d’un IPTT commence par un examen séparé de chaque test. Comme un mini-DST, la première étape consiste à analyser les régimes d’écoulement. Les remontées de pression (buildup) sont plus riches en information et donc préférées aux « drawdown » plus affectés par des facteurs liés au voisinage du puits, tels que le nettoyage (cleanup) et les fluctuations de pression provoquées par le débit source. L’interprétation est basée sur un modèle de couches stratifiées avec des perméabilités horizontale et verticale et une capacité de stockage pour toutes les couches. Les données d’épaisseur, de porosité et de la première limite de la couche initiale sont tirées des diagraphies ; la compressibilité et la viscosité proviennent d’analyses PVT de fluides saturant la roche. Les valeurs initiales de perméabilité horizontale et verticale sont tirées d’analyses de régime d’écoulement et d’autres sources disponibles comme les données de carottes, de diagraphies et des pré-tests. Des estimations initiales de la capacité de stockage de l’outil, du skin autour du packer et de pression de formation au niveau du packer et de la sonde sont également nécessaires. Le débit pendant le soutirage est également une donnée initiale significative, mais non exigée par d’autres techniques d’interprétation. Avec ces données initiales, les réponses transitoires de pression pour l’intervalle entre packers et les intervalles en face des sondes sont simulées puis comparées aux données enregistrées pendant le soutirage et le buildup. Une procédure d’optimisation automatique ajuste les paramètres du modèle pour minimiser les différences entre toutes les réponses transitoires. Le but principal est d’obtenir les meilleures valeurs de perméabilité horizontale et verticale pour les couches proches de la station. La perméabilité des couches éloignées de la station peut affecter légèrement les résultats, mais pas assez pour nécessiter un ajustement plus fin. Le débit est maintenu proche du taux mesuré mais est toujours calculé pour compenser le stockage de l’outil et l’effet de petites variations de débit sur les transitoires. Lorsque les résultats ne sont pas satisfaisants, le modèle géologique est réexaminé. Certaines couches peuvent être redéfinies et les estimations initiales modifiées. Différents poids peuvent être appliqués à différentes périodes dans le temps et à différents transitoires. Par exemple, la période de soutirage au niveau des packers peut recevoir moins de poids car, contrairement aux pressions des sondes d’observation, elle est affectée par le bruit associé à la production et à des nettoyages et skins variables. L’analyste de log applique le modèle à chaque test successivement jusqu’à ce que tous les tests soient interprétés.


Application pour les grès TAGI du champ de Hassi Berkine Sud Dans la gestion du champ de Hassi Berkine, le Groupement Berkine a prévu la réinjection du gaz produit pour le maintien de la pression dans le réservoir, qui est le Trias argilo-gréseux inférieur (TAGI) (voir Chap. 2).

s’est révélée nécessaire. Les couches d’argiles présentent un intérêt particulier du fait de leur extension à travers tout le champ. L’essai IPTT offre une solution intéressante car il permettrait l’évaluation de l’anisotropie sur une zone beaucoup plus étendue que les carottes et donnerait des valeurs de perméabilité presque à la même échelle que les cellules utilisées dans la simulation numérique.

Le TAGI est un dépôt principalement fluviatile avec des grès de 5 à 15 m d’épaisseur. Dans la zone étudiée, le champ de Hassi Berkine Sud, on trouve deux principaux types de roches : des grès à grains fins à très fins avec des laminations d’argile intercalées, et des grès fins à moyens déposés selon un réseau en tresses avec des couches discrètes d’argilite.

Quatre stations ont été prévues : deux dans la couche à grains fins et à faible résistivité, et deux dans la couche à grains moyens, dont une devant couvrir aussi un banc argileux mince (fig. 3.116). En raison des perméabilités élevées, le plan de travail devait assurer que des changements de pression seraient suffisants pour être détec-

Le gaz réinjecté est vraisemblablement capté par les couches à haute perméabilité où il resterait et bloquerait la production. L’anisotropie, kh/kv, était le paramètre critique pour simuler l’injection de gaz. À partir des carottes, l’anisotropie est estimée approximativement à 10, ce qui est plutôt élevé pour ce type d’environnement sédimentaire et une confirmation de cette grandeur

Eau Mobilité horizontale issue de l’IPTT 1 Gamma ray 0 MD (m)

(gAPI) Diamètre

142

(pouce)

(mD/cP)

Huile 3 000

Mobilité de soutirage 140

1 Pression à la sonde (jauge à quartz)

0 5 110

5 150 1

(psi)

2

(mD/cP)

Anisotropie kv/kh Carotte

3 000

1

3 000

1

Résistivité AIT (ohm.m)

Grès Eau de rétention Argile

100 MDT

Analyse volumétrique 100 0

(V/V)

1

Couche 1

4

X X30

Couche 2

0 0,1 mm

X X40

0 0,1 mm

X X50

Figure 3.116 : Dans les deux couches du grès TAGI de 15 m, la couche 1 est à grains fins avec des laminations d’argile et la couche 2 est un grès massif à grains moyens avec de minces couches d’argilite. Les deux IPTT dans la couche 1 donnent des mobilités horizontales inférieures à 100 mD/cP et une anisotropie modérée. Dans la couche 2, les deux essais font apparaître une mobilité horizontale élevée, mais l’essai du haut présente une faible anisotropie alors que l’essai du bas présente une forte anisotropie, très vraisemblablement en raison de l’argile mince (ombrage vert sur la piste 4) à X X40, 2 m entre le packer et la sonde. L’anisotropie moyenne des carottes est similaire mais légèrement supérieure.

3 105


Tester modulaire de dynamique des formations MDT doté d’un module à double packer Le module à double packer du MDT emploie deux garnitures gonflables qui sont placées contre la paroi du puits pour isoler un intervalle de celui-ci en vue d’un échantillonnage (fig. 3.N). Le module de vidange par pompage gonfle les packers avec du fluide du trou de forage (borehole) approximativement 1 000 psia au-dessus de la pression hydrostatique. L’écartement des packers est réglable, mais la distance minimale est de 1 m. Elle donne une aire de test de la paroi du puits plusieurs fois supérieure à l’aire de la section d’une sonde MDT ou PressureXpress standard. Cela permet de retirer les fluides à un plus haut débit sans tomber en dessous des pressions du point de bulle ou du point de rosée. Le double packer permet également d’extraire le fluide des formations fracturées compactes en isolant les fractures ouvertes identifiées. Cette technique de test, également appelée mini-DST, donne un rayon d’investigation pour des paramètres estimés allant de plusieurs mètres à des dizaines de mètres, suivant les paramètres du réservoir et la durée du test.

Ces limitations peuvent ne pas être un désavantage. Un DST complet indique les caractéristiques moyennes du réservoir et accède aux possibilités d’extraction initiales du puits mais ne donne pas les variations de perméabilité. À l’aide de la diagraphie MDT Dual Packer, on peut évaluer des intervalles clés et obtenir une répartition des mesures le long du puits. Couplés à d’autres mesures comme celles des dispositifs à sondes, des tests de pression transitoires par intervalles peuvent être effectués là où une anisotropie de la perméabilité est obtenue. Une description bidirectionnelle robuste de la perméabilité peut alors être obtenue sur des points multiples du puits pour mieux décrire les caractéristiques du réservoir.

Le module à double packer peut prendre des mesures de pression et des échantillons de fluides là où les outils à sonde ont connu un taux de succès limité ou nul, comme dans les formations de perméabilité moyenne à faible et les formations compactes, fracturées ou vacuolaires. Le module a également été utilisé avec succès pour tester des sables non consolidés. Pendant les tests, le module à double packer du MDT présente quelques limitations comparé aux DST conventionnels : un plus petit volume de formation est inspecté en raison d’un plus petit intervalle isolé, et la quantité de fluide qui peut être retirée est plus petite. Bien qu’il soit en théorie possible de retirer de grandes quantités de fluide, il existe des limites pratiques pour le temps pendant lequel l’outil peut en toute sécurité être laissé dans le puits. La profondeur réelle d’investigation du tester sur câbles dépend de la perméabilité de la formation et d’autres facteurs. Cependant, elle est de l’ordre de plusieurs mètres au lieu des dizaines de mètres inspectés par un DST standard. Figure 3.N : Module MDT à double packer.

3 106


tables par les sondes d’observations. Avec le module à double packer du MDT, la réponse de la sonde est supérieure à 0,1 psi, sauf quand des perméabilités de 1 D sont combinées avec une forte anisotropie. La réponse de la sonde peut paraître petite, mais elle est bien au-dessus de la résolution de la jauge à quartz de 0,003 psi et du bruit de 0,01 psi. Ces calculs sont basés sur un débit constant de 45 cm3/s à partir du module de pompage, débit maximal qu’il peut fournir. Un haut débit, et donc une réponse plus importante en pression, pourrait être obtenu en refoulant directement le fluide vers la chambre d’échantillonnage. Ce sont des conditions préférables, sauf si cela provoquait l’échappement du gaz dissous ou des venues de sables. Après une modélisation avancée faisant appel à la base de données MDT provenant d’opérations antérieures, les tests ont été exécutés avec le module à double packer relié directement à la chambre d’échantillonnage. Les interprètes ont analysé chaque test avec un modèle à une seule couche, considérant les 15 m de grès comme une seule couche. L’interprétation est plus difficile sans mesure de débit. Pour l’identification et l’analyse initiales du régime d’écoulement, la fonction G a été utilisée. Cette fonction combine les deux régimes transitoires de pression de manière à éliminer le débit de l’équation. Les résultats du transitoire dépendent alors uniquement des propriétés de la formation et peuvent être interprétés d’une façon similaire aux autres plots de diagnostic. Les résultats montrent que, avec seulement une anisotropie modérée, le gaz injecté part vers le haut du réservoir et que la production d’huile ne serait pas affectée de façon sensible. L’IPTT a fourni aux gestionnaires du gisement des informations utiles pour la prise d’une décision financière fondée, qui affectait la gestion du gisement, l’ingénierie des infrastructures et la production.

Proposition d’une nouvelle technique d’analyse pour déterminer la pression de réservoir dans les « tight sands » Les mesures de pression de formation au câble le long d’un puits ont été utilisées pour obtenir des profils de pression depuis le début des années 1970. La pression de réservoir est obtenue par un essai de remontée de pression effectué sur un certain laps de temps dépendant de la mobilité du fluide. Ce temps est raisonnable pour les réservoirs de perméabilité modérée à élevée mais pourrait être extrêmement long pour les réservoirs à faible perméabilité. En outre, dans les formations compactes (tight sands), la surcompression (supercharging) est fréquente et les pressions mesurées au niveau de la paroi du puits diffèrent des pressions réelles des formations loin du puits. Ces phénomènes ont été largement développés dans la littérature, et des techniques pour identifier et corriger ces effets ont été proposées et discutées, mais n’ont rencontré qu’un succès limité.

traités comme des essais IMPULSE, c’est-à-dire des essais de remontée de pression suivant des temps de production courts. La méthode bien connue de Horner aide à déterminer la pression initiale ou extrapolée, le skin et kh (produit perméabilité-épaisseur) :

pws (Δt) = po - mr log mr = 162,6 qr μ / kh ,

où qr est le débit de référence, le terme logarithmique est la fonction de temps de Horner, tp est le temps de production et Δt est le temps écoulé. Combinée avec le plot dérivé de diagnostics, la méthode de Horner fournit une interprétation générale des essais transitoires de remontée de pression. Cependant, la méthode requiert que le système atteigne un régime d’écoulement radial agissant à l’infini et exempt des effets de post-production à partir d’un instant tardif. Cette exigence n’est pas réalisable pour les essais IMPULSE pour lesquels le retrait du fluide « drawdown » est très court, ou lorsque le temps de remontée de la pression est limité et reflète en partie les effets de post-production. Cela est souvent le cas pour les tests de formation initiaux (pré-tests). L’applicabilité de la méthode de Horner exige également que le débit à l’interface avec le puits devienne quasi nul pendant le régime d’écoulement radial agissant à l’infini. C’est rarement le cas, et le post-débit peut être très long. Cependant, le débit à l’interface avec le puits décroît exponentiellement dans le temps à mesure que le postdébit approche de zéro. Pour ce type de déclin du débit, l’équation ci-dessus peut se réécrire sous la forme :

pws (Δt) = po - mr [log

tp + Δt 1 ], + 2,302αΔt Δt

où α est un terme de post-débit constant. On peut démontrer que, lorsque le temps de remontée de pression Δt est sensiblement plus grand que le temps de production tp, l’équation ci-dessus peut être réduite à :3, 4

pws (Δt) = po - mr La détermination exacte et rapide de la pression extrapolée (pression initiale en l’absence de déplétion) est importante. Une nouvelle technique a été élaborée pour tirer cette information des données de test de formation au câble ou d’essais DST en chambre fermée à charge variable.3,4 Ces essais sont

tp + Δt Δt

1 . 2,302αΔt 1

Donc, un diagramme cartésien pws (Δt) en fonction de Δt donnera une ligne droite d’ordonnée po à l’origine.

3 107


pws (Δt) = po -

msph 1 2α Δt 3/2

m = -1 100

Dérivée de la presion, psi

L’applicabilité de cette expression exige que le système atteigne un écoulement radial agissant à l’infini et exempt d’accumulation, mais elle n’est valable que pour un temps de production court. De façon analogue, on peut démontrer que, lorsqu’un écoulement radial sphérique se développe, la remontée de pression peut être exprimée par :

m=1

10

0,001

0,01

Temps, h

Cette technique d’analyse est bien adaptée aux tests de formation au câble dans les réservoirs compacts où le temps de production peut être limité et où le temps de remontée de pression ne peut pas être prolongé très longtemps. Dans ces formations, les régimes traditionnels d’écoulement sphérique ou radial ne sont pas toujours atteints ; aussi l’analyse des essais IMPULSE donne-t-elle un autre moyen d’estimer la pression de formation extrapolée, ou initiale.

Figure 3.117a : Dérivée de Horner pour l’essai illustratif de remontée de pression.

4 540

p*= 4 543 psi

4 520

Pression statique, psi

msph = 2 453 qr μ φμc, / (kh kv ) .

4 500 4 480 4 460 8

4

12

Fonction de temps sphérique de Horner

La figure 3.117b présente le diagramme sphérique de Horner, qui donne une pression extrapolée p* de 4 543 psi. La droite sphérique n’est pas du tout développée, comme le montre le diagramme de dérivée sur la figure 3.117a. La figure 3.117c présente le diagramme sphérique IMPULSE pour le même essai. Le diagramme IMPULSE donne une pression extrapolée p* de 4 532 psi, inférieure de 11 psi à celle fournie par le diagramme sphérique de Horner. Un essai supplémentaire de remontée de pression, mené dans la même zone sur un laps de temps considérablement plus long, a donné une pression de formation réelle de 4 529 psi, révélant ainsi que la valeur de pression IMPULSE était à 3 psi de la valeur réelle alors que la valeur de Horner en était différente de 14,4 psi. Il convient

3 108

Figure 3.117b : Diagramme de Horner pour l’essai illustratif de remontée de pression.

4 540

p*= 4 532 psi 4 520

Pression statique, psi

Un essai de remontée de pression a été mené avec le module de packer du MDT dans un champ du MoyenOrient. Le pré-test avec packer, qui comportait de courts essais de décompression (environ 50 secondes) et de remontée de pression (environ 80 secondes), a été effectué pour mesurer la pression de formation. Sur la figure 3.117a, qui présente la dérivée de Horner, la dérivée commence par augmenter puis décline avec une pente unitaire négative (m = -1), indiquant une période d’écoulement totalement dominée par l’accumulation dans le puits (wellbore storage).

4 500 4 480 4 460

0

2 000

4 000

6 000

8 000

Fonction temps IMPULSE, 1/h3/2 Figure 3.117c : Diagramme IMPULSE pour l’essai illustratif de remontée de pression.

de faire remarquer que de petits écarts, même de quelques psi, par rapport à la pression de formation réelle peuvent ne pas être acceptables pour établir un profil de pression.

Échantillonnage des fluides Minimisation de la contamination avec la sonde Quicksilver La contamination par le filtrat de boue miscible demeure la difficulté majeure qui empêche l’obtention de bons échantillons de fluides de réservoir. La contamination par le filtrat de boue réduit considérablement la qualité des échan-


tillons et rend l’analyse pression-volume-température (PVT) en laboratoire peu fiable et souvent inexacte. Pour obtenir un échantillon de fluide « propre » avec les techniques actuelles de prélèvement en trou ouvert, un temps de pompage relativement long peut être nécessaire, ce qui peut être coûteux, surtout en offshore, et présenter des risques notamment de coincement. De plus, si le cake de boue (mud cake) n’est pas suffisamment efficace, le filtrat de boue peut envahir la formation de façon continue pendant le pompage, ce qui limiterait ou même annulerait une décroissance du niveau de contamination. Une nouvelle génération d’échantillonnage de fluides Quicksilver a été récemment mise au point. Cet outil sépare efficacement le fluide contaminé par le filtrat de boue du fluide vierge du réservoir, et l’échantillon de fluide se nettoie beaucoup plus vite que dans l’approche conventionnelle. En plus de la nouvelle méthode de prélèvement, des techniques d’analyse de fluides au fond – comprenant des mesures de GOR, de composition et de densité – donnent des informations en temps réel sur les propriétés du fluide pour obtenir des échantillons représentatifs en un temps réduit et optimiser le processus de prélèvement. Prise secondaire

Packer Cake de boue Fluide de filtrat Fluide vierge Conduite d’écoulement Outil de fond Fluide du puits

Canalisation de protection

Région centrale Région périphérique

Zone de prélèvement Canalisation d’échantillonnage

Sonde de prélèvement conventionnel

Sonde de prélèvement focalisé

Figure 3.118 : Sonde de prélèvement conventionnel comparée à une sonde de prélèvement focalisé.

Contamination, %

100

t = tA

t = tB

0

tA

tB

Temps ou volume

Figure 3.119 : Opération de prélèvement conventionnel.

Contamination, %

100

t = tA

t = tB

Figure 3.120 : Opération de prélèvement focalisé.

Protection Échantillon 0

tA

Temps ou volume

La figure 3.118 illustre la différence entre le prélèvement conventionnel et celui focalisé du Quicksilver. Au cours d’une opération de prélèvement conventionnelle de fluide de formation avec une sonde, lors du test, l’outil au fond isole à l’aide du packer une section de la paroi du puits de la boue de forage pour mettre en contact à travers cette surface l’outil et sa canalisation interne d’échantillonnage avec la formation. Dans une situation typique de forage en surpression (overbalance), le filtrat de boue envahit la formation près de la paroi du trou et son fluide saturant se trouve donc contaminé. La figure 3.119 montre l’outil de fond lors d’un échantillonnage et la circulation du fluide de la sonde vers la conduite d’écoulement (flowline) interne de l’outil. Le premier fluide entrant dans la canalisation est en général totalement contaminé par le filtrat. Pour diminuer le degré de contamination, l’outil pompe du fluide à partir de la formation vers le puits. Après un certain laps de temps, le fluide vierge commence à passer à travers la paroi du puits au centre de la zone de prélèvement isolée, tandis que du fluide contaminé continue à entrer par la périphérie. En principe, le niveau de contamination du fluide pompé diminue à mesure qu’une quantité croissante de fluide vierge passe à travers la paroi du puits. Le taux de décroissance de la contamination ralentit en fonction du temps de pompage. Pour un temps de pompage raisonnable, la contamination subsiste, même si elle peut être faible. L’incapacité à atteindre une contamination nulle est due à l’alimentation continue de la zone de prélèvement en filtrat par les autres zones envahies de la formation et, dans certains cas, à une ré-invasion à travers le cake de boue. Pour atteindre de très faibles niveaux de contamination du fluide à échantillonner, l’outil de fond doit réaliser un pompage prolongé, ce qui peut être onéreux et risqué dans un environnement en trou ouvert. Une opération de prélèvement focalisé diffère d’une opération de prélèvement conventionnel tant par la conception de l’équipement que par le mode opératoire. Pour une meilleure isolation de la zone de prélèvement dans la formation, une prise secondaire est utilisée sur la périphérie de la surface isolée par le packer. Cela permet de préserver la zone centrale de cette surface. Les zones centrale et périphérique sont toutes deux connectées à des conduites d’écoulement (flowlines), respectivement pour échantillonnage et protection.

tB

La figure 3.120 montre l’outil au fond pompant du fluide à partir de la formation à travers les régions centrale et

3 109


périphérique de la zone de prélèvement simultanément. Lorsque du fluide vierge passe à travers la région centrale de la zone de prélèvement pendant l’opération de pompage, il rentre d’abord dans la canalisation d’échantillonnage. Au fil du temps, la fraction de la zone produisant du fluide vierge s’agrandit jusqu’à ce qu’elle englobe complètement la région centrale. Le niveau de contamination du fluide entrant dans la canalisation d’échantillonnage diminue beaucoup plus rapidement que dans un prélèvement conventionnel. De plus, il est possible d’atteindre une contamination nulle dans la canalisation d’échantillonnage car, à un certain moment, toute la contamination à la périphérie de la zone de prélèvement sera aspirée uniquement à travers la canalisation de protection, l’échantillon ainsi récupéré sera dans ce cas exempt de contamination.

réalisée en mesurant l’émission lumineuse dans les bandes verte et rouge du spectre après excitation par de la lumière bleue. La fluorescence visible dans les pétroles bruts indique des hydrocarbures aromatiques polycycliques. Ainsi la fluorescence fournit une mesure secondaire pour la détection d’hydrocarbures liquides et aide à identifier la condensation d’un gaz sous une pression de soutirage donnée. Enfin, le gaz est détecté directement par un réfractomètre à gaz, qui peut différencier les gaz des liquides. Les mesures combinées provenant de ces nouveaux capteurs optiques au fond donnent finalement des indications sur la composition, la densité, le GOR et le degré de contamination de l’échantillon. La répartition de ces mesures est effectuée par profondeur pour donner une diagraphie des fluides au lieu de données PVT uniques, et les mesures sont couplées au profil de pression et de perméabilité obtenues par le tester de formation au câble. À partir de ces informations, la cote des contacts, la

Analyse de fluides au fond Visible

Infrarouge proche

3

2

1

0 500

1 000

1 500

2 000

Longueur d’onde, nm Diesel Condensat Filtrat de boue à base d’huile Brut A Brut B Eau

2

1,5 DO, longueur de chemin = 2 mm

La DFA utilise l’analyseur de fluides bruts LFA et l’analyseur de composition de fluides CFA, qui sont deux modules de fond à travers lesquels on laisse s’écouler du fluide provenant de la formation. Chaque module est équipé de capteurs optiques qui prennent des mesures de spectroscopie par absorption dans le spectre visible et l’infrarouge proche (NIR), de fluorescence et de gaz. La spectroscopie NIR est utilisée pour fournir une caractérisation quantitative in situ des fluides de réservoir pendant l’échantillonnage à l’aide des cinq groupements représentatifs de composition (C1, C2–C5, C6+, CO2 et eau). Les pétroles bruts présentent des variations dans leurs spectres d’absorption dans les régions visible et infrarouge proche selon leur couleur et leur composition (fig. 3.121). L’eau et le CO2 présentent des pics caractéristiques de vibration à des longueurs d’ondes différentes, qui permettent de distinguer ces composés des hydrocarbures. La spectroscopie par fluorescence est

4

Densité optique

L’analyse de fluides au fond (DFA), technologie récemment développée pour examiner les fluides in situ, a évolué pour devenir une mesure clé dans l’identification et la répartition des fluides dans le réservoir. Ces dernières années, de nombreuses publications ont illustré comment déterminer si des échantillons de fluide ont été contaminés, identifier les zones de transition et la mouillabilité de la roche et, le plus important, reconnaître les variations dans l’architecture du réservoir et la composition des fluides.

1

0,5

0

1 600

1 700

1 800

1 900

2 100

Courbes normalisées Méthane Éthane Propane n-butane n-heptane CO2 Figure 3.121 : Spectre de densité optique pour différents liquides et agrandissement du pic d’hydrocarbures montrant comment les groupes de composition sont évalués.

3 110

2 000

Longueur d’onde, nm


répartition et la complexité des fluides, la connectivité du réservoir et les compartiments peuvent être définis et expliqués. Par exemple, les compartiments sont révélés par l’intermédiaire de la DFA lorsque des différences de fluide avec la profondeur sont observées. Un certain nombre de facteurs contribuent à une gradation de composition ou bio-gradation qui, dans un réservoir uniforme, conduit à rencontrer des fluides plus lourds lorsqu’on descend dans la colonne. Lorsque les différences entre fluides ne peuvent pas être expliquées par la gradation de composition, que les variations sont trop importantes ou que l’on rencontre des inversions de densité de fluide, l’existence des barrières étanches qui compartimentent les réservoirs est envisageable. Ceci a un impact direct sur les scénarios de développement du réservoir.

tant des porosités allant de 4 p.u. à 8 p.u. Le grand nombre de points de pression obtenus avec l’outil PressureXpress pendant un temps d’opération équivalent à celui nécessaire pour un outil conventionnel donne une détermination plus précise de la densité du fluide de formation.

Conclusions

En plus de la technologie à double packer et du prélèvement par sonde unique, la DFA donne des mesures précieuses sur la répartition des fluides dans le réservoir. La sonde Quicksilver permet de récupérer des échantillons non ou très faiblement contaminés. La caractérisation de la répartition des fluides au fond et l’identification des barrières de perméabilité, les gradients et la composition des fluides sont devenus de plus en plus des informations utiles pour l’exploration et le développement optimum des réservoirs compacts.

La nouvelle technologie dans les tests de formation au câble et l’échantillonnage des fluides – en particulier l’outil PressureXpress et l’outil MDT équipé d’un module à double packer, la sonde Quicksilver et l’analyse des fluides au fond – est en train d’améliorer nettement ces mesures et a progressivement traité nombre de limitations des outils conventionnels dans les formations compactes. L’efficacité, la précision et le nombre important de mesures améliorant les analyses statistiques se sont déjà avérés appréciables lors des premières opérations réalisées avec l’outil PressureXpress dans des formations présen-

Dans les réservoirs fracturés, la technologie à double packer s’est avérée une bonne alternative pour l’échantillonnage à travers les fractures lorsqu’il est possible de réaliser une imagerie de puits avant d’effectuer des essais au fond pour comprendre le comportement de l’écoulement et les répartitions de fluides.

Dans la forêt de pierre de Tin Abotéka, une tombe musulmane repose dans le silence minéral du Sahara.

3 111


Mesures soniques avancées en diagraphies En Algérie, les formations sont souvent fracturées et soumises à des contraintes. En général, les puits qui traversent ces zones présentent des effets induits par ces contraintes, comme les ovalisations, effondrements et autres détériorations, ainsi que les réseaux de fractures révélés par les imageries de puits (voir « Imagerie de puits », p. 3.30). La détection et la caractérisation de ces effets sont importantes pour la conception et l’exécution des programmes de forage, la complétion et la mise en production optimale des puits, qu’il s’agisse de puits verticaux ou horizontaux. Cette opération est particulièrement importante pour les réservoirs compacts d’huile ou de gaz où les fractures naturelles ouvertes assurent une perméabilité nécessaire pour l’écoulement des fluides.

σmax

σmin

La localisation de ces fractures le long du puits, leur stimulation par exemple par fracturation permettent de tirer profit de ces fractures dans ce type de réservoirs. La qualité élevée des signaux acquis avec l’outil Sonic Scanner et son hardware de haute qualité (voir « Un pas significatif en avant : la plate-forme de diagraphie Sonic Scanner », p. 3.122) aide à caractériser les effets du champ de contraintes et le réseau naturel de fractures autour du puits. Les mesures monopolaires et dipolaires exhaustives, avec discrimination azimutale et profilage radial, permettent une quantification des lenteurs et des paramètres mécaniques du puits. L’interprétation de ces données produit un large spectre d’applications pétrophysiques, géophysiques et géomécaniques (fig. 3.122).1 Les avantages liés à la qualité améliorée des données et aux solutions du Sonic Scanner sont présentés ci-dessous, en insistant sur la précision de l’estimation des lenteurs et la caractérisation des fractures utiles pour les applications géomécaniques et géophysiques (voir Chap. 4). Des informations de base sur le principe de l’outil sont fournies pour faciliter la compréhension de certaines applications, qui sont illustrées à l’aide d’un jeu de données Sonic Scanner récemment acquises en Algérie.

Puits

Mesures des vitesses précises et caractérisation du voisinage du puits La caractérisation de la roche non perturbée bénéficie aux pétrophysiciens et aux géophysiciens La caractérisation de la roche altérée/endommagée bénéficie aux pétrophysiciens et aux ingénieurs de forage et de complétion Figure 3.122 : L’environnement du puits peut présenter une altération induite lors du forage près du puits découlant d’une invasion de fluide et d’endommagements mécaniques ou une déformation plastique due à des concentrations de contraintes. Au-delà de cette région, des contraintes du champ lointain, des fractures alignées et une stratification sédimentaire peuvent être présentes. Les modes soniques se propageant vers le haut du puits sont affectés par ces paramètres jusqu’à approximativement 1 m de rayon d’investigation dans la formation, couvrant typiquement la zone non altérée. Des formes d’ondes multimodes à large bande acquises à l’aide de l’outil Sonic Scanner sont traitées par des algorithmes d’inversion avancés pour caractériser cette région et fournir une abondance de réponses au pétrophysicien (comme des lenteurs précises de compression et de cisaillement, représentatives de la roche non altérée), au géophysicien (comme l’anisotropie de la formation) et au géomécanicien (comme la direction et le module des contraintes).

3 112

Les variations radiales de la lenteur près du puits, allant de plusieurs centimètres (quelques pouces) à un mètre (3 à 4 pieds) de profondeur dans la formation, peuvent être dues à des endommagements mécaniques induits par le forage, la déformation plastique, l’invasion de fluides, le gonflement d’argiles, la surcharge de formations perméables et les répartitions non uniformes de contraintes. Des lenteurs de compression et de cisaillement exactes, provenant de la zone profonde non affectée par les endommagements du voisinage immédiat du puits, permettent une estimation plus précise de la porosité sonique, la construction de modèles géomécaniques (MEM) et la conversion tempsprofondeur pour les données sismiques. Pour la lenteur de compression, une estimation de la cohérence lenteur-temps (STC – voir « Concept STC pour l’estimation de la lenteur » p. 3.82) à partir des formes d’ondes enregistrées avec un émetteur monopolaire lointain assure une grande profondeur d’investigation. Toutefois, en ce qui concerne l’onde de cisaillement, la méthode directe pour confirmer une mesure sonique profonde est basée sur l’analyse lenteur-fréquence SFA.2


L’outil Sonic Scanner a été récemment utilisé dans un puits d’exploration de Sonatrach sur le champ de Bahar El-Hammar dans le bassin d’Ahnet-Gourara, situé dans le sud-ouest de l’Algérie. L’intervalle enregistré couvre les formations compactes de quartzites de Hamra. La figure 3.123 présente les résultats d’un traitement STC utilisé pour estimer les lenteurs de compression (P) et de cisaillement (S) à partir des signaux unipolaire et dipolaire. La piste 1 présente le diamétreur (caliper), le diamètre nominal et les rayons gamma. Une augmentation du diamètre est visible sur l’intervalle X 692–X 702 m. La piste 2 montre les logs de cohérence P et S unipolaires estimés au moyen du STC Multi-Shot. Les pistes 3 et 4 montrent le log de cisaillement rapide, résultat de traitement du mode dis-

persif dipolaire, et le contrôle de qualité par SFA, tandis que les pistes 5 et 6 montrent la même information pour l’onde de cisaillement lent. Les deux dernières pistes montrent les lenteurs des ondes de compression, de cisaillement rapide et lent et de Stoneley groupées, ainsi que le rapport Vp/Vs (où Vs correspond au cisaillement rapide). Les pistes 4 et 6 montrent la SFA, qui indique si les lenteurs estimées sont représentatives de la zone non endommagée de la roche ou si une altération près du puits

Compression Gamma ray 0

(gAPI)

Cohérence STC 150 40

Diamètre nominal (Dimension du trépan) 6

(pouces)

Prof. 1 : 200 (m) 6

Diamètre (pouces)

40 (µs/pied) 240

(µs/pied) 240

Cisaillement rapide

Lenteur de compression 40

16

16 40

(µs/pied) 240 Lenteur de cisaillement

40 (µs/pied) 240 Cohérence

Énergie SFA

Cohérence

Énergie SFA

Cisaillement lent

40 (µs/pied) 240 40 (µs/pied) 240 40 (µs/pied) 240 40 (µs/pied) 240 40 (µs/pied) 240 Cisaillement rapide Cisaillement rapide

Cisaillement lent

Cisaillement lent

Stoneley

(µs/pied) 240 40 (µs/pied) 240 40 (µs/pied) 240 40 (µs/pied) 240 40 (µs/pied) 240 40 (µs/pied) 240 1

Vp/Vs ( )

2

X 700

X 710

X 720

X 730 Figure 3.123 : Diagraphies de cohérence de lenteur unipolaire et dipolaire de l’outil Sonic Scanner dans un puits d’exploration du champ de Bahar El-Hammar. La piste 1 (à gauche) affiche le diamétreur (caliper) mécanique, le diamètre nominal et les rayons gamma. La piste 2 affiche la diagraphie de cohérence unipolaire P et S estimée au moyen du STC Multi-Shot avec les diagraphies de lenteur indiquées par les courbes continues. Les pistes 3 à 6 affichent les logs de cisaillement rapide et lent, résultat de traitement STC du mode dispersif dipolaire, et le contrôle de qualité par SFA sur l’estimation de la lenteur de cisaillement (voir fig. 3.124). La piste 7 montre les quatre lenteurs groupées, y compris celle de Stoneley. La dernière piste affiche le rapport de vitesse compression/cisaillement (Vp/Vs). Noter l’agrandissement du diamètre du trou de X 692 à X 702 m.

3 113


Numéro de forme d’onde

Formes d’ondes provenant de X 023 m

Énergie SFA X 000

13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1

Lenteur de cisaillement 100

0

2 500

5 000

7 500

(μs/pied)

400

10 000

Temps, μs/pied

X 000

400

300

300

200

X 020

100

100 0

0

2 000

4 000

6 000

0 8 000

Amplitude, dB

200 Lenteur, μs/pied

de forage a affecté cette estimation. La figure 3.124 donne une explication de la dispersion et du canevas SFA. La vérification est effectuée visuellement en vérifiant si le log de la lenteur de cisaillement représenté par la courbe noire correspond à la fréquence nulle limite de la projection SFA. Sur les courbes SFA affichées sur les pistes 4 et 6, il semble que ce soit largement le cas, excepté sur un intervalle de quelques mètres autour de X 700 m où la lenteur de cisaillement rapide est sous-estimée (c’est-à-dire que la roche profonde est en réalité plus lente que ce qu’indique le log). La présence de forts élargissements du diamètre au niveau de cet intervalle a vraisemblablement affecté l’estimation STC dispersive. En fonction des conditions d’environnement, la diminution de la bande de fréquence de traitement peut remédier à ce désaccord. Le fait que seul le cisaillement rapide soit affecté est probablement dû à un agrandissement du trou se produisant principalement le long des deux quadrants opposés où le cisaillement rapide est polarisé.

X 040

Fréquence, Hz Figure 3.124 : Construction d’un log d’analyse lenteur-fréquence (SFA) pour contrôler la qualité de l’estimation de la lenteur de cisaillement à partir des ondes de flexion. Des formes d’ondes de

La détection et la quantification de la variation radiale de la lenteur nécessitent une comparaison et une analyse de ce paramètre pour les ondes de compression, de cisaillement et de Stoneley déduites de mesures de diamètre d’investigation faibles et profondes (fig. 3.125). Un profilage radial dipolaire (DRP) des lenteurs de cisaillement vertical (rapide et lent) et un profilage radial de Stoneley (SRP) de la lenteur de cisaillement horizontal (c’est-à-dire la lenteur de Stoneley) donnent des estimations de l’altération près du puits à travers les coefficients de rigidité de cisaillement dans les trois plans orthogonaux.3 Ces coefficients sont liés à la lenteur de cisaillement par l’intermédiaire de la densité de formation. Un profilage radial unipolaire (MRP) de la lenteur de compression donne une estimation préliminaire de l’altération près du puits de forage sur le chantier juste après l’acquisition des données. L’algorithme MRP identifie des intervalles de profondeur qui présentent une lenteur de compression décroissante lorsqu’on s’éloigne de la paroi du puits.4 Une telle lenteur peut être provoquée soit par des concentrations de contraintes près du puits, soit par une déformation plastique de la roche. L’identification et l’évaluation de l’endommagement mécanique près du puits à partir d’un profilage radial de lenteur dans un intervalle de lithologie raisonnablement uniforme fournissent des corrélations qui peuvent être utiles pour l’élaboration du schéma de complétion. Le programme de perforation peut être conçu de telle sorte que les perforations évitent les zones peu résistantes ou endommagées afin d’éviter l’effondrement des tunnels

3 114

flexion dipolaires à chaque profondeur (en haut à gauche) sont analysées pour trouver leur lenteur à des fréquences variables. Les données résultantes sont tracées sur une courbe lenteur-fréquence (en bas à gauche) avec une taille de cercle indiquant la quantité d’énergie. Les énergies sont codées par couleurs et projetées sur l’axe des lenteurs. La bande colorée est tracée à la profondeur appropriée pour créer une diagraphie (à droite). L’estimation de la lenteur provenant d’un traitement STC dispersif est tracée sous la forme d’une courbe noire. Si celle-ci correspond à la limite à fréquence nulle de la projection SFA, l’estimation de la lenteur est bonne.1

de perforation, de minimiser les venues de sable et de s’assurer que la zone non endommagée de la formation est atteinte. Cette information peut être utile aussi pour conduire les mesures de pression et l’échantillonnage de fluides habituellement réalisés par un tester de formation au câble. Les zones présentant des profils de lenteurs de cisaillement peu ou faiblement variables avec le rayon d’investigation seraient plus intéressantes comme points de mesures pour réduire le risque de mauvaise étanchéité ou de dry test.

Caractérisation des fractures à l’aide de diagraphies dipolaires et de Stoneley Un réseau de fractures alignées naturelles ou induites par le forage traversant un puits affecte les caractéristiques de propagation des ondes dipolaires et de Stoneley enregistrées par le Sonic Scanner. Ce principe est utilisé pour localiser ces réseaux de fractures et définir leurs caractéristiques en matière de densité, d’alignement et d’ouverture.

Séparation des ondes de cisaillement et plan d’alignement des fractures Des fractures alignées traversant le puits induisent une séparation des ondes de cisaillement dans les ondes de flexion en émission dipolaire (voir « Sismique de puits », p. 3.20). L’anisotropie de cisaillement peut être compliquée ou


Différentiel de cisaillement rapide

Différentiel de cisaillement lent

Différentiel de compression

(%) 25 Gamma 0 (%) 25 (%) 25 0 ray Distance au centre Distance au centre Distance au centre du puits du puits du puits (gAPI) 2 (pieds) 0 10 (pieds) (pieds) 2 0 2 110 0

0 Prof. (pieds)

X 480

Le traitement des données de cisaillement de dipôles croisés par l’algorithme de rotation d’Alford1 fournit l’azimut du plan de fractures ou de contrainte maximale et l’anisotropie des lenteurs. La figure 3.126 présente des résultats du traitement dipolaire d’anisotropie de cisaillement provenant des données du Sonic Scanner dans le puits d’exploration de Bahar El-Hammar.

X 490

Gamma ray

X 500 Figure 3.125 : Profils radiaux de compression et de cisaillement dans une formation anisotrope inho-

0 (gAPI) 150

mogène. Le profil de variation de la lenteur de compression (piste 4) est créé par reconstruction tomovarient progressivement en s’éloignant du puits. La différence en pourcentage entre lenteur observée

Diamètre Énergie hors du trou alignement (offline) 5 (pouces) 20

et lenteur de la zone de formation non altérée est tracée sur des échelles de couleurs et de distances

Azimut total

graphique basée sur le tracé de rayons à travers une formation modélisée avec des propriétés qui

Énergie min.

pour indiquer l’importance de la différence. Dans ces grès, identifiables à partir du log de gamma ray de la piste 2, la lenteur de compression près du puits varie jusqu’à 15 % par rapport à la lenteur du

0 0

champ lointain, et la variation s’étend à plus de 12 pouces du centre du puits. Le puits est représenté sous la forme d’une zone grise. Les profils radiaux de cisaillement montrent la différence entre la lenteur des ondes de cisaillement rapide et la lenteur du champ lointain (piste 1), et la différence entre la lenteur des ondes de cisaillement lent et la lenteur du champ lointain (piste 3). Des différences importantes de lenteur de cisaillement s’étendent vers l’extérieur jusqu’à presque 10 pouces du centre du

Δt de cisaillement rapide

100

Δt de cisaillement lent 350 (µs/pied) 50 Marqueur d'anisotropie (%)

(°) 360 Azimut du trou

Énergie max.

350 (µs/pied) 50

0 2 4 8 16 Incertitude d’azimut

Anisotropie basée sur le Δt

0

(°) 360 0 (%) 100 Azimut de cisaillement Anisotropie basée Déviation Profondeur, de la sonde rapide sur le temps 1 : 200 Fenêtre de -10 (°) 90 -90 (°) 90 100 (%) 0 traitement (m) 0

100

puits. La variation radiale des vitesses de compression et de cisaillement est induite par le forage. X 770

simple, par exemple dans le cas où le plan des fractures et la trajectoire du puits sont verticaux. Cette dernière configuration représente une formation transversalement isotrope avec un axe horizontal de symétrie (TIH). L’anisotropie de cisaillement survient également dans les formations finement stratifiées, ainsi qu’en présence d’une répartition de contraintes non uniforme dans la région proche du puits de forage due à un déséquilibre dans les composantes principales des contraintes transversales par rapport au puits. Bien que les trois effets puissent être présents dans les formations d’Algérie, il semble y avoir une fréquence élevée d’effets d’anisotropie induits par les contraintes et les fractures. Dans une configuration où l’anisotropie est dominée par les fractures, les formes d’ondes dipolaires reçues en provenance de deux émetteurs dipolaires faisant vibrer le puits dans des directions orthogonales l’une par rapport à l’autre peuvent être traitées pour donner deux lenteurs de cisaillement qui diffèrent l’une de l’autre par des écarts relatifs pouvant atteindre 20 %. L’onde de cisaillement présentant la plus petite lenteur (cisaillement rapide) se propage dans le plan axial aligné avec ces fractures, tandis que le deuxième cisaillement (cisaillement lent) se propage dans un plan axial normal aux fractures. La rigidité de la matrice rencontrée par l’onde de cisaillement est plus faible dans ce dernier cas. Pour un régime dominé par les contraintes en place, le cisaillement rapide s’aligne avec la direction de la plus grande composante transversale (par exemple la direction de la contrainte horizontale maximale, dans un puits vertical).

X 775

NW 40 A NW 33

X 780 B

NW 23

X 785

NW 43

X 790

C D

NW 38

X 795

NW 27

X 800

NW 49

X 805

NW 25

Figure 3.126 : Traitement dipolaire d’anisotropie de cisaillement à partir des données du Sonic Scanner dans le puits d’exploration de Bahar El-Hammar. L’importante séparation entre les énergies hors alignement (offline) minimale et maximale sur la piste 1 (à gauche) indique une anisotropie dans cet intervalle, les différents niveaux de lenteur d’anisotropie étant mis en évidence en termes relatifs sur la piste 4 à gauche – les diagraphies de lenteur rapide et lente se trouvant à droite. L’azimut de cisaillement rapide est représenté sur la piste 3. Les formes d’ondes de cisaillement rapide et lent donnent un indicateur de qualité qui permet de savoir si ces ondes (après rotation vers les directions de cisaillement rapide et lent) arrivent avec un retard temporel (indication d’une anisotropie). Les lettres A à D indiquent les profondeurs auxquelles les courbes de dispersion sont représentées sur la figure 3.128.

3 115


Homogène isotrope

Inhomogène isotrope

Cisaillement rapide

Lenteur, μs/pied

Lenteur, μs/pied

Formation endommagée proche de la rupture

Cisaillement rapide

Fréquence, Hz

Fréquence, Hz

Homogène anisotrope

Inhomogène anisotrope

Cisaillement lent Cisaillement rapide Fréquence, Hz

Anisotropie induite par les contraintes

Lenteur, μs/pied

Lenteur, μs/pied

Anisotropie intrinsèque, schistes, stratification, fractures

Cisaillement lent Cisaillement rapide Fréquence, Hz

Figure 3.127 : L’examen des courbes de dispersion d’ondes de flexion fournit une abondance d’informations sur l’homogénéité radiale et azimutale et l’isotropie près du puits de forage. Dans un milieu homogène isotrope (en haut à gauche), les courbes de dispersion (rouge et bleue) observées correspondent à la dispersion d’ondes de flexion modélisée (trait continu noir). Dans un milieu inhomogène isotrope (en haut à droite), les deux courbes observées présentent une lenteur supérieure, lorsque la fréquence augmente, à celle du modèle homogène isotrope, indiquant que la région proche du puits est devenue plus lente, signe d’endommagements autour du puits. Dans un milieu homogène anisotrope (en bas à gauche), tels ceux présentant une anisotropie intrinsèque, les courbes de dispersion d’ondes de flexion rapide et lente présentent la même forme que le modèle homogène isotrope mais sont translatées l’une par rapport à l’autre – la lente étant translatée vers une lenteur plus élevée par rapport à la rapide. Dans un milieu inhomogène anisotrope (en bas à droite), les deux courbes de dispersion observées se croisent. Ce phénomène résulte d’une concentration de contraintes près du puits et indique une anisotropie induite par les contraintes.

Sur la piste 1, l’intervalle situé entre X 770 et X 800 m, une importante séparation entre les énergies hors alignement (offline) minimale et maximale est observée. Elle indique une anisotropie de cisaillement dans cet intervalle. L’amplitude relative de l’anisotropie des lenteurs est indiquée sur la piste 4, tandis que les diagraphies de lenteur rapide et lente sont tracées sur le côté droit de la même piste. L’azimut estimé du cisaillement rapide est représenté sur la piste 3.

Les arrivées tardives sont rejetées pour réduire les interférences dans le traitement d’anisotropie. Un examen du caliper mécanique de la piste 2 et, de préférence, s’il est disponible, du caliper acoustique fourni par l’UBI, est capital lors de l’interprétation pour tenir compte de tout écart notable par rapport à une forme circulaire du puits. Les déformations géométriques importantes, comme les ovalisations importantes et les effondrements, affectent également l’anisotropie de cisaillement.

Lors de l’interprétation des résultats, on doit prendre soin d’évaluer la cohérence de cette information à l’aide de données supplémentaires qui sont généralement présentées en même temps.

La dispersion, autrement dit la variation de la lenteur en fonction de la fréquence (fig. 3.124), contient des informations précieuses sur la façon dont les propriétés de la formation varient avec la profondeur d’investigation. Les modes de longueurs d’ondes courtes (ou à haute fréquence) se propagent seulement près du puits, tandis que les modes de grandes longueurs d’ondes (ou à basse fréquence) se propagent profondément dans la formation. Comparées aux réponses de modèles, pour un milieu homogène isotrope, les courbes de dispersion d’ondes de flexion donnent une indication sur la nature des conditions régnant près du puits. Les différents cas idéaux possibles sont représentés sur la figure 3.127.

Ainsi, en cas d’anisotropie, les ondes de cisaillement rapide et lent dans le domaine temporel (sur la piste 5) doivent présenter un décalage, confirmant la présence d’anisotropie. La plage jaune indique la fenêtre temporelle utilisée pour déterminer l’azimut de l’anisotropie.

3 116

Dispersion et mécanismes dominants de l’anisotropie de cisaillement


Dans une formation homogène isotrope (en haut à gauche de la figure 3.127), les ondes de flexion ne se séparent pas en composantes rapide et lente. Ainsi, les deux courbes de dispersion d’ondes de flexion observées présentent la même signature et se superposent avec la courbe modélisée. Dans les cas d’anisotropie intrinsèque, comme dans les argiles ou les formations fracturées (en bas à gauche), les courbes de dispersion d’ondes de cisaillement rapide et lent sont séparées partout et tendent vers les lenteurs vraies à la fréquence nulle†. Dans les formations endommagées pendant le forage et proches de la rupture, mais par ailleurs homogènes et isotropes au-delà du voisinage du puits (en haut à droite), les deux courbes de dispersion sont identiques mais présentent une lenteur beaucoup plus élevée à haute fréquence que la dispersion modélisée pour une formation homogène isotrope (sans endommagement au voisinage du puits). Dans les formations qui présentent une anisotropie de contraintes (en bas à droite), les courbes de dispersion

d’ondes de cisaillement rapide et lent se croisent. Ce trait caractéristique est provoqué par des concentrations de contraintes près du puits5, 6 Ces relations simplifiées entre les courbes de dispersion sont valables lorsqu’un seul mécanisme physique contrôle la propagation des ondes. Lorsque différents mécanismes sont mis en jeu, comme la présence d’anisotropie à la fois intrinsèque et induite par les contraintes ou lorsque la géométrie du trou s’écarte fortement d’une forme cylindrique, les courbes peuvent être différentes. Pour une meilleure identification de l’anisotropie dans l’intervalle de profondeur de la figure 3.126, les courbes de dispersion dipolaire sont représentées sur la figure 3.128

A Graphique de dispersion de lenteur (profondeur = X 773,3 m)

C Graphique de dispersion de lenteur (profondeur = X 787,7 m) 300

250

300

250

250

250

200

200 200

200

150

150 150

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

0 8 000

Fréquence, Hz

100

50

0

50

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

Fréquence, Hz

B Graphique de dispersion de lenteur (profondeur = X 780,0 m)

D Graphique de dispersion de lenteur (profondeur = X 789,9 m) 300

250

300

250

250

250

200

200 200

200

150

150 150

150 100

50

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

0 8 000

Fréquence, Hz Dipolaire rapide Dipolaire lent Stoneley Lenteur de la boue

100

50

0

50

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

0 8 000

Amplitude, dB

50

Lenteur, μs/pied

100

Amplitude, dB

Lenteur, μs/pied

100

0

0 8 000

Amplitude, dB

50

Lenteur, μs/pied

50

0

100

100

Amplitude, dB

Lenteur, μs/pied

100

150

Fréquence, Hz Lenteur de compression Lenteur de cisaillement lent Lenteur de cisaillement rapide Lenteur de Stoneley

Figure 3.128 : Informations de dispersion provenant des signaux de dipôle croisé, de Stoneley, P et S à des profondeurs spécifiques telles que mises en évidence sur les logs de la figure 3.126. L’examen des courbes de dispersion en dipôle croisé (points rouges et bleu sombre) révèle que l’anisotropie de cisaillement peut être dominée par les contraintes aux profondeurs A et B et par des moyens intrinsèques (probablement des fractures, d’après l’examen des images UBI) aux profondeurs C et D. L’examen de la forme du trou à partir des données UBI est nécessaire pour obtenir une interprétation assurée.

3 117


N Prof., (m)

S

N

N Prof., (m)

Amplitude UBI Faible Élevée

S

N

Amplitude UBI Faible Élevée

X 771 X 787

X 772

X 788 A

HA

HA

N

UT

X 789 1 pouce

X 774

N

UT

X 773

C

1 pouce 1 pouce

X 790

X 775

1 pouce

X 791

Figure 3.129 : Images d’amplitude dérivées de l’UBI et forme en coupe transversale du puits basée sur le temps de transit aux profondeurs A (à gauche) et C (à droite) (également indiquées sur la figure 3.126). Des fractures à fort pendage alignées approximativement le long de l’azimut 40 degrés NO croisent le puits. Bien que le trou reste plus ou moins cylindrique vers X 773 m, il s’écarte de la forme cylindrique vers X 787 m (à droite) du fait d’un écaillage au niveau du plan des fractures (voir la figure 3.130). Le plan des fractures est également aligné à approximativement 40 degrés NO.

Afin de vérifier la cohérence de l’interprétation, les images d’amplitude et de rayon fournies par l’outil UBI sont utilisées. Les sections transversales construites à partir de l’image en rayon ainsi que les images en amplitude du puits (voir « Imagerie de puits », p. 3.30) sont représentées sur la figure 3.129 aux cotes A et C. Les images dans les parties gauche et droite de la figure 3.129 révèlent l’existence de fractures à fort pendage (présentant un pendage d’approximativement 82 degrés).

3 118

Ces fractures coupent le puits et sont alignées approximativement le long de l’azimut 40 degrés NO. La forme du puits est cylindrique vers X 773 m (fig. 3.129 à gauche), ce qui n’est pas le cas à X 787 m (fig. 3.129 à droite) du fait d’un

Écaillage au niveau du plan des fractures

aux profondeurs spécifiées par les lettres A à D sur la figure 3.126. Les courbes de dispersion d’ondes de flexion (rouges pour le cisaillement rapide et bleues pour le lent) semblent se croiser de façon nette à la profondeur A et légèrement en B, alors qu’elles semblent être décalées et presque parallèles l’une à l’autre en D et E. En supposant que le trou soit cylindrique dans ces intervalles, l’interprétation est que les effets de contrainte dominent dans l’intervalle de X 873 à X 780 m, encadré par A et B, tandis que les effets intrinsèques dominent dans l’intervalle de X 787 à X 790 m, encadré par C et D. Les effets intrinsèques peuvent être soit des fractures alignées, soit une stratification mince. Le fait qu’un mécanisme domine ne signifie pas que d’autres mécanismes soient absents.

Figure 3.130 : Fractures ouvertes à fort pendage croisant le puits et créant des agrandissements de trou dus à un écaillage le long du plan des fractures. Bien que représenté d’un seul côté du trou, il se produit en réalité des deux côtés du trou, comme illustré sur la figure 3.129 (profondeur C).


écaillage de la paroi à partir des fractures (fig. 3.130). Ces fractures sont alignées selon un azimut relativement constant (voir figure 3.129 à gauche). L’azimut estimé de cisaillement rapide, observé à partir du traitement d’anisotropie de la figure 3.126, est aligné selon la direction des fractures observées sur cet intervalle. L’analyse simultanée des données de l’outil Sonic Scanner et de l’UBI permet de conclure que des contraintes et des fractures sont présentes dans l’intervalle A-B, mais que les contraintes dominent le mécanisme d’anisotropie de cisaillement. À l’écart de cet intervalle, la conclusion est moins évidente car la géométrie du trou est si fortement dégradée qu’elle domine la nature de l’information d’anisotropie au voisinage du puits. Par exemple, les courbes parallèles de dispersion d’ondes de flexion à la profondeur C sur la figure 3.128 résultent de la géométrie non cylindrique du trou plutôt que d’une anisotropie due aux contraintes ou aux fractures. Cependant,

N Prof., (m) Faible

S Amplitude UBI

N Élevée

HA

Direction d’ovalisation

N

UT

1 pouce

X 810

1 pouce

X 811

HA

N

UT

X 812 1 pouce 1 pouce

X 813

HA

UT

X 814

Direction (approximative) N de la contrainte maximale horizontale 1 pouce

X 815

1 pouce

Figure 3.131 : Ovalisation et endommagements étendus sont présents légèrement au-dessous de l’intervalle analysé sur les figures 3.126, 3.128 et 3.129. La direction d’ovalisation est orthogonale à la direction de la contrainte maximale horizontale.

l’anisotropie de lenteur est moins affectée par l’état près du puits de forage et est ainsi une estimation fiable pour autant que les lenteurs de cisaillement soient confirmées par le canevas SFA (fig. 3.123 et 3.124). L’examen des courbes de dispersion dipolaire à la profondeur C sur la figure 3.128 et de la géométrie du trou à cette cote, représentée sur la figure 3.129, suggère que le cisaillement rapide (en rouge sur la figure 3.128) est polarisé le long des quadrants où le trou conserve sa courbure cylindrique, tandis que le cisaillement lent (en bleu sur la figure 3.128) est polarisé le long des quadrants où le trou est endommagé par un écaillage au niveau des plans de fractures. Au-dessous de cet intervalle, les données UBI révèlent la présence d’ovalisations dues à une rupture de la roche sous une contrainte horizontale différentielle assez importante (fig. 3.131), confirmant ainsi l’existence d’une répartition de contraintes non uniforme près du puits qui contribue fortement à l’anisotropie de cisaillement observée à partir des données soniques. De plus, la direction d’ovalisation, alignée avec la contrainte horizontale minimale, indique que la contrainte horizontale maximale se situe dans la direction du plan de fractures. En résumé, le déviateur de contraintes horizontales et les fractures, alignées le long de la contrainte horizontale maximale, sont tous deux responsables de l’anisotropie de cisaillement. De plus, les contraintes dominent l’anisotropie de cisaillement sonique, ce qui est clairement identifié d’après le croisement de la dispersion d’ondes de flexion rapide et lente, dans les intervalles où le trou est cylindrique. Il est probable qu’elles dominent dans d’autres intervalles. Cependant, compte tenu des ovalisations et des endommagements étendus présents dans les autres intervalles, cet effet est masqué par les effets de dispersion dus à la géométrie du trou. L’azimut du cisaillement rapide dépend de la direction de la contrainte horizontale maximale et du plan des fractures. L’anisotropie due à la séparation des ondes de cisaillement est connue et a été exploitée dans la détermination de la direction du plan des fractures ou des contraintes à l’aide de technologies plus anciennes de diagraphie sonique, comme le DSI (Dipole Shear Imager). La meilleure qualité des données de l’outil Sonic Scanner a permis l’évaluation avec une précision acceptable d’une anisotropie allant jusqu’à 2 % (alors que les outils de la génération précédente sont connus pour être limités à 5 %),7 ainsi que l’élaboration d’une interprétation plus rigoureuse et de plus grande valeur basée sur la dispersion, comme évoqué plus haut.

3 119


Perméabilité et ouverture des fractures par mode de Stoneley Les fractures ouvertes et les failles sécantes aux puits tendent à ralentir, à disperser et à atténuer l’onde de Stoneley qui se propage le long du puits (voir « Ondes de Stoneley et quantification des propriétés d’écoulement des fluides de la formation », p. 3.124). La figure 3.132 présente les résultats de l’analyse de Stoneley pour le puits d’exploration de Bahar El-Hammar dans l’intervalle de X 745 à X 825 m (qui comprend les intervalles analysés plus haut). Les résultats de Stoneley sont affichés sur les pistes 5 à 9. La figure montre également l’anisotropie dipolaire (pistes 1, 3, 4 et 5) et les résultats de traitement de l’UBI (pistes 10 à 12), en plus du diamétreur, des rayons gamma et du diamètre nominal du puits (piste 2), pour permettre une interprétation intégrée des caractéristiques du réseau de fractures traversées par le puits. Le caliper mécanique du puits sur la piste 5 montre des agrandissements du trou dus à l’ovalisation, aux endommagements ainsi qu’à l’écaillage par les fractures. Sur la diagraphie en densité variable (VDL) (piste 9), une forte dispersion de l’onde de Stoneley – particulièrement visible à travers les motifs en « chevrons » – découle de l’effet des cavités indiquées sur l’image UBI de la piste 9 et, plus clairement, des figures 3.129 et 3.131. La perméabilité des fractures tirée de l’onde de Stoneley (piste 6) répond en premier ordre aux effets géométriques du puits, car les deux aspects, variation du diamètre du trou et amplitude de perméabilité, sont bien corrélés. Cela est également indiqué dans l’effet modélisé du puits (courbe rouge sur la piste 8), qui correspond à l’amplitude de la diffraction mesurée de l’onde de Stoneley (courbe noire sur la piste 8).8 Là où les effets de puits modélisés sont minimes, comme dans l’intervalle de X 765 à X 780 m, la piste de perméabilité de fracture indique que les fractures sont ouvertes (comme on le déduit de l’atténuation de l’onde de Stoneley due à l’écoulement de fluide à l’intérieur des fractures ouvertes). L’ouverture des fractures, également quantifiée sur la piste 7 dans cet intervalle, est en pratique d’une largeur comprise entre 1 et 2 mm. Ce résultat d’origine sonique est cohérent avec l’indication de l’UBI selon laquelle le plan des fractures est aligné sur la contrainte horizontale maximale. De plus, là où l’UBI montre peu de densité de fractures (courbe bleue sur la piste 12), comme dans l’intervalle audessous de X 805 m, les résultats de Stoneley indiquent une perméabilité de fracture et une ouverture qui deviennent négligeables, à l’exception de variations parasites survenant à des profondeurs où la géométrie du puits est assez endommagée pour disperser l’onde de Stoneley (à X 812 m, par exemple).

Applications géomécaniques avancées Grâce l’avènement de formes d’ondes de meilleure qualité acquises à l’aide de l’outil Sonic Scanner, plusieurs applications géophysiques et géomécaniques avancées ont été développées.9 Deux, en particulier, sont pertinentes pour les formations d’Algérie.

Anisotropie 3D La conversion temps-profondeur des relevés sismiques nécessite des données soniques le long du puits avec des estimations exactes de la lenteur de com-

pression en fonction de la profondeur. Des études récentes ont mis en évidence l’importance d’utiliser des modèles de vitesse anisotropes dans la génération des collectes AVO pour l’emplacement précis des cibles. Les modèles de vitesse anisotropes nécessitent des modules d’anisotropie pour calculer les vitesses d’ondes planes en fonction de la direction de propagation. Les données de diagraphie sonique provenant de l’outil Sonic Scanner dans un puits vertical ou dévié sont adaptées à cet exercice et peuvent donner jusqu’à quatre paramètres d’anisotropie pour une formation orthorhombique donnée. Cela s’appuie sur l’algorithme d’anisotropie 3D, qui transforme les lenteurs mesurées de compression, de cisaillement rapide, de cisaillement lent et de Stoneley par rapport aux axes du puits en modules anisotropes rapportés aux axes d’anisotropie des terrains traversés. Il est nécessaire de connaître la déviation du puits par rapport à la verticale et le pendage stratigraphique vrai à partir d’une imagerie du puits. Les modules d’anisotropies peuvent être combinés avec les modules tirés d’un VSP pour obtenir des vitesses sismiques en fonction de la direction de propagation. De plus, ces modules d’anisotropies aident à déterminer le type d’anisotropie de la formation : « pratiquement isotrope », « transversalement isotrope » (TI) ou « orthorhombique ». Ils aident également à identifier les attributs suivants de la formation : (a) micro-stratification ou anisotropie TI induite par les couches minces ; (b) amplitude relative des contraintes principales ; (c) mobilité des fluides dans les roches poreuses.3

Contraintes et résistances des formations L’inversion des données du Sonic Scanner peut fournir des estimations des contraintes et des résistances des formations dans des conditions données.10,11 Des estimations de ces paramètres sont obtenues en inversant les données soniques de dipôle croisées conjointement avec une sortie d’anisotropie 3D et un profilage radial des trois lenteurs de cisaillement au-delà de l’espace annulaire altéré près du puits. Les paramètres d’entrée indépendants supplémentaires comprennent la contrainte du poids des couches, la pression interstitielle des pores et la contrainte horizontale minimale en fonction de la profondeur, généralement obtenue à partir des d’essais de fuite (leak off test) ou de mini-fracturation. Les contraintes horizontales maximale et minimale peuvent également être obtenues à partir d’une inversion multifréquence de dispersions de dipôle en présence de croisements induits par les contraintes.

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Perméabilité et ouverture des fractures par mode de Stoneley Les fractures ouvertes et les failles sécantes aux puits tendent à ralentir, à disperser et à atténuer l’onde de Stoneley qui se propage le long du puits (voir « Ondes de Stoneley et quantification des propriétés d’écoulement des fluides de la formation », p. 3.124). La figure 3.132 présente les résultats de l’analyse de Stoneley pour le puits d’exploration de Bahar El-Hammar dans l’intervalle de X 745 à X 825 m (qui comprend les intervalles analysés plus haut). Les résultats de Stoneley sont affichés sur les pistes 5 à 9. La figure montre également l’anisotropie dipolaire (pistes 1, 3, 4 et 5) et les résultats de traitement de l’UBI (pistes 10 à 12), en plus du diamétreur, des rayons gamma et du diamètre nominal du puits (piste 2), pour permettre une interprétation intégrée des caractéristiques du réseau de fractures traversées par le puits. Le caliper mécanique du puits sur la piste 5 montre des agrandissements du trou dus à l’ovalisation, aux endommagements ainsi qu’à l’écaillage par les fractures. Sur la diagraphie en densité variable (VDL) (piste 9), une forte dispersion de l’onde de Stoneley – particulièrement visible à travers les motifs en « chevrons » – découle de l’effet des cavités indiquées sur l’image UBI de la piste 9 et, plus clairement, des figures 3.129 et 3.131. La perméabilité des fractures tirée de l’onde de Stoneley (piste 6) répond en premier ordre aux effets géométriques du puits, car les deux aspects, variation du diamètre du trou et amplitude de perméabilité, sont bien corrélés. Cela est également indiqué dans l’effet modélisé du puits (courbe rouge sur la piste 8), qui correspond à l’amplitude de la diffraction mesurée de l’onde de Stoneley (courbe noire sur la piste 8).8 Là où les effets de puits modélisés sont minimes, comme dans l’intervalle de X 765 à X 780 m, la piste de perméabilité de fracture indique que les fractures sont ouvertes (comme on le déduit de l’atténuation de l’onde de Stoneley due à l’écoulement de fluide à l’intérieur des fractures ouvertes). L’ouverture des fractures, également quantifiée sur la piste 7 dans cet intervalle, est en pratique d’une largeur comprise entre 1 et 2 mm. Ce résultat d’origine sonique est cohérent avec l’indication de l’UBI selon laquelle le plan des fractures est aligné sur la contrainte horizontale maximale. De plus, là où l’UBI montre peu de densité de fractures (courbe bleue sur la piste 12), comme dans l’intervalle audessous de X 805 m, les résultats de Stoneley indiquent une perméabilité de fracture et une ouverture qui deviennent négligeables, à l’exception de variations parasites survenant à des profondeurs où la géométrie du puits est assez endommagée pour disperser l’onde de Stoneley (à X 812 m, par exemple).

Applications géomécaniques avancées Grâce l’avènement de formes d’ondes de meilleure qualité acquises à l’aide de l’outil Sonic Scanner, plusieurs applications géophysiques et géomécaniques avancées ont été développées.9 Deux, en particulier, sont pertinentes pour les formations d’Algérie.

Anisotropie 3D La conversion temps-profondeur des relevés sismiques nécessite des données soniques le long du puits avec des estimations exactes de la lenteur de com-

pression en fonction de la profondeur. Des études récentes ont mis en évidence l’importance d’utiliser des modèles de vitesse anisotropes dans la génération des collectes AVO pour l’emplacement précis des cibles. Les modèles de vitesse anisotropes nécessitent des modules d’anisotropie pour calculer les vitesses d’ondes planes en fonction de la direction de propagation. Les données de diagraphie sonique provenant de l’outil Sonic Scanner dans un puits vertical ou dévié sont adaptées à cet exercice et peuvent donner jusqu’à quatre paramètres d’anisotropie pour une formation orthorhombique donnée. Cela s’appuie sur l’algorithme d’anisotropie 3D, qui transforme les lenteurs mesurées de compression, de cisaillement rapide, de cisaillement lent et de Stoneley par rapport aux axes du puits en modules anisotropes rapportés aux axes d’anisotropie des terrains traversés. Il est nécessaire de connaître la déviation du puits par rapport à la verticale et le pendage stratigraphique vrai à partir d’une imagerie du puits. Les modules d’anisotropies peuvent être combinés avec les modules tirés d’un VSP pour obtenir des vitesses sismiques en fonction de la direction de propagation. De plus, ces modules d’anisotropies aident à déterminer le type d’anisotropie de la formation : « pratiquement isotrope », « transversalement isotrope » (TI) ou « orthorhombique ». Ils aident également à identifier les attributs suivants de la formation : (a) micro-stratification ou anisotropie TI induite par les couches minces ; (b) amplitude relative des contraintes principales ; (c) mobilité des fluides dans les roches poreuses.3

Contraintes et résistances des formations L’inversion des données du Sonic Scanner peut fournir des estimations des contraintes et des résistances des formations dans des conditions données.10,11 Des estimations de ces paramètres sont obtenues en inversant les données soniques de dipôle croisées conjointement avec une sortie d’anisotropie 3D et un profilage radial des trois lenteurs de cisaillement au-delà de l’espace annulaire altéré près du puits. Les paramètres d’entrée indépendants supplémentaires comprennent la contrainte du poids des couches, la pression interstitielle des pores et la contrainte horizontale minimale en fonction de la profondeur, généralement obtenue à partir des d’essais de fuite (leak off test) ou de mini-fracturation. Les contraintes horizontales maximale et minimale peuvent également être obtenues à partir d’une inversion multifréquence de dispersions de dipôle en présence de croisements induits par les contraintes.

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Un pas significatif en avant : la plate-forme de diagraphie Sonic Scanner Le nouvel outil de diagraphie sonique a été développé pour rendre possible une caractérisation acoustique 3D de l’environnement du puits et de la formation – avec la capacité sans précédent de réaliser un profilage radial.13,14 Deux exigences devaient être prises en compte : I l’acquisition de formes d’ondes monopolaires et dipolaires de qualité sur une large plage d’espacement et couvrant une large bande de fréquences ; I des procédures (workflow) de traitement amélioré pour intégrer toutes les données et effectuer les inversions pour les applications souhaitées.

fonctionnement de l’outil et sont régulièrement étalonnés. La figure 3.O représente la géométrie de l’outil. Les émetteurs unipolaires et dipolaires sont indiquées sur la figure. Le premier émetteur à dipôle génère un mode dipolaire aligné sur la référence de l’outil, le second génère un mode dipolaire à 90 degrés de celle-ci.

Émetteurs unipolaires améliorés Les trois émetteurs unipolaires, de conception identique, sont optimisés pour l’excitation du mode de Stoneley aux basses fréquences et pour l’acquisition d’une mesure de diagraphie de contrôle de l’adhérence du ciment (CBL) aux hautes fréquences par l’intermédiaire de la fréquence standard des modes unipolaires P et S. L’amplitude de la variation de pression générée est plus importante que celle obtenue avec la technologie antérieure. Leur accord pour compenser la fonction d’excitation de compression unipolaire assure une bonne génération du mode unipolaire P qui est typiquement de faible amplitude dans les formations extrêmement rapides.

Géométrie et section réceptrice La plate-forme comprend treize stations disposées le long de l’axe de l’outil, espacées de 6 pouces pour une longueur totale de 6 pieds pour le réseau de récepteurs. Émetteur unipolaire supérieur Électronique

Émetteur unipolaire inférieur

Section du récepteur

R13

Émetteur unipolaire distant Isolateur

R1

Section de l’émetteur distant

Émetteurs dipolaires X-Y 10 pieds

Figure 3.O : Configuration de l’outil Sonic Scanner.

Huit récepteurs azimutaux sont situés tous les 45 degrés autour de l’outil pour chacune des stations, donnant un total de 104 capteurs pour le réseau de récepteurs. Les récepteurs à haute fidélité donnent une réponse stable sur toute l’enveloppe de pression et de température de

Fréquence à large bande pour le dipôle Chacun des émetteurs dipolaires consiste en un dispositif vibrant doté d’un moteur électromagnétique monté dans un cylindre suspendu dans l’outil. Cette conception permet une excitation à large spectre fréquentiel du mode

1,0

100 80

0,5

60 40 -0,5

-1,0 0

2

Temps, millisecondes

4

6

8

10

12

14

16

18

20

Amplitude, dB

Amplitude normalisée

0

20 0 100 Fréquence, Hz

Figure 3.P : Forme d’onde d’excitation à balayage de fréquence (compression d’impulsion ou « chirp ») (à gauche) correspondant à la sortie en pression de l’émetteur (à droite).

3 122

101


Résumé

Courbe de dispersion en flexion dans le trou vide

Lenteur, μs/pied

Dispersion avec l’outil

0 Fréquence, Hz

Figure 3.Q : Effet de la présence d’un outil sonique sur la dispersion dipolaire.

de flexion du puits avec une réponse linéaire plate sur la gamme de fréquences visée. Cette dernière caractéristique permet au dispositif d’être activé par un balayage de fréquence, ou compression d’impulsion (« chirp »), comme illustré sur la figure 3.P. L’impulsion comprimée permet de maintenir le niveau d’énergie pour chaque fréquence pendant un temps beaucoup plus long que les impulsions en bande étroite et donne par conséquent beaucoup plus d’énergie de dipôle que cellesci. La couverture en fréquence de cet émetteur dipolaire, entre 300 Hz et 8 kHz, assure que l’énergie de flexion est fournie à la formation environnante quelles que soient les conditions. L’excitation en flexion, maximale à la fréquence de la phase d’Airy, est 10 dB plus basse à la moitié et au double de la fréquence de la phase d’Airy. L’utilisation de la source à compression d’impulsion pour la diagraphie dipolaire assure que le rapport signal/bruit dipolaire est maximisé dans tous les cas.

Effet d’outil sur les mesures En général, la présence d’un outil sonique à l’intérieur du trou affecte les caractéristiques des modes de propagation mis en jeu. Cela est vrai pour les diagraphies dipolaire de flexion, de Stoneley et unipolaire. Pour la diagraphie unipolaire, l’effet se rapporte au mode de fuites P (« leaky P-mode ») qui peut survenir sous certaines conditions. L’effet d’outil doit être pris en compte pour garantir une estimation précise des propriétés de la formation. L’outil Sonic Scanner utilise une réalisation hardware simple comportant des effets acoustiques prévisibles sur les mesures, qui peuvent alors être inclus dans le traitement pour obtenir des réponses plus exactes. À titre d’exemple, la figure 3.Q montre l’effet de la présence de l’outil sur la courbe de dispersion en flexion, qui doit être pris en compte pendant le calcul des réponses basées sur l’analyse de cette courbe de dispersion. La simplicité de la réalisation de l’outil a permis le développement d’un modèle simple demandant peu de calculs, qui peut être utilisé pour des corrections d’effet d’outil en temps réel afin de fournir des réponses exactes en temps réel sur le chantier.

Des résultats récents de Sonic Scanner provenant d’un puits d’exploration dans le champ de Bahar El-Hammar illustrent les avantages d’une acquisition et d’un traitement sonique de haute qualité pour caractériser les fractures naturelles et les champs de contraintes, deux paramètres critiques pour optimiser la récupération des hydrocarbures dans les réservoirs de sables compacts (tight sands). En raison d’un endommagement important de la paroi du puits, la mesure de l’anisotropie et des vitesses de formation de la zone profonde non affectée est essentielle pour estimer avec précision les paramètres de réservoirs à partir des données soniques, qu’ils soient pétrophysiques (porosité), géophysiques (anisotropie de formation) ou géomécaniques (MEM). Les données obtenues à partir du caliper acoustique de l’imagerie ultrasonique du puits UBI sont utilisées pour aider à parvenir à une interprétation fiable des résultats d’inversion sonique dans ce puits. Dans les intervalles où le puits n’est pas fortement endommagé, les données de Stoneley sont inversées pour quantifier la perméabilité et l’ouverture des fractures. Cette évaluation sonique peut être intégrée avec des données acoustiques provenant de l’outil UBI et des données d’imagerie électrique FMI pour les boues conductrices ou OBMI pour les boues à huile, pour construire une image claire des attributs du réseau naturel de fractures. À partir des données Sonic Scanner et UBI du puits de Bahar El-Hammar, il s’avère que les fractures ouvertes à fort pendage sont alignées sur la direction de contrainte maximale horizontale, renforçant la séparation de l’onde de cisaillement le long de la même direction, mais révélant aussi un mécanisme de contrainte dominant présent à coup sûr dans les intervalles où la forme du trou n’est pas fortement altérée, et probablement sur tout le reste de l’intervalle anisotrope. Dans les intervalles où la forme du trou ne s’écarte pas notablement d’un cylindre, les informations de dispersion comprises dans les formes d’ondes dipolaires de flexion et unipolaires de Stoneley peuvent être inversées pour extraire une caractérisation supplémentaire de la rigidité et de la mobilité de la formation fracturée et de l’amplitude de son champ de contraintes 3D. Ces attributs sont utiles pour la conception des plans de cimentation et de stimulation optimisées qui protègent et maximisent le potentiel du réservoir.12 À l’avenir, ces applications seront sans aucun doute largement mises à profit en Algérie à mesure que l’expérience sera acquise dans l’inversion et l’interprétation des données Sonic Scanner.

3 123


Ondes de Stoneley et quantification des propriétés d’écoulement des fluides de la formation Le mode de Stoneley dans le puits est une onde guidée symétrique en azimut par laquelle l’énergie acoustique est concentrée au voisinage du puits et décroît exponentiellement avec la distance par rapport à celui-ci (fig. 3.R). L’exemple le plus simple d’un mode de Stoneley se produit lorsque la formation est supposée parfaitement rigide et imperméable aux écoulements. Dans ce cas, toute l’énergie de Stoneley se situe à l’intérieur de la colonne de boue ; le mode est simplement une onde de pression qui se propage vers le haut du puits à la vitesse du son dans la boue, indépendamment de la fréquence. Si la formation n’est pas parfaitement rigide, la paroi du puits gonflera vers l’extérieur lorsque la pression acous-

État

Récepteur

Effet

Atténuée

tique dans le puits oscillera dans le sens positif, puis vers l’intérieur lorsqu’elle oscillera dans le sens négatif, etc. La boue de forage rencontre un environnement plus compressible avec pour conséquence que la vitesse de l’onde de Stoneley devient toujours plus faible que celle de la boue du puits. De plus, la vitesse de l’onde est dispersive : la lenteur dépend de la fréquence. Si, de plus, la formation est poreuse et perméable, une partie du fluide gicle dans la formation lors de l’oscillation positive de la pression acoustique, ce qui fait paraître l’environnement du puits encore plus compressible qu’auparavant. En conséquence, le mode de Stoneley devient encore plus lent. De plus, comme c’est un fluide visqueux qui est expulsé et réinjecté dans la formation, le mode de Stoneley devient atténué, ou amorti, à mesure qu’il se propage vers le haut du puits (fig. 3.R). Ainsi, des mesures de la lenteur et de l’atténuation de Stoneley en fonction de la fréquence peuvent être utilisées pour déduire une mesure de la mobilité de la formation. De façon analogue, lorsque des fractures ouvertes bien séparées rencontrent une formation par ailleurs imperméable, une partie de l’énergie acoustique se propageant dans la fracture est réfléchie vers l’émetteur et le reste se propage vers le haut du puits (fig. 3.R). On peut déduire la largeur effective de chaque fracture ouverte en mesurant l’amplitude réfléchie du mode de Stoneley à chaque fréquence par rapport à l’amplitude montante.

Réfléchie e

tur Frac

Estimation de la perméabilité avec le mode de Stoneley

Formation perméable

Atténuée et ralentie

Onde de Stoneley

Émetteur

Les propriétés calculées du mode de Stoneley dans les formations perméables sont basées sur la théorie de Biot, qui est l’extension de la théorie de l’élasticité aux milieux poreux et perméables.15,16 Ce calcul nécessite la connaissance du diamètre du puits, de la densité et de la vitesse du son dans la boue et la formation (comme dans le cas des milieux imperméables), ainsi que de la porosité, de la densité et de la compressibilité des composantes solides et fluides, et de la mobilité du fluide interstitiel. Ces propriétés, sauf la dernière, peuvent être déduites de mesures standard de diagraphie. Ainsi, la valeur de la mobilité pour laquelle le calcul direct de la lenteur et de l’atténuation de Stoneley correspond le mieux aux valeurs mesurées représente une valeur approximative de la mobilité de la formation.

Figure 3.R : Onde de Stoneley se déplaçant à l’interface entre le puits et la formation. L’onde de Stoneley est dispersive et son mouvement particulaire est symétrique par rapport à l’axe du puits. À basse fréquence, l’onde de Stoneley est sensible à la perméabilité de la formation. Les ondes traversant des fractures et des formations perméables perdent du fluide et la dissipation visqueuse provoque l’atténuation de l’amplitude des ondes et une augmentation de leur lenteur. Au niveau des fractures ouvertes, les ondes de Stoneley sont à la fois réfléchies et atténuées. Les flèches rouges au centre du puits symbolisent l’amplitude des ondes de Stoneley.

3 124

Un exemple de calculs de modèle direct est présenté sur la figure 3.S. Il concerne un trou de petit diamètre dans une formation rapide présentant une porosité de 25 % et une perméabilité de 200 mD (le fluide interstitiel est supposé être de l’eau) et se rapporte à deux situations : une sans l’outil sonique dans le trou et l’autre avec l’outil Sonic Scanner dans le trou. Dans la partie du haut, les courbes bleue et rouge montrent la lenteur supplémentaire due à la perméabilité de la formation (c’est-à-dire par rapport à une formation imperméable), respectivement pour le cas sans outil et avec l’outil Sonic Scanner.

Atténuation supplémentaire, dB/pied


2 1,5 1 0,5 0 0

1 000

2 000

3 000

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

Lenteur supplémentaire, μs/pied

Fréquence, Hz

30 20 10

la boue doit être connue à quelques µs/pied près et l’atténuation de la boue à 1 dB/pied près. Cette précision est généralement réalisable au sein d’un module spécifique au logiciel lui-même. I La perméabilité issue de Stoneley ne peut pas être satisfaisante dans les formations lentes car, dans ce cas, la lenteur de cisaillement de la formation est supérieure à celle de la boue ; la lenteur de Stoneley est dominée par celle du cisaillement de la formation et est donc moins affectée par la perméabilité de la formation. De plus, dans les formations rapides, si la porosité est par exemple inférieure à 10 %, les caractéristiques calculées de Stoneley sont plutôt insensibles à la perméabilité. Par conséquent, les valeurs inversées de perméabilité ne sont pas fiables lorsque la porosité est aussi faible.

0 0

4 000

5 000

6 000

Fréquence, Hz Sonic Scanner Absence d’outil

Dans des conditions idéales, lorsque la formation est rapide et que la porosité dépasse 10 %, la perméabilité issue de Stoneley devrait être fiable pour des valeurs de mobilité dans la plage de 10 mD/cP à 10 D/cP.

Figure 3.S : Caractéristiques calculées de dispersion et d’atténuation du mode de Stoneley pour une formation perméable de 200 mD par rapport à une formation imperméable. La perméabilité engendre une lenteur supplémentaire (en bas, entre 5 % et 10 % en échelle relative) et une atténuation supplémentaire (en haut, presque 50 % dans la gamme des hautes fréquences) d’après les calculs pour

Estimation des ouvertures de fractures à l’aide du mode de Stoneley

l’outil Sonic Scanner (courbe rouge) et pour un outil transparent simulé en l’absence d’outil (courbe bleue). L’outil Sonic Scanner présente une sensibilité plus élevée à la perméabilité que les outils de génération antérieure qui tentaient de reproduire des outils transparents.

En termes relatifs, l’échelle va de 5 % à 10 % dans la plage basse fréquence. De façon similaire, une formation perméable induit une atténuation supplémentaire du mode de Stoneley, qui est représentée sous la forme de courbes bleue et rouge sur la partie du bas de la figure. En termes relatifs, l’équivalence peut atteindre 50 % dans la plage haute fréquence. En raison de sa conception, l’outil Sonic Scanner incorpore plus de sensibilité à la perméabilité que les outils qui approchent le cas de l’outil transparent. Des exemples provenant de plusieurs comparaisons entre la diagraphie de mobilité issue de Stoneley et des mesures de mobilité prises à l’aide d’un tester de formation MDT ont été publiés et ont montré un accord généralement bon entre les deux approches, aussi bien dans des zones gréseuses à haute mobilité que parfois dans des zones de grès argileux de faible mobilité.1 La méthode comporte plusieurs restrictions : I Bien que les effets de la perméabilité sur Stoneley puissent être calculés à partir de la théorie des principes fondamentaux, ces effets sont plutôt réduits (fig. 3.S). Dans une formation rapide, cela signifie que la lenteur de

La discussion précédente supposait une zone perméable dont les propriétés sont plus ou moins uniformes sur une profondeur au moins aussi grande que la longueur du réseau de récepteurs, qui est de plusieurs pieds. Une fracture isolée est une zone perméable, dans un certain sens, mais est beaucoup plus petite que le réseau de récepteurs ou la longueur d’onde d’une composante importante du mode de Stoneley. Ainsi, l’effet d’une fracture isolée sur l’onde de Stoneley doit être traité différemment. Comme indiqué précédemment, l’effet d’une fracture isolée est de générer une onde de Stoneley réfléchie (fig. 3.R). La théorie de base appliquée aux formations très rapides, ainsi que la validation par des résultats expérimentaux en laboratoire sont décrites par Hornby et al.17 Évidemment, plus une fracture est importante, plus l’onde de Stoneley réfléchie qu’elle engendre est importante. La théorie a été étendue pour inclure la rigidité finie de la formation ainsi que la rugosité affectant la paroi du puits qui accompagnent généralement une fracture.18,19 De plus, les effets de fractures multiples peuvent être traités sans complication particulière.20

3 125


La dynamique de réservoir – Les essais de puits La détermination de la capacité d’écoulement kh (k = perméabilité ; h = épaisseur du réservoir) dérivée du plot de Horner a sans doute constitué la première approche pour la caractérisation de réservoir à l’échelle d’une aire de drainage. Depuis, l’utilisation des essais de puits a subi une évolution remarquable : l’utilisation de senseurs de très haute précision couplée à des outils de haute technologie permet aujourd’hui à l’interprétation des essais de puits de fournir une qualité d’image de réservoir remarquable, notamment grâce à l’intégration d’autres technologies telles que l’imagerie de puits, la diagraphie sonique et la sismique de puits, ainsi que la sismique de surface. L’objectif des essais de puits est multiple. Il permet de confirmer la présence et le type d’hydrocarbures en place, de déterminer la capacité productive du puits (P, IP, kh, skin) et les caractéristiques de l’aire de drainage (k, Ri, fractures, barrières, chenaux, limites). Des problèmes relativement complexes tels que la distribution spatiale de la perméabilité ainsi que son anisotropie et tels que les crossflows sont aujourd’hui abordés dans ce genre d’analyse et fournissent des informations très utiles à l’échelle du puits ainsi qu’à celle du réservoir. Cette section aborde les problèmes liés à l’interprétation des essais ainsi que les enseignements tirés dans le

domaine des réservoirs compacts (tight sands) en Algérie. L’exemple de plusieurs cas de puits en exploration en tight sands est abordé dans un premier temps. Les réservoirs compacts sont à des profondeurs de l’ordre de 3 000 à 4 000 m, parfois même jusqu’à 5 000 m comme dans le cas du gisement de gaz de Brides. Ces réservoirs compacts sont constitués de grès très durs à faible porosité et faible perméabilité. En conséquence, leur productivité, lorsqu’elle est rentable, provient essentiellement de fractures. Les réservoirs compacts constituent aujourd’hui des pôles de délinéation et de développement dans l’Oued Mya pétrolier (Berkaoui et périphérie de Hassi Messaoud) et dans le Sud-Ouest gazier algérien (Ahnet, Reggane). Ils concernent un play gazier majeur dans les réservoirs profonds du bassin de Berkine, alors qu’à l’ouest de ce bassin ils constituent un projet de développement gazier d’importance avec les gisements de la région de Gassi Touil et de Rhourde Nouss. Ces réservoirs compacts comprennent généralement les grès du CambroOrdovicien (Cambrien et quartzites de Hamra) et ceux de l’Emsien et du Gedinnien dans le Sud-Ouest. Le ciment chloritique associé à une quartzification secondaire est la cause principale de la dégradation de ces grès, résultant en des perméabilités généralement inférieures à 1 mD et parfois du niveau du microdarcy. Le Dévonien inférieur est généralement peu fracturé. L’observation des carottes indique parfois la présence de fractures ouvertes et fermées. Quant aux pertes de boue, elles sont révélatrices de fractures conductrices.

L’abri de Tin Tazarift (tassili des Ajjer) abrite l’une des plus belles fresques de peintures de la période dite des « Têtes Rondes ». Ces lieux étaient les sanctuaires des hommes préhistoriques qui y peignaient les mythes de leur religion (entre 10 000 et 8 000 ans environ).

3 126


Il faut aussi noter que le niveau de perméabilité (voire de porosité) dans ces réservoirs compacts est parfois en dessous du seuil de résolution des outils conventionnels de mesures (cf. « Pétrophysique des sables compacts », p. 3.69). La présence de gaz ne peut y être observée par des échantillonnages réalisés avec des outils de tests conventionnels, et les données dynamiques sont alors nécessaires. L’interprétation des essais de puits horizontaux est aussi abordée dans cette section. Elle constitue un défi important en Algérie où les puits ont été implantés généralement dans des environnements de réservoir complexes. Des cas particuliers provenant des gisements de Hassi Messaoud et de TFT sont présentés afin d’illustrer l’utilisation des essais de puits pour la résolution de certains problèmes complexes relatifs à ces puits.

Les essais de puits dans les réservoirs compacts Les réservoirs à gaz compacts sont parfois complexes ; ils produisent à travers des fractures naturelles sur plusieurs couches avec des perméabilités relativement basses. Certains ont des épaisseurs productives dépassant la centaine de mètres, compliquant ainsi la détermination du niveau producteur de gaz. Ces problèmes sont parfois compliqués par les effets liés aux opérations de complétion. Cette section décrit l’expérience acquise à travers des études de cas qui illustrent les difficultés particulières d’interprétation de tests conduits sur des puits verticaux forés en exploration dans des formations compactes. Les éléments théoriques concernant le test en puits vertical pourront être examinés dans les précédents documents contenus dans le document « Algeria Well Evaluation Conference ».1

Puits A du gisement de Rhourde Nouss – Productivité importante due aux fractures Le gisement de Rhourde Nouss comprend le réservoir de l’Ordovicien en plus des réservoirs principaux du TAGS et de l’infra-TAGS. Ce réservoir contient de grandes réserves de gaz saturés en condensats. Plusieurs puits forés dans ce champ ont été testés, parmi lesquels quatre ont traversé le réservoir ordovicien dont deux ont été mis en production. Le puits A produit du gaz.

Caractéristiques géologiques et pétrophysiques L’Ordovicien, le réservoir le plus profond, qui se situe vers 4 000 m, a révélé d’importantes accumulations, essentiellement de gaz. Les caractéristiques pétrophysiques sont très faibles, avec des perméabilités de moins de 0,1 mD et des porosités de 3 à 5 %. La présence de fractures peut contribuer significativement à la productivité du réservoir. Les fluides échantillonnés dans ce réservoir ont révélé un gaz à très forte teneur en condensats (250 à 300 g/m3) et à haute teneur en CO2 (8 %). Ces paramètres ont une grande influence sur les essais de puits et leur interprétation du fait que les fluides passent pendant ces essais d’un état monophasique à un état multiphasique.

L’expérience de forage dans la région indique que le programme standard de forage-complétion comprend le forage en diamètre 6 pouces du niveau ordovicien après la pose d’un cuvelage de 7 pouces au toit de ce niveau. Cette section réservoir est recouverte par un liner de 4 1⁄2 pouces mixte non cimenté. Après acquisition des diagraphies et du test, un bridge plug a été posé dans le cuvelage de 7 pouces à la base des réservoirs de l’infra-TAGS, juste au toit de la tête du liner de 4 1⁄2 pouces. Les puits ont été complétés en liner de 4 1⁄2 pouces contenant 13 % de chrome à cause de la forte teneur en CO2.

Test initial en cours de forage (DST) Ces puits ont été généralement testés sur de courtes périodes pendant le forage. Le débit de gaz a varié entre 0,5 et 0,02 million m3/j. Pour certains puits, des indices de gaz ont été observés uniquement pendant la circulation inverse.

Analyse des remontées de pression L’interprétation des remontées de pression dans ces puits a souvent montré un effet de post-production couplé à un modèle plus approprié de réservoir homogène plutôt qu’à un modèle à double porosité. Les temps de fermeture ont été généralement courts (de l’ordre de 10 heures) avec un rayon d’investigation de 50 à 100 m. L’interprétation a de même permis d’estimer la capacité d’écoulement kh ainsi que le facteur de skin s. Les valeurs estimées de kh restent faibles (< 30 mD-m) pour la plupart des puits, excepté le puits A où cette valeur a atteint 150 mD-m (tableau 3.4). Ces valeurs de

Puits

Débit de gaz (m3/jour)

Puits 1

0,244

16

Puits 2

0,067

13

Puits 3

0,022

4

Puits 4

0,087

12

Puits A

0,149

142

Puits

Débit d’huile, 106 (m3/jour)

kh (mD-m)

Puits 6

92

kh (mD-m)

25

Tableau 3.4 : Résultats de l’analyse de remontée de pression en DST pour plusieurs puits dans le champ de Rhourde Nouss.

3 127


Type d’essai

Analyses de remontée

kh (mD-m)

Facteur de skin

ΔPskin (psi)

Type de réservoir

DST

Remontée nº 3

118

66

2 514

Post-production + skin Homogène + action infinie

68

12

Remontée finale

142

88

3 700


126

35

Remontée nº 1

63

12

1 237


37

14

Remontée nº 2

90

23

2 195


50

14

Remontée nº 3

90

25

2 714


53

14

Remontée nº 4

88

24

3 035


52

14

Remontée finale

292

20

1 717


107

13

Essai après 25 mois de production (avril 2002)

Remontée nº 1

337

12

Post-production + skin Homogène + faille

66

9

(Figure 3.136)

Remontée nº 2

162

5


90

9

Remontée nº 3

393

31

1 390


141

9

Remontée nº 4

331

28

1 813

Post-production + skin 149 Homogène + intersection faille

149

520

Distance à la faille (m)

Rayon Durée de d’investigation fermeture (m) (h)

(Figures 3.133a et 3.133b)

Essai après fracturation (Figures 3.134a et 3.134b)

Essai après 17 mois de production (août 2001) (Figure 3.135)

Tableau 3.5 : Analyse de remontée de pression en DST du puits A.

Le puits A a été mis en production en mars 2000 et les paramètres de production ont été continuellement suivis. Les mesures de débit et de pression ont montré que le puits avait une production stable. Ce puits a été testé à plusieurs reprises pendant une période de quatre années. Les tests en général ont été conduits pendant des périodes courtes et parfois plus longues (de 9 heures à 20 jours). Les figures 3.133 à 3.136 montrent les courbes de réponses obtenues de certaines des remontées de pression enregistrées.

1010

1010

109

109

108

108

107

106 0,001

0,01

0,1

1

Temps écoulé, h Figure 3.133a : Test n° 1 – Analyse de la remontée n° 3.

3 128

10

100

Δm (p) et Δm (p)’, psi2/cP


kh n’étaient pas éloignées de celles obtenues sur les mesures de carottes (avec une perméabilité maximum < 0,1 mD), à l’exception du puits A où cette valeur était environ sept fois plus élevée. La forte valeur de kh pour le puits A indiquait la présence de fractures ouvertes plus significative que prévu – une déduction corroborée par la fracturation observée sur l’imagerie de puits ainsi que sur les carottes.

107

106 0,001

0,01

0,1

1

Temps écoulé, h Figure 3.133b : Test n° 1 – Analyse de la remontée finale.

10

100

1020

1020

1019

1019

1018

1018

1017 0,001

0,01

0,1

1

10

100

Δm (p) et Δm (p)’, Pa/s



Temps écoulé, h

1017 0,001

Figure 3.134a : Test n° 2 – Analyse de la remontée n° 1.

1

10

100

Puits B – Le rôle de la complétion du puits Le puits B est un bon exemple qui montre comment l’inadéquation entre une architecture de puits et un programme de test peut conduire à l’échec quant aux capacités de débit d’un réservoir prometteur, et par là même à la perte de réserves potentielles. Le puits a été foré avec une boue polymérisée de densité 1,18. Le sabot du cuvelage 7 pouces a été posé 116 m au-

109

1020

108

1019

107

1018

0,001

0,01

0,1

Temps écoulé, h Figure 3.135 : Test n° 3 – Analyse de la remontée finale.

1

10

100



0,1

Figure 3.134b : Test n° 2 – Analyse de la remontée n° 2.

Les figures 3.133a et 3.133b montrent l’état du puits lors du test initial et du test final confirmant une valeur dérivée de kh de 142 mD-m. Les figures 3.134a et 3.134b montrent quant à elles les analyses de remontée de pression obtenues après fracturation du puits. On notera que les essais n’ont pas atteint l’écoulement radial. Le calage a été réalisé essentiellement sur la partie post-production, aussi le kh est-il faible. Cependant, l’effet des fractures a été observé sur des tests réalisés ultérieurement (fig. 3.135 et 3.136). La répétabilité des réponses de tests observée en général a permis de valider les résultats.

106 0,0001

0,01

Temps écoulé, h

1017 0,0001 0,001

0,01

0,1

1

10

100

1 000

Temps écoulé, h Figure 3.136 : Test n° 4 – Analyse de la remontée finale prolongée.

3 129


Gaz Grès Eau de rétention

Gamma ray Porosité

0 (gAPI) 200 NP (3%)

NP (5%) Saturation en eau 0,3 (m3/m3)

Diamètre MD 1 : 500 (m) 4 (pouces) 14 NP (4%) 1

(m3/m3)

0

Gaz

Argile 0

Analyse volumétrique 1

(V/V)

0

Cuvelage 13 3⁄8 pouces Sabot à X 42 m Cuvelage 9 5⁄8 pouces Sabot à X 294 m PCT à X 984 m Enregistreurs à X 988 m X 400 Packer à X 993 m Cuvelage 7 pouces

Sommet du Liner à X 142 m

Sabot à X 253 m Extension tubage 3 pouces EUE 3⁄8 pouce à X 233 m Passage négatif

X 369,5 – X 374 m X 392 – X 411 m X 430 – X 435 m X 437 – X 439 m

X 450

Sabot du liner 4 1⁄2 pouces à X 484 m

Figure 3.137 : Schéma du puits B.

Figure 3.138 : Log pétrophysique ELAN du puits B.

dessus du toit de la formation cible, le sommet du liner de 4 1⁄2 pouces se trouvant 227 mètres plus haut que cette formation cible.

Le plot de la pression obtenue pendant le test (fig. 3.139) montre les différentes séquences de débit initial, de fermeture initiale, de débit principal et remontée de pression finale. La fermeture initiale fournissait une pression de

4 500 4 000 3 500 3 000 2 500 2 000 1 500 1 000 Pression, psi

Le liner cimenté de 4 1⁄2 pouces a été perforé en overbalance à l’aide de canons équipés de charges HSD 6 coups/pied (fig. 3.137). Avant le test en cours de forage, la boue était à une densité correspondant à un gradient de 1,7 psi/m, et par là même à une pression hydrostatique de près de 4 000 psi au sommet des perforations. Le packer a été posé 376 m au-dessus du sommet des perforations avec un tampon de boue correspondant à une pression hydrostatique de 250 psi au-dessus de la vanne du tester de fond, soit près de 890 psi au sommet des perforations. Les diagraphies en trou ouvert ont montré une formation intéressante d’une épaisseur totale de 25 m dans le réservoir compact fissuré du niveau de l’Ordovicien (porosité estimée de 6 %) (fig. 3.138).

500 0 16/12/00 0:00

16/12/00 12:00

17/12/00 0:00

17/12/00 12:00

Date et heure, h:min Figure 3.139 : Pression en fonction du temps pour le puits B.

3 130

18/12/00 0:00

18/12/00 12:00

19/12/00 0:00


Eau Gamma ray 0 MD 1 : 500 (m)

(gAPI) Diamètre (pouces)

150 Saturation en eau 100

(%)

Fluide ELAN 0 50

(%)

réseau de fractures bouché du fait : • d’une densité de boue trop élevée pendant le forage (en overbalance), provoquant une invasion par le filtrat et endommageant les fractures potentiellement productrices, • d’une perte de laitier de ciment dans les fissures et fractures (perte en circulation), • de perforations en surpression endommageant les tunnels de perforations ; I colonne de boue au-dessus des perforations trop lourde à cause d’une pose du packer trop haut (376 m) audessus des perforations, résultant en une pression de boue à vaincre trop élevée ; I absence de démarrage assisté à l’azote pour aider la formation à débiter. I

Gaz

Volume ELAN 0 100

(%)

0

La performance du puits B en test a contrasté avec les deux puits voisins C et D. Les tests de ces deux puits ont été positifs, avec de bons débits en surface permettant de les classer en puits de découverte malgré les fortes valeurs de skin induites par une boue de forage lourde (densité de 1,2). En outre, le puits B montrait des caractéristiques pétrophysiques meilleures que celles des puits C et D : I les carottes du puits B présentaient des fissures subverticales et subhorizontales ouvertes rarement remplies d’argile avec présence de joints stylolytiques et une porosité de 6 % ; I les carottes des puits C et D présentaient des fractures subverticales souvent remplies d’argile, la même présence de joints stylolytiques et des porosités variant de 1 à 5 %. Cependant, la complétion était différente entre le puits B et les puits C et D. Les puits C et D avaient : I un design d’essai en découvert (barefoot) I une architecture de puits où le sabot du cuvelage était posé près du réservoir test I un packer qui était posé à moins de 30 m du toit du réservoir.

Puits E – Effet de la complétion et de la cimentation Le puits E comprend deux réservoirs dont les caractéristiques sont présentées dans le tableau 3.6 (fig. 3.140).

3 131


Un essai en découvert a été réalisé sur l’intervalle X 590 à X 862 m qui couvre les deux réservoirs (fig. 3.141). Un débit de 89 000 m3/j de gaz avec une pression en tête de 700 psi a été obtenu pendant le test. L’interprétation du test a révélé un modèle à double porosité (fig. 3.142) avec un kh = 57 mD-ft (k ≈ 1 mD), ω = 28 %, et λ = 7,31x10–7.

4 500 4 000 3 500 3 000 2 500 2 000 1 500

Après avoir posé et cimenté le liner, deux tests sélectifs ont été menés en procédant à la perforation des intervalles à hydrocarbures à l’aide de charges PowerJet à grande pénétration à 6 coups/pied. Le résultat des deux tests a été identique : pression en tête nulle et pas de production en surface (très faible débit de gaz en circulation inverse) (fig. 3.143A et 3.143B). L’analyse du diagramme de pression a montré une faible perméabilité ainsi qu’une faible pression de réservoir, en complète contradiction avec les résultats obtenus en découvert qui montraient des réservoirs producteurs de gaz à très bon débit, avec une bonne perméabilité et une pression de réservoir de 3 444 psi.

1 000 Pression, psi

0 5/9/03 0:00

5/9/03 12:00


106 0,001

0,01

9/9/03 0:00

0,1

100

10

1 000

Temps écoulé, h Figure 3.142 : Réponse modélisée de l’essai en découvert du puits B conduisant à un modèle à double porosité avec ω = 28 % ; λ = 7,31x10-7 ; kh = 56,9 mD-ft (k ≈ 1 mD).

3 500

3 000

3 000

2 500

2 500

2 000

2 000

1 500

1 500

1 000

1 000

0 50

60

70

Pression, psi

4 000

500

B

4 500

3 500

Temps écoulé, h

8/9/03 12:00

107

4 000

40

8/9/03 0:00

108

A

30

7/9/03 12:00

109

4 500

20

7/9/03 0:00

Figure 3.141 : Réponse globale de l’essai en découvert pour le puits E.

La technologie du forage horizontal a été introduite au milieu des années 90 sur les champs de Hassi R'mel,

10

6/9/03 12:00

Débit de gaz : 3 705 m3/h ; WHP : 700 psi à travers une duse de 32/64 pouce

Les essais de puits horizontaux

0

6/9/03 0:00

Date et heure, h:min

Ces résultats suggéraient fortement que la complétion utilisée était inadéquate pour les conditions du puits. La cimentation du liner suivie de l’opération de perforation apparaît avoir réduit le peu de productivité que le puits avait montrée initialement. L’endommagement de la formation pendant la cimentation ainsi que le manque de connectivité du fond de puits avec le réseau de fractures ont indéniablement réduit la productivité de ce puits.

Pression, psi

500

500 0 0

10

20

30

40

50

60

Temps écoulé, h

Figure 3.143 : Résultats des essais réalisés sur la formation gréseuse supérieure (X 660 – X 740 m) et la formation gréseuse inférieure (X 770 – X 860 m) après cuvelage et cimentation du puits E.

3 132


Interprétation des essais sur des puits horizontaux Le facteur de peau géométrique joue un rôle important dans les puits horizontaux forés dans des formations épaisses ou dans des formations pour lesquelles kh et kv sont très différents. Dans ces circonstances, on n’observe ni de régime d’écoulement initial ni de régime linéaire (figure 3.U).

La figure 3.T illustre les différentes phases observées lors d’un essai en régime transitoire sur un puits horizontal. Au départ, un écoulement radial se met en place dans un plan vertical en direction du puits, comme l’indique le plateau

Une interprétation complète nécessite l’identification de l’écoulement pseudoradial initial dans la mesure où celui-ci permet d’évaluer l’endommagement de la formation. Ce régime est souvent masqué par les effets de stockage importants inévitables dans les puits horizontaux. La réussite d’un essai sur des puits horizontaux passe par une maîtrise totale des conditions en fond de trou, au moyen notamment de mesures simultanées du débit et de la pression au fond du puits et/ou de la pression statique en puits fermé. Par ailleurs, un seul mouvement transitoire de pression ne permet pas toujours l’identification complète des trois régimes d’écoulement. Des essais de soutirage, au cours desquels le débit et la pression sont mesurés simultanément, combinés avec des essais de remontée de pression avec fermeture en fond de trou, permettent de maximiser les chances d’identifier les trois régimes d’écoulement.

Pression et dérivée de la pression, psi

Du fait de sa nature tridimensionnelle, le comportement des mouvements transitoires de pression dans le cadre d’un essai sur un puits horizontal est bien plus complexe que dans un essai sur un puits vertical. Dans un puits horizontal, au lieu du régime d’écoulement radial caractéristique d’un essai traditionnel, trois régimes d’écoulement peuvent s’établir après disparition des effets de stockage.3

A

A

B

B

C

A

B

C

D

Temps écoulé, h Pression Dérivée de la pression

A B C D

Stockage dans le puits Écoulement pseudoradial initial Écoulement linéaire intermédiaire Écoulement pseudoradial final

Figure 3.T : Les différentes phases dans un essai en régime transitoire sur un puits horizontal. Après disparition des effets de stockage, un écoulement radial se met en place dans le plan vertical y-z (premier plateau de la courbe dérivée). La phase suivante voit l’établissement d’un écoulement finalement en place dans le plan x-y (second plateau de la courbe dérivée).

de la courbe dérivée sur la représentation graphique log-log. Ce régime porte le nom d’écoulement pseudoradial initial du fait de l’allure elliptique de l’écoulement résultant de l’anisotropie entre la perméabilité verticale et la perméabilité horizontale. Le deuxième régime d’écoulement se met en place lorsque le mouvement transitoire de pression atteint les limites supérieure et inférieure de la zone productrice et que l’écoulement devient linéaire en direction du puits, dans un plan horizontal. Ce régime intermédiaire est caractérisé par une orientation en demi-pente sur la courbe dérivée. Le troisième régime d’écoulement se met en place alors que le mouvement transitoire se propage plus profondément dans le réservoir et que l’écoulement redevient radial, cette fois dans le plan horizontal. Ce régime final est indiqué par un second plateau sur la courbe dérivée. Le premier régime d’écoulement radial permet de déterminer le facteur de peau mécanique ainsi que la moyenne géométrique des perméabilités verticale et horizontale. Le régime d’écoulement linéaire intermédiaire peut être analysé pour estimer la longueur de la zone productrice, à condition toutefois que le plan horizontal reste isotrope. Le régime d’écoulement final permet quant à lui de déterminer la perméabilité moyenne dans le plan horizontal ainsi que le facteur de peau total (facteurs de peau mécanique et géométrique).

Afin de faciliter l’identification des zones productrices et la détermination de l’intervalle d’écoulement effectif, les données issues des essais en régime transitoire sont complétées par des profils d’écoulement le long de la trajectoire du puits horizontal. La détermination de l’intervalle


linéaire dans le plan y-z (droite à demi-pente de la courbe dérivée). Un écoulement radial se met

Temps écoulé, h

h/Lp élevé ou kh /kv élevé Réponse caractéristique d'un puits horizontal Figure 3.U : Réponse en pression théorique d’un puits horizontal foré dans un réservoir épais ou dans un réservoir à forte anisotropie entre la perméabilité verticale et la perméabilité horizontale. h/Lp = rapport entre la hauteur du réservoir et la longueur de l’intervalle perforé du puits horizontal.

3 133


d’écoulement effectif uniquement à partir des données transitoires s’avère généralement complexe dans la mesure où, en plus des difficultés liées aux effets de stockage, un essai sur puits horizontal fournit bon nombre d’autres paramètres, notamment le coefficient de stockage dans le puits, la perméabilité verticale, les perméabilités horizontales maximale et minimale, la distance annulaire de l’outil de forage à la limite de la couche, la longueur d’écoulement effective et l’effet de peau. Il est possible de réduire le nombre de ces paramètres en conduisant des essais dans le trou pilote avant de passer au puits horizontal, de manière à déterminer les moyennes géométriques de kh et de kv. Ces paramètres jouent un rôle crucial dans l’estimation de la productivité d’un puits horizontal et dans la décision de forer le puits. Les profils d’écoulement peuvent également servir à identifier la présence éventuelle d’un écoulement transversal, notamment au cours d’essais de remontée de pression, risquant de compromettre sérieusement le travail d’interprétation. Il est donc recommandé d’effectuer des essais de soutirage sur les champs développés qui présentent déjà des différences de pression susceptibles de provoquer un écoulement transversal. L’interprétation des mesures de pression issues d’essais sur un puits horizontal s’effectue en trois temps, à l’instar de l’analyse des essais sur puits verticaux. On procède tout d’abord à l’analyse de la réponse en pression et de sa dérivée afin de diagnostiquer le comportement caractéristique du système et d’identifier des régimes d’écoulement particuliers. On extrait ensuite, à l’aide de courbes spéciales, les paramètres propres à chaque régime d’écoulement, notamment les valeurs k et s. On affine enfin ces estimations des paramètres du réservoir par calage historique de la réponse mesurée en régime transitoire par rapport à celle prédite par un modèle mathématique associé au système puits-réservoir. Le calage historique devrait, comme toujours, permettre d’obtenir des résultats plus précis du fait que les caractéristiques propres aux divers régimes d’écoulement sont rigoureusement prises en compte. Le calage fait appel à l’ensemble des données transitoires, y compris les intervalles de transition entre des régimes d’écoulement spécifiques, alors que l’analyse directe ne tient compte que du sous-groupe des données associées à des régimes d’écoulement identifiables. Cette troisième étape permet en outre de réaliser un calage simultané de plusieurs régimes transitoires et donc de contraindre le modèle à produire une représentation plus précise du système puits-réservoir.

3 134

Hassi Messaoud, Stah et plus tard de TFT. L’objectif était d’atteindre une productivité de puits élevée dans des réservoirs à faibles caractéristiques et dans des réservoirs avec présence de calotte de gaz (gas cap). Son développement actuel, notamment sur le gisement de Hassi Messaoud, nécessite son adéquation avec les processus de récupération assistée mis en place (voir « Puits horizontaux à Hassi Messaoud : réalisations et défis », page 4.6). De nombreux problèmes ont été identifiés au début de l’utilisation de cette technologie, plus précisément ceux liés à la productivité du puits, à son intégrité et à sa performance en présence de fluides d’injection. Les qualités de réservoir autour du puits en constituaient évidemment la cause fondamentale. L’analyse des données obtenues sur les premiers puits horizontaux a été précieuse pour la compréhension des problèmes qui allaient être rencontrés dans l’optimisation du développement de ces champs. Parmi les techniques disponibles, l’analyse des essais transitoires dans ces puits constituait une approche importante dans ce domaine. La description des différents régimes d’écoulement dans une configuration idéale apparaît relativement simple (voir « Interprétation des essais sur des puits horizontaux », p. 3.133) mais devient plus compliquée en présence d’événements géologiques ou dynamiques qui parfois caractérisent le réservoir. Ainsi, la présence d’un milieu fracturé modifie l’écoulement linéaire observé en deuxième phase et lui substitue un régime bilinéaire (en t1/4) caractéristique du double écoulement linéaire matrice-fracture et fracture-puits. Certains puits du gisement de Hassi Messaoud2 illustrent ce genre de comportement. La présence d’un flux transversal (crossflow), notamment dans les réservoirs à faible continuité latérale et/ou verticale, induit des comportements complexes pour lesquels les solutions analytiques restent généralement trop incertaines. Dans ces cas, la simulation numérique apporte une aide précieuse : elle permet de comprendre l’influence de chaque variable de caractérisation et d’en déduire ensuite le modèle correspondant le mieux adapté. Au-delà des problèmes de crossflow, l’utilisation de la simulation numérique reste un outil puissant dans la compréhension de phénomènes d’écoulement complexes. Des exemples sont reportés sur le champ de Hassi Messaoud où des restitutions appropriées d’essais en présence de crossflow ont été obtenues.4 D’autres cas aussi complexes peuvent apparaître, telles la présence d’un écoulement multiphasique, la présence d’un effet de skin variable le long du puits ou la sinuosité du drain. L’utilisation directe de l’analyse des essais transitoires dans les drains horizontaux demeure néanmoins une application complexe. Alors qu’elle tend à fournir des caractéristiques de réservoir essentielles telles que la distribution spatiale des perméabilités à l’échelle d’une aire de drainage, d’autres techniques vont tendre aussi à approcher ces caractéristiques parfois à des échelles différentes.


Y

X

Y

Y Z

X

Z

Z X

Modèle 1 : Z < Y = X Perméabilité dans les bancs stratifiés Cas de MD443 Indice d’anisotropie = 0,016 (kx, ky, kz) = (2,76 ; 2,76 ; 0,046)

Modèle 2 : Y > X > Z Perméabilité conditionnée par la sédimentation ou la stratification Cas de OMPZ812 Indice d’anisotropie = 0,033 ; hu = 45 m (kx, ky, kz) = (1,85 ; 33,5 ; 0,500)

Modèle 3 : X < Y ~ Z Perméabilité pour des fractures naturelles orientées Cas de MDZ105 Indice d’anisotropie = 4,3 ; hu = 90 m (kx, ky, kz) = (7 ; 432 ; 236)

Figure 3.144 : Les trois modèles de configuration de la perméabilité pour le champ de Hassi Messaoud.

L’intégration de ces technologies permet de restituer une image complète du réservoir et de valider les modèles retenus. Deux cas sont présentés pour illustrer cette approche : I sur le gisement de Hassi Messaoud où une revue de plusieurs dizaines d’essais de puits a permis de conforter les bases d’une caractérisation globale du réservoir ;5 I sur le gisement fracturé de TFT où différentes technologies ont été utilisées pour aboutir à un modèle de réservoir approprié.6

ont généralement donné des productivités élevées, montrant tout l’intérêt de la technologie des puits horizontaux.

Le cas du gisement de Hassi Messaoud – L’utilisation de l’analyse des essais transitoires pour la caractérisation du réservoir et son développement

La faible investigation des DST associée à leur courte durée a été compensée par une meilleure qualité due à la fermeture en fond de puits. Les différents régimes d’écoulement en puits horizontal ont généralement été identifiés sur les essais interprétés et leur analyse a permis d’identifier trois modèles types de tenseur : I un modèle correspondant à un environnement dépositionnel avec ky > kx > kz ; c’est le modèle le plus répandu sur le champ ; I un modèle correspondant à des couches laminées avec kx = ky > kz ; I un modèle correspondant à un milieu fracturé avec kx < ky = kz.

L’utilisation de l’analyse des essais transitoires dans la caractérisation à l’échelle de l’aire de drainage est d’une importance primordiale, une surface qui généralement ne peut être étudiée par les technologies de diagraphie des puits. Cette méthode renseigne sur les caractéristiques du réservoir à l’échelle d’une aire de drainage pour confirmer le type de réservoir rencontré. Sur le gisement de Hassi Messaoud, plus de trente essais ont été évalués. Outre une caractérisation du réservoir, l’étude a permis aussi d’asseoir plusieurs corrélations à l’échelle du champ. Trente-trois puits horizontaux et re-entries ont fait l’objet de cette revue. Ce sont essentiellement des DST qui étaient disponibles. On notera que les puits

25 20 15

kx*ky, mD

10 5 0

0

5

10

15

20

25

Ainsi, sur les puits repris en short radius, le débit moyen après reprise a été largement supérieur à celui avant reprise lorsque vertical. L’indice de productivité du puits après reprise est en moyenne 20 fois supérieur à l’indice de productivité avant reprise.

Sur la figure 3.144 un exemple type de chaque tenseur a été reporté. Une anisotropie verticale de l’ordre de 0,015 est observée en l’absence de fissures, indication d’un faible écoulement vertical des fluides. La faible anisotropie verticale, caractéristique assez générale dans le champ, est expliquée par la présence de silts d’épaisseur pluricentimétrique, imperméables et d’extension métrique à pluridécamétrique, disséminés dans le réservoir et qui réduisent drastiquement l’écoulement vertical. Notons qu’en contrepartie les entrées d’eau s’en trouvent réduites. Cette faible anisotropie est clairement illustrée sur la figure 3.145 où apparaissent les perméabilités verticale et horizontale dérivées de l’interprétation des essais.

kz*ky, mD Figure 3.145 : Comparaison des perméabilités verticale et horizontale révélant une anisotropie.

3 135


Les fortes valeurs de kz associées à des valeurs également élevées de ky correspondent à l’intersection de plans de fracturation quasiment perpendiculaires à la trajectoire du puits. Ces faits sont corroborés par les observations faites par ailleurs (imageries des puits). L’analyse des essais fait ressortir aussi que généralement le skin sz dû à la pénétration partielle du réservoir est largement supérieur au skin mécanique d’endommagement du puits sm (fig. 3.147). La géométrie du réservoir et, notamment, sa forte épaisseur contribuent à ce type de résultat.

En utilisant les transformées de Besson,7 les données du puits OMP812 ont servi à évaluer l’influence de la variation de l’inclinaison du drain. Dans le cas d’une inclinaison de 80 degrés, le changement d’azimut réduit ici aussi la

100

10

Indice de productivité horizontal, STBD/psi

Le réservoir est généralement hétérogène dans le plan horizontal, et la forte composante ky indique, d’une part, que la trajectoire des puits horizontaux intersecte correctement d’une manière perpendiculaire les bandes de bonnes caractéristiques et, d’autre part, que la productivité du puits se trouve alors dépendante essentiellement de la perméabilité verticale composée (ky*kz)1/2, comme observé sur la figure 3.146.

1

0,1 10

100

1 000

10 000

100 000

Longueur (ky*kz ), mD - pied

Une sensibilité sur l’azimut du puits OMN43 a été évaluée dans le cas d’une variation de la longueur effective du drain. Les résultats indiquent que le risque devient important au-delà d’une dérive de l’ordre de 60 degrés (fig. 3.148). Une réduction substantielle de l’indice de productivité serait observée dans ce cas. Les évaluations réalisées en simulant une anisotropie horizontale de 50 indiquent que le risque s’accentue dans ce cas-là. Une détérioration plus importante de l’indice de productivité est obtenue.

Figure 3.146 : Corrélation de la productivité dans le champ de Hassi Messaoud.

6

5

4 Facteur de skin de pénétration partielle

L’azimut et l’inclinaison des drains présentent dans le cas du gisement de Hassi Messaoud une influence considérable sur la productivité du puits.

3

2

1

0

0

1

2

3

4

5

6

Facteur de skin mécanique Figure 3.147 : Comparaison du facteur de skin mécanique et du facteur de skin de pénétration partielle.

3 136


Globalement, l’azimut du puits présente donc une influence modérée lorsqu’il reste dans une gamme assez réduite de variation, permettant une gestion raisonnable des risques liés à l’azimut du drain.

Indice de productivité horizontal, STBD/psi

0,45 0,4 0,35 0,3 0,25

Cas du gisement de TFT – Approche intégrée dans l’analyse des essais de puits

0,2 0,15 0,1 0,05 0

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

Longueur, pied Q = 0° Q = 30° Q = 60° Q = 90° Figure 3.148 : Sensibilité vis-à-vis de l’orientation latérale (azimut). Cas : ky/kx , puits OMN43.

productivité lorsqu’il atteint des valeurs de plus de 60 degrés (fig. 3.149) et cela sur une gamme de variation assez large de l’anisotropie verticale. Cette tendance reste plus accentuée dans le cas d’une inclinaison totalement horizontale.

Le cas des puits TFTz329 et TFTz333 produisant dans le gas cap du gisement de TFT illustre particulièrement cette démarche.

3 Indice de productivité horizontal, STBD/psi

Malgré l’extrême utilité de l’information obtenue à partir des essais de puits pour la caractérisation du réservoir, de grandes difficultés ne permettent assez souvent pas d’identifier clairement, à partir des méthodes analytiques, le modèle géologique représentatif. L’utilisation intégrée de l’imagerie de puits permet de nous conforter dans l’image retenue du réservoir, alors que la simulation numérique permet, quant à elle, de disposer d’une méthode encore plus puissante d’analyse permettant de se rapprocher au plus près de la complexité du réservoir. Ultérieurement, l’intégration de données réelles complémentaires telles que celles obtenues en laboratoire permet alors de donner un aspect quantitatif consolidant davantage la solution retenue.

2,5 2 1,5 1 0,5 0 0,01

10,01

20,01

30,01

40,01

Le réservoir ordovicien de TFT est composé de deux unités de sédiments périglaciaires : l’unité principale IV3 possède des caractéristiques pétrophysiques et une épaisseur uniformes alors que l’unité IV2 sous-jacente montre des variations importantes d’épaisseur et de faciès ainsi que des caractéristiques médiocres. Ce réservoir se caractérise aussi par la présence de fractures parfois ouvertes, facilitant l’écoulement des fluides.

k v/k h Angle = 0° Angle = 30° Angle = 60° Angle = 90° Figure 3.149 : Effets de l’anisotropie verticale sur l’indice de productivité horizontal. Cas d’un puits incliné à 80 degrés. Puits OMP812.

3 137


L’essai de puits en temps réel au service de la performance La préparation d’un essai de puits nécessite de la part des ingénieurs réservoir la recherche du meilleur compromis possible entre précision des données, temps et coûts, et contraintes opérationnelles. Durant l’essai, l’utilisation appropriée d’une expertise joue un rôle crucial dans la valorisation optimale des ressources.

l’expertise sur le terrain et le support technique à distance nécessaires à un projet, avec minimisation des risques en matière de logistique et de santé, sécurité et environnement (HSE) ; I la gestion des données : transmission instantanée des résultats des essais à l’ensemble des parties prenantes du projet. I

Système d’acquisition

Serveur InterACT

Ingénieur réservoir

Figure 3.V : Schéma illustrant la liaison satellite entre le manomètre de fond et l’utilisateur final des données.

Les services InterACT

Suivi d’un essai en régime transitoire en Algérie

Les services modulaires InterACT de Schlumberger (fig. 3.V) assurent la continuité des échanges entre l’équipe sur site et l’ingénieur réservoir en mettant à leur disposition les mêmes informations. Cette infrastructure, qui utilise Internet, offre un service du plus haut niveau, notamment des logiciels de visualisation spécifiques, des outils de téléchargement, une gestion des plus rigoureuses et une confidentialité totale. Parmi les nombreux avantages offerts par les services InterACT, citons : I l’optimisation de la durée de l’essai : réduction des coûts associés aux opérations de forage, minimisation de la production différée lors d’essais de remontée de pression ou de l’huile produite dans le cadre d’essais en débit, détection des failles ; I l’acquisition d’un volume suffisant de données pertinentes : vérification de l’atteinte d’un écoulement radial ; I l’ajustement du programme d’essai en temps réel : réglage des duses, débit d’injection du gas/lift et paramètres de pompage ; I l’optimisation de la durée des opérations de dégorgement ;

Dans le cadre d’un essai en régime transitoire dans un puits algérien, les données étaient transmises en temps réel du manomètre de fond à la surface par l’intermédiaire du LINC, avant d’être acheminées par liaison satellite VSAT jusqu’au serveur InterACT centralisé. Les équipes présentes sur le terrain et dans les bureaux de Schlumberger à Alger suivaient de près la remontée de pression. Lorsque l’interprétation en temps réel a mis en évidence la présence d’un écoulement radial, puis d’une faille, la décision a été prise de mettre fin à l’essai (fig. 3.W).


109

108

107

106 0,001

0,01

0,1

1

10

100

Temps écoulé, h Figure 3.W : Représentation graphique log-log de la pression et de la dérivée de la pression établie en temps réel et utilisée pour déterminer la fin de l’essai.

3 138


Groupe de temps sans dimension, tD/CD 10-1

100

101

102

103

104

105

105

102

104

101

Pression de fond en puits fermé

100

102

Pression de surface en puits fermé

10-1

101 100

10-2 10-4

10-1

10-2

10-3

100

101

102

PD et groupes dérivés

Δp et groupes dérivés, bar

103

Temps écoulé, h

kh = 100 mD kv = 10 mD L = 500 m, d = 5 m Figure 3.150 : Pression de surface et de fond en puits fermé.

Le calage du puits TFTz329, objet de la première analyse, est reporté sur la figure 3.151. L’influence des anisotropies latérale et verticale a été évaluée lors de ces tests de restitution ; comme prévu, leur influence sur les pressions et dérivées modifie l’amplitude de la réponse ainsi que le décalage dans le temps. Cette influence est significative : l’anisotropie verticale reste prépondérante, notamment dans l’atteinte de la transition de l’écoulement radial vers l’écoulement linéaire.

1 000

100

Dérivée de la pression, psi

10

1

0,1

1

10

100

Temps écoulé, h Manomètre

Le calage a été axé sur la restitution des mesures de pression observées couplée à celle de l’indice de productivité du puits. Cette restitution a été basée sur les variations de la perméabilité et en considérant la longueur totale du drain comme effective. L’influence de la longueur effective du puits a ensuite été évaluée. Dans cette méthodologie, l’approche a consisté à reconstituer le tenseur de perméabilités moyen sur l’aire de drainage du puits.

10 000

0,1 0,01

Le montage de simulateurs 3D a donc été initié afin de reconstituer les essais enregistrés sur les puits. Ces modèles de l’ordre de 10 000 mailles munis d’une grille localement raffinée dans la zone du puits ont été conçus avec une taille suffisante pour observer les différents régimes d’écoulement prévisibles du puits. La figure 3.150 montre dans les tests préliminaires les différences observées entre les mesures simulées lors des fermetures de surface et lors des fermetures de fond sur modèle.

kv1

kv2

1 000

Une forte anisotropie latérale couplée à une forte valeur de la perméabilité verticale a été restituée. En effet, le tenseur moyen de perméabilités obtenu est kx = 2 mD, ky = 90 mD et kz = 110 mD. Les composantes x et y sont respectivement les composantes horizontale et perpendiculaire à l’axe du puits, alors que z est la composante verticale.

Figure 3.151 : Courbes dérivées de la pression simulée et mesurée, puits TFTz329.

3 139


Des résultats similaires ont été obtenus sur le puits TFTz333 avec un tenseur kx = 50 mD, ky = 100 mD et kz = 115 mD. Ici aussi, le même schéma d’anisotropie est observé (fig. 3.152).

18 16 14 12 10 8 6

À ce niveau d’analyse, l’étude des logs d’imagerie enregistrés sur les deux puits devient un outil puissant d’intégration permettant de corroborer les premiers résultats obtenus. Sur les deux puits analysés, des logs de Formation Micro Imager (FMI), d’Azimuthal Resistivity Imager (ARI) et de Dipmeter ont été enregistrés dans le but d’identifier les réseaux de fissures existants. Si le FMI permet l’obtention d’une image du puits à partir de mesures de microrésistivités, l’ARI permet de le compléter, notamment par des investigations profondes et une bonne précision en bancs minces. Ainsi, la présence de fissures a pu être identifiée sur les deux puits (illustré sur la fig. 3.153 dans l’intervalle 2 084,5 à 2 087,5 m pour le puits TFTz329 de même que sur la fig. 3.154 pour le puits TFTz333). L’analyse sur « Schmidt plot » de la distribution des fissures montre pour les deux puits une orientation du réseau de fissures dans la direction 30° NE. Cette direction est remarquablement perpendiculaire à la direction de l’axe des puits, permettant par là même la validation du modèle dérivé de l’interprétation des essais de puits.

4

2


Dans le contexte du réservoir de TFT, ce schéma correspondrait à un réservoir de qualité moyenne où les deux puits horizontaux ont intersecté des plans verticaux de fissures perpendiculaires à l’axe du puits. Ces plans de forte perméabilité génèrent, d’une part, la forte composante kz et, d’autre part, la forte composante ky perpendiculaire à l’axe du puits, créant ainsi des conditions idéales pour une productivité maximale des puits.

0,01

0,1

1

Temps écoulé, h Figure 3.152 : Restitution des réponses en pression pour le puits TFTz333.

Azimut Pad 1 -40

(°)

360

Azimut Trou -40

(°)

360

Gamma ray 0

(gAPI)

150

Déviation 26 Tension 10 (lbf) 1 000 2 000 10

(°)

36

23,634

FBST/PADA

50,972

Diamètre 2 (pouces)

20

(pouces)

(----) Rotation outil (RB)

Diamètre 1 20 -180

(°)

180

Dans le but de confirmer quantitativement l’effet des fractures, une carotte « full diameter » provenant d’un puits voisin, TFT338, a été analysée en laboratoire. Figure 3.153 : Indication de fractures ouvertes à partir de mesures FMI et ARI dans le puits TFTz329.

3 140


Des mesures standard sur petits plugs pris à la même cote que la carotte ont d’abord été réalisées. Elles indiquent des valeurs respectives de perméabilité horizontale et verticale de 12 et 3 mD. Quant à la carotte « full diameter », elle montre la présence de fissures verticales et l’examen visuel indique que si, d’une part, la perméabilité globale de la carotte semble de plusieurs darcys, il est noté, d’autre part, que ces fractures montrent des aspérités ainsi qu’une absence de déplacement de matrice de part et d’autre de la fracture.

Stratification principale Stratification entrecroisée Frac. cimentée Frac. ouverte Frac. ind. Stratification Frac. soutenue Prof., (m)

Densité frac. ouvertes 0

Diagramme-fléchettes 0

(°)

(s/n)

12

Gamma ray 90 0

(gAPI)

150

X 040

X 050

Des essais de mesure de perméabilité globale de la carotte « full diameter » ont été réalisés sous pression de confinement. Ces mesures, qui sont analogues à la composante kz du modèle de simulation, ont confirmé l’importance du confinement avec des valeurs de perméabilité relativement réduites. Les corrélations obtenues ont permis d’estimer qu’aux conditions actuelles du réservoir la perméabilité globale de la carotte était de l’ordre de 28 mD. Sachant que les imageries ont montré une distribution uniforme des fissures ouvertes tout le long du drain et sachant que les mesures obtenues sont à l’échelle du laboratoire comparées à celles du modèle numérique qui, elles, sont à l’échelle de l’aire de drainage du puits, les valeurs obtenues peuvent être considérées comme des valeurs représentatives. Nous avons pu à travers cet exemple montrer l’intérêt de l’utilisation combinée des informations pour valoriser l’interprétation des essais de puits. La simulation numérique de l’essai a permis une évaluation correcte du tenseur de perméabilités montrant une forte anisotropie générée par un réseau de fissures verticales. Ce modèle indique que la trajectoire des puits correspond bien à une orientation optimale pour l’obtention de la meilleure productivité.

X 060

Dans cet exemple, l’apport des logs d’imagerie est essentiel ; il a permis de nous conforter dans le schéma d’une solution matrice-réseau de fractures orientées en complète harmonie avec le tenseur de perméabilités obtenu.

X 070

Les travaux entrepris en laboratoire nous ont fourni une assurance quantitative en montrant que les perméabilités déduites des fractures observées sur les puits étaient analogues à celles observées sous confinement au laboratoire.

Figure 3.154 : Enregistrement du pendagemètre et de l’intensité des fractures pour le puits TFTz333.

3 141

Oued Djerat (tassili des Ajjer). La période dite « bubaline » privilégie la représentation d’animaux sauvages de grandes dimensions, tel ce rhinocéros à deux cornes dont tous les détails anatomiques sont parfaitement observés.

3 142


144


152

3 143


Modélisation du réservoir Les équipes de spécialistes du sous-sol des compagnies opérant dans les secteurs pétrolier et gazier sont confrontées à de grandes difficultés lorsqu’il s’agit d’évaluer, de développer et de gérer des gisements de pétrole et de gaz de plus en plus complexes, en particulier pour répondre au besoin des échelons supérieurs en recommandations appropriées, exactes et formulées en temps opportun pour prendre des décisions clés concernant l’investissement et le rendement du capital. L’évaluation des propriétés des réservoirs et de la qualité des fluides, à travers un point de contrôle unique qui est le puits avec ses diagraphies, carottes, tests et déblais de forage (cuttings), soulève des difficultés techniques significatives. Avec des données sismiques 3D, la distribution des propriétés pétrophysiques au-delà des points de contrôle (puits) devient encore plus difficile à l’échelle du champ pétrolier et dans un environnement géologique très variable. Le personnel de sous-sol doit, par conséquent, avoir accès à des applications informatiques spécialisées cohérentes qui intègrent une vaste quantité de données provenant de puits, modélisent la distribution des propriétés entre les puits – soit de façon déterministe, soit statistiquement – et incorporent les données sismiques. Cela ne signifie pas que l’analyse informatique des données peut remplacer la capacité d’analyse du géologue du réservoir, mais plutôt qu’elle peut faciliter son travail. Les difficultés suivantes font partie de celles que les géologues du réservoir doivent affronter en Algérie : I Les variations de propriétés sont souvent difficiles à comprendre et à prédire, mais ce sont des facteurs clés qu’ils doivent prendre en compte pour éviter de forer des puits secs ou à faible productivité. Une façon de réduire les incertitudes dans les réservoirs est d’intégrer le maximum d’informations possible pour arriver à une cohérence extrême dans la représentation du gisement. La géostatistique est utilisée pour extrapoler les propriétés au-delà des points de contrôle (puits). Cette méthodologie utilise les simulations appropriées, stochastiques et basées sur les variogrammes, en supposant que le nombre de puits soit suffisant. I Une connaissance des volumes exacts d’accumulation d’hydrocarbures ainsi que de leur localisation et de leur répartition est à la base du calcul volumétrique des réserves, qui est crucial pour déterminer le niveau

3 144

d’investissement approprié pour développer un gisement. Le calcul volumétrique des réserves est également utilisé dans les prévisions d’investissement. I Un modèle réservoir actualisé, qui intègre rapidement des données collectées sur le court terme (à partir des tests et des reconditionnements [workover] de puits) ou sur le long terme (à partir du forage et de la sismique), est un outil important pour aider les géologues à formuler en temps utile des recommandations pour les décideurs. Sur la base du déroulement cohérent de la sismique à la simulation, le modèle actualisé peut être utilisé pour vérifier l’exactitude du modèle statique et pour réduire le temps de décision entre les phases d’évaluation et de développement. Par conséquent, le développement des champs est accéléré, ce qui améliore la valeur de l’actif. Un outil d’intégration et de modélisation tel que le logiciel Petrel, combiné avec l’expertise du géologue, peut contribuer au bon déroulement quotidien du travail. Le logiciel Petrel a été particulièrement utile pour les géologues de Sonatrach qui avaient à faire face à des incertitudes majeures concernant la qualité des données de réservoirs. Cela a nécessité la reconstruction de la distribution des caractéristiques pétrophysiques du réservoir à partir d’un jeu relativement limité de données existantes. Le workflow de Petrel a été utilisé pour intégrer des données structurales, pétrophysiques, ainsi que des informations sédimentologiques destinées à produire des modèles de faciès et de propriétés avec une géostatistique appropriée à l’interpolation entre les puits. Les modèles seraient finalement utilisés pour la revue du développement des champs étudiés tels que Hassi R’mel Sud.

Workflow de Petrel : de la sismique à la simulation Sonatrach cherchait un bon moyen de suivre et de guider le développement des champs de Hassi Guettar, Tamendjelt, Hassi R’mel Global, Hassi R’mel Sud, Berkine et Berkaoui. Dans le passé, la société utilisait des applications informatiques qui subdivisaient les divers domaines d’interprétation et intégraient les données en conséquence. Une intégration et un transfert de données plus cohérents entre les géophysiciens, les géologues et les ingénieurs réservoir étaient essentiels pour qu’ils puissent prendre en temps réel les décisions qui optimiseraient la gestion des actifs dans ces champs. Sonatrach a décidé d’adopter les outils Petrel qui permettraient à l’équipe de champ (asset team) de construire des modèles 3D montrant les réseaux de failles, les horizons et les propriétés de champ. Autrement dit, elle serait en mesure d’effectuer efficacement des interprétations de sismique et une modélisation structurale de propriétés et de faciès pour calculer les volumes des réserves en place. Petrel promettait de fournir des modèles actualisés à temps en incorporant chaque nouvelle donnée, y compris les incertitudes, à partir desquels la direction pourrait prendre des décisions en temps réel pendant toute la durée de vie de ces champs.


Dans le but de forer de nouveaux puits horizontaux et verticaux dans les réservoirs A et Série inférieure (SI) en se basant sur les résultats obtenus à partir du modèle, l’équipe de développement du gisement s’est concentrée sur les sables triasiques (TAGS et TAGI) du champ de Hassi R’mel Sud, situé dans la portion centrale nord de l’Algérie. Le réservoir A présente des qualités pétrophysiques moyennes à bonnes en raison soit de sa granulométrie fine, soit du fait que le volume des pores dans les sables est comblé par un ciment évaporitique. De plus, le réservoir A, qui est surmonté par une formation salifère épaisse et massive, est affecté par des failles majeures NO-SE à fort rejet qui dépassent parfois l’épaisseur des couches individuelles. Ces conditions signifient très probablement que la roche réservoir est juxtaposée à une roche non réservoir. Le réservoir SI, qui est pris en sandwich entre le réservoir A et le Cambro-Ordovicien, était connu pour être de qualité moyenne à mauvaise et non producteur.

caractérisation du réservoir. De plus, le réservoir est un système de horst-graben fortement faillé où les failles majeures sont orientées NNO-SSE. La séquence stratigraphique est représentée par un réservoir sableux triasique – l’intervalle A – qui repose sur des roches appartenant au réservoir SI lui-même discordant sur les strates du Cambro-Ordovicien. La discordance hercynienne (DH) marque la troncature d’érosion du Paléozoïque récent. La séquence sédimentaire du SI semble s’être accumulée comme des dépôts remplissant le relief topographique existant de la surface d’érosion post-hercynienne.

Étude de Hassi R’mel Sonatrach, avec le soutien des géologues de Schlumberger, a décidé d’entreprendre un projet intégré pour développer le modèle structural et statique de HRS en combinant l’interprétation de sismique et les données de puits pour expliquer la nature géologique des hétérogénéités de faciès et caractériser les corps de chenaux au sein des réservoirs triasiques A et SI. Le but ultime de l’étude de réservoir était d’élaborer un modèle prédictif qui puisse être utilisé pour estimer les réserves et optimiser le développement du gisement. Pour atteindre ces objectifs, des modèles numériques 3D de porosité effective, de perméabilité, de saturation en eau et de répartition de faciès ont été construits. En utilisant Petrel workflow, les étapes de la modélisation ont été utilisées comme plate-forme logicielle pour la caractérisation en 3D, la corrélation entre puits, la conversion temps-profondeur des données, et la modélisation des propriétés pétrophysiques et du faciès. Le modèle géologique de HRS a été construit à l’aide des données disponibles, et a servi comme une base de données pour le modèle dynamique pouvant être mise à jour chaque fois que de nouvelles informations devenaient disponibles.

Il était dans l’intérêt de Sonatrach d’arriver à une compréhension plus exacte de la géologie du réservoir avec laquelle la gestion et le développement du champ HRS pourraient être optimisés. Les étapes suivantes ont été planifiées : I intégrer l’interprétation de la sismique 2D avec les données aux puits pour construire un modèle structural exact des réservoirs A et SI ; I expliquer la nature géologique de l’hétérogénéité de faciès et cartographier la répartition 3D des évaporites dans le réservoir A ; I caractériser les corps de chenaux au sein des réservoirs A et SI ; I estimer les réserves en place de pétrole et de gaz ; I revoir le développement des réservoirs A et SI.

Modélisation 3D Géologie du réservoir de Hassi R’mel Sud Modélisation structurale Le réservoir HRS est un anticlinal faillé orienté N-S sur la partie sud du champ géant de Hassi R’mel, qui est situé à environ 500 km au sud d’Alger, dans la partie nord du Grand Erg occidental du Sahara algérien. Des données de production, des tests de puits et de pression indiquent que le HRS n’est pas en communication avec le champ de Hassi R’mel par l’intermédiaire de la colonne d’hydrocarbures. Sur cette base, Sonatrach a décidé que la meilleure approche serait de modéliser le réservoir HRS séparément du champ global de Hassi R’mel.

Les intervalles triasiques SI et A étaient les cibles de la modélisation. Le modèle structural du champ HRS a été construit dans un domaine temporel à l’aide de données de failles et d’horizons issues d’une interprétation sismique 2D. Le modèle de failles a été construit en premier lieu, puis les horizons stratigraphiques ont été insérés entre les failles à l’aide des processus « Make horizons », « Make zones » et « Layering » propres à Petrel.

La géologie du réservoir est complexe car la zone a été active d’un point de vue tectonique durant et après la période de dépôt, ce qui rend difficile la

3 145


Modélisation des failles

Maillage des piliers

Création des horizons

Temps Conversion en profondeur

Stratification

Création de zones

Modélisation des failles (Faults modeling) Le processus de modélisation des failles a été utilisé pour définir la forme initiale du système de failles dans le champ HRS en incluant toutes les données structurales associées (interprétation sismique des failles et cartes structurales en profondeur). Pour le modèle du champ HRS, l’interprétation sismique de failles au niveau de l’horizon D2 a été utilisée pour délimiter latéralement les étendues de failles et déterminer leur pendage (fig. 3.155). La dernière étape du processus a consisté à limiter les étendues de failles de HRS entre les horizons sismiques D2 et DH, qui représentent respectivement le sommet et la base du modèle du champ HRS.

Profondeur

Figure 3.155 : Déroulement pour la modélisation structurale.

Dans le modèle structural du champ HRS, les horizons de temps Top D2, Top A et DH, issus de l’interprétation sismique, ont été utilisés comme subdivisions stratigraphiques majeures. Une détermination exhaustive du rejet pour toutes les failles de HRS à travers chacun des trois horizons a été calculée sur la base de leurs cartes de profondeur respectives (fig. 3.155).

Maillage des piliers (Pillar gridding) Le processus du « Pillar gridding » a été utilisé pour créer l’ossature 3D du modèle structural. Cette ossature représente le maillage 3D, qui est une grille de maillage 2D étendue dans la troisième dimension. Dans le cas du champ HRS, des pas de maillage I et J de 100 m par 100 m ont été déterminés comme étant les plus appropriés, en tenant compte des besoins futurs de simulation du réservoir. Le maillage a été orienté parallèlement à l’orientation principale NO-SE des failles majeures.

Conversion temps-profondeur (Depth conversion) Des abaques de vitesse préparés avec la fonctionnalité « InDepth » du logiciel GeoFrame ont été utilisés pour effectuer la conversion temps-profondeur du modèle structural du champ HRS (fig. 3.155). Les abaques consistaient en une vitesse moyenne pour l’horizon D2 et deux vitesses d’intervalle pour les intervalles D2-Top A et DH-Top A. Les sommets de puits ont été utilisés pour conditionner la conversion en profondeur et assurer une correspondance en profondeur de l’interprétation sismique avec les données de puits.

Subdivision stratigraphique (Make zones) Au cours de cette phase, la segmentation du modèle a révélé des données qui seraient utiles pour les besoins futurs de modélisation, comme le calcul volumétrique par bloc. Douze blocs (compartiments) (fig. 3.155) ont été identifiés à partir de leur position dans le modèle et à partir des variations observées dans les contacts interfluides déduites des données de tests de pression et des diagraphies (résistivité).

Insertion des horizons sismiques (Make horizons) Des horizons sismiques ont été insérés dans le maillage 3D, tout en respectant les pas de maillage et les failles définies lors des étapes précédentes. Les surfaces ont été ajustées près des failles et projetées jusqu’aux failles, donnant un déplacement de faille défini par les données d’entrée (input).

3 146

L’équipe de projet a inséré des zones géologiques dans les intervalles stratigraphiques entre les horizons provenant de « Make horizons » de Petrel (fig. 3.155). Comme l’architecture intra-réservoir des réservoirs du champ HRS était audelà de la résolution sismique, les zones stratigraphiques ont été cartographiées en empilant vers le haut, à partir des bases des réservoirs A et SI, des isochores de profondeur de couches issues uniquement de données de puits. Enfin, une procédure de correction mathématique a été appliquée pour s’assurer que l’isochore totale de réservoir issue de la procédure d’empilement s’ajustait exactement à l’isochore totale de réservoir définie sismiquement. Le processus « Make zones » a permis de créer les zones stratigraphiques D2, S4, Arg-Inf, A et SI.

Découpage stratigraphique raffiné (Layering) Les zones géologiques ont été divisées en couches finement échelonnées pour capturer les données importantes de faciès et de propriétés pétrophysiques (fig. 3.155). La subdivision des réservoirs A et SI en couches s’est basée sur une description détaillée de carottes provenant de 35 puits, ainsi


que sur une subdivision sédimentologique des unités chronostratigraphiques correspondantes du champ. En conséquence, l’intervalle sableux A de la zone du champ HRS a été subdivisé en quatre séquences géologiques – Sa, Sb, Sc et Sd, de la plus profonde à la moins profonde – correspondant à quatre unités d’écoulement hydraulique (flow units).

recommandée car ces propriétés sont des variables additives. Une méthode de moyenne géométrique a été utilisée pour la perméabilité, puisqu’elle ne présente pas de corrélation spatiale manifeste et suit une distribution log-normale.

Ces quatre unités hydrauliques (flow units) ont alors été subdivisées respectivement en 5, 3, 6 et 5 sous-séquences. Par conséquent, le nombre de couches au sein du réservoir A est de 19 au total. Le modèle à couches empilées qui en résulte pour le réservoir A est composé de 2,34 x 106 cellules 3D, chacune ayant une superficie moyenne de 100 m x 100 m et une épaisseur moyenne de 1,5 m.

Afin de maintenir l’intégrité statistique, la porosité a été conditionnée suivant le faciès pour correspondre au profil discret de faciès.

Le réservoir SI a été subdivisé en couches d’une épaisseur moyenne de 1 m. Cela a rendu le nombre de séquences variable latéralement mais a permis une meilleure modélisation des couches tenant compte des variations d’épaisseur d’un puits à l’autre.

L’équipe de projet a choisi une simulation stochastique plutôt qu’une modélisation déterministe du fait de la complexité des faciès et des propriétés de HRS, du nombre limité et de la dispersion des puits. Avant le processus de modélisation, une transformation en score normal a été effectuée de façon extensive pour toutes les propriétés pétrophysiques (porosité, perméabilité, saturation en eau et volume d’argile) afin d’assurer un comportement gaussien.

Représentation des logs diagraphiques dans les cellules 3D (Logs upscaling) Ce processus consiste à attribuer des valeurs moyennes aux cellules de la grille 3D qui sont traversées par des diagraphies de puits. Comme chaque cellule ne peut contenir qu’une valeur, les diagraphies de puits doivent être moyennées ou extrapolées. En extrapolant, les informations des puits peuvent alors être utilisées comme données d’entrée (input) pour la modélisation des propriétés, c’est-à-dire pour l’interpolation et l’extrapolation des propriétés entre et au-delà des points de contrôle (les puits). Pour les logs de faciès, l’extrapolation a consisté à affecter les valeurs de profil les plus fréquemment rencontrées à chaque maille à l’aide de la méthode de calcul de la moyenne dite de « la majorité » (« Most of »). Pour les logs pétrophysiques – porosité, saturation en eau et volume d’argile –, une méthode de moyenne arithmétique a été utilisée. Cette méthode a été

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18 50 000

0,7

0,4 0,3

20 000

0,2 10 000 0,1 0,7434783 3,717391 6,691304 9,665217 12,63913 15,61304 18,58696

0

Nombre de paires (3 631 280 au total)

Portée verticale : ~ 9,7 m 30 000

Semi-variance

Un variogramme est une description de la variation d’une propriété, basée sur le principe que deux points voisins ont une plus forte probabilité d’avoir des valeurs semblables que deux points éloignés l’un de l’autre. Les variogrammes sont fondamentaux pour l’application d’algorithmes de simulation séquentielle, comme l’algorithme de simulation gaussienne séquentielle (SGS) utilisé pour la modélisation des propriétés pétrophysiques, et celui de simulation séquentielle d’indicatrices (SIS) pour la modélisation des faciès.

40 000

0,5

0

Analyse variographique

L’analyse variographique a donné des fonctions de variogrammes pour les directions majeure, mineure et verticale, qui partagent le même effet de pépite (nugget) et le même seuil (sill) mais présentent des portées (ranges) différentes.

0,8

0,6

Analyse géostatistique

Effet de pépite de la régression : 0,112 ; seuil : 0,745 et portée : 9,81 Figure 3.156 : Analyse variographique de porosité effective dans le réservoir A du champ de Hassi R´mel Sud.

Pour le réservoir A, les variogrammes ont été construits en utilisant une distance de décorrélation horizontale (horizontal lag distance) de 1,5 km, ce qui représente la distance moyenne entre les puits du champ HRS et une distance de décorrélation verticale (vertical lag distance) d’environ 1,5 m, qui représente l’épaisseur des couches du réservoir A. Le modèle de corrélation spatiale optimale pour la porosité effective consiste en une distribution anisotrope NNOSSE (fig. 3.156) avec une portée (range) verticale de 9,7 m.

3 147


Cette anisotropie est caractérisée par une portée horizontale maximale de 3,84 km et une portée horizontale minimale de 3,14 km, telles que déterminées à partir de l’analyse variographique.

Modélisation du faciès La première étape de la modélisation du faciès du champ HRS a été de créer des profils de faciès. Le réservoir A, le principal réservoir du champ HRS, consiste en une lithologie gréseuse où, localement, l’espace interstitiel est rempli de ciment évaporitique. Il existe deux explications à cette formation de faciès : I l’existence dans le champ HRS de failles majeures caractérisées par un fort rejet, ce qui a amené une formation salifère (S4) située dans les séquences les moins profondes à se trouver au même niveau que le principal réservoir sableux (A) ; I la reprécipitation de ciment évaporitique à partir des unités adjacentes du dessus dans le réservoir A. Treize faciès différents au sein du champ HRS ont été identifiés à partir de descriptions de carottes provenant de 35 puits : argile, silt, paléosol, sables à rides (SR), sables à stratifications planaires (SP), sables à stratifications en auge (trough) (ST), sables massifs (SM), conglomérat, évaporite, argile évaporitique, andésites, volcano-sédimentaire et sel. La majorité des faciès définis sont communs aux séquences des réservoirs A et SI, mais quelques-uns, comme les andésites et les sédiments volcaniques, ne caractérisent que la partie supérieure du réservoir SI.

Comme les dépôts du réservoir A sont de type fluviatile, le faciès sableux ST, qui est caractérisé par une granulométrie moyenne et présente des stratifications sédimentaires en auges, indique une énergie de dépôt élevée. Cette énergie élevée caractérise majoritairement les dépôts en corps de chenaux. La répartition du faciès ST fait apparaître la source des sédiments, la direction de l’écoulement et la largeur (l’amplitude) d’un système de chenaux finalement méandriforme. Comme observé dans d’autres études de recherche de Sonatrach,1 la source des dépôts est majoritairement située dans la partie

Axe anticlinal Faille Argile Limon SP ST Gravier SM SR Paléosol Évaporite Évaporite argileuse

Figure 3.157 : Modèle de faciès montrant un axe d’épaississement NO-SE, qui s’aligne sur l’axe de la structure anticlinale, et un amincissement vers ses flancs.

Le processus de modélisation des faciès à l’aide de l’algorithme SIS a confirmé la variation lithologique latérale et l’évolution du sable vers l’argile et le silt en direction de la partie nord du champ HRS. La répartition des faciès au sein du modèle généré a fait apparaître un axe d’épaississement NO-SE, qui s’aligne avec l’axe de la structure anticlinale et s’amincit vers les flancs (fig. 3.157). L’épaississement semble être guidé par l’orientation NO-SE des failles majeures. Sur la base des proportions de faciès d’origine dans l’analyse des données, le faciès sableux ST est le mieux représenté dans le champ HRS à travers les 19 couches du réservoir A, qui représentent ses subdivisions de haut en bas (fig. 3.158). En filtrant le modèle de faciès généré pour ne montrer que les mailles 3D du faciès ST, il a été déterminé que la majeure partie de ce faciès était répartie le long d’un axe NO-SE entre les orientations des failles majeures (fig. 3.158).

3 148

Argile Limon SP ST Gravier SM SR Paléosol Évaporite Évaporite argileuse

Figure 3.158 : Modèle filtré ne montrant que les mailles 3D à faciès de stratification en auge (ST).


Faille 6

Le modèle montre également la répartition 3D du faciès évaporitique : I Latéralement, la répartition du faciès évaporitique dans le réservoir A est très vraisemblablement contrôlée par des failles, car ce faciès est réparti autour des failles et présente parfois une présence dans un seul côté de la faille. I Verticalement, le pendage de la formation a vraisemblablement un effet sur cette répartition de faciès, car ce faciès est parfois rencontré juste sur le compartiment abaissé de la faille, suivant le pendage de la formation. Il semble alors être contrôlé par la direction de l’écoulement d’eau percolant depuis des séquences moins profondes à travers des pores et des failles et guidé par le pendage de la roche (fig. 3.159).

Faille 19

Evaporites


Puits

D d’éc irectio oule n men t

Figure 3.159 : Modèle de faciès montrant l’effet des failles sur la répartition (verticale) des évaporites.

sud-est du champ HRS. À partir de cette source, quelques chenaux commencent à s’écouler dans une direction NO-SE, guidés par des failles normales majeures de même direction et divergeant vers la partie nord-ouest du champ. Ces résultats indiquent la présence d’un comblement fluviatile d’une paléovallée très vraisemblablement guidée par ces failles majeures, avec des zones élevées des deux côtés. Cela a très probablement été suivi d’une inversion structurale, ce qui explique la coïncidence entre l’axe d’épaississement NO-SE des dépôts fluviatiles (faciès ST) et l’axe anticlinal du champ.


Modélisation des propriétés pétrophysiques Les évaluations de porosité effective, de volume d’argile et de saturation en eau utilisées pour la modélisation ont été effectuées à l’aide du logiciel ELANPlus. Le travail de modélisation a été à l’origine de multiples réalisations obtenues en utilisant l’algorithme SGS. La nature aléatoire de l’approche stochastique signifie que toutes les réalisations sont équiprobables. Le modèle de faciès 3D construit précédemment a été utilisé comme guide pour contrôler la répartition des propriétés pétrophysiques audelà des points de contrôle (les puits) en utilisant l’option « Conditioning to facies » de Petrel.

Effective porosity -30 -25 -20 -15 -10 -5 -0

Figure 3.160 : Corrélation entre les mailles 3D de répartition de faciès et leur porosité effective correspondante. Les « bons » faciès (SP et ST) sont corrélés avec les valeurs élevées de porosité.

3 149


Stratifications en auge : grès de glanulométrie moyenne - valeurs élevées de perméabilité

Stratifications en auge : grès de glanulométrie moyenne - valeurs élevées de perméabilité

Argile - faibles valeurs de perméabilité

Argile - faibles valeurs de perméabilité

Disc. Argile Limon SP ST Gravier SM SR Paléosol Évaporite Évaporite argileuse

Permeability 1 000 100 10 1 0,1 0,01 0,001 0,0001

Figure 3.161 : Coupe transversale N-S illustrant l’accord entre le changement latéral de faciès (au sein du modèle de faciès généré) et le changement des valeurs de perméabilité (au sein du modèle de perméabilité généré).

Modélisation de la porosité effective Pour créer un modèle de porosité effective de bonne qualité, les valeurs de porosité doivent être redistribuées selon la répartition du faciès. Dans cette étude, dix réalisations ont été produites pour modéliser la porosité effective sans conditionnement suivant le faciès, mais aucune ne reflétait la répartition du faciès. Le modèle de porosité conditionné suivant le faciès présentait une meilleure corrélation. Pour voir plus clairement cette corrélation, le modèle de faciès a été filtré pour ne faire apparaître que les mailles 3D représentant des détails de faciès « compacts » comme l’argile, le silt, le paléosol, l’évaporite et l’argile évaporitique, puis pour voir l’effet de l’application de ce filtre sur le modèle de porosité effective conditionné suivant le faciès. Une bonne corrélation est apparue manifestement entre les mailles 3D de faciès sableux ST et les valeurs élevées de porosité (fig. 3.160).

fils de perméabilité ont été estimés à partir de profils de porosité en utilisant une fonction linéaire pour les corréler. Pour la modélisation de la perméabilité, dix réalisations ont été produites à l’aide de l’algorithme SGS. Comme une relation entre le faciès et la perméabilité est rarement manifeste, la perméabilité a été modélisée sans utiliser l’option « Conditioning to facies » de Petrel. Parmi les réalisations générées, seule celle qui se trouvait en accord le plus proche avec les spécificités du champ du HRS (comme la détérioration de la qualité du réservoir A du fait de la présence d’évaporites dans l’espace interstitiel de la roche) a été retenue. En fait, le modèle de perméabilité retenu illustrait efficacement le changement de faciès latéral associé à un changement logique et corrélatif dans les valeurs de perméabilité des mailles 3D (fig. 3.161).

Modélisation du volume d’argile Modélisation de la perméabilité Des données de perméabilité fiables sont rarement disponibles dans la même mesure que les données de porosité, et il y a souvent une relation entre les deux. Comme on ne pouvait pas utiliser des mesures directes de perméabilité pour le champ HRS (données de carottes), vraisemblablement pour des raisons de complexité des faciès et des problèmes de lavage des carottes, les pro-

3 150

Les logs de volume d’argile (VCL) étaient bien corrélés avec les diagraphies aux rayons gamma et étaient inversement corrélés avec les logs de porosité effective estimés. Pour modéliser le volume d’argile, dix réalisations ont été effectuées à l’aide de l’algorithme SGS. Le modèle retenu présentait la répartition d’argile la plus proche du modèle de faciès obtenu. De nouveau, la technique de filtrage a été utilisée pour vérifier le degré de corrélation entre le volume d’argile généré et le modèle de faciès. Le filtre appliqué était réglé pour ne conserver que les mailles 3D définissant les


faciès argileux – comme l’argile, le silt, le paléosol et l’argile évaporitique – et pour voir les mailles 3D correspondantes dans le modèle de volume d’argile. En conséquence, les valeurs élevées de VCL étaient bien corrélées avec la répartition du faciès argileux (fig. 3.162).

Modélisation de la saturation en eau Sur vingt réalisations obtenues à l’aide de l’algorithme SGS, l’une d’elles a été retenue en raison de la bonne corrélation entre la saturation en eau et les résultats de VCL, ainsi que de la répartition des faciès argileux comme l’argile, le silt, le paléosol et l’argile évaporitique. Le modèle de faciès filtré ne montrant que les faciès compacts était également bien corrélé avec le modèle de saturation en eau. En fait, les mailles 3D présentant des valeurs élevées de saturation en eau correspondaient aux mailles 3D majoritairement représentées par les faciès argileux.

Conclusions La caractérisation des réservoirs est considérée comme une composante cruciale du développement des gisements, car elle fournit une description des attributs essentiels des paramètres géologiques et pétrophysiques affectant l’écoulement des fluides dans les formations productives. La création d’un modèle statique fiable du champ algérien de Hassi R’mel Sud a fourni à Sonatrach une meilleure compréhension des propriétés entre puits – une réalisation significative étant donné la densité moyenne des points de contrôle (35 puits), comparée à la taille de la zone d’intérêt et aux limites des données utilisées pour cartographier les propriétés des roches et la répartition des fluides au sein des réservoirs triasiques du champ HRS.

Le modèle structural du champ HRS a été construit du dessus de la formation D2 à la discordance hercynienne à l’aide d’interprétations sismiques 2D et de données de puits, en incluant les zones D2, S4, Arg-Inf, A et SI. En se basant sur le modèle structural établi, cinq modèles de propriétés de faciès, de porosité effective, de perméabilité, de volume d’argile et de saturation en eau ont été construits à l’aide de méthodes stochastiques. Bien qu’il ait été difficile d’évaluer la fiabilité du modèle statique avant de le valider par une mise en correspondance avec un historique de production, les résultats de caractérisation des réservoirs devraient s’avérer fiables puisque ces modèles montrent une bonne corrélation entre eux. Bien que des données d’entrée différentes aient été utilisées, les modèles s’accordent avec les résultats d’études antérieures menées par les géologues de Sonatrach. L’étude a également identifié d’autres petites failles dans la structure du HRS, qui pourraient expliquer les variations de contacts inter-fluides au sein du même bloc faillé. Elle a également révélé l’effet des failles majeures NO-SE sur la répartition des évaporites. Ces failles agissent également comme un guide pour l’empilement de chenaux au sein d’une paléovallée de même direction. Ceci a le plus vraisemblablement été suivi d’une inversion structurale, ce qui pourrait expliquer la structure anticlinale actuelle du champ. Il a été démontré que le réservoir A, délimité par ces chenaux, offrait la meilleure qualité en porosité et en perméabilité, faisant en fait de lui une cible appropriée pour le forage de futurs puits.

V argile 100 80 Argile Limon SP ST Gravier SM SR Paléosol Évaporite Évaporite argileuse

60 40 20 0m

Figure 3.162 : Modèle 3D de volume d’argile comparé au modèle de faciès.

3 151


Le rôle des outils de prise de décisions en temps réel dans la valorisation des données relatives aux gisements de pétrole De nouveaux procédés et outils de mesure, un accès plus judicieux aux données et la capacité de prendre des décisions plus rapides aident aujourd’hui l’industrie pétrolière et gazière à accroître la production tout en maîtrisant les coûts et en améliorant la sécurité et la protection de l’environnement : les technologies de l’information permettent désormais une intégration et une gestion efficaces des données acquises et facilitent les échanges au sein de l'équipe chargée de la gestion des actifs (asset team).1

Expert Ingénieur de terrain

Serveur InterACT

Mettre en œuvre le temps réel Le concept de temps réel est lié à l’intervalle de temps durant lequel ingénieurs et géologues peuvent exploiter les données dont ils disposent, prendre une décision et la mettre à exécution. Cette décision peut consister à ajuster la trajectoire d’un puits, à modifier la densité de la boue en cours de forage, à réviser le programme de diagraphie, à régler les duses, à détecter des anomalies de fonctionnement de l’équipement de fond ou des systèmes de remontée artificielle, à revoir le système d’injection d’eau ou encore à mettre en œuvre un certain nombre de mesures quotidiennes ou de mesures exceptionnelles dans le cadre de la recherche d’hydrocarbures.

La chaîne temps réel Les technologies temps réel incluent la transmission de données, les serveurs de données et les outils et processus de prise de décisions. I La transmission de données : diverses mesures effectuées au niveau du chantier peuvent être envoyées à distance par acquisition en temps réel en surface, collecte au niveau du puits et transfert par réseau longue distance (WAN). La diffusion en flux continu des données lors de l’acquisition nécessite un logiciel de transfert sécurisé, fiable et crypté, non seulement à l’issue des opérations, mais tout au long du processus de travail. I La collecte de données : la réception et l’acheminement des données jusqu’à l’utilisateur final sont gérés par un serveur centralisé dont le rôle est crucial. Des procédures parfaitement définies et un personnel qualifié veillent à sa disponibilité permanente et à sa protection.

3 152

Décideur

Figure 3.163 : L’équipe virtuelle œuvre en temps réel.

I

La prise de décisions en temps réel : le processus décisionnel doit être intégré dans une chaîne globale consistant à sélectionner des données contextuelles, à extraire des informations pertinentes du flux de données et à promouvoir les échanges entre opérateurs, experts et décideurs. Ce processus permet à une équipe virtuelle d’apporter les meilleures solutions possibles aux problèmes posés au niveau du puits.

L’extraction de l’information Les données acquises n’ont de sens que s’il est possible d’en extraire des informations exploitables. L’équipe virtuelle se voit donc confier la tâche délicate : I D’identifier et d’isoler les données qui présentent un intérêt. À titre d’exemple, si l’interprétation d’un test de puits ne fait pas intervenir la température de fond, toutes les données liées à cette température peuvent être éliminées par un processus de tri et de filtrage. I De replacer les données dans leur contexte. Une interprétation correcte nécessite d’associer les données obtenues en temps réel à des données complémentaires. Ainsi, le calcul de la perméabilité d’une zone particulière fait appel à des données relatives à la zone productrice nette. Une gestion adéquate des données permet d’avoir accès aux informations les plus pertinentes dans le cadre d’une interprétation en temps réel.


D’appliquer les données à un modèle en effectuant des calculs sophistiqués, en établissant des prédictions et en évaluant des variables complexes. À cet égard, l’association d’un modèle geomécanique (MEM) et d’un modèle opérationnel du puits avec la densité de la boue utilisée en temps réel permet d’évaluer avec précision la fenêtre opérationnelle. I D’actualiser le modèle. Les données acquises peuvent servir à corriger le modèle en fonction des informations les plus récentes. À titre d’exemple, les mesures pendant le forage (MWD) sont utilisées pour mettre à jour le modèle MEM. I D’avoir une parfaite connaissance des indicateurs clés de performance (KPI). Parmi tous les calculs possibles, quelques-uns seulement sont d’une importance cruciale pour l’optimisation des opérations, le système temps réel se concentre sur les KPI essentiels. I

Certaines sociétés établissent déjà des installations à terre (onshore) dédiées à la gestion à distance et en temps réel des opérations de forage au large des côtes (offshore). C’est le cas notamment en mer du Nord. Les technologies temps réel ne sont utiles que si l’on est conscient de leurs limites. Un paramétrage adéquat évitera d’inonder l’utilisateur d’informations superflues et d’alarmes intempestives. Utilisé à bon escient, l’outil temps réel procure la quantité et la qualité exactes d’informations propres à faciliter la tâche de l’équipe.

Intervention sur un puits Serveur InterACT

Les domaines d’application des technologies temps réel Les technologies temps réel sont des outils puissants susceptibles d’intervenir dans tous les aspects des opérations d’exploration et de production, qu’il s’agisse du forage d’un puits et d’interventions ponctuelles ou d’un suivi permanent. Une étude menée par la société de consultants Cambridge Energy Research Associates (CERA) a révélé qu'une fois les workflows adéquats mis en place, il était possible d’obtenir une réduction de 5 à 15 % du temps non productif (NPT) et une augmentation de 10 à 20 % des taux de production initiale.

Optimisation des résultats du forage d’un puits et des interventions Au moment du forage, du « workover » et de l’évaluation d’un puits, la technologie temps réel constitue un outil précieux qui permet d’acquérir des connaissances de premier ordre et de les partager ensuite avec tous les postes concernés, tout en réduisant les coûts logistiques et les risques en matière de santé, de sécurité et d’environnement, notamment dans les régions isolées. Dans le

Suivi permanent

Internet

Surveillance des actifs

Surveillance du réservoir

Pare-feu

Suivi de la production

Opérations de complétion Diagraphie au Opérations câble (wireline) de forage

Optimisation

Surveillance des opérations

Surveillance

Suivi et intégration

Forages Diagraphies Essais Stimulation

Pompes Débit du puits

Production Comportement général du réservoir

Rapports

Figure 3.164 : Les domaines des technologies temps réel.

3 153


Acquisition des données Opérations de forage Traitement des données et Visualisation n tio te Ac édia m im

Modèle Mise à jour en boucle opérationnel Processus rapide (heures) du puits de forage de décision

M is len e à te jou (jo r e ur n b s, o mo uc is) le

cadre d’un processus de gestion adapté, les données sont replacées dans leur contexte avant d’être mises à la disposition de tous les utilisateurs. Les procédures administratives du serveur centralisé préservent l’intégrité et la confidentialité des informations. Parmi les nombreuses applications de la technologie temps réel, citons : I Le forage en temps réel. Les données acquises au niveau de l’appareil de forage sont transmises à un centre de soutien logistique des opérations (Operations Support Center ou OSC) où elles sont replacées dans le contexte du modèle MEM. Celui-ci est mis à jour en fonction des informations obtenues du forage dirigé, de la diagraphie en cours de forage (LWD) et des données de surface. Cette assistance à distance permet à l’équipe de maximiser le contact entre le trou de forage et le réservoir, de réduire le temps non productif et de mieux gérer les risques. I L’acquisition de diagraphie. Le suivi d’un chantier en temps réel permet à l’exploitant de modifier le programme de diagraphie afin d’améliorer la qualité des données. I Les tests de puits. L’optimisation de la durée de mise en test d’un puits est un autre atout de l’outil temps réel. Une interprétation juste du test et la confirmation de la qualité des données jouent un rôle important dans la mesure où elles permettent de s’assurer que les objectifs initiaux ont été atteints. I La stimulation. La validation du comportement à la fracturation hydraulique au cours d’un traitement permet aux spécialistes d’apporter les modifications nécessaires pendant l’opération de façon à améliorer la stimulation et à contrôler la croissance des fractures.

Modèle géomécanique

Figure 3.165 : Flux de travail associé au forage en temps réel.

• Identifier le problème. Le système temps réel est capable de détecter si un puits ne produit pas à sa capacité maximale ou de déceler la présence d’un goulet d’étranglement à la surface. Par exemple, l’analyse des variations de pression enregistrées au fil du temps par une jauge de pression installée à demeure en fond de trou permet de suivre l’évolution de l’effet pariétal. • Choisir la meilleure stratégie pour remédier au problème. Les outils analytiques doivent disposer d’informations précises relatives à l’historique de la production.

Une meilleure production grâce à un suivi permanent La CERA a mené une enquête dans le but de quantifier les économies ou gains susceptibles d’être réalisés lorsque la technologie temps réel est appliquée à différents scénarios (combinaisons réservoirs/puits). Selon les sondés, la gestion des actifs en temps réel améliorerait de 1 à 7 % la récupération finale, assurerait une augmentation de la production pouvant atteindre 6 % et réduirait les coûts de forage de 5 à 15 %. La concrétisation de ces économies s’articule autour de quatre grands axes : I L’atténuation des pertes de production. En cas de problème de production, il s’agit de minimiser les pertes en adoptant la meilleure stratégie possible dans les plus courts délais. Le rôle de l’équipe en charge de la production consiste alors à : Figure 3.166 : Suivi de la production à l’aide du logiciel ProductionWatcher.

3 154


• Poursuivre l’exploitation de la manière la plus efficace possible afin de rétablir la production initiale, voire de l’améliorer. I La prévention des pertes de production. L’intégration des données dans des modèles prédictifs peut permettre un diagnostic précoce du problème, avant même qu’il affecte la production. La détection de changements progressifs (augmentation du « skin », « drawdown » aigu avec risque de production de sable, production prématurée d’eau…) ou le maintien d’une pompe dans son fonctionnement optimal peuvent prévenir les pertes de production. I L’optimisation de la production. L’« asset team » peut réaliser des simulations dynamiques à l’aide d’un modèle prédictif et retenir les meilleures options au sein d’un contexte économique global. Une stratégie peut ainsi consister à optimiser la production des pompes, à optimiser l’extraction par injection de gaz sur l’ensemble du gisement ou encore à évaluer les choix de production à partir d’un modèle de simulation dynamique. I L’amélioration du taux de récupération. La technologie temps réel peut être utilisée pour orienter les puits vers des intervalles hautement productifs et optimiser ainsi la récupération. Des procédures facilitant le diagnostic anticipé de problèmes d’équipement ou prévoyant l’arrivée des fluides indési-

rables permettent à l’équipe en charge de la production d’agir au moment opportun. Il est donc possible, grâce au suivi et à l’optimisation en temps réel de la production, de prolonger la durée de vie d’un puits en modifiant les limites économiques déterminant les conditions d’abandon d’un gisement. Le serveur InterACT et les outils de services d’information de Schlumberger couvrent toute la gamme des opérations allant de l’acquisition aux centres de soutien logistique. Ils trouvent en outre de nombreuses applications, notamment dans le suivi et l’optimisation des opérations de forage et de diagraphie en cours de forage (LWD), dans la diagraphie au câble (wireline,) les tests et les échantillonnages, la cimentation, les opérations au « coiled tubing », les traitements de stimulation et la production. Cette solution modulaire peut être appliquée à certaines parties de la chaîne de données ou à l’ensemble du flux de données.

Les grès de la Tadrart sont progressivement envahis par les sables des ergs voisins de Ouan Kassa et Tin Merzouga dans un somptueux mariage de formes et de couleurs.

3 155


Les sections de ce chapitre ont été écrites par les auteurs et contributeurs† suivants Imagerie de réservoirs – Sismique de surface Sonatrach : M. Malik AIT MESSAOUD, Athmane RAHMANI, Sissani AGOUNIZERA, Mohamed BOUBEKEUR Schlumberger : Andreas LAAKE, Robert GODFREY, Graham MILNE Gaz de France : Étienne LOUBENS, Frank VAN KLEEF Imagerie de réservoirs – Sismique de puits Sonatrach : Zahia DJEBBAR Schlumberger : Muhammad IDREES Gaz de France : Étienne LOUBENS, Frank VAN KLEEF, Fanny MARCY

Remerciements Michel VERLIAC Imagerie de puits Sonatrach : Noureddine BOUNOUA, Hocine KHEMISSA, Ahmed CHEBBI, Abdenour MERABET, Mourad STASAID Schlumberger : Arnaud ETCHECOPAR, Philippe MARZA, Philippe MONTAGGIONI

Remerciements Salah MEKMOUCHE, Sabrina DIDDAOUI, Said WASSILA, Mohamed BOULAHIA, Rachid BEDJAOUI, Maâmar DJARIR, Hacene ATOUI, Said BACI, Mokrane BENBELLIL, Hocine IZOUAOUEN, Hussein ABDALLAH, Nacer MOKHTARI, Mohand Sala MALLA (Sonatrach) Mahfoud AMAMRA, Abdelkader BELBASHIR (Groupement TFT), Chris CARR, Samir BENMAHIDI (Organisation Ourhoud), Roger HAIRR (Groupement Berkine), Teresa BATRINA (CEPSA), Cara TIPTON (Organisation Ourhoud – BADLEY ASHTON), Michel ENJOLRAS (TOTAL) Bill NEWBERRY, Steve KIMMINAU, Mourad KOURTA, Paolo DAMIANI, Taofeek OGUNYEMI, Hakima ALIOUCHE, Ted BORNEMANN, Peter JEFFREYS, Nouri BASHIR, Samia MEDJDOUB (Schlumberger) Pétrophysique des sables compacts Sonatrach : Noureddine BOUNOUA, Samia GUESSOUM, Lynda HACHEMI, Mounira DJEBRI Schlumberger : Mohamed TCHAMBAZ, Nick HEATON, Steve KIMMINAU, Andrey TIMONIN, Sherif REFAAT, François DUBOST, Smaine ZEROUG, Asma TAHI

Remerciements Tarek HABASHY, Henri-Pierre VALERO, Tom PLONA, Lisa STEWART, Fikri KUCHUK, David JOHNSON, Bikash SINHA, Eloy DIAZ, Arnaud ETCHECOPAR, Mourad KOURTA, Nasser Dilmaghani ZADEH (Schlumberger) La dynamique de réservoir – Les essais de puits Sonatrach : Kheir-Eddine BEDJAOUI, Amina BENBATTA, Salim BACHIRI, Fethi ELAROUCI Schlumberger : Abdelkader DELHOMME, Elie TAKLA, Guillaume COFFIN

Remerciements Ahmed DAHROUG, Sherif REFAAT (Schlumberger) Modélisation du réservoir Sonatrach : Zohra NENNOUCHE, Fadila BENRABAH Schlumberger : Fayçal BEN AMOR, Philippe SIMON

Remerciements Djaouid BENCHERIF (Sonatrach), Samia MEDJDOUB (Schlumberger) Le rôle des outils de prise de décisions en temps réel dans la valorisation des données relatives aux gisements de pétrole Schlumberger : Guillaume COFFIN † Personnes

qui ont examiné les documents, contribué au traitement des résultats ou fourni une aide tangible concernant la diffusion ou l'utilisation

des données.

3 156

Références

Références Imagerie de réservoirs – Sismique de surface

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Séfar (tassili des Ajjer). Peinture de la période bovidienne figurant une scène de campement, avec une case dans laquelle on distingue un lit et des ustensiles, divers personnages ainsi que des bœufs, à l’époque, le plus précieux des biens. À partir de 8 000 ans, les Bovidiens qui ont une parfaite maîtrise de l’élevage succèdent aux Têtes Rondes et aux Bubalins (l : 1,95 m).

4. Développement des réservoirs Résumé

2

Puits horizontaux à Hassi Messaoud : réalisations et défis

6

Géomécanique

17

Rôles et principes de la géomécanique

18

Essais de mécanique des roches en laboratoire

28


34

Positionnement des puits – LWD pour le geosteering des puits horizontaux

44

Cimentation des puits – Applications des technologies avancées

54

Productivité des puits – La perforation en dépression « sans neutraliser le puits »

66

Stabilité des formations pendant la production

70

Fracturation hydraulique

78

Géomécanique pour le management des réservoirs

94

WEC Algérie 2007 / Développement des réservoirs

Résumé n Algérie, les formations sont soumises à des contraintes horizontales fortement anisotropes du fait de la tectonique régionale de l’Afrique du Nord. En outre, la complexité structurale de ces formations provoque une hétérogénéité prononcée à l’échelle d’un réservoir. C’est pourquoi le domaine de la géomécanique des roches, qui joue un rôle central dans le développement des gisements en Algérie, est un thème omniprésent dans ce chapitre. Les puits horizontaux, qui représentent le développement technique le plus significatif de la décennie écoulée en Algérie, sont le deuxième thème important de ce chapitre. La première section, consacrée à un exposé sur les puits horizontaux, met l’accent sur la nécessité de caractériser plus complètement la complexité d’un réservoir avant le lancement de son développement. La deuxième section propose une introduction à la géomécanique, aux mesures géomécaniques des roches en laboratoire et à la construction d’un modèle mécanique (MEM) à travers lesquelles la géomécanique est pratiquée et appliquée au développement des réservoirs. La dernière section couvre des applications clés en développement de réservoirs, décrites à travers des études de cas sélectionnées. Le geosteering et le rôle des technologies de diagraphie en cours de forage, la cimentation et les solutions basées sur la technologie CemCRETE, la perforation en dépression dans les puits horizontaux, la stabilité des formations en cours de production et les problèmes d’ensablement et de production de fragments, ainsi que les problèmes et les solutions pour la fracturation hydraulique dans les réservoirs étanches sont abordés en particulier. Une chronique succincte du rôle de la géomécanique dans la vie d’un réservoir conclut ce chapitre.

E

La vue d’ensemble des applications de la technologie des puits horizontaux sur le champ de Hassi Messaoud résume les réalisations et les défis affrontés (voir pages 4.6 à 4.15). Indiscutablement, les puits horizontaux ont sensiblement contribué à l’amélioration de la production, en particulier à partir de

4

2

Résumé

réservoirs de qualité médiocre. Cependant, les périodes initiales de production prolifique ont tendance à être suivies par l’émergence de graves problèmes en termes de chute de production, de comportement erratique de production et de difficultés opérationnelles lors de la réalisation des interventions sur les puits. À travers une description de l’historique de production de puits pris en exemple, il est démontré que les complexités structurales et dynamiques du champ de Hassi Messaoud sont à l’origine de ces problèmes. Les recommandations pour traiter ces questions vont du besoin d’une meilleure caractérisation des réservoirs – en particulier du point de vue géomécanique – et d’un meilleur diagnostic de production à des stratégies de complétion plus efficaces. La section portant sur la géomécanique – introduction à la géomécanique – aborde les contraintes et déformations dans les roches et les aspects uniques des matériaux poreux qui caractérisent la mécanique des roches (pages 4.18 à 4.27). Cette section évoque la déformation de la roche, depuis le comportement élastique jusqu’à la rupture, et examine les difficultés liées à la définition de la rupture. La complexité de la déformation chimique de la roche est également abordée. Cette section décrit brièvement les origines des contraintes dans la terre et l’état de contrainte créé autour d’un puits de forage ou d’un tunnel de perforation. La géomécanique est une discipline fortement empirique, et cette section esquisse les principales configurations expérimentales pour les essais de roches en décrivant la préparation et les procédures. Bien que des échantillons de roche puissent être utilisés pour définir précisément les propriétés mécaniques en des points donnés d’un puits de

forage, les diagraphies soniques sont souvent utilisées pour décrire le comportement élastique et, à travers des corrélations, des paramètres tels que la résistance de la roche. Les mesures de diagraphie sonique présentent l’avantage de décrire les propriétés mécaniques sur de longues sections du puits de forage et de fournir ainsi une meilleure évaluation de la plage et de la variabilité des propriétés mécaniques. De récentes avancées en diagraphie sonique des trous de forage, comme l’outil Sonic Scanner et les diagraphies d’imagerie de trou de forage, fournissent une source précieuse de connaissances géomécaniques (les deux applications sont décrites au chapitre 3). Des images de la paroi du puits de forage permettent le recalage des propriétés mécaniques et de l’état de contrainte. Lorsqu’elles sont collectées en temps réel, l’ingénieur géomécanicien peut également surveiller toute instabilité du puits de forage pour aider à identifier les causes de déformation. Les études géomécaniques commencent par la construction d’un MEM. Cette section décrit ce qu’est un MEM et évoque les types de données utilisés pour en construire un. La section se concentre sur le rôle du modèle pendant le processus de forage, tout en mettant également l’accent sur son utilisation dans la conception des complétions et le management des réservoirs. À l’aide du MEM construit pour le champ de Hassi Messaoud, cette section décrit la valeur du MEM au sein du processus géomécanique en montrant qu’il n’est pas seulement un outil

4

3


d’aide à la prédiction de l’instabilité de puits de forage pour la planification des puits, mais qu’il joue également un rôle tout aussi important pendant la construction des puits dans l’interprétation de la déformation de la roche. Cette section décrit comment, en diagnostiquant correctement les causes de déformation, les opérations peuvent être modifiées pour remédier ou faire face à l’instabilité. La section de ce chapitre qui porte sur le geosteering évalue l’expérience acquise dans la diagraphie en cours de forage (LWD) sur plusieurs positionnements de puits horizontaux dans l’anneau d’huile du champ de Hassi R’mel (pages 4.44 à 4.53). Comme illustré à travers une analyse de plusieurs diagraphies de puits, l’utilisation d’images de puits issues de LWD peut contribuer à optimiser le positionnement des puits pour faciliter le débit des hydrocarbures. Bien qu’un degré raisonnable de réussite ait été atteint, l’évaluation montre que des structures géologiques complexes dans ces puits peuvent représenter des défis de taille pour l’interprétation et ainsi entraver la prise de décisions. Deux problèmes particuliers sont identifiés. Le premier concerne la capacité cruciale à voir en profondeur dans le sens azimutal et vers l’avant, en particulier lorsque des variations horizontales brutales sont rencontrées dans le réservoir suite à la traversée de failles. Le second concerne la nécessité de prendre une mesure de porosité en temps réel pour identifier la section du réservoir la plus intéressante et y forer activement le puits. Les recommandations proposées pour résoudre ces questions se rapportent aux applications des outils LWD PeriScope 15 et EcoScope récemment introduits. La plate-forme LWD multifonction EcoScope offre un avantage clé, grâce à son générateur à neutrons pulsés sûr qui élimine le besoin d’une source radioactive naturelle. Pour naviguer au-delà d’une faille, une réponse simulée de l’outil PeriScope 15 le long de la trajectoire d’un puits horizontal démontre son efficacité pour pointer en temps réel l’emplacement du trou de sonde après la traversée d’une faille. Des questions clés en matière de cimentation et la façon dont elles ont été traitées avec succès par l’application de la technologie CemCRETE – spécifiquement par des ciments LiteCRETE, FlexSTONE et CemNET – sont évoquées dans la section suivante (page 4.54). L’adoption du ciment LiteCRETE a conduit à l’élimination de la procédure plus coûteuse à double étage pour isoler les zones fracturées et de faible résistance au-dessus des réservoirs en production qui sont sujets à des pertes de circulation. Le ciment FlexSTONE a été utilisé pour cimenter efficacement la formation instable et corrosive LD2, et la technologie CemNET à base de fibres est de plus en plus utilisée pour cimenter

4

4

Résumé

des intervalles fracturés dans des réservoirs étanches avec un impact défavorable minime sur leur potentiel de production. Plusieurs exemples de diagraphies d’évaluation de la cimentation issus des champs de Hassi Messaoud et de Stah dans le bassin d’Illizi sont décrits pour démontrer l’efficacité de ces solutions. La minimisation des dommages aux formations et le renforcement de la capacité de production des puits horizontaux sont les sujets de la section sur la perforation (page 4.66). La perforation orientée en dépression est décrite comme une solution permettant d’assurer la transition de la complétion à la production dans un puits horizontal sur le champ de Rhourde El Echouil, dans le bassin de Berkine. La procédure combine plusieurs technologies, notamment l’utilisation d’une vanne d’isolation de la formation FIV combinée avec la technique PURE de perforation en dépression dynamique. L’utilisation de l’outil FIV maintient les fluides de complétion nuisibles à l’écart de la formation immédiatement après la perforation, et la technique en dépression dynamique nettoie les perforations plus efficacement que les procédés conventionnels de perforation en dépression statique. Dans le puits particulier traité par cette technique, l’indice de productivité a été multiplié par quatre. Les problèmes de production de solides ou de sable peuvent être néfastes à la productivité des puits. La section portant sur la stabilité des formations en cours de production se concentre sur les procédés développés pour diagnostiquer ces problèmes et les procédures utilisées pour atténuer la rupture des formations ou en réduire l’impact (page 4.70). L’étude des problèmes d’ensablement dans les réservoirs en production du Strunien dans la zone de Berkine révèle que la stabilité des formations en cours de production n’est pas simplement fonction de la résistance de la roche – les roches de résistance élevée aussi bien que faible peuvent céder –, mais dépend également de l’état de contrainte créé au niveau du tunnel de perforation en production et de la présence de roche déjà broyée dans le puits de forage. Une deuxième étude de cas rend compte des résultats d’une enquête sur les problèmes de production menée sur le quadrant nord-est du champ de Hassi Messaoud (où il est connu que les puits ne sont pas sujets à des percées de gaz et d’eau). On y observe une forte corrélation entre la pression de soutirage et le déclin de l’indice de productivité. Qui plus est, une forte proportion des pertes de production est liée à l’effondrement de la section en trou découvert de ces puits. La fracturation hydraulique est considérée comme un facilitateur clé pour atteindre une viabilité économique des puits sur des champs où des dom-

mages sur la formation ou une perméabilité extrêmement faible rendaient à l’origine ces réservoirs inintéressants. La section sur la fracturation hydraulique illustre certains des défis à relever dans les champs algériens très complexes et soumis à des contraintes tectoniques (page 4.78). Elle commence par le contexte fondamental de la fracturation et ses principes de base, puis décrit les défis uniques à relever en Algérie à travers plusieurs études de cas. Ces défis comprennent la capacité à caractériser avec exactitude le réservoir en termes d’élaboration de profils de contrainte et de potentiel de production, à diagnostiquer correctement les problèmes associés aux fractures naturelles et leur impact sur la fracturation hydraulique, et à développer un workflow cohérent qui contribue à optimiser les paramètres de traitement pour maximiser la productivité des puits. Le chapitre se conclut par une mise en exergue de l’importance de la prise en considération du comportement géomécanique du réservoir et de ses formations environnantes pendant toute la durée de leur vie productive (page 4.94). Les variations de pression interstitielle et de température, du fait de la production et de l’injection de fluides, tendent à modifier les contraintes agissant sur un réservoir ainsi que sur les formations adjacentes, les terrains immédiatement sous-jacents et les terrains susjacents jusqu’à la surface. Les conséquences majeures de ces variations incluent des problèmes d’instabilité de puits de forage pour les puits intercalaires, l’intégrité de la roche couverture et l’étanchéité des failles, la compaction des réservoirs, l’affaissement de la surface ou ceinture de boue, l’endommagement du tubage et l’effondrement des puits, les variations de performance des réservoirs et de la productivité des puits, et l’interprétation de la sismique 4D. Des dépenses significatives peuvent s’avérer nécessaires pour remédier à ces phénomènes, qui ont un impact aussi bien sur des puits individuels que sur le comportement global du champ et peuvent même rendre des champs inexploitables.

4

5


Puits horizontaux à Hassi Messaoud : réalisations et défis En 2005, environ 45 % de la production du champ de Hassi Messaoud provenait des puits non conventionnels, 27 % étaient produits par des puits horizontaux intercalaires, tandis que les puits verticaux repris produisaient 18 % en vue de récupérer de l’huile supplémentaire à partir de réservoirs de qualité médiocre et d’augmenter la production globale. La technologie des puits horizontaux s’est avérée être le procédé de choix pour surmonter les hétérogénéités latérales de réservoirs et intercepter les éventuelles fractures naturelles. Bien qu’elle ait significativement amélioré la production provenant des zones médiocres, de sérieux problèmes et limitations ont été rencontrés. Les défis incluaient un déclin rapide de la production sur la plupart des puits, des difficultés dans l’acquisition de données et des complétions inadéquates pour les stimulations curatives. Ce chapitre présente une vue d’ensemble des applications du forage horizontal sur le champ de Hassi Messaoud et des performances réalisées.

Description et développement du champ Découvert en 1956, le gisement de Hassi Messaoud est un grès épais couvrant une zone d’environ 2 000 km2 (voir les descriptions géologiques et de gisement détaillées correspondantes aux chapitres 1 et 2). Il s’agit d’un anticlinal érodé avec une succession de horsts et de grabens délimités par des failles de direction subméridienne. Les failles, qui sont généralement orientées SSO-NNE, traversent le réservoir cambro-ordovicien dans son ensemble. L’environnement sédimentaire va du fluviatile au fond à marin au sommet. Le réservoir est caractérisé par des interstratifications de limon d’épaisseur centimétrique et d’étendue latérale métrique à kilométrique. Le réservoir est naturellement fracturé en raison d’une activité tectonique. Dans certaines parties, les fractures sont ouvertes, ce qui améliore la productivité des puits. Dans d’autres zones, les fractures sont colmatées par des matériaux tels que l’argile, la silice, l’anhydrite, la pyrite et le bitume. Le gisement est subdivisé en quatre formations distinctes – Ri, Ra, R2 et R3 – en plus d’une zone d’alternance, le Ra étant le réservoir principal et le R2 le réservoir

4

6

secondaire. Le Ra-Ri en production est subdivisé en six intervalles : D5, D4, D3, D2, ID et D1. Le tableau 4.1 énumère les caractéristiques de ces réservoirs. Sur la base de la communication en pression et de la caractérisation de réservoirs, le gisement est subdivisé en zones productives. La plupart des zones sont sous injection de gaz miscible. Cinq zones sont sous maintien de pression avec injection d’eau, car la pression du réservoir y a chuté sous le point de bulle pendant les années 1960 et 1970. Seules trois zones sont en déplétion naturelle. Plus de 600 puits sur 1 200 produisent. Les puits restants sont soit des injecteurs de gaz ou d’eau, soit secs, abandonnés ou fermés pour des raisons techniques. La production provenant des puits est sujette à de nombreux problèmes tels que les dépôts de sel, de particules fines et d’asphaltène. Des inhibiteurs sont régulièrement utilisés pour les sulfates de baryum et les asphaltènes. Les dépôts de sel sont traités par désalinisation à l’eau par injection directe ou concentrique. Environ 50 puits font annuellement l’objet d’une acidification de la matrice pour remédier aux endommagements dus aux différentes interventions sur puits. Plus de 300 puits ont été fracturés hydrauliquement pour compenser une faible perméabilité ou pour éviter l’effet pariétal (skin by-pass), afin d’optimiser la production du puits. En raison de la disponibilité de gaz sous haute pression, l’injection de gaz (gas lift) est largement utilisée pour l’activation de la production sur la majeure partie du champ.

Formation pétrolifère

Grès cambrien

Début de la production

1958

Production actuelle du champ

310 000 barils/j

Nombre total de puits

> 1 200

Profondeur moyenne

3 200 m sous le niveau de la mer

Pression initiale du réservoir

450 kg/cm2

Point de bulle

150 à 210 kg/cm2

Épaisseur du réservoir

50 à 120 m

Porosité du réservoir

6 % à 12 %

Perméabilité de la matrice du réservoir

1 à 10 mD

Saturation en huile

80 %

Densité de l’huile

45° API

Rapport gaz/huile en solution

100 à 200 m3/m3

Facteur volumétrique de fond initial de l’huile

1,7 v/v

Viscosité initiale de l’huile

0,25 cP

Tableau 4.1 : Données moyennes de gisement pour le champ de Hassi Messaoud.


Ce réservoir est d’une meilleure qualité au nord du champ, tandis que le Ra est pratiquement balayé par le gaz. La meilleure couche du réservoir R2 est le R2ab, qui a 30 m d’épaisseur et fournit une faible contribution lorsqu’il est perforé en complément avec le Ra. Le réservoir R2 contribue par influx vertical au Ra suite à l’exploitation de ce dernier.

100 80

Taux de succès, %

60 40 20 0 1955

1959

1963

1967

1971

1975

1979

1983

1987

1991

1995

Année Figure 4.1 : Succès des puits verticaux avant les applications de puits horizontaux.

Principaux facteurs incitatifs pour le forage horizontal Avant les applications de puits horizontaux, des centaines de puits conventionnels ont été des échecs en termes de développement de champ en raison de l’hétérogénéité du réservoir en dehors des zones productives. La figure 4.1 montre qu’en moyenne un puits sur dix était improductif. La plupart des puits non exploités étaient situés dans des zones extérieures, qui sont extrêmement hétérogènes et présentent une faible perméabilité. Les puits conventionnels ne représentaient pas le bon choix, et passer en horizontal devait contribuer à surmonter l’hétérogénéité latérale du réservoir et à intercepter les zones qui ont de meilleures caractéristiques de réservoir et les fractures naturelles. La figure 4.2 montre les positions des puits horizontaux par rapport aux zones. Un autre avantage à forer des sections horizontales est de développer le réservoir secondaire R2, qui contient plus de 30 % des réserves en place (OOIP).

150 000 OMJ

OMK

Les taux de production attendus des puits, tant horizontaux que repris, ont subi des révisions à la baisse avec le temps. Les taux de production d’huile visés pour les puits horizontaux ont chuté de 9 m3/h à 7 m3/h pour les puits initiaux ces deux dernières années. De même, les taux prévisionnels pour les puits repris ont été réajustés de 7 m3/h à 6 m3/h pour les premières conversions ces trois dernières années. Ces changements ont été dictés par des résultats faibles et un déclin rapide de la production avec le temps.

ONI

OML

145 000

Applications initiales

9 140 000

Des études de caractérisation de réservoir ont démontré que la plupart des barrières de perméabilité et des chenaux conducteurs (perméabilité maximale) se trouvaient dans une direction NNE-SSO parallèle à l’orientation générale des failles du réservoir. De plus, une analyse d’ovalisation a montré que la contrainte maximale présentait une orientation NNO-SSE à l’exception des puits proches des failles ; l’azimut de forage pour la plupart des tronçons horizontaux a donc été choisi parallèle à la direction NNO-SSE.

4 OMN

1C

OMN

OMO 7

135 000

OMP

11

3 1A

130 000

13 1B

20X

20A

15

14

20B 16

23

120 000

12

6

2

MD 125 000

ONM

10

8

18

17

24 25

115 000 110 000 790 000

800 000

810 000

820 000

830 000

Figure 4.2 : Emplacements des puits horizontaux sur le champ de Hassi Messaoud.

840 000

Projet de puits horizontaux intercalaires Le premier puits horizontal – le puits Hz-1 – a été foré sur le champ de Hassi Messaoud en 1993. C’était le deuxième puits horizontal foré en Algérie, le premier étant le puits HRZ-1 sur le champ gazier de Hassi R’mel. Le puits était prévu pour exploiter le réservoir R2 dans la zone 13. En tant que projet pilote, un puits pilote de 6 pouces a fait l’objet d’un carottage et de diagraphies. Après évaluation, la décision a été prise de boucher le trou vertical et de continuer le tronçon horizontal. Un système de forage avec moteur de fond et des enregistrements diagraphiques en temps réel ont été utilisés pour la première fois.

4

7


Suite au succès du puits Hz-1, un programme de développement a été lancé en 1997 pour continuer à développer le champ avec des puits horizontaux et inclinés. À la fin de 2005, plus de 130 puits avaient été forés et complétés. L’objectif était d’exploiter les réserves piégées dans des zones à faible perméabilité et derrière des barrières d’écoulement, en particulier aux limites du champ et entre les zones productives. Un autre objectif du forage de nouveaux puits horizontaux était de développer le réservoir R2.

Des programmes de carottage, qui donnaient des informations de valeur dans les puits verticaux, ont commencé à être perçus comme peu pratiques et non rentables dans les puits horizontaux. En fait, seulement 18 m ont été carottés dans l’un des puits horizontaux. À la place, une combinaison d’enregistrements comprenant de l’imagerie de puits de forage et des outils à RMN a été utilisée pour mieux caractériser le réservoir et contribuer à la conception de la complétion. Les interprétations d’enregistrements ont révélé la présence de fractures ouvertes dans plusieurs puits. Une fois nettoyées de la boue et des particules solides, les fractures ouvertes se sont révélées très efficaces, en particulier dans les puits à faible perméabilité.

Projet de reprise des puits verticaux La première opération de reprise a débuté en 1995 dans un des puits (le puits Re-1) de la zone 14, dont la production avait été médiocre en vertical. Un bouchon de ciment a été placé dans l’ancien trou vertical de 6 pouces, et un tronçon horizontal de 241 m a été foré avec un diamètre de 5 7⁄8 pouces et un rayon de déviation de 30 m. La trajectoire est passée nettement au-dessous de l’objectif, puis a été rectifiée à la fin, donnant un profil latéral en S d’une étendue latérale de seulement 193 m. Au total, 56 trépans ont été utilisés pour le tronçon de réservoir. Plusieurs types et configurations de trépans ont été expérimentés au cours de ce premier chantier. Une stratégie d’optimisation de la production du champ a alors été adoptée pour reprendre la plupart des puits secs et de qualité de réservoir médiocre. Les techniques traditionnelles comme l’acidification, la fracturation hydraulique et la déviation avaient déjà été expérimentées. On pensait que le forage d’un tronçon horizontal ou légèrement oblique de 500 m à l’aide d’un équipement à faible rayon permettrait de s’écarter du forage existant et de toucher

140

En raison de la complexité, de l’hétérogénéité et du manque de données sismiques fiables du réservoir, des centaines de mètres de roche ignée ont été rencontrés, provoquant dans quelques cas l’abandon des forages.

16 14

120

12 100

10

80

8 6

60 Nombre de puits

La plupart des puits ont été forés inclinés car, d’une part, la zone productive est épaisse et stratifiée, et, d’autre part, la communication verticale est insignifiante du fait de la présence de couches discontinues de silts. La majorité des puits a été intentionnellement mise en production soit en trou ouvert, soit avec un liner crépine pour une productivité maximale à moindre coût. Une douzaine de puits ont été forés à l’aide de la technique en dépression (underbalanced) pour augmenter le taux de pénétration (ROP) et limiter l’endommagement du réservoir.

4 40

2

20

0 Déc-92

Déc-94

Déc-96

Déc-98

Déc-00

Déc-02

Déc-04

Taux moyen de production d’huile, m3/h

Le tronçon du réservoir a été foré à un diamètre de 8 3⁄ 8 pouces jusqu’à une profondeur totale de 4 063 m après la troisième tentative de déviation. Au total, 37 trépans ont été nécessaires en raison de la présence de débris abrasifs du Cambrien (quartz et silice). Du fait de la sévérité du coude, un tubage de 7 pouces a été placé et cimenté à 3 617 m. Le reste du trou a été recouvert d’un tubage de 4 pouces à 3 847 m. Le tronçon horizontal de 3 847 à 4 063 m a été laissé en trou ouvert. Le réservoir Ra a également été mis en production et perforé de 3 432 à 3 445 m et de 3 450 à 3 492 m. Une double complétion a été insérée pour mettre en production les deux réservoirs séparément via deux tubings de 2 7⁄8 pouces et deux lignes de production. La couche verticale D1 a produit entre 3 et 7 m3/h avec, à un moment de la vie de ce puits, un rapport gaz/huile de 5 000 m3/m3, puis a été fermée pour cause de rapport gaz/huile élevé. Le tronçon horizontal a produit environ 7 m3/h avec un rapport gaz/huile très faible.

Date Nombre de puits de faible rayon (short radius) Nombre de puits horizontaux Qo - faible rayon Qo - puits horizontaux Figure 4.3 : Taux moyen de production d'huile des puits horizontaux et des puits repris à faible rayon.

4

8


Performances en production

350 300

Puits horizontaux

250

Production mensuelle, 103 m3

200 150 100 50 0

Jan-60

Jan-70

Jan-80

Jan-90

Jan-00

Date Production après reprise Production avant reprise

Au cours de l’année 2005, la contribution globale des puits horizontaux forés a été d’environ 27 % de la production quotidienne de 49 000 m3 (310 000 barils/j) du champ. Six puits sont fermés en raison de rapports gaz/huile ou d’un pourcentage d’eau très élevés. La figure 4.3 montre la production moyenne des puits horizontaux. Les cinq premiers puits ont été un grand succès. À mesure que le nombre de puits forés par an augmentait et que des zones plus complexes étaient ciblées, le taux moyen de production d'huile s’est stabilisé à environ 7 m3/h, largement en raison du fort déclin de nombreux puits avec le temps.

Figure 4.4 : Amélioration de la production du fait des puits repris.

Puits repris en short radius des zones de réservoir de meilleure qualité. Cette idée s’appuyait sur le fait que le forage de reprise s’est avéré être la meilleure solution économique là où il existe une raison identifiable pour une nouvelle trajectoire de puits. Par ailleurs, un avantage est que la trajectoire du puits de forage se trouve près du puits d’origine où l’on possède plus d’informations sur le réservoir par les carottes, les diagraphies, les mesures d’essais et l’historique de production. Un logiciel géostatistique a été utilisé pour caractériser le réservoir autour de la zone cible ; il a été appliqué pour choisir la couche, la profondeur et l’azimut appropriés de la trajectoire candidate. Plus de 150 puits ont été repris à ce jour. Un nouveau concept de trépan renforcé a été développé, provoquant une chute de moitié de la consommation de trépans et réduisant significativement la durée des opérations. Pour amorcer la trajectoire, l’option du bouchon en ciment s’est révélée fructueuse et beaucoup moins chère. L’outil à sifflet déviateur n’a été utilisé qu’à l’intérieur d’un tubage, là où un angle de début de déviation plus important était nécessaire. Des trépans tricônes ont généralement été utilisés pour forer le tronçon de déviation croissante, et des trépans de type PDC (polycrystalline diamond compact) ont été choisis dans la plupart des conditions pour améliorer le ROP lors du forage du tronçon horizontal. Au total, 15 puits ont été repris avec des forages latéraux doubles produisant dans un seul tubage 4 1⁄2 pouces avec de simples branchements de fond. Cependant, des problèmes avec l’équipement de fond ont provoqué l’abandon temporaire de cette technique.

Les reprises ont contribué jusqu’à hauteur de 18 % au cours de 2005. Jusqu’à un tiers de la production de ces puits a été obtenu à partir de puits qui n’avaient jamais produit auparavant. La figure 4.4 montre comment la production des puits a été renforcée à l’aide de la technique de reprise. La figure 4.3 montre la production moyenne des puits repris. Les premiers puits étaient de bons candidats car à l’origine les puits repris étaient secs. À mesure que l’on prenait plus de risques, la production moyenne par puits a diminué avec le temps et est actuellement d’environ 4 m3/h.

Analyse de productivité Puits horizontaux Du fait que le taux de production d’huile d’un puits dépend des caractéristiques de la formation et de la quantité de pression de soutirage exercée, la productivité des puits est plus fidèlement représentée par le facteur d’indice de productivité (IP). La pression de soutirage imposée résulte de conditions opérationnelles comme la pression en tête de puits et le diamètre du tubage.

Un nouveau projet utilisant la technologie en dépression a été lancé en 2005 pour contribuer à accélérer le ROP et empêcher des dégâts au réservoir dans certains puits.

4

9


En raison de la variation des caractéristiques du réservoir sur tout le champ, il est difficile de comparer les performances des puits horizontaux et verticaux. Les puits horizontaux ont été forés dans des zones principalement à faible perméabilité et latéralement hétérogènes, alors que les puits verticaux ont été forés au sein de zones productives. Pour tenter une comparaison équilibrée, les puits verticaux sont supposés se situer aux mêmes emplacements que les puits horizontaux et posséder les mêmes données déduites de réservoir. La figure 4.10 montre le facteur d’indice de productivité (FIP) hypothétique qui en résulte [l’IP des puits horizontaux divisé par l’IP des puits verticaux hypothétiques, PIh/PIv]. Trois groupes de puits peuvent être identifiés : les bons puits avec un FIP supérieur à 2, les puits moyens avec un FIP compris entre 1 et 2, et les puits de moindres performances avec un FIP inférieur à 1. Une cartographie de ces informations sur toute l’étendue du champ serait avantageuse pour établir des références de performances et pour des réalisations futures.

4

10

1

0,1

0,01 0,01

0,1

1

10

100

Temps écoulé, h Figure 4.5 : Essai horizontal de pression transitoire faisant apparaître un écoulement linéaire intermédiaire.

10 Pression et dérivée de la pression, kg/cm2

La productivité d’un puits horizontal dépend fortement de la longueur effective du puits et de la perméabilité verticale. Les figures 4.5 à 4.8 montrent différentes réponses à différentes pressions rencontrées jusqu’à présent. On pense que l’origine de l’écoulement bilinéaire dans certains puits pourrait être un influx vertical provenant de couches supérieures ou inférieures dans la couche visée puis perpendiculairement dans le puits. Toutefois, ce régime d’écoulement n’a pas été étudié en détail car certains puits présentaient un écoulement linéaire puis bilinéaire, tandis que d’autres montraient des régimes d’écoulement bilinéaire puis linéaire. L’analyse de 23 puits (fig. 4.9) a démontré la supériorité des puits qui présentaient un comportement à double porosité en raison des fractures et des chenaux fortement conducteurs traversés par ces puits. Les puits avec un comportement d’écoulement intermédiaire linéaire venaient en deuxième position ; ceux avec des signatures d’écoulement bilinéaire présentaient des indices de productivité relativement bas, ce qui pourrait s’expliquer par les pertes de pression supplémentaires provoquées par le chemin d’écoulement.

Pression et dérivée de la pression, kg/cm2

Productivité des puits horizontaux

1

0,1

0,01 0,001

0,01

0,1

1

10

100

Temps écoulé, h Figure 4.6 : Puits Hz-5, essai horizontal de pression transitoire faisant apparaître un comportement de double porosité avec une fracture naturelle hautement conductrice.

Effets de l’endommagement Préalablement au forage des tronçons latéraux, ces puits ont généralement été neutralisés à l’aide de saumure ou de boues à base d’huile. Ces fluides peuvent provoquer des endommagements tels que des émulsions, un blocage par de l’eau et des changements de la mouillabilité de la matrice au voisinage du forage. Dans un réservoir naturellement fracturé, les dommages causés par la boue peuvent avoir un impact sur la productivité du puits de différentes façons.


0,6

0,4

0,1

0,01 0,01

0,3

0,1

1

10

100

Temps écoulé, h Figure 4.7 : Puits Hz-6, essai horizontal de pression transitoire faisant apparaître un écoulement bilinéaire intermédiaire.

Indice de productivité, m3/h/(kg/cm2)


0,5 1

0,2

0,1

0,0 Puits Bilinéaire Linéaire Double porosité

Figure 4.9 : Indice de productivité (IP) mesuré pour 23 puits classifiés en Pression et dérivée de la pression, kg/cm2

termes de régime d’écoulement déduit. Les puits présentant un com10

portement de double porosité, du fait de chenaux et de fractures traversés hautement conducteurs, ont un IP plus élevé.

1

5

4 0,1 0,01

0,1

1

10

100

Temps écoulé, h

3

Figure 4.8 : Puits Hz-7, essai horizontal de pression transitoire faisant apparaître un déclin de la 2

Les endommagements sur la matrice rocheuse dus à l’invasion de filtrat boueux peuvent être minimisés par une conception appropriée de la boue dans des conditions quasi équilibrées, et les zones d’endommagement à la boue (mud cakes) peuvent nécessiter une chute de pression significative pour mettre le puits en production. Ne pas minimiser les dégâts sur la formation dans le réseau de fractures existant peut provoquer des pertes importantes et irréversibles de productivité.

1

Plh / Plv

pression transitoire.

0 Puits Puits de bonne performances Puits de moyenne performances Puits de moindres performances

Figure 4.10 : Facteurs calculés d’amélioration de la productivité en supposant que des puits verticaux hypothétiques soient situés là où se trouvent les puits horizontaux et présentent les mêmes données de réservoir que celles déduites des puits horizontaux.

4

11


La figure 4.11 montre des valeurs de skin pour certains puits présentant de bonnes données de pression transitoire. À l’exception de quelques puits endommagés, l’effet pariétal (skin) total était en général négatif en raison de l’effet géométrique du puits. L’effet pariétal de réservoir, qui est déduit du premier régime d’écoulement radial, est généralement négatif, ce qui est une caractéristique des essais en puits ouvert sur le champ, du fait des fractures naturelles et de l’hétérogénéité. Certains puits se sont révélés endommagés en dépit de valeurs négatives de l’effet pariétal.

30 25 20 15 10 5

Effet pariétal

0

La technique de forage en dépression a été utilisée sur vingt puits. Les résultats ont été très prometteurs et les productivités très supérieures à celles du forage conventionnel. L’IP et le taux de production d’huile moyens des puits forés en dépression étaient supérieurs de 50 % et 15 %, respectivement, à ceux des puits forés conventionnellement.

-5 -10 Puits Effet pariétal total Effet pariétal de réservoir

Figure 4.11 : Valeurs d’effet pariétal pour une partie des puits ayant de bonnes données de pression

En raison de la présence d’interstratifications de silts au sein du grès, la communication verticale à travers la section du réservoir était plutôt médiocre. Cela a été confirmé par l’interprétation d’essais sur puits horizontaux et de cas de comportement à pénétration partielle dans des puits de forage verticaux. Le rapport de perméabilité verticale/horizontale (kv /kh) était d’environ 3 % avec une large plage de variation à travers tout le réservoir. Une préoccupation majeure dans les essais de puits horizontaux est la bonne zone productrice nette verticale et la longueur contributive effective en présence d’une hétérogénéité latérale et de stratification du réservoir. Une hauteur et une longueur nettes de réservoir déduites de la diagraphie sont habituellement supposées productives afin de calculer les perméabilités. En raison de problèmes opérationnels dans les puits en trou ouvert, un plus petit nombre d’essais de diagraphie en cours de production ont été effectués tant sur les reprises que sur les puits horizontaux. L’interprétation de deux essais de diagraphie en cours de production dans deux puits particuliers (le puits Hz-2 et le puits Hz-3) a révélé une contribution majeure du tronçon courbe dans les deux puits. Ce fait a également été observé dans certains cas d’essais de diagraphie en cours de production lors des reprises.

4

12

transitoire. À l’exception de quelques puits endommagés, l’effet pariétal (skin) total était généralement négatif en raison de l’effet géométrique du puits.

16 14 12 10

Taux moyen de production d’huile, m3/h

Hétérogénéité et communication verticale

8 6 4 2 0

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

Puits Inclinés Horizontaux Figure 4.12 : Comparaison de production moyenne entre 21 puits horizontaux et 40 puits inclinés.


La non-contribution du tronçon horizontal est indicative d’une très faible perméabilité verticale, ce qui peut être attribué à la continuité des couches de silts au sein même des couches réservoirs ciblées. La question était de savoir où forer des puits inclinés et strictement horizontaux en fonction du rapport de perméabilité verticale/horizontale. Il a été déduit que les résultats d’essais de diagraphie en cours de production n’étaient pas concluants et que davantage de mesures devaient être obtenues pour mieux déterminer et localiser les sections qui contribuent, et pour aider à la conception de stimulations curatives ultérieures. Un autre problème était la production combinée à partir des réservoirs Ra et R2. Le problème était compliqué par le contraste de perméabilité extrêmement fort entre les deux réservoirs. La figure 4.12 montre une comparaison de la production moyenne entre 21 puits horizontaux et 40 puits inclinés. Statistiquement, les vrais puits horizontaux ciblant un seul drain dépassaient en performances les systèmes obliques interceptant de nombreuses couches, dont certaines présentaient un contraste de perméabilité significatif. En termes de productivité, les vrais puits horizontaux offraient 40 % de plus que les puits inclinés. Par exemple, le puits Hz-4 a un potentiel de 0,041 m3/h/(kg/cm2), autant qu’un puits incliné traversant les deux réservoirs Ra (long de 145 m avec 13 m de zone productrice nette) et R2 (long de 884 m avec 34 m de zone productrice nette). Selon le modèle d’essais de puits, seul le réservoir Ra dans le puits Hz-4 contribue à la production, bien que 76 % du tronçon incliné soient dans le réservoir R2. Certaines réponses dérivées de remontée de pression présentaient une chute de pression rapide puis rebondissaient jusqu’aux valeurs précédentes (comme


100

10

L’anisotropie latérale était un autre problème à considérer concernant l’azimut d’un puits candidat. En raison de la faible perméabilité du réservoir et de l’espacement important des puits, les essais d’interférence n’ont pas été menés correctement sur le champ au cours de la phase d’évaluation-développement. Les fractures naturelles et la direction de dépôt avec les interstratifications de silts sont les principales causes d’anisotropie latérale. Une étude basée sur l’interprétation simultanée de deux essais de pression transitoire à partir de deux puits horizontaux d’azimuts différents a montré que l’anisotropie surfacique était assez forte dans la zone 20a. L’étude a établi que la perméabilité maximale était vingt fois supérieure à la perméabilité minimale, l’orientation de la perméabilité maximale étant presque NE-SO.

Puits repris en short radius

1

0,1 0,01

le montre la figure 4.8 pour un autre puits). Ce comportement n’a pas été observé sur les tracés log-log d’essais aux tiges (DST) dans des puits similaires. Aussi la redistribution de phases semblait-elle peu plausible. Par conséquent, il a été supposé que ce phénomène indiquait que le réservoir Ra était alimenté par le réservoir R2 via le puits de forage, et que les deux réservoirs étaient hydrauliquement isolés par des bancs épais et continus de couches imperméables. On sait grâce aux résultats des puits verticaux que la production directe provenant du réservoir R2 est négligeable. Des études de simulation ont montré que le réservoir R2 contribuait par influx vertical au réservoir Ra. Des puits horizontaux forés dans le R2 ont donné des résultats acceptables. Sur la base de ces observations, il a été recommandé que les futures conceptions de trajectoire de puits inclinés prennent en compte le contraste de perméabilité entre les deux réservoirs et placent les deux segments de puits en conséquence. Une alternative serait d’envisager de forer des puits latéraux doubles et de faire produire les deux réservoirs séparément.

0,1

1

10

100

Temps écoulé, h Figure 4.13 : Puits Re-2. Réponse log-log en pression transitoire d’un puits repris endommagé.

Divers comportements et signatures en pression transitoire ont été rencontrés tant dans les puits horizontaux que repris. La figure 4.13 montre un tracé log-log présentant une période d’écoulement bilinéaire [pente 1⁄4] suivie d’une période d’écoulement linéaire [pente 1⁄2] sur la dérivée de la pression. L’IP du puits est d’environ 0,032 m3/h/(kg/cm2).

4

13

La figure 4.14 montre un autre exemple de puits repris endommagé produisant environ 10 m3/h avec un IP de 0,093 m3/h/(kg/cm2), un effet pariétal total de 2,72, un effet pariétal géométrique de –4,4 et un effet pariétal de réservoir de 7,11. Ce puits a manifestement été endommagé au cours du forage et/ou de la complétion. On a donc pensé que l’utilisation de techniques de forage en dépression était vitale pour atténuer les endommagements. Comme les puits horizontaux, la plupart des puits repris ont donné de bons résultats de productivité au début, mais la production a décliné rapidement avec le temps.



10

1

0,1 0,01

0,1

1

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Temps écoulé, h

Exemples de puits

Figure 4.14 : Puits Re-3. Réponse en pression transitoire d’un puits de reprise faisant apparaître des régimes d’écoulement bilinéaire puis linéaire.

Puits Hz-5 Le puits horizontal Hz-5 a été foré dans la partie nord de la zone 19. Seulement 250 m avaient été forés lorsque l’azimut du puits a été perdu et que le forage a été arrêté. Ce puits est devenu un excellent producteur du fait des fractures naturelles traversées. Sur la figure 4.6, un tracé log-log sur 200 heures de la remontée de pression transitoire montre clairement l’existence d’un intervalle à haute perméabilité. L’essai a été interprété à l’aide d’un modèle de puits vertical à double porosité avec deux failles parallèles. La perméabilité du système est d’environ 80 mD.

Puits Hz-6 Foré à la bordure sud-est de la zone 2, le puits Hz-6 était un producteur horizontal médiocre. La figure 4.7 montre le comportement en pression transitoire au cours d’une période de remontée de 300 heures. Le tracé log-log montre une très faible perméabilité de 14 mD-m [k ~ 1,4 mD] et un rapport de perméabilité verticale/horizontale de 3 % avec une très petite longueur contribuant pour 92 m sur 615 m de longueur totale forée. La dérivée de la pression montre un écoulement intermédiaire bilinéaire.

Puits Hz-7 Le puits Hz-7 a été foré dans l’interzone 8-13 et a visé principalement le réservoir R2 (35 m dans le réservoir Ra et 965 m dans le R2) avec un azimut sud-est. Ce puits a touché une zone réservoir de bonne qualité donnant une

4

14

perméabilité moyenne de réservoir de 6,5 mD. La figure 4.8 montre une chute de la pression et de la dérivée de la pression au cours de l’essai de remontée, ce qui pourrait indiquer un écoulement transversal du R2 au Ra pendant la fermeture.

Puits Hz-8 Le puits vertical Hz-8 a été foré en 1988, et la production n’a jamais dépassé 1 m3/h. En 2003, le puits a été repris. Le premier trou de reprise s’est effondré au cours des essais aux tiges, et un autre tronçon de 500 m de long a été foré dans le réservoir R2. L’opération a donné une production de 6 m3/h. La figure 4.15 montre les performances de production de ces quatre puits. Il convient d’observer que le déclin de la production est beaucoup moins prononcé en présence de systèmes à double porosité (puits Hz-5 et puits Hz-7) que dans les réservoirs homogènes (puits Hz-6). La production à partir du puits Hz-8 a commencé à environ 6 m3/h mais a vite décliné.

Problèmes à résoudre Complétion et stimulation Les activités de complétion sont à la fois vitales et cruciales dans les puits horizontaux. Les deux tiers environ des puits horizontaux et de reprise ont été laissés en trou ouvert au début pour limiter les coûts et optimiser la production. Après que certains puits ont été bouchés par les déblais de la formation réservoir et le soutirage à des pressions élevées – principalement au cours des opérations d’essais aux tiges et de production –, la décision a été prise d’utiliser des liners pré-perforés pour préserver l’intégrité des puits de forage.


Actuellement, une campagne de reconditionnement est en cours pour compléter les trous ouverts par des liners pré-perforés.

Performances au cours du temps Avec le temps, de nombreux facteurs ont mis en péril les performances en production d’une partie des puits. Ces facteurs allaient de problèmes d’intégrité du puits de forage et du déclin de la pression de réservoir à des percées de fluides indésirables (gaz et eau). Des effondrements de la section réservoir ont été signalés dans plusieurs puits. Certains ont eu lieu pendant des opérations aux tiges et d’autres pendant des travaux de production et de curage qui ont produit des fragments de roche de taille centimétrique à la surface. Le puits Hz-9 a été le premier à s’effondrer partiellement au cours d’une opération de curage, ce qui a conduit à l’utilisation systématique de liners pré-perforés. La pression de réservoir est un contributeur majeur au déclin de la production d’huile avec le temps. La pression a décliné de 10 à 40 kg/cm2 par an dans certains puits, essentiellement parce qu’ils étaient situés dans des zones où l’injection de gaz et d’eau n’avait pas encore eu lieu. La pression chute rapidement lorsqu’une zone de drainage est limitée ou lorsque des barrières d’écoulement sont présentes. Une autre conséquence du déclin de la pression de réservoir est la perte de perméabilité effective à l’huile. En fait, lorsque la pression décroît au-dessous du point de bulle, des bulles de gaz se développent et provoquent une perte de perméabilité à l’huile. L’écrasante majorité de ces puits horizontaux et repris fonctionne sous une pression au fond du puits qui est inférieure au point de bulle.

25

20

Taux de production d'huile, m3/h

15

10

5

0

Déc-97

Déc-99

Déc-01

Déc-03

Déc-05

Date Puits Hz-5 Puits Hz-6 Puits Hz-7 Puits Hz-8 Figure 4.15 : Profil de production de trois puits horizontaux (les puits Hz-5, Hz-6 et Hz-7) et d’un puits repris (Hz-8).

Les venues d’eau ou de gaz excessives constituent un véritable défi dans les complétions en trou ouvert ou avec crépine. Parmi les puits horizontaux, quatre produisent plus de 40 % d’eau et quatre autres ont un rapport gaz/huile dépassant 2 000 m3/m3. Les problèmes de conformité devraient être abordés conjointement avec le choix de la complétion et des stimulations curatives ultérieures.

Conclusions La caractérisation du gisement verticalement et horizontalement à des fins de simulation et de développement faisait partie des objectifs des premiers puits horizontaux. La plupart des puits ont visé principalement des zones fortement hétérogènes et à faible perméabilité où la continuité du réservoir était incertaine et où la plupart des puits conventionnels avaient échoué. Les conclusions suivantes sont basées sur les observations et l’analyse des puits horizontaux : I Des diagraphies en trou ouvert et des analyses d’essais de puits ont révélé des tronçons à contribution réduite sur les longueurs forées du fait des hétérogénéités latérales et verticales. I Des interstratifications de silts ont eu pour conséquence une très mauvaise communication verticale (kv /kh ~ 3 %), se traduisant par des productivités de puits limitées par rapport aux puits verticaux. Ces puits devraient être envisagés pour des stimulations par fracturation hydraulique. I Certains puits ont été endommagés par des infiltrations de boue dans la matrice et les fractures, ce qui en fait de bons candidats pour une stimulation à l’acide. Des résultats encourageants à l’aide du forage en dépression indiquent que cette technique devrait être largement adoptée pour éviter des stimulations curatives coûteuses. I Une meilleure caractérisation des réservoirs, de préférence par la sismique 3D, donnerait davantage d’indications, en particulier là où des failles et des fractures provoquent une production d’eau plutôt qu’elles ne renforcent la productivité. I Une équipe d’experts, ayant l’expérience et les compétences, est nécessaire pour aborder les interventions curatives et examiner le processus de la conception à l’évaluation pour les puits potentiels.

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Jabbaren (tassili des Ajjer). Période des Bovidiens noirs. Une tribu en cours de déplacement est attaquée par un groupe d’archers. Les bœufs portent des armatures de cases attachées à leurs cornes (l : 1,50 m), une tradition qui s’est conservée chez certains peuples actuels du Sahel.

4

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Géomécanique Rôles et principes de la géomécanique

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4

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Rôles et principes de la géomécanique Au fur et à mesure que les champs pétroliers et gaziers dans le monde entier s’épuisent, l’état de contraintes de leurs réservoirs et de leurs couvertures change. Cela peut poser d’importants problèmes aux ingénieurs réservoirs, de production et de forage. Par exemple, la compaction du réservoir pendant la production a nécessité quelques-uns des projets correctifs d’ingénierie les plus onéreux du secteur. À mesure que l’état de contrainte s’intensifie avec la déplétion, des phénomènes de production de sable et de solide apparaissent, provoquant ainsi des fermetures de puits durant plusieurs mois d’affilée. Le forage de réservoirs en déplétion présentant des gradients de fracture réduits s’est avéré être un défi majeur pour la profession. Globalement, on estime qu’à l’échelle mondiale 70 % de tout le temps perdu pendant les forages est dû à des problèmes géomécaniques. Pour réduire les instabilités de paroi d’un puits au cours du forage, les foreurs commencent à s’appuyer sur une meilleure compréhension des concepts géomécaniques qui les aident à réagir plus vite face aux incidents de puits de forage. Plus largement, le management du réservoir commence également à bénéficier de la géomécanique, qui devient un outil nécessaire pour la planification des opérations de développement des champs pétroliers. En comparaison avec l’industrie minière et le génie civil, l’industrie pétrolière et gazière a été plus lente à reconnaître la valeur de cette discipline. Les raisons en sont assez évidentes : une rupture de la roche dans une mine ou sur un barrage peut avoir pour conséquence des pertes en vies humaines. Il est rare qu’une rupture de la roche dans un puits de forage ou un réservoir ait des suites fatales, mais les conséquences économiques de la perte de production d’hydrocarbures et de la récupération de production peuvent être substantielles.

profonde, ou encore les trajectoires de puits compliquées qui sont maintenant courantes. La réussite durable des puits horizontaux et de portée étendue signifie que les développements nécessitent souvent des puits moins nombreux pour satisfaire les objectifs de production des champs. Un champ qui nécessitait auparavant vingt puits peut aujourd’hui être développé avec pas plus de cinq puits. Auparavant, un ou deux puits infructueux au début d’un projet étaient tolérés. À présent, un ou deux puits infructueux peuvent représenter un désastre pour le budget de forage. La géomécanique est une discipline quantitative. Comme d’autres branches de la mécanique, elle implique de mesurer et d’estimer la contrainte et d’examiner la façon dont les matériaux réagissent à cette contrainte. Cependant, en géomécanique, à la différence d’autres branches, les matériaux ne peuvent être choisis. Les foreurs et les ingénieurs de production doivent travailler avec les matériaux en présence, qui peuvent être des formations solides continues, mais peuvent également comprendre des roches fracturées. En comparaison, un ingénieur mécanicien ne choisirait pas d’ordinaire de travailler avec une poutre fracturée. Dans l’industrie pétrolière et gazière, les principes géomécaniques ont été appliqués à l’origine dans la fracturation hydraulique lorsque l’ingénieur de stimulation voulait connaître les pressions de puits de forage nécessaires pour fracturer la roche et l’étendue probable de la fracture induite (fig. 4.16). L’application de la géomécanique a été étendue aux domaines de la produc-

1 2 7 6

L’impact financier négatif substantiel des défaillances géomécaniques est lié à la complexité des pratiques modernes d’ingénierie de développement des champs nécessaires pour aborder des réservoirs à risques (haute pression et haute température HP/HT, par exemple), des réservoirs actifs d’un point de vue tectonique ou en eau

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3 4 5

Figure 4.16 : La géomécanique telle qu’appliquée à l’estimation : des pressions de formation dans les argiles de couverture (1), de la stabilité des puits en cours de forage (2), de la fracturation hydraulique (3), de la production de sable (4), de la compaction des réservoirs, et à l’affaissement associé de la couverture (5), des variations de perméabilité des fractures (6), et de l’activation de failles (7).


Exploration

Délimitation

Développement

Exploitation

Récupération assistée

Pression interstitielle Réservoirs fracturés Stabilité de parois des puits de forage Positionnement des puits Cote de tubage Choix des trépans Fluide de forage Compaction et subsidence Méthode de complétion Contrôle du sablage Déchets de forage Conception multilatérale Puits horizontaux Récupération assistée Stimulation des réservoirs Diagnostic des défaillances Figure 4.17 : La géomécanique est appliquée pendant toute la vie du champ, depuis la construction d’un modèle mécanique de terre lors des phases précoces d’exploration et de forage d’évaluation, jusqu’à la gestion du champ et à son abandon final.

tion de sable et de la stabilité des puits en cours de forage, ainsi qu’à l’estimation de la pression de formation dans les argiles sus-jacentes.1,2 Au cours de la production et de l’épuisement qui s’ensuit, les réservoirs subissent souvent des changements de porosité et de perméabilité, y compris des changements de perméabilité des fractures, tandis que l’état de contrainte dans le champ se modifie. La compaction des réservoirs et l’affaissement associé des terrains morts peuvent activer des failles à mesure que les contraintes changent dans le champ. Ces changements peuvent entraîner une connexion d’un bloc adjacent non épuisé ou peuvent isoler ce même bloc. La géomécanique peut être appliquée à tous ces cas, de l’échelle de la perforation – lorsqu’on examine la production de sable – à l’échelle du champ – lorsqu’on modélise la compaction et le comportement des failles (fig. 4.17).

bilité naturelle de la roche rend moins certaine la prédiction exacte des contraintes et des propriétés mécaniques entre les puits. Des tendances peuvent généralement être établies, mais le point exact de rupture de la roche est souvent incertain. Certaines défaillances de la roche – en cours de forage, par exemple – peuvent ne pas gêner les opérations et peuvent être gérées sans trop de désagréments. Les foreurs sont généralement plus préoccupés par la perte du puits de forage, mais la rupture du puits de forage est difficile à prédire car cela n’est pas seulement une question de géomécanique, mais fait aussi intervenir le processus de forage.

Pour comprendre l’effet de la géomécanique sur les perforations, les puits de forage et les réservoirs entiers, les ingénieurs de champ doivent développer une vue cohérente des contraintes de la terre, de leurs amplitudes et de leurs directions, des propriétés mécaniques de la roche comme les propriétés élastiques et la résistance de la roche, et de la pression des fluides à l’intérieur de la roche.

Des développements récents dans les technologies et les techniques de mesure ont rendu la géomécanique plus applicable au problème de la rupture des puits de forage. Par exemple, de nouveaux capteurs améliorés pour la diagraphie en cours de forage et la mise à disposition des données en temps réel permettent à l’ingénieur en géomécanique d’interpréter le comportement de la roche et de mettre à jour le modèle MEM en cours de forage pour améliorer les prédictions en avant du trépan. L’ingénieur peut surveiller la manière dont le puits de forage se déforme et à quelle vitesse, de façon à pouvoir modifier les pratiques de forage pour gérer l’instabilité plus efficacement et éviter la perte du puits de forage.

Ces paramètres sont organisés en un modèle géomécanique (MEM – Mechanical Earth Model), qui fournit une source logique d’information pour la planification géomécanique de la construction des puits et de la gestion des réservoirs. À un emplacement de puits donné, où des mesures existent, les propriétés de la roche et l’état de contrainte sont souvent bien compris. Cependant, la varia-

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19


A

B

L A

A

L

La contrainte normale sur la surface A est L/A

La contrainte de cisaillement sur la surface A est L/A

Figure 4.18 : Une colonne dont la section droite a pour aire A est chargée en compression par un poids L (à gauche). La force provenant du chargement agit normalement (à angle droit) par rapport à la surface, donc la section droite de la colonne est soumise à une contrainte normale L/A. La même charge L est suspendue à un crochet collé à une paroi sur une aire

A (à droite). La force agit parallèlement à la surface, donc le plan indiqué est soumis à une contrainte de cisaillement L/A. Si, dans le diagramme de gauche, on choisissait de considérer un plan non horizontal dans la colonne, il existerait à la fois des composantes de force perpendiculaires

En général, la contrainte possède six composantes indépendantes, représentées par six nombres. Les exemples représentés sur la figure 4.18 semblent n’avoir qu’une valeur parce que les autres nombres sont nuls. La figure 4.19A démontre ce concept en représentant un petit cube délimité à l’intérieur d’une composante technique, par exemple la paroi d’un tube de forage. Les charges imposées au tube de forage par le poids du trépan, la torsion, la pression de la boue… engendrent des contraintes sur les faces du cube. Sur chaque paire de faces opposées agissent une contrainte normale et deux contraintes de cisaillement, les amplitudes de celles-ci étant les six composantes. Bien qu’une contrainte normale et deux contraintes de cisaillement sur trois paires de faces impliquent neuf composantes, seuls trois des cisaillements sont indépendants. La figure 4.19B montre un autre cube au même endroit mais avec une orientation différente. Les valeurs des six composantes changent, bien que l’état de contrainte ne change pas. Cela équivaut à changer l’orientation du plan sur la figure 4.19A : le chargement sur le système ne change pas, mais les contraintes normales et de cisaillement sur le plan changent. On peut montrer qu’il est toujours possible de définir un cube où il n’existe que des contraintes normales agissant sur les faces – et aucune contrainte de cisaillement. Les six nombres représentant l’état de contrainte sont alors les contraintes normales – contraintes principales – agissant sur les trois

et parallèles à la surface, donc il existerait à la fois des contraintes normales et de cisaillement agissant sur ce plan. A

Principes de la géomécanique Les concepts de la géomécanique nécessitent une certaine compréhension des contraintes et des déformations, ainsi que de la façon dont celles-ci sont liées par la réponse d’un matériau comme la roche.3

Contraintes normales Contraintes de cisaillement

Contrainte La contrainte est une force divisée par l’aire sur laquelle la force est appliquée. La force est un vecteur ; elle possède une orientation et une amplitude. De façon analogue, l’aire sur laquelle la force est exercée possède également une orientation et une amplitude, de sorte que la contrainte n’est pas une quantité simple. La figure 4.18 illustre deux propositions qui sont généralement vraies concernant les contraintes : I les amplitudes relatives du cisaillement et de la contrainte normale agissant sur un plan varient avec l’orientation du plan ; I il existe des orientations de plans sur lesquelles n’agissent que des contraintes normales.

4

20

Changement de repère B

Contraintes principales Figure 4.19 : Composantes du tenseur des contraintes, le diagramme du haut représentant les axes arbitraires et celui du bas les axes principaux.


paires de faces, et l’orientation du cube (fig. 4.19B). En géomécanique pétrolière, comme dans la plupart des autres branches de la mécanique, spécifier les amplitudes et les orientations des contraintes principales est la façon la plus courante de décrire un état de contraintes.

A

10 y

40 x

20

Contraintes de cisaillement

z

10

y

0 0

x 20

10

30

Autour du puits de forage, l’état de contrainte peut ne pas être aussi simple, et la spécification complète des six composantes est souvent nécessaire. Les dimensions de la contrainte sont force/aire et, en géomécanique, les contraintes compressives sont représentées par des nombres positifs (dans la plupart des autres domaines de la mécanique, les contraintes de traction se voient attribuer des valeurs positives). Par convention, en mécanique des roches, la contrainte compressive maximale est notée σ1, l’intermédiaire σ2 et la contrainte compressive minimale σ3.

20


z

40 x

β

Le point de départ de la plupart des études de géomécanique consiste à décrire l’état de contrainte préexistant ou in situ dans la terre, ce qui demande trois amplitudes et des informations d’orientation. Du fait que dans la plupart des zones d’intérêt une des contraintes principales est verticale, l’état de contrainte in situ peut généralement être spécifié par trois amplitudes et la direction d’une des contraintes horizontales.

40

Contraintes normales B

La contrainte est une quantité mathématique appelée tenseur, et l’état de contrainte est souvent appelé tenseur des contraintes. Le processus de détermination des contraintes principales est souvent appelé changement de repère ou diagonalisation du tenseur des contraintes. Les directions des contraintes principales, qui sont appelées directions principales ou axes principaux, sont toujours mutuellement perpendiculaires.

10 y

10

2β 0 0

10

20

30

40

Cercle de Mohr

Contraintes normales Figure 4.20 : Diagramme du cercle de Mohr. Généralement, les deux valeurs de contraintes principales sont placées le long d’une ligne horizontale et un demi-cercle est tracé à partir du milieu de telle façon que le cercle ait un diamètre égal à la différence entre les contraintes. Le diagramme du haut représente cette construction pour des valeurs de contraintes principales de 10 et 40 MPa. Supposons que la contrainte principale de 40 MPa se situe le long de l’axe x dans l’espace, comme illustré, et que la contrainte de 10 MPa se situe le long de l’axe y (la troisième contrainte principale doit alors se situer le long de l’axe z). Les plans contenant l’axe z (comme celui représenté en médaillon sur le diagramme du bas) sont associés à la circonférence du demi-cercle ; le plan x-z est associé au point 40 MPa et le plan y-z est associé au point 10 MPa. Un plan formant un angle de β degrés avec le plan y-z est associé à un point situé à 2β degrés le long de la circonférence à partir du point 40 MPa, comme illustré sur le diagramme du bas. La construction du cercle de Mohr indique que la position de ce point le long de la ligne des contraintes normales donne la contrainte normale sur ce plan (dans le cas présent, environ 28 MPa) et la position verticale donne la contrainte de cisaillement agissant sur ce plan (dans le cas présent, environ 14,5 MPa).

Un diagramme appelé « cercle de Mohr » donne un moyen graphique d’examiner la manière dont les contraintes normales et de cisaillement sur un plan varient avec l’orientation de ce plan (fig. 4.20). Cela est particulièrement utile pour la mécanique des roches, car l’écoulement plastique et la rupture de la roche intacte ou fracturée dépendent de ces quantités. Le cercle de Mohr permet aux ingénieurs de prédire graphiquement quand l’écoulement plastique ou la rupture se produira dans une roche intacte, et l’orientation des plans sur lesquels la rupture surviendra. Il peut également être utilisé pour prévoir les niveaux de contraintes sous lesquels une déformation supplémentaire se produira sur une fracture ou une faille préexistante.

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Contrainte effective La plupart des roches sont poreuses, leur réponse mécanique est non seulement influencée par les contraintes qui leur sont appliquées, mais également par la pression du fluide à l’intérieur de leurs pores. Si la contrainte et la pression appliquées changent au cours du temps, les effets combinés peuvent être compris (du moins pour les matériaux élastiques) à l’aide de modèles poroélastiques qui sont généralement basés sur les travaux de Biot. Une grande quantité de travail a été consacrée à l’obtention de solutions mathématiques aux équations de Biot, qui incluent les effets de la température, de l’anisotropie, des interactions chimiques, de la plasticité, etc. Ces travaux sont utiles pour la compréhension des principes généraux du comportement des roches. Lorsque la contrainte et la pression sont relativement stationnaires, ou lorsque la perméabilité de la roche est si élevée que les gradients de pression du fluide s’estompent très rapidement, une approche plus simple peut être utilisée, avec le concept de contrainte effective. La contrainte effective pour un processus particulier, comme la déformation élastique ou la rupture, est la combinaison de la contrainte et de la pression interstitielle qui contrôle le processus. Certains de ces processus sont évoqués ci-dessous, et la contrainte effective pour chacun d’eux est introduite.

Réponse d’un matériau Les roches peuvent se déformer de diverses manières lorsqu’elles sont sous contraintes. Elles peuvent se déformer de façon réversible, de sorte que la forme originale est rétablie lorsque les contraintes sont supprimées, ou de façon irréversible. Elles peuvent aussi céder, de sorte que le matériau peut, par exemple, se casser en morceaux. Comme le comportement réel des roches est très complexe, il est généralement représenté par des modèles simplifiés.

Élasticité Le lien le plus simple entre contrainte et déformation pour un matériau est son comportement élastique, où toute déformation est annulée lors de la suppression de la contrainte appliquée. La forme la plus simple d’élasticité est l’élasticité linéaire isotrope. La linéarité signifie que l’application d’une contrainte double engendre une déformation double, et l’isotropie signifie qu’une contrainte donnée engendre les mêmes niveaux de déformation quelle que soit l’orientation de l’état de contrainte par rapport au matériau (c’est-à-dire que le matériau a le même aspect dans toutes les directions). Si le comportement d’une roche est linéaire, isotrope et élastique, il peut être décrit par deux constantes élastiques bien connues : le module de Young et le coefficient de Poisson. Le module de Young relie la contrainte et la déformation axiales. Si un effort de compression F est appliqué le long de l’axe d’un cylindre dont la section droite est d’aire A, la contrainte axiale σ est donnée par F/A (dans ce cas, une contrainte normale et principale). Si la longueur initiale du cylindre était l0 et que sa nouvelle longueur est l1, la déformation axiale εa est (l0 – l1)/l0 (en utilisant la convention du signe positif pour la compression). Le module de Young E est calculé par

Déformation La déformation est une mesure de la variation de la forme d’un matériau en réponse à une contrainte. Les déformations normales se traduisent par un allongement ou un raccourcissement ; les déformations de cisaillement se traduisent par des variations des angles entre des paires de lignes dans le matériau. La déformation est une quantité tensorielle comme la contrainte. Elle peut être rapportée à différentes orientations d’axes et diagonalisée, tout comme la contrainte. Les méthodes géomécaniques nécessitent rarement de calculer explicitement les déformations car les critères géomécaniques de rupture sont exprimés en termes de contraintes. Elles ne sont mentionnées ci-dessous qu’en relation avec le module élastique.

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E=

σ I0 , = F . εa A (I0 - I1)

et a les dimensions d’une contrainte. La longueur du cylindre diminue lorsque la contrainte est appliquée, mais son diamètre augmente de d0 à d1, donnant une déformation latérale εa de (d0 – d1)/d0 (celle-ci est négative pour une augmentation de diamètre ; c’est une déformation de traction). Le coefficient de Poisson ν est l’opposé du rapport de la déformation latérale à la déformation axiale :

ν=-

I0 . (d0 - d1) . d0 (I0 - I1)


En pratique, le coefficient de Poisson se situe entre 0 et 0,5, et entre 0,2 et 0,4 pour de nombreuses roches et autres matériaux. Il est sans dimension.

Pour la plasticité, la contrainte effective est donnée par

σ ’ = σ - PP . La déformation élastique réagit à la fois à la contrainte appliquée et à la pression du fluide interstitiel. Elle peut être comprise à l’aide d’une contrainte effective pour l’élasticité. La contrainte effective est notée σ’ (au lieu de σ pour la contrainte totale). Pour un matériau simple, la contrainte effective pour l’élasticité est définie par

σ = σ - α PP , ’

où Pp est la pression du fluide interstitiel. Le terme α, couramment appelé paramètre de Biot, est lié aux constantes élastiques de la roche et des minéraux qui la constituent. Il s’approche de 0 pour les roches rigides (généralement résistantes) et de 1 pour les roches de faible rigidité (généralement peu résistantes).

Écoulement plastique et plasticité Lorsqu’une roche (ou un autre matériau) est chargée au-delà de sa limite élastique, elle peut céder, c’est-à-dire subir une déformation permanente ou plastique, et, lorsque le matériau est déchargé, il ne revient pas à sa forme originelle. Cela se produit à l’échelle des temps géologiques (plissement, par exemple) mais peut également se produire à plus court terme. Par exemple, de nombreuses argiles sont cassantes dans les essais conventionnels de laboratoire, mais peuvent céder et subir de grandes déformations plastiques sans se casser lorsqu’elles sont chargées très rapidement. Généralement, l’écoulement et la plasticité sont provoqués par les contraintes de cisaillement, c’est-à-dire qu’ils sont favorisés par d’importantes différences entre les contraintes principales. L’action de l’écoulement ou de la plasticité est de réduire les contraintes de cisaillement et ainsi de réduire les différences entre les contraintes principales. L’écoulement et la plasticité sont importants dans l’environnement d’un champ pétrolier pour : I influencer le champ de contrainte in situ I déterminer le champ de contrainte dans et/ou autour d’un banc de sel I modifier le comportement des extrémités des fractures hydrauliques I modifier le champ de contrainte autour des puits de forage et des perforations. Le dernier de ces effets a fait l’objet d’une attention significative, avec le développement de modèles mathématiques pour déterminer les limites de poids de boue dans les roches tendres.

Notons qu’il n’y a pas de coefficient devant la valeur de la pression interstitielle.

Rupture Bien que souvent difficiles à modéliser, l’élasticité et la plasticité sont simples à décrire et à définir. La rupture, en revanche, est plus difficile à décrire. Un morceau de métal testé en traction peut subir des déformations plastiques faibles ou importantes avant de se casser en deux. Un morceau de tuyau ou de fil en cuivre peut être plié à angle droit pour s’adapter à sa fonction ; une importante déformation plastique est en fait nécessaire. La même déformation plastique dans la structure d’un avion constituerait un désastre. Dans le monde de la géomécanique, un cylindre de roche testé sous pression de confinement peut se casser en deux morceaux ou davantage et continuer à supporter une charge significative. La rupture doit donc être définie en termes de fonction ; les déformations élastiques et plastiques sont des caractéristiques d’un matériau, mais la rupture est une caractéristique d’une structure ou d’une fonction technique. Cette différence est vitale pour la compréhension de la prédiction et des conséquences de l’instabilité des puits de forage. La rupture de la roche en compression est très différente de celle en traction. La plupart des prédictions de rupture en compression dans des structures rocheuses sont faites sur la base de la rupture de cylindres de roche sous compression dans des essais de laboratoire. Le point de rupture de tels essais est généralement défini comme la charge maximale supportée par l’échantillon, bien que ce dernier puisse continuer à supporter une charge résiduelle après la rupture. Le pic de contrainte – appelé « résistance à la compression sans confinement » ou UCS – est déterminé dans un essai réalisé sur un cylindre de roche à la pression atmosphérique. Comme il n’existe aucune retenue latérale dans un tel essai, la rupture se fait souvent par clivage axial de l’échantillon, et est souvent violente en raison de la libération soudaine de l’énergie élastique emmagasinée. Un autre test courant, le test

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triaxial, fournit une mesure plus complexe. Un cylindre est entouré d’une gaine souple puis placé dans un récipient sous pression. La pression de confinement est appliquée au moyen d’huile hydraulique, puis une contrainte axiale supplémentaire est appliquée pour déformer et rompre l’échantillon. Les déformations axiale et radiale de l’échantillon sont généralement mesurées. Les cylindres de roche sont couramment testés sous une série de pressions de confinement en utilisant soit des échantillons distincts pour chaque pression, soit le même échantillon à toutes les pressions – c’est alors un essai triaxial à étapes multiples. Le pic de contrainte est alors tracé en fonction de la pression de confinement pour créer une enveloppe de rupture de la roche. La résistance de la roche augmente à mesure que la pression de confinement est augmentée. L’équation de Mohr-Coulomb est le critère de rupture le plus couramment utilisé pour les roches :

rupture en traction est que la contrainte principale effective minimale (c’està-dire la contrainte effective la moins compressive) devienne plus négative que la résistance en traction σT :

σ ’3 < σ T . La résistance en traction σT est nulle ou numériquement négative. La rupture en traction a lieu par propagation de fissures de tension dans l’échantillon dans un plan perpendiculaire à la contrainte principale minimale.

Effets chimiques Lorsque les roches interagissent avec l’eau présente dans les fluides de forage ou des produits chimiques, leur résistance peut être sensiblement réduite, quelquefois jusqu’à zéro. L’interaction des argiles de couverture avec les fluides de forage peut conduire à de sérieux problèmes d’instabilité des puits de forage. La meilleure réponse à ces problèmes consiste en une bonne conception des boues et en un nettoyage correct des puits. L’interaction des grès de faible résistance avec l’eau de production (ou des fluides de traitement à base d’eau) peut suffisamment affaiblir la roche pour favoriser une production de sable. Ces deux effets sont difficiles à prédire quantitativement et une approche empirique est généralement utilisée.

σ ’1 - Ν Φ σ ’3 > F . Complexités La contrainte effective pour la rupture comme pour la plasticité est donnée par σ’ = σ - PP. Le coefficient NΦ est donné par

ΝΦ =

1 + sin Φ , 1 - sin Φ

où Φ est l’angle de frottement interne de la roche, qui est typiquement de 30 à 40 degrés pour le grès, donnant une valeur de NΦ supérieure ou égale à 3. Des valeurs plus faibles sont typiques des argiles. Lorsqu’un cylindre de roche se rompt sous un chargement en compression, il se fracture généralement le long de son axe (sous faible pression de confinement) ou se cisaille sur un plan semblable à une faille en travers du cylindre. La rupture de la roche en traction est plus simple qu’en compression. Les roches tendent à être très peu résistantes en traction. La plupart des masses rocheuses naturelles contiennent de nombreuses fractures préexistantes et ont ainsi une résistance nulle en traction. Même dans les roches intactes les fissures se propagent très facilement. Le critère couramment accepté pour la

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Malheureusement, les roches ont tendance à ne pas être des matériaux isotropes élastiques linéaires : la stratification et la structure sédimentaire les rendent anisotropes ; la présence quasi universelle de fissures et de microfissures les rend non linéaires ; et de nombreuses formations sont discontinues, c’est-à-dire qu’elles sont plus ou moins fracturées. La prédiction du comportement (par exemple la fenêtre de poids des boues) de roches présentant des discontinuités, de l’anisotropie ou de la non-linéarité nécessite des modèles beaucoup plus complexes et, par conséquent, beaucoup plus de données d’entrée. Ces données sont rarement disponibles, aussi des modèles linéaires isotropes simples sont-ils utilisés à la place, mais ils peuvent ne pas prévoir le comportement de façon adéquate. Dans de tels cas, une modélisation plus avancée peut contribuer à déterminer le comportement de la roche, mais il ne s’agit pas de la solution complète. Une réduction des problèmes de forage est plus susceptible d’avoir lieu lorsque ce modèle théorique est combiné avec un meilleur diagnostic des problèmes par l’acquisition de données en cours de forage et la modification du programme de forage en temps réel.

État de contrainte dans la Terre Les études géomécaniques commencent généralement par la détermination des trois contraintes principales et leurs orientations. Typiquement, une contrainte principale est verticale et les autres sont horizontales. Si la contrainte princi-


pale verticale est la plus importante, il s’agit d’un régime de contrainte normal. Si la contrainte principale verticale est minimale, il s’agit d’un régime de contrainte chevauchant. Si la contrainte principale est intermédiaire, on parle de régime de contrainte décrochant. Chaque régime donne lieu à des types de faille caractéristiques ; ceux-ci peuvent parfois être utilisés pour identifier le régime de contrainte (à condition que la faille soit produite par le régime actuel de contrainte plutôt que par un régime antérieur). La principale source de contraintes dans la Terre est la gravité, ou plutôt le poids de l’eau et des roches au-dessus de la formation d’intérêt. Cette force gravitationnelle engendre une contrainte verticale dans la formation ; à terre, le gradient de celle-ci suivant la profondeur est typiquement de 0,023 MPa/m (1 psi/ft). Les contraintes horizontales sont produites par une combinaison de tension latérale par les roches environnantes, de plasticité, de fluage et de rupture de la formation, du contexte tectonique du champ et d’autres facteurs ; les gradients horizontaux de contrainte se situent typiquement entre environ 0,012 et 0,023 MPa/m (0,5 et 1 psi/ft). De nombreuses méthodes sont utilisées pour estimer la contrainte verticale (généralement basées sur la densité de la roche) et la contrainte horizontale (sur la base des coefficients de Poisson, des angles de frottement dérivés de diagraphies de puits, des ovalisations et des fractures induites par le forage dans les puits, des essais de fracturation hydraulique et de quelques méthodes basées sur des échantillons). Près des failles majeures, des chaînes de montagnes, des diapirs de sel, des volcans de boue et d’autres formations géologiques, la situation peut être plus complexe, y compris la possibilité de contraintes principales qui ne soient pas verticales et horizontales. Une modélisation numérique du champ est souvent nécessaire pour clarifier la situation. L’autre aspect important de l’état de contrainte en géomécanique pétrolière est la pression interstitielle ou pression de pore. Là encore, de nombreuses méthodes sont utilisées pour estimer cette pression dans les argiles et pour la mesurer dans les formations perméables. Le gradient normal de pression, qui résulte de la hauteur de charge hydrostatique de l’eau dans les formations, est d’environ 0,011 MPa/m (0,45 psi/ft). Les surpressions (jusqu’à 0,023 MPa/m ou 1 psi/ft) sont cependant courantes et représentent un risque significatif pendant le forage. De faibles pressions interstitielles peuvent également se manifester, soit naturellement, soit plus typiquement par épuisement des réservoirs au cours de la production d’hydrocarbures. Cette réduction de la pression interstitielle peut conduire à des diminutions significatives des contraintes horizontales dans une formation réservoir, ce qui réduit le gradient de fracture et peut rendre le forage très difficile là où des zones épuisées, des zones normalement pressurisées et/ou des formations de faible résistance coexistent.

Contraintes autour des puits de forage et des tunnels de perforation Lorsqu’un trou est présent dans un corps sous contraintes, les contraintes changent autour du trou – une propriété appelée « concentration de contraintes » –, ce qui peut être suffisant pour provoquer la rupture de la roche autour du trou et, par suite, peut conduire à une instabilité du puits de forage ou à la production de sable. Aussi l’un des objectifs clés des études de géomécanique pétrolière est-il de calculer la concentration de contraintes et de comparer les résultats à un critère de rupture de la roche. Dans le cas d’un trou allongé – comme un puits de forage ou un tunnel de perforation – dans un milieu élastique simple et orienté parallèlement à l’une des contraintes principales, les équations sont simples. Pour un trou dans une formation élastique mais non parallèle à une contrainte principale (puits dévié), les équations sont bien connues mais longues. Pour un trou – en particulier un trou dévié – dans une formation non simple (par exemple, dans une formation anisotrope ou plastique), le comportement est moins bien compris. Des modèles mathématiques existent mais nécessitent beaucoup plus de données, qui ne peuvent généralement être obtenues qu’à partir d’essais en laboratoire. Dans un trou situé dans une formation élastique, parallèle à une contrainte principale, dans une roche poreuse et perméable avec un gâteau de boue sur la paroi du puits de forage, deux idées clés peuvent être appliquées aux problèmes éventuels d’instabilité (même si les conditions précises ne sont pas remplies). Ces deux idées font référence à la contrainte circonférentielle, soit la contrainte tangentielle à la paroi du puits de forage, évaluée au niveau de la paroi du trou de forage. Supposons que les deux contraintes principales perpendiculaires à l’axe du puits de forage soient σA et σB, σA étant plus compressive que σB. La pression interstitielle est Pp et la pression dans le puits de forage est Pw.

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Pour simplifier, supposons que le paramètre de contrainte effective de Biot α soit égal à 1. La contrainte circonférentielle maximale survient là où la paroi du puits de forage est parallèle à σA ; si le puits est vertical et que σA est orientée dans une direction N-S, la contrainte circonférentielle maximale survient sur les côtés est et ouest du trou de forage. De même, la contrainte circonférentielle minimale survient là où la paroi du puits de forage est parallèle à σB (dans cet exemple, sur les côtés nord et sud du trou, comme sur la fig. 4.21). La valeur de la contrainte circonférentielle maximale est

σmax = 3 (σA - PP) - (σB - PP) - (PW - PP) + PP , ou, en termes plus commodes de contrainte effective, la contrainte circonférentielle effective maximale est

σA

PP

σC

3 σ’B - σ’A - (PW - PP)

σB

PW (PW - PP)

3 σ’A - σ’B - (PW - PP)

σ’max = 3 σ’A - σ’B - (PW - PP) . De même, la contrainte circonférentielle effective minimale est Figure 4.21 : Emplacement et valeurs des contraintes effectives tangentielles maximale et minimale

4

σ’min = 3 σ’B - σ’A - (PW - PP) .

et de la contrainte effective radiale. On suppose que σC > σA > σB.

Les ovalisations tendent à se produire à l’emplacement de la contrainte circonférentielle maximale, et les fractures de traction à l’emplacement du minimum. À titre de règle empirique, si la contrainte circonférentielle effective maximale dépasse l’UCS de la roche, des ovalisations et une instabilité mécanique du puits de forage sont possibles ; si la contrainte circonférentielle effective minimale devient négative, des fractures induites par le forage sont possibles. Les prévisions de stabilité des puits de forage dépendent du raffinement de ces estimations en ajoutant quelques corrections nécessaires mais limitées, en relaxant les conditions imposées à la simplicité de la situation (par exemple, en déviant le puits de forage ou en supprimant le gâteau de boue) et, bien sûr, en calculant les contraintes sur des milliers de mètres de puits de forage plutôt qu’à une profondeur unique.

Les ovalisations sont provoquées par des fractures de cisaillement dans la paroi du puits de forage qui se rejoignent pour permettre la séparation et l’enlèvement de fragments de roche et provoquent par conséquent l’agrandissement du trou. Elles sont favorisées par des différences importantes entre σA et σB, par de faibles pressions dans le puits de forage et par une faible valeur d’UCS de la roche. Les fractures induites par le forage, ou de traction, sont des ouvertures dans la paroi du puits de forage qui peuvent ou non s’étendre en s’écartant du puits de forage. Elles sont favorisées par des différences importantes entre σA et σB, par des pressions élevées dans le puits de forage et par une faible résistance en traction (souvent nulle) de la roche. Les ovalisations et les fractures de traction sont illustrées sur la figure 4.22 ; leurs relations avec les orientations de la contrainte principale sont un outil précieux pour caractériser l’état de contrainte dans une formation.

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Une différence importante entre σA et σB favorise manifestement les deux types de défaillance, aussi est-il possible de trouver l’orientation la plus défa-


vorable du puits, c’est-à-dire celle qui rencontrera le plus probablement des difficultés géomécaniques. Cette différence se produit lorsque l’axe du puits se situe le long de la contrainte principale intermédiaire σ2, puisque cette condition maximise la différence entre les deux contraintes principales perpendiculaires au puits (c’est-à-dire σ1 et σ3). Malheureusement, il n’est pas possible de déterminer la meilleure orientation sans connaître les amplitudes des contraintes. Des considérations similaires de bonne et de mauvaise orientation s’appliquent également aux tunnels de perforation, ce qui conduit aux possibilités de perforation sélective et orientée pour éviter la production de sable.

σA

σB

Complications L’approche ci-dessus est simplifiée, aussi y a-t-il naturellement des complications, dont la première est que les fractures induites par le forage ne sont pas vraiment un problème de forage (bien que leur interprétation incorrecte puisse entraîner des problèmes). Le gradient de fracture, qui est utilisé pour déterminer le poids maximal de boue, est lié aux pertes de fluide à grande échelle vers des fractures étendues plutôt que vers les fractures de plus petite échelle induites par le forage près du puits. La condition pour des pertes de ce type est généralement que la pression de boue ne dépasse pas la contrainte principale minimale dans la formation. Ceci est, bien sûr, indépendant de l’orientation du puits, contrairement aux conditions pour la formation de fractures induites par le forage. Les conditions de défaillance pour les puits déviés ne peuvent pas être engendrées par des règles empiriques car les équations sont beaucoup plus complexes. Lorsque la déviation du puits varie par rapport aux directions des contraintes in situ – passant par exemple de la verticale à l’horizontale –, le poids minimal de boue pour éviter les ovalisations varie également. Il se peut qu’il existe une fenêtre entre ce poids de boue minimal et le poids de boue maximal autorisé (gradient de fracture) pour le tronçon vertical du puits, mais cela disparaît dans les tronçons inclinés ou horizontaux. Des complications supplémentaires découlent également de la mécanique des formations elles-mêmes. Par exemple, des sections salines peuvent s’infiltrer dans le puits de forage aux faibles poids de boue, donnant un trou rétréci. Des formations fortement fracturées peuvent céder sous des poids de boue élevés plutôt que faibles, car la boue s’infiltre dans les fractures et descelle les blocs. Les formations anisotropes ou stratifiées peuvent subir des modes

Figure 4.22 : Emplacement des ovalisations et des fractures induites par le forage par rapport aux contraintes principales perpendiculaires au puits de forage. Ici, σA > σB et le puits est parallèle à σC.

de rupture géométriques comme l’effondrement du toit, qui semblent être indépendants du poids de boue. Dans les formations rigides (à haut module) ou dans les zones présentant de forts gradients géothermiques, les contraintes d’origine thermique peuvent jouer un rôle important dans la stabilisation ou dans la déstabilisation du puits de forage. Toutes ces complexités peuvent être traitées par un programme géomécanique approprié – parfois quantitativement, parfois qualitativement. En raison de la variabilité et de l’imprévisibilité des propriétés mécaniques des roches, comme mentionné dans l’introduction, il est important que les études géomécaniques prennent en considération les imprévus aussi bien que les données proprement dites, et que les opérations ultérieures soient planifiées pour permettre des actions correctement conçues au cas où la roche ne se comporterait pas comme prévu.

4

27


Essais de mécanique des roches en laboratoire On dispose d’une large gamme d’essais de laboratoire pour déterminer le comportement géomécanique des roches à des fins d’applications pétrolières.1 Ces essais fournissent les propriétés mécaniques des roches nécessaires à l’étude scientifique de plusieurs problèmes qui surviennent régulièrement au cours de l’exploitation des hydrocarbures, comme la stabilité de la paroi des puits, la compressibilité de la matrice rocheuse, la compaction des couches induite par les variations de la pression de gisement, la maîtrise de la géométrie des fracturations hydrauliques, etc. Certains des essais les plus utilisés en ingénierie pétrolière, dont la plupart sont effectués en standard par le laboratoire de mécanique des roches du centre de recherche et développement de Sonatrach (CRD), comprennent : I la compression simple (uniaxiale) avec ou sans mesure de la déformation de l’échantillon ;

Essai nº

la compression et l’extension triaxiales avec ou sans mesure de la déformation de l’échantillon ; I l’essai d’écrasement de cylindre épais (essai brésilien) ; I l’essai d’extension ; I l’essai de dureté : test de Brinell et de rayure ; I la mesure ultrasonique (acoustique) de vitesse des ondes de compression et de cisaillement ; I la mesure de la porosité sous pression de confinement ; I la détermination du tenseur de contrainte in situ par l’analyse de la microfissuration induite par la décompression des carottes (DSCA). I

Pour les études de mécanique des roches appliquée au pétrole, les propriétés des roches peuvent naturellement être déterminées directement à partir d’essais de laboratoire réalisés à des profondeurs spécifiques, mais on peut également tenter de les déduire empiriquement d’un jeu de diagraphies continues. Par exemple, alors qu’un traitement des enregistrements combinés acoustiques et de densité fournit les propriétés élastiques dynamiques, leurs équivalents statiques ainsi que les paramètres inélastiques correspondants ne peuvent être

Essai nº

Description

Description

1

Test en compression simple ou uniaxiale

9

Test en extension

2

Test de résistance à l’écrasement

10

Essai brésilien (Brasil test)

3

Test en compression uniaxiale avec mesure de la déformation axiale et circonférentielle

11

Essai de dureté, test de Brinell

4

Test en compression (ou en extension) triaxiale (ISRM type I)

12

Vitesse ultrasonique (ATT, UWP) en conditions ambiantes

5

Test en compression (ou extension) triaxiale (ISRM type I) avec mesure de la déformation axiale et circonférentielle Test en compression (ou en extension) triaxiale à ruptures multiples (ISRM type II) Test en compression (ou en extension) triaxiale à ruptures multiples (ISRM type II) avec mesure de la déformation axiale et circonférentielle

13

Vitesse ultrasonique (ATT, UWP) sous contraintes élevées. Voir ultrasonique

14

Porosité par saturation et séchage

15

Porosité par détente de gaz

16

Analyse différentielle des déformations (DSA, DSCA)

6 7 8

Test en compression sur cylindre perforé à paroi épaisse (TWC) Champ pétrolier Application

Essai nº 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Évaluation de la « forabilité » Analyses de stabilité du puits de forage et prédiction de la stabilité de paroi en cours de production Prédiction de production de solides Conception et choix de complétion Stimulation (fracturation) Corrélations de diagraphies Estimation de la contrainte horizontale minimale in situ Caractérisation des formations Caractérisation de la résistance de la roche Géomécanique des réservoirs Tableau 4.2 : Résumé des différents essais couramment effectués dans la communauté de la mécanique des roches appliquée au pétrole.

4

28

11

12

13

14

15

16


déterminés le plus aisément et simultanément à partir d’un unique essai ; G et K sont alors calculés à partir des valeurs estimées de E et ν. Il existe bien sûr de nombreux autres paramètres qui peuvent être quantifiés à partir de mesures en laboratoire,1,2,3 y compris des propriétés anisotropes. Les tableaux 4.2 et 4.3 résument les différents essais couramment effectués dans la communauté de la mécanique des roches appliquée au pétrole, mais, pour plus de concision, seuls les essais les plus courants sont décrits dans ce chapitre.

obtenus qu’à partir d’essais triaxiaux en laboratoire. En ce sens, les diagraphies continues combinées avec les essais ponctuels en laboratoire se complètent. Combinés avec des mesures pétrophysiques, les essais de mécanique des roches peuvent également servir à quantifier le couplage mécanique de la roche réservoir avec l’écoulement des fluides qui la parcourent : ainsi la géomécanique des réservoirs améliore significativement l’évaluation des réserves comme la durée de vie des champs. L’ensemble des données géomécaniques relatives à une même structure peuvent servir à bâtir un modèle géomécanique global (« mechanical earth model » ou MEM) qui permet de simuler numériquement les effets mécaniques de l’exploitation du champ : modification des contraintes géostatiques, compaction des niveaux productifs, évolution du volume des pores, tassements de surface, etc.

Préparation et spécifications des échantillons

En faisant l’hypothèse de l’élasticité linéaire isotrope, le comportement contrainte-déformation est totalement déterminé par la connaissance de deux quelconques des quatre paramètres élastiques statiques interdépendants (le module de Young E, le coefficient de Poisson ν, le module de cisaillement G et le module de compressibilité isotrope K) ainsi que par la constante de poroélasticité statique de Biot α. Pour de nombreuses roches sédimentaires poreuses, α approche de l’unité (tendant vers l’unité pour toutes les roches au-delà de la limite élastique). Parmi les quatre paramètres élastiques, E et ν peuvent être

On taille les échantillons dans les carottes géologiques à l’aide des outils de grande précision utilisés par les marbriers : carottier, scie diamantée et rectifieuse. On façonne ainsi des échantillons cylindriques de faible diamètre (typiquement de 1 et 1,5 pouce) avec un rapport hauteur sur diamètre de 2 pour 1 afin de minimiser les effets per-

Essai nº Paramètres obtenus Propriétés élastiques statiques

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

E G K ν

Propriétés élastiques dynamiques

EDyn GDyn KDyn VDyn

Dureté Brinell Valeurs de résistance

BH σTWC σT σY UCS σ1 (max)

Paramètres de pic de résistance

C φ

Porosité effective

In situ

n Contrainte

Détermination directe

Estimation indirecte

Tableau 4.3 : Résumé des différents paramètres obtenus à partir des essais indiqués dans le tableau 4.2.

4

29


turbateurs induits par la presse aux extrémités3 lors de compression. Étant donné que les carottes de roche sont perturbées lors de leur récupération depuis le fond et que, de plus, le stockage et des manipulations inappropriées peuvent les altérer davantage, il est toujours de bonne pratique d’utiliser, chaque fois que possible, des échantillons provenant d’une carotte correctement préservée. C’est notamment le cas des argiles, pour lesquels la dessiccation et la fissuration peuvent rendre les carottes inaptes à la mesure de leurs propriétés mécaniques ; les grès quant à eux se conservent beaucoup mieux. L’utilisation de fluides inappropriés pendant la préparation et les essais peut également engendrer une altération supplémentaire, en particulier en présence d’argiles gonflantes ; c’est pourquoi les échantillons doivent être préparés et testés à l’aide de fluides chimiquement inertes et à la mouillabilité adaptée, comme les hydrocarbures légers (par exemple du kérosène) ou des saumures de formation synthétiques (le plus souvent KCl ou NaCl). Enfin, les essais sur des échantillons secs sont inappropriés car les propriétés de la plupart des roches sédimentaires sont différentes à l’état sec.

Essais de compression uniaxiale La description la plus fondamentale et la plus utile de la résistance d’une roche est la résistance à la compression uniaxiale (UCS), qui est la contrainte axiale maximale qu'un échantillon peut supporter sans être confiné. Bien que les conditions d’essais en laboratoire ne soient pas représentatives de la réalité des roches in situ, l’UCS, qui reflète plutôt bien le comportement mécanique et la résistance ultime d’une roche, est considéré, au vu de la commodité de sa mise en œuvre, comme un essai de base pour toute investigation en laboratoire. La compression simple donne également accès aux deux paramètres de l’élasticité quand on enregistre les déformations respectivement axiales et circonférentielles induites par l’écrasement : le module statique de Young est donné par la pente de la courbe de la contrainte axiale en fonction de la déformation axiale, et le coefficient de Poisson par l’opposé de la pente du tracé de la déformation diamétrale en fonction de la déformation axiale. Si l’échantillon présente un comportement non linéaire, ce qui est très courant avec les roches sédimentaires, on peut définir des modules de Young et des coefficients de Poisson approximatifs de plusieurs manières.3 La méthode la plus adaptée à la construction d’un MEM est celle des modules moyens.3

4

30

Comme les propriétés élastiques des matériaux rocheux sédimentaires varient habituellement avec le confinement, l’essai de compression simple n’est guère représentatif du comportement des roches à grande profondeur. Le module élastique mesuré en compression simple correspond souvent aux propriétés élastiques d’un matériau rocheux au niveau des parois d’une cavité de perforation ou d’un puits de forage (où la contrainte minimale effective est proche de zéro ou au plus égale à la surpression du fluide) plutôt qu’à un matériau dans un état de contrainte au loin dans le réservoir ou au niveau des parois d’une fracture provoquée par stimulation. Cela rend ces données particulièrement adaptées à des applications de stabilité et de sablage de puits, ou pour le calibrage de propriétés déduites de diagraphies et obtenues à partir de mesures soniques, mais un essai de compression simple ne fournit pas une description complète du comportement de résistance. Par conséquent, bien qu’une compression simple soit généralement l’essai de compression le moins onéreux et le plus facile à réaliser, il ne fournit pas de données optimales et ne fait pas le meilleur usage de la carotte disponible car il ne simule pas les conditions au loin qui peuvent présenter un intérêt pour la géomécanique du réservoir (changements dans les contraintes, compactage, etc.). Pour ce faire, on doit effectuer des essais triaxiaux.

Essais triaxiaux Dans les essais triaxiaux, qui simulent les conditions d’enfouissement, l'échantillon est initialement confiné sous une pression (contrainte isotrope) appropriée reproduisant la contrainte effective en profondeur ; puis on exerce une compression (respectivement une extension) axiale en augmentant (resp. en diminuant) la contrainte axiale jusqu’à ce que la rupture survienne. Durant l’essai, on mesure les déformations respectivement axiales et circonférentielles pour quantifier les propriétés élastiques. Lors d’un essai à un seul chargement ou ISRM type I,3 le chargement déviatorique a lieu en un seul cycle et seule la résistance maximale est donc déterminée. Pour quantifier la limite de rupture à l’aide du critère de Mohr-Coulomb (c’est-à-dire en termes d’angle de friction et de cohésion), il faut effectuer plusieurs essais triaxiaux sur des échantillons similaires que l’on écrase sous des contraintes de confinement différentes. Il existe une variante aux essais de mécanique des roches les plus utiles pour l’étude des champs pétroliers : un essai triaxial en plusieurs temps, ou ISRM type II,3 qui fait intervenir un chargement déviatorique limité au pic de résistance pour lequel la rupture n’est pas encore atteinte. La contrainte axiale dans ces conditions est enregistrée, puis le confinement est réglé à une nouvelle valeur. Le chargement axial (ou le déchargement en extension) se poursuit jusqu’à ce qu’un nouveau pic de résistance soit atteint, et la procédure est répétée pour obtenir plusieurs pics de résistance. Pour construire l’enveloppe de rupture de Mohr-Coulomb, il faut un minimum de trois pics, mais cinq donnent une meilleure définition. L’essai ISRM type II présente plusieurs avantages : on obtient les propriétés mécaniques à partir d’un seul échantillon, faisant ainsi un meilleur usage de la carotte géologique disponible et réduisant la dispersion des résultats qui se


produirait du fait de l’hétérogénéité des échantillons, même voisins. Un autre bénéfice est qu’un essai de type II est très efficace pour identifier un comportement en résistance maximale fortement dépendant de la contrainte et non linéaire, dans lequel un faible confinement peut renforcer la résistance de la roche de façon disproportionnée. Ce comportement, qui peut avoir un impact significatif tant sur les analyses de stabilité des puits de forage que sur le recalage d’un MEM, est souvent difficile à évaluer à partir des essais de type I quand les échantillons sont trop hétérogènes du fait de l’hétérogénéité de la carotte géologique.

que les programmes d’essais triaxiaux, lorsqu’ils sont utilisés pour quantifier le comportement en résistance pour des contraintes effectives allant du voisinage du puits (quelques MPa) jusqu’à l’infini (confinement d’enfouissement), devraient comprendre le plus grand nombre de mesures à quelques MPa de confinement effectif (c’est-à-dire 1 à 5 MPa) et un plus petit nombre sous des confinements plus forts. De nombreuses variations d’essais triaxiaux présentent de la valeur dans les applications pétrolières et la génération de MEM.1,2,3 Par exemple, l’essai représenté sur la figure 4.23 illustre une expérience menée à l’aide d’un système avancé d’essais triaxiaux, où un même échan-

Ce même comportement est également responsable de la fréquente surestimation de l’UCS à partir des données d’essais triaxiaux pour les sables de faible résistance, suite à quoi la valeur d’UCS déduite est biaisée par des données de résistance mesurées sous fort confinement. C’est pour cette raison Kfluid

σ1 = contrainte axiale σ3 = contrainte de confinement u = pression interstitielle ou pression de pore

70 50

E, ν, C et φ

40 30 10 0

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

σ1 = 3 MPa σ3 = 3 MPa u = 1 MPa

1 0,9 0,8 0,7 0

100

200

300

400

0,6 500

Constante de Biot alpha

60 50 40 30 20 10 0

KKero

Constante de Biot alpha

17,0 16,9 16,7 16,6 0

2

4

6

Contrainte effective, MPa Déformation volumique

Porosité

8

16,5 10

Porosité, %

16,8

Contrainte axiale, MPa

K et porosité avec σ’ 6 5 4 3 2 1 0

Triaxial en 5 étapes à σ3 = 22, 25, 30, 35, 40 MPa u = 10 MPa σ1 = 22 MPa σ3 = 22 MPa u = 10 MPa u Mesurer le Pression volume d’effusion de pore Rincer au kérosène puis mesurer KKero à σ1 = 3 MPa, σ3 = 3 MPa uUp = 1 MPa, uDown = 0 MPa puis régler uUp = uDown = 1 MPa Temps

E, ν, C, φ, σR et UCS

Contrainte effective, bar Module de compressibilité

σ1 = 12 MPa σ3 = 12 MPa u = 10 MPa

KGrain

20

Kbulk et α avec σ’

Module de compressibilité, kbar

σ3

KBulk

20

Temps, min

Déformation volumique globale, mstr

σ1

160

8

120

6

80

4

40

2

0

0

4

8

12

16

0 24

20

Déformation circonférentielle moyenne, mstr

Volume d’écoulement, cm3

60

Déformation axiale, mstr Contrainte axiale Déformation circonférentielle moyenne

Figure 4.23 : Mesures multiples sur un seul échantillon. La figure principale représente la séquence de chargement d’un essai triaxial avancé pour la détermination de paramètres multiples et de leur dépendance vis-à-vis des contraintes à l’aide d’un seul échantillon. Le cylindre est initialement chargé jusqu’à une contrainte hydrostatique de 3 MPa et une pression de pore de 1 MPa, puis sa perméabilité au kérosène est mesurée (cartouche en bas à droite). La contrainte hydrostatique et la pression de pore ont été augmentées simultanément (jusqu’à 12 et 10 MPa respectivement), et les déformations volumétriques globale et interstitielle ont été mesurées pour déterminer la compressibilité de grain. La pression interstitielle a alors été maintenue constante à 10 MPa tandis que la contrainte de confinement était augmentée jusqu’à 22 MPa, étape au cours de laquelle les modules de compressibilité, les compressibilités interstitielles et la constante de Biot ont été déterminés en fonction de la contrainte effective de confinement (cartouches à gauche et en bas à gauche). Enfin, un essai triaxial à états de rupture multiples en 5 étapes a été réalisé à des contraintes de confinement de 22, 25, 30, 35 et 40 MPa pour déterminer (cartouche en haut à gauche) les paramètres de pic de résistance de Mohr-Coulomb (UCS et angle de friction), les modules de Young et le coefficient de Poisson.

4

31


Carotte in situ

Échantillon DSA par rapport à la carotte d’origine σA

+ve Y

10

σB

+ve X

Carottage

3

2

1

Restauration élastique + déformation anélastique

4

Pression de confinement

9 Échantillon instrumenté avec des éléments de mesure de déformations à 0°, 90°, 45° et 135°

5 8

11

6 7

12

+ve Z Figure 4.24 : Analyse différentielle des déformations (DSA) pour la détermination des contraintes in situ. Des échantillons cubiques orientés sont découpés dans la carotte prélevée à grande profondeur (cartouche à droite). Lors de la décompression qui accompagne son exposition à la pression atmosphérique, la roche subit une microfissuration hétérogène qui lui confère une « mémoire » de l’état de contraintes qu’elle subissait antérieurement in situ. En équipant l’échantillon cubique de jauges de déformation (cartouche à droite) et en le recomprimant sous pression hydrostatique croissante en laboratoire (cartouche en bas à gauche), on peut quantifier la microfissuration induite par la décompression et en déduire les directions et les amplitudes des contraintes in situ qui régnaient dans le gisement.

tillon est soumis à une séquence complexe de confinement, de chargement axial et de pressurisation des pores afin de quantifier les propriétés poroélastiques de la roche. Lorsqu’ils sont menés en conjonction avec des mesures en laboratoire de vitesses d’ondes P et S (fig. 4.24), les essais triaxiaux permettent également d’établir des corrélations directes entre les propriétés de mécanique des roches et des paramètres pétrophysiques et géophysiques mesurés en fond de puits à l’aide de diagraphies et d’outils de LWD.

4

32

Essais sur cylindres à paroi épaisse Un autre essai couramment effectué est l’essai de rupture axiale ou essai multiaxial d’un cylindre à paroi épaisse (TWC). Cet essai, dans lequel un cylindre creux est confiné extérieurement jusqu’à ce qu’il cède, offre une méthode commode pour quantifier la résistance de la roche à proximité d’une ouverture cylindrique, où un confinement partiel induit une plasticité et renforce la stabilité de la cavité. Sa principale utilisation se situe dans les études de sablage,3 mais l’essai permet également de quantifier les critères de rupture en trois dimensions (d’après Lade ou Drucker-Prager).


Malheureusement, si l’essai TWC est facile à mener, il faut prendre soin de préparer les cylindres selon les normes les plus exigeantes pour éviter de sérieuses incohérences dans les données.

Essais en extension Lorsque des matériaux rocheux cèdent en extension, ils le font de façon soudaine et fragile à des valeurs de contraintes de l’ordre de seulement 1⁄12 à 1⁄8 de leur résistance en compression uniaxiale UCS, et des mesures directes de résistance à la traction de roches sédimentaires donnent invariablement des résultats inférieurs à 7 MPa (1 000 psi). La résistance à la traction étant si faible, il est généralement suffisant, d’un point de vue pratique, d’estimer la résistance à la traction comme une proportion quelconque (10 % par exemple) de l’UCS ou de l’ignorer complètement.

Lorsqu’on souhaite des valeurs précises, par exemple le calibrage fin d’un MEM à l’aide d’imagerie de puits montrant des fractures en extension, un essai direct de traction ou l’un des essais de flexion multipoint constituent les méthodes de laboratoire les plus rigoureuses.1,2,3 Cependant, de tels essais sont rarement réalisables avec des carottes de champs pétroliers, et l’essai brésilien de traction indirecte (mettant en jeu la rupture en traction provoquée par la compression d’un cylindre sur son diamètre) est la méthode la plus commode.3 Comme l’UCS, une mesure de résistance à la traction est en réalité une propriété caractéristique (dépendante de la géométrie de l’échantillon et des conditions expérimentales) mais, avec une aussi faible résistance à la traction, l’essai brésilien fournit une évaluation adéquate pour la plupart des applications.

Détermination in situ des contraintes Générateur d’impulsions

Oscilloscope numérique

Commutateur

Transducteur Manchon PC Préamplificateur Imprimante Cellule triaxiale Transducteur

Commutateur

Typiquement, réponse fréquentielle : 200 kHz - 1 MHz VP, VS et modules élastiques dynamiques • sous confinement • sous chargement déviatorique • à des degrés variables de saturation, etc.

Figure 4.25 : Schéma d’un montage de laboratoire couplé ultrasonique-mécanique. Des configurations d’essais comme celle-ci permettent de mesurer la vitesse de propagation des ultrasons dans la roche (Vp, Vs1 et Vs2) sous diverses conditions de confinement et de chargement déviatorique ainsi qu’à des degrés variables de saturation, etc. Ces mesures permettent de corréler des paramètres pétrophysiques dérivés de diagraphies et des propriétés de mécanique des roches, et de permettre ainsi l’utilisation d’une gamme de mesures de diagraphies au câble et LWD pour des analyses géomécaniques.

La quantification de l’état des contraintes in situ peut être estimée à partir des paramètres de résistance et de déformation des roches dérivés des diagraphies et des essais en laboratoire utilisés pour construire le MEM. Des techniques expérimentales existent également pour obtenir des amplitudes et des directions de contraintes in situ à partir de mesures sur des carottes. Ces techniques, effectuées sur des échantillons en laboratoire, comprennent l’analyse différentielle des déformations, le sous-carottage avec relaxation de contraintes, la dilatation thermique différentielle et la biréfringence d’ondes de cisaillement, à quoi s’ajoute la relaxation des déformations anélastiques (ASR) effectuée sur des carottes au niveau du site de forage.1 L’essai DSA (fig. 4.25), le plus largement utilisé, qui présente l’avantage d’être réalisé en laboratoire plutôt que sur le site de forage immédiatement après la récupération de la carotte, connaît un taux de réussite plus élevé (même s’il n’est encore typiquement que de 50 %). Cependant, comme pour toutes ces méthodes basées sur des carottes, sa réussite est limitée à des roches relativement rigides, et il est inadapté à des argiles tendres, des grès argileux ou de faible résistance, ou encore à des carbonates de faible résistance (craies).

4

33


Modèle géomécanique Le modèle géomécanique (MEM) est une description explicite de l’état de contrainte, de la pression interstitielle et des propriétés mécaniques des roches constituant le sous-sol. Il peut comprendre uniquement la partie réservoir, comme il peut s’étaler sur les formations constituant les terrains morts.1 Le MEM inclut des détails de la structure géologique, comme les failles et les toits de formations, ainsi que des détails de la constitution des roches, telles les zones fracturées ou les roches à comportement mécanique anisotrope. Le MEM est la pierre angulaire d’une étude géomécanique. Il fournit des informations pour les calculs géomécaniques associés à de nombreux aspects de la construction des puits, par exemple les limites de stabilité de parois de puits pendant le forage, les seuils d’instabilité des sables pendant la production, ou les paramètres géomécaniques nécessaires à la réalisation des opérations de stimulation. Au cours de la déplétion d’un champ d’hydrocarbures, le MEM peut être utilisé pour estimer les changements provoqués dans l’état de contrainte par la diminution de la pression de réservoir. Ces changements de contraintes peuvent mener à une compaction du réservoir, ce qui peut affecter la perméabilité. Il peut également causer un affaissement dans les formations sus-jacentes, ou encore provoquer l’activation de failles et de fractures. Dans un réservoir fracturé, cette dernière peut avoir un effet considérable sur les propriétés du réservoir, modifiant éventuellement la direction de l’écoulement préférentiel lorsqu’un ensemble de fractures devient plus perméable à mesure que l’état de contrainte change. Ces changements de contraintes peuvent également avoir un effet important sur les forages : on observe souvent que le gradient de fracturation chute dans les réservoirs en déplétion, réduisant la fenêtre de densité de boue susceptible d’assurer la stabilité du puits. Non seulement le gradient de fracturation peut changer, mais la stabilité de la formation peut également être affectée. La construction du MEM puise ses données dans un certain nombre de sources. Celles-ci comprennent des données de diagraphie provenant : I de puits, comme des mesures soniques, de rayons gamma, de densité apparente, de pression de formation et d’imagerie de puits ; I des rapports de forage ; I de cartographies structurales : géologique et sismique ; I des carottes.

4

34

La complexité du modèle dépend des données disponibles et de la structure géologique : un modèle complexe basé sur un ensemble réduit de données aurait peu de valeur et pourrait, éventuellement, être trompeur. De manière similaire, si les variations des horizons géologiques ou des paramètres géomécaniques sont importantes, un modèle simple peut également être trompeur. En fin de compte, le modèle doit être adapté à l’usage qui lui est réservé, reflétant la complexité du sous-sol, mais suffisamment simple pour procurer assez rapidement des informations géomécaniques utiles à la prise de décision, que cela soit pendant la planification ou pendant le forage d’un puits ; ou éventuellement pour gérer la stabilité de la formation pendant la production afin d’éviter, ou du moins retarder, la venue de sable. Le MEM peut être construit le long d’une seule dimension, ou dans un espace tridimensionnel. Le modèle à une dimension (1D) ne définit les variations des paramètres géomécaniques que sur un seul axe. Typiquement, cet axe est soit vertical, soit curviligne suivant le profil du puits. Ce modèle suppose que les paramètres géomécaniques sont latéralement constants et est souvent utilisé pour la modélisation géomécanique d’un seul puits de forage. Les modèles tridimensionnels sont utilisés pour représenter des données multi-puits ou bien là où les variations géologiques ou géomécaniques sont importantes. La variabilité naturelle de la roche rend invraisemblable une prédiction géomécanique exacte en un point quelconque du sous-sol. Lors de la planification d’un nouveau puits, la géologie et les paramètres géomécaniques vont très probablement varier entre les différents puits, où des mesures ont été acquises, et le nouveau puits. Par conséquent, les estimations des contraintes et des propriétés mécaniques qui gouvernent la déformation de la roche dans un puits ne sont en général qu’approximativement connues. En d’autres termes, on ne peut attendre du modèle géomécanique qu’il soit parfait dans ses prédictions. Bien qu’il y ait vraisemblablement toujours une incertitude dans le modèle, le MEM a une deuxième fonction, qui pourrait être plus importante à bien des égards. Le MEM permet l’interprétation du comportement géomécanique du champ. À l’instar d’un scientifique dans un laboratoire qui agit sur un système au cours d’une expérience, puis observe et interprète la réponse, le même processus peut être appliqué au cours du forage d’un puits. La réponse des parois du puits au cours du forage est examinée et comparée au modèle. Le forage change l’état de contrainte au voisinage du puits. Si le critère de rupture est atteint, la roche constituant la paroi du puits se déformera. Cependant, la déformation peut survenir de différentes manières selon l’état de contrainte créé, la résistance et la structure de la roche. La réponse du puits est comparée à la modélisation (MEM) avant forage pour comprendre comment le puits se déforme. Il est important d’identifier correctement le mode de rupture pour s’assurer que le traitement adéquat est appliqué afin de stabiliser les parois de puits. Le MEM montre quand il faut anticiper un certain mode de rupture en attirant l’attention sur le risque potentiel, de telle sorte que l’équipe de forage puisse réagir rapidement pour éviter ou, le cas


échéant, gérer toute instabilité qui pourrait s’ensuivre. Mal diagnostiquer le mode de rupture peut mener à un traitement inadéquat et à une aggravation de l’instabilité.

Pendant le forage, le modèle géomécanique permet au foreur d’interpréter la réponse du puits et de remédier à une instabilité plutôt que de l’aggraver.

Bien que le modèle géomécanique puisse très bien avoir prédit la rupture de la roche, il pourrait bien ne pas l’avoir fait à la pression de boue exacte prévue. Toutefois, cette nouvelle mesure de pression s’ajoute à la compréhension que l’équipe de forage a localement de la stabilité du puits, et réduira l’incertitude dans les prédictions à travers les sections ultérieures non encore forées situées plus loin sur la trajectoire du puits. Cette nouvelle information peut être ajoutée au modèle. Ainsi, elle permet un apprentissage rapide conduisant à une optimisation des procédures et des paramètres de forage, ce qui réduit le risque de perte de temps et d’équipements. Sans un modèle géomécanique, on ne pourra jamais vérifier si la déformation observée dans le puits s’est produite ou non comme prévu. Par conséquent, tout apprentissage sera limité, et le progrès vers un forage optimal sera beaucoup plus lent.

De manière globale, pour le développement et la gestion des champs, le modèle géomécanique peut être utilisé de manière similaire pour planifier les campagnes de forage et les échéanciers de production, en tenant compte d’un état de contrainte changeant, et donc des limites de stabilité changeantes, au fur et à mesure de la déplétion du champ.

La déformation des parois du puits en cours de forage soulève une autre question : si la roche constituant la paroi du puits de forage se rompt, s’agit-il d’une rupture du puits ? La réponse n’est pas facile à établir, dans la mesure où la rupture du puits et la rupture de la roche sont deux phénomènes différents. La rupture de la roche survient lorsque l’état de contrainte créé au niveau du puits dépasse la résistance de la roche. D’un autre côté, la rupture du puits est un concept technique relatif à la perte de fonctionnalité. En d’autres termes, le puits ne remplit plus les tâches auxquelles il est destiné, consistant par exemple à laisser un train de tige passer sans pauses ni frottements excessifs. La rupture de la roche est gouvernée par la géomécanique. Cependant, la rupture du puits résulte de la combinaison du comportement géomécanique de la roche et du processus de forage. Par conséquent, sortir de la fenêtre de densité de boue pendant le forage n’équivaut pas nécessairement à un incident de tige coincée ou même à un effondrement des parois du puits. Toutefois, si une certaine section du puits est endommagée par une contrainte excessive ou parce qu’elle est constituée d’une roche peu résistante, le risque de rupture du puits peut être augmenté. Il n’existe cependant aucun chiffre ou seuil géomécanique pour décrire la rupture du puits. Cette dernière est souvent définie par un événement, tel que le coincement du train de tiges. Compte tenu de ces inconvénients dans la prédiction de la rupture des puits, le modèle géomécanique a-t-il vraiment de la valeur ? En particulier pour le forage, le modèle identifie les risques associés à des trajectoires données de telle sorte que le planificateur puisse choisir la trajectoire de puits présentant le moindre risque potentiel ; il peut ne pas exister de trajectoire de puits évitant complètement la rupture de la roche. Cependant la gestion de la déformation des parois de puits peut limiter l’instabilité et éviter la rupture du puits. Le modèle permettra au foreur de choisir les densités de boue appropriées et de concevoir d’autres aspects du programme de forage.

Le forage en dépression (UBD) dans le champ de Hassi Messaoud Le forage en dépression peut avoir un effet spectaculaire sur la vitesse d’avancement (ROP) et le rendement d’une opération de forage, en particulier dans les roches dures, où les vitesses d’avancement peuvent être particulièrement lentes. Les foreurs du champ de Hassi Messaoud, où des résistances à la compression de la roche dépassant 100 MPa ne sont pas inhabituelles dans ce réservoir du Cambrien, ont constaté que le forage en dépression apportait une énorme amélioration des vitesses d’avancement pour les puits horizontaux. L’inconvénient du forage en dépression est le risque accru d’instabilité du puits : dans des conditions normales de surpression, la pression de la boue sur la paroi du puits soutient la roche et empêche son effondrement. Forer un puits en dépression supprime, ou réduit considérablement, ce soutien de la boue. Sans cette contrepression de la boue, les contraintes autour du puits augmentent et peuvent, dans certains cas, dépasser la résistance de la roche. Cela provoque le cisaillement de la roche en fragments au sein de la paroi du puits. Ces fragments peuvent être délogés soit par gravité, soit par le processus de forage, produisant des ovalisations dans la paroi du puits. Il ne s’agit pas nécessairement d’une rupture de puits. Cependant, la production de fragments de roche, ou retombées, se déposant dans la partie basse d’un puits horizontal est difficile à nettoyer, particulièrement lorsqu’on fore avec les fluides très légers nécessaires pour créer un état de dépression. Si un volume suffisant de retombées est produit sans être évacué du puits, il peut s’ensuivre un rétrécissement du trou et même un blocage du train de tiges.

4

35


Bien que certains drains du réservoir de Hassi Messaoud présentent des roches très résistantes, la résistance des différentes couches de réservoir est particulièrement disparate, ce qui conduit à des variations abruptes de la répartition verticale de la résistance (UCS). Par ailleurs, le champ de Hassi Messaoud est soumis à des contraintes horizontales fortement anisotropes du fait de la tectonique régionale de l’Afrique du Nord. La complexité structurale des différentes couches réservoirs provoque des variations des contraintes in situ (en magnitude et en orientation) à travers tout le champ.

Le MEM est un outil puissant pour déterminer le meilleur azimut pour le puits horizontal à un emplacement spécifique du champ et fournir des données pour calculer la fenêtre de densité de boue le long de la trajectoire de puits choisie. Une importance particulière est accordée à la chute de pression maximale à ne pas dépasser lors d’un forage en dépression. Les valeurs d’UCS fournies par le modèle le long de la trajectoire du puits prévue sont également utilisées pour choisir les outils de forage les plus appropriés. Les conditions de contrainte, et donc de stabilité, des puits de forage sur le champ de Hassi Messaoud ne sont pas constantes. Des comptes rendus de pression de fermeture établis pendant le forage et les opérations de fracturation hydraulique sur de nombreuses années de production montrent un déclin global soutenu de la contrainte horizontale (fig. 4.26), ce qui augmente le risque d’instabilité. Le MEM peut être utilisé pour modéliser et prévoir cette évolution de l’état de contrainte afin de contribuer à la planification des forages et à la conception des complétions pour gérer la stabilité des puits et la production de solides.

Construction du modèle géomécanique La construction d’un modèle géomécanique pour le champ de Hassi Messaoud constituait un énorme défi. Le champ est structuralement complexe avec un réseau de failles compliqué, couvrant une étendue spatiale de 50 km x 50 km.

4

36

2,38

2,05

1,72

1,39

1,06 Sh, g/cm3

Un projet de construction d’un modèle géomécanique (MEM) a été initié par Sonatrach pour décrire le comportement géomécanique des différentes couches réservoirs de Hassi Messaoud, afin de minimiser les problèmes du forage. En plus du forage, les applications du modèle peuvent être étendues à la détermination des conditions de stabilité des formations pendant la production. Le MEM aiderait à planifier et à forer des puits horizontaux en fournissant des informations de stabilité pour déterminer les meilleures conditions de dépression pour la trajectoire du puits spécifiée au sein du champ.

2,71

0,73 0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,6

0,7

Déplétion, bar x 100 Figure 4.26 : Pression de fermeture en fonction de la pression de réservoir (en bars) en zone 14 du champ de Hassi Messaoud.

150 000 9

4 140 000

130 000

1c 1a

7 3

23

120 000

6

2ex

1b

10

8

11

2

13

20b

20a

15 16

17

12 14

19

24 25

110 000 795 000

805 000

815 000

Sonique Imagerie Sonique/imagerie Carotte, emplacement approximatif du puits

825 000

0

835 000

10 000 m

Figure 4.27 : Emplacements des puits sur le champ de Hassi Messaoud avec les diagraphies soniques et d’imagerie de trou de forage utilisées pour construire le MEM 3D (toutes ces diagraphies ne proviennent pas de Schlumberger).

Par ailleurs, le champ est en production depuis plus de quarante ans et le déclin de pression à travers la structure est très hétérogène. Pour élaborer un projet réalisable, le modèle devait rester raisonnablement simple tout en fournissant une résolution et une précision suffisantes pour aider à la planification des puits et les opérations de terrain. Le projet de construction du modèle a été mené en cinq phases principales : I Phase 1 : compilation et vérification des données I Phase 2 : construction du modèle structural I Phase 3 : construction du modèle géomécanique 1D I Phase 4 : construction du modèle géomécanique 3D I Phase 5 : élaboration des programmes de prévision et gestion des problèmes de stabilité de parois (drill maps) pour des puits proposés.


Les puits clés pour le projet étaient ceux dotés d’un jeu complet de données pour permettre une modélisation géomécanique unidimensionnelle (1D). Les puits ayant des jeux de données moins complets ont également été utiles, dans la mesure où ces puits ont soit apporté une mesure spécifique, comme la direction des contraintes, soit ont été utilisés plus tard pour valider les prédictions du modèle tridimensionnel (3D).

Figure 4.28 : Modèle de faille du champ de HMD.

Une description plus complète de chaque phase avec les problèmes rencontrés est fournie ci-après.

Les diagraphies soniques, de densité apparente, de porosité et de rayons gamma ont fait l’objet d’un contrôle de qualité pour s’assurer que les mesures brutes et les corrections liées à l’environnement étaient relativement correctes. Ces données ont également été vérifiées en termes de cohérence.

Phase 1 La première étape de la construction d’un modèle géomécanique est de contrôler et de vérifier les données disponibles. Pour Hassi Messaoud, il existait 1 130 puits dotés de relevés géologiques (toits de formation des couches réservoirs). Toutefois, les données plus détaillées nécessaires à la modélisation géomécanique étaient disponibles pour seulement 80 puits horizontaux (fig. 4.27). Dans ces puits, les principales données collectées étaient : I des données de diagraphie comprenant des vitesses soniques d’ondes de compression et de cisaillement, des diagraphies de densité apparente, de rayons gamma, de diamétreur, et d’imagerie de puits ; I des mesures de pression de fermeture provenant d’essais de « leak off test » et de données de fracturation ; I des mesures de pression interstitielle ; I des rapports quotidiens de forage ; I des performances des outils de forage. Une carte des failles du champ, basée sur des résultats d’essais de puits, était disponible.

Les mesures de pression de réservoir étaient absentes sur certains puits. Pour estimer la pression de réservoir dans ces puits au moment du forage, une corrélation tenant compte de la carte de compartimentation de pression du champ a été utilisée permettant de choisir les puits de référence les plus représentatifs. Il était important que la pression interstitielle soit estimée au moment du forage pour pouvoir l’associer aux mesures de diagraphie.

Phase 2 Le modèle structural est le cadre géologique qui contiendra les distributions des propriétés géomécaniques et des contraintes. Le modèle structural comprend des informations sur les limites de la formation, y compris les irrégularités, les discordances et les failles (fig. 4.28). Le modèle a été construit initialement à partir des relevés géologiques des 1 130 puits de Hassi Messaoud à l’aide du logiciel de modélisation géologique Petrel. Ceux-ci ont fourni une cartographie des toits de formation sur tout le champ. Il convient de noter qu’il n’existait qu’un relevé sismique 2D partiel sur la partie nord du champ de Hassi Messaoud au moment de la modélisation. Au même moment, la cartographie des failles n’était connue que par l’analyse d’essais de puits.

Figure 4.29 : Modèle stratigraphique en couches minces avec un code de couleurs pour la profon-

Au cours de cette phase de modélisation, des interprétations d’imagerie de puits de forage provenant des 80 puits horizontaux ont été utilisées pour mieux définir les emplacements des failles et la compartimentation du réservoir (fig. 4.28). Cette phase a finalement donné un modèle structural 3D actualisé du champ de Hassi Messaoud (fig. 4.29).

deur en dessous du niveau marin.

4

37


Phase 3 La première étape vers la construction d’un MEM 3D est de déterminer des profils de propriétés mécaniques et de contraintes géostatiques pour les puits pris individuellement, en d’autres termes le MEM 1D (fig. 4.30). En utilisant des données de diagraphie comme données d’entrée initiales, les propriétés élastiques sont calculées en premier lieu. Par des algorithmes empiriques, ces propriétés conduisent à l’évaluation de la résistance de la roche à la compression sans confinement (UCS). Pour le modèle de Hassi Messaoud, un certain nombre d’échantillons provenant du réservoir ont été testés mécaniquement au laboratoire. Ces mesures d’UCS ont été corrélées à leurs modules de Young respectifs pour établir un algorithme de résistance de la roche spécifique au champ de Hassi Messaoud. Des valeurs de résistance de la roche dérivées de diagraphies ont alors été recalibrées à l’aide de ces résistances dérivées des carottes (fig. 4.31). Les modèles de contraintes 1D étaient basés sur une combinaison de données de diagraphies, de mesures de pression de fermeture provenant d’essais de « leak off test » et de fracturation, et de mesures sur échantillons par DSCA (Differential Strain Curve Analysis). La contrainte verticale a été calculée en intégrant les mesures de densité apparente provenant d’un certain nombre de diagraphies réalisées sur des puits verticaux. Les mesures disponibles de pression de réservoir réalisées au niveau des puits ont été incluses à la fois pour les calculs des contraintes totales et des contraintes effectives au moment du forage. Les contraintes horizontales ont alors été estimées à l’aide d’une modélisation poroélastique des déformations. Celle-ci permet de déterminer les contraintes horizontales sous l’effet du poids des terrains morts combiné avec les contraintes tectoniques. L’estimation de la contrainte horizontale minimale a été réalisée avec des mesures de pression de fermeture. Si les valeurs de la contrainte horizontale minimale et de la contrainte verticale peuvent habituellement être mesurées, il n’est, en revanche, pas possible de mesurer la contrainte horizontale maximale. Des mesures par DSCA effectuées sur des échantillons de carottes provenant de plusieurs puits ont fourni une estimation initiale du rapport entre les contraintes horizontales (fig. 4.31). Cela a conduit à une estimation initiale de la contrainte horizontale maximale qui, par la suite, a été affinée en comparant les prédictions de déformation des parois de

4

38

Résistance élastique

10

Contraintes géostatiques et pression interstitielle

Angle de Module de frottement Young 100 0 interne 70 Contrainte, MPa

Coefficient de 0 Poisson 1 20

UCS

400

0

Direction de la contrainte, S 200 W N E

Faille ? PR

E

UCS F

PP

Sh SH

SV

Orientation régionale

Figure 4.30 : Paramètres pour le modèle MEM 1D.

puits, telle que l’ovalisation, à des événements réels observés sur des diagraphies d’imagerie et de diamétreur.

Phase 4 Le modèle structural, les trajectoires réelles des puits et les paramètres mécaniques provenant de la modélisation MEM 1D ont été importés dans un même modèle géomécanique tridimensionnel (3D). La résolution du modèle correspondait aux dimensions utilisées dans le modèle structural : cellule de

Δ E_sta Grès TVD (m) 3 250

0

(GPa) 100 0

Δ Pr_sta ()

Gamma ray

SH/Sh DSCA 0,5 0

5

UCS Module de Young Coefficient de Poisson SH/Sh Prof., (gAPI) (m) 0 () 5 (kPa) 100 000 0 (GPa) 100 0 ( ) 0,5 0 30 150 3 250

3 260

D4 3 260 D3

3 270

3 270

3 280

3 280 D2

3 290

3 290

3 300

3 300 ID

3 310

3 310

3 320

3 320 D1

3 330

3 330

3 340

3 340

3 350

3 350 ZPSG

3 360

3 360 R2

3 370

3 370

Figure 4.31 : Puits B. Comparaison des mesures sur carottes et des diagraphies.


maillage de 200 m par 200 m latéralement, par 3 m verticalement. Une fois que toutes les données de puits nécessaires ont été chargées, le MEM 3D a été peuplé par une combinaison de cartographies géostatistiques et de calculs analytiques.

-25 -50

L’étape suivante de la procédure de modélisation consiste en la génération des données de diagraphie géomécanique et la suppression des points aberrants. Ces propriétés mécaniques ont alors été rééchantillonnées (upscaling) pour former une stratigraphie mécanique 3D. Des variogrammes directionnels des données rééchantillonnées sont construits à la fois parallèlement et perpendiculairement au pendage. Ainsi un modèle de variogramme représentant l’anisotropie spatiale de chaque paramètre a été construit pour établir la distribution géostatistique, cette dernière étant réalisée par la suite. Une fois les volumes de propriétés mécaniques en place, les contraintes ont pu être cartographiées dans le modèle 3D (fig. 4.32).

-75 -100 -125 -150

Figure 4.32 : Vue aérienne d’une coupe stratigraphique à travers le MEM montrant l’azimut de contrainte horizontale minimale pour le réservoir R2.

du modèle, mais cette fois le long de trajectoires proposées. Pour améliorer la résolution le long du profil proposé, les paramètres géomécaniques de puits voisins ont été superposés aux valeurs locales du MEM 3D à basse résolution. Bien qu’elle ne procure pas une représentation exacte, cette étape a fourni une estimation de la variabilité locale des données géomécaniques.

Pour assurer un champ de contrainte cohérent sur l’ensemble du modèle de Hassi Messaoud, un instant donné T de la production a été choisi comme référence. Les contraintes ont été calculées à ce moment précis de la vie du champ. Le modèle a pu alors être avancé selon le besoin pour prédire les futures conditions de contrainte en vue de la planification des puits. Pour vérifier qu’aucune distorsion ne s’était produite au cours de la construction du MEM 3D, les propriétés géomécaniques ont été extraites le long de trajectoires réelles et comparées aux profils du modèle 1D.

Des calculs analytiques de stabilité de puits ont alors été effectués, tenant compte de l’orientation du puits par rapport à l’état de contraintes locales. Différents niveaux de dépression créés par les faibles densités du fluide de forage ont pu être testés pour évaluer l’étendue de la rupture de la roche et décider d’un niveau acceptable pour le forage (fig. 4.33).

Phase 5 L’étape finale du projet consistait à appliquer les données du MEM 3D pour planifier le forage de nouveaux puits horizontaux en dépression sur le champ de Hassi Messaoud. Les propriétés géomécaniques ont là encore été extraites

Profondeur, m

Densité de boue = 0,88 g/cm3



-3 500,00

-3 500,00

-3 500,00

-3 600,00

-3 600,00

-3 600,00

-3 700,00

-3 700,00

-3 700,00

-3 800,00

-3 800,00

-3 800,00

-3 900,00

-3 900,00

-3 900,00

-4 000,00

-4 000,00

-4 000,00

-4 100,00

-4 100,00

-4 100,00

-4 200,00

-4 200,00

-4 200,00

30,00

120,00

210,00

300,00

30,00

120,00

210,00

300,00

30,00

120,00

210,00

300,00

Degrés Figure 4.33 : Simulations des endommagements de la paroi de puits le long d’une section de réservoir pour différentes densités de fluide de forage.

4

39


Des diagraphies d’imagerie ont été réalisées dans ces puits nouvellement forés pour apporter une certaine validation au modèle. Comme évoqué précédemment, la rupture de la roche n’équivaut pas à la rupture du puits et, en fait, pas nécessairement à l’ovalisation du puits : une roche rompue peut rester en place dans la paroi du puits si elle n’est pas délogée. La faiblesse de la résolution du modèle relativement aux imageries de puits à haute résolution limite également la comparaison. Par conséquent, les données de diagraphie doivent être considérées comme un indicateur général de la validité du modèle. Cela dit, les comparaisons de la prédiction de rupture des roches et de la déformation observée des parois du puits sont raisonnablement satisfaisantes. La figure 4.34 représente une simulation prévisionnelle de l’imagerie du puits montrant l’ovalisation prévue due à la limite de rupture par cisaillement (coloration rouge) dépassant la densité de la boue (ligne verte). Un décalage dans l’orientation de l’ovalisation le long du puits a également été prédit à mesure que l’inclinaison du puits augmentait pour atteindre l’horizontale. Dans les diagraphies d’imagerie réalisées dans le puits, ces ovalisations prédites ont été remarquées et le décalage de l’orientation de l’ovalisation a également été observé. En revanche, plus bas dans le puits, certaines ruptures excessives observées et la formation d’un « trou de serrure » (keyseat), non prévu, sur la partie basse du drain sont vraisemblablement le résultat d’un endommagement mécanique dû au train de sonde plutôt qu’à des problèmes géomécaniques.

Un deuxième exemple, illustré sur la figure 4.35, compare, de manière similaire au premier, la simulation prévisionnelle à des diagraphies réelles d’imagerie. Dans ce cas, la densité de la boue était fixée pour éviter la rupture par cisaillement de la paroi du puits et, comme prédit, aucune déformation du puits n’a été relevée sur les images enregistrées dans le puits.

Résultat prévisionnel

Résultat après forage Rupture en traction Ovalisation large

Densité de boue UB 0

(g/cm3) Densité de boue LB

0

(g/cm3) Rupture

X 280

Gamma ray 0 (gAPI) 150

Rupture en « échelon » à angle faible 4 Rupture en « échelon » à angle important Ovalisation étroite

Pertes

Grès TVD (m)

4 Écaillage superficiel

Écaillage profond Prof. (m) X 300

Venue Ovalisation

0

(deg)

Orientation de l’ovalisation

360 0

(deg)

360

D2 ID D1

X 330

X 400 ZPSG

X 340

X 500

X 345

X 600 R2

X 349

X 700

X 354

X 800

X 358

X 900

X 363

X 000

X 367

X 100

Figure 4.34 : Utilisation du modèle MEM 3D pour aider à une opération de forage en dépression. Prédictions du modèle avant forage (à gauche) et résultats après forage (à droite) pour le puits C. Comme indiqué, certaines pistes superflues de cette figure peuvent être éliminées.

4

40


Le modèle géomécanique ainsi que les drill maps de Hassi Messaoud ont aidé les foreurs à évaluer les risques associés aux différentes trajectoires de puits et les conditions de dépression appropriées. En outre, la modélisation a permis la focalisation sur les sections de faible résistance qui peuvent être rencontrées, de sorte que le foreur soit prêt à prendre des mesures plutôt que de

Résultat prévisionnel

Résultat après forage Rupture en traction Ovalisation large

Densité de boue UB 0

(g/cm3) Densité de boue LB

0

(g/cm3) Rupture


Rupture en « échelon » à angle faible 4 Rupture en « échelon » à angle important Ovalisation étroite

Pertes

Grès TVD (m)

4 Écaillage superficiel

Prof. (m)

X 293

X 300

X 355

X 400

Écaillage profond

Orientation de l’ovalisation

(deg)

(deg)

Venue Ovalisation

0

360 0

360

D5 D3 D2 ID

X 404

X 500

X 409

X 600

X 411

X 700

X 413

X 800

X 416

X 900

X 418

X 000

X 420

X 100

X 423

X 200

se trouver en situation de réagir à une instabilité de parois imprévue. La résolution du modèle sera améliorée à mesure que l’on disposera de nouvelles données sur des puits réalisés prochainement. La connaissance de paramètres géomécaniques spécifiques, comme la résistance à la compression sans confinement et la valeur de la contrainte minimale, est également en voie d’amélioration grâce à de nouvelles mesures qui sont en train d’être acquises. Actuellement, le modèle de contraintes est approché en faisant l’hypothèse d’une structure stratigraphiquement horizontale, ou « gâteau étagé ». Il a été jugé initialement qu’il s’agissait d’une première approximation raisonnable étant donné la structure de Hassi Messaoud. Cependant, à mesure que la résolution du modèle sera améliorée, un modèle de contraintes plus détaillé sera nécessaire. Des projets sont en cours de discussion pour produire un modèle de contraintes complètement équilibré pour le champ à l’aide du logiciel « ECLIPSE geomechanics ». Ce travail pourrait également considérer, avec plus de détails, les changements complexes de contraintes qui se produisent au voisinage des nombreuses failles du champ.

R2

Figure 4.35 : Comparaisons des prédictions du modèle prévisionnel et des diagraphies après forage.

4

41

Séfar (tassili des Ajjer). Cet archer noir aux proportions parfaites est peint dans une pose athlétique, avec une grande élégance du mouvement et une grande pureté de ligne. Les Bovidiens noirs sont assurément des maîtres peintres et aiment à représenter leur vie quotidienne (h : 16 cm).

4

42

Positionnement des puits – LWD pour le geosteering des puits horizontaux

44


54

Productivité des puits – La perforation en dépression « sans neutraliser le puits »

66


70


78

4

43


Positionnement des puits – LWD pour le geosteering des puits horizontaux Les puits forés sur la partie est du grand gisement de gaz de Hassi R’mel (fig. 4.36 ; voir aussi Chap. 2, p. 2.24 à 2.29) ont mis en évidence un anneau d’huile d’importance économique. L’extension de cet anneau d’huile est d’orientation nord–nord-est – sud–sud-ouest sur une longueur d’environ 60 km avec une largeur de 4 km.

Pour retarder le plus possible le « waterflooding » et le « gas coning », le choix d’une trajectoire optimale est nécessaire. Dans ce but, les puits ont été forés en utilisant les techniques de pilotage géologique « geosteering ».

Eau déplacée Hydrocarbure déplacé Eau

Eau déplacée

Huile

Hydrocarbure déplacé Gamma ray

Gaz

Eau Quartz

0

Anneau d’huile

Huile

(gAPI) 150

Eau de rétention

Diamètre

Gaz

6 (pouces) 16

Analyse des fluides avec ELAN


Anhydrite KINT 0,2 (mD) 2 000

MD KINT 6 (pouces) 16 1 : 200 SWE (mD) 0,2 2 000 1 (m)

Sw

0,5 (V/V)

SUWI (m3/m3)

0

PIGE 0 0,5 (m3/m3)

Illite Chlorite Volume ELAN

0 1

(V/V)

0

2 210

2 215

Puits prod. de gaz Puits inj. de gaz Puits d’huile Puits non complétés Puits abandonnés complétés Puits d’observation Centre de traitement d’huile

2 220 Plan gaz/huile à 2 223 m (-1 490 m) 2 225 0

10 km

Figure 4.36 : Position des puits horizontaux dans la structure de l’anneau

2 230

Plan huile/eau à 2 231 m (-1 498 m)

d’huile. 12 puits ont été forés jusqu’en 2004. 2 235

Le premier puits horizontal, HRZ-01, a été foré dans l’anneau d’huile du champ de Hassi R’mel en 1991. Actuellement, douze puits horizontaux ont été forés. Le niveau réservoir, le niveau A, d’une épaisseur totale de 24 m, constitue l’objectif dans l’anneau d’huile. Le contact huile/eau (WOC) est fréquemment rencontré dans ce réservoir. La description sédimentologique des carottes du réservoir ainsi que l’interprétation pétrophysique des diagraphies (fig. 4.37) ont permis de le subdiviser en trois (03) unités principales, corrélables à l’échelle du champ. L’unité médiane, d’une épaisseur de 8 à 15 m, constitue l’objectif principal.

4

44

2 240

2 245

Figure 4.37 : Propriétés pétrophysiques d’un puits vertical type dans l’anneau d’huile de Hassi R’mel. Le niveau A du Trias gréseux, ici entre 2 213 et 2 237 m VD, est constitué d’une colonne d’huile avec un niveau à gaz sommital, avec un contact initial de -1 490 m VDSS « vertical depth subsea » et un contact huile/eau originellement à -1 498 m VDSS.

P o s i t i o n n e m e n t d e s p u i t s – LW D p o u r l e g e o s t e e r i n g d e s p u i t s h o r i z o n t a u x

au sein du réservoir, sinon jusqu’au mur du réservoir A. Le forage est alors arrêté pour permettre l’enregistrement de diagraphies au câble (gamma ray – neutron – densité – test de formation). Trajectoire du puits

Le défi est ensuite de maintenir le puits le plus longtemps possible dans les grès saturés en huile, le plus loin possible des deux contacts WOC et GOC. Les résultats d’interprétation des enregistrements diagraphiques permettent de choisir le niveau cible.

Chenal, sables gazéifères Chenal, colonne de sables pétrolifèfres Chenal, sables aquifèfres Plaine d’inondation, dépôts argileux

En termes de production, les meilleurs résultats ont été obtenus avec les puits forés en direction du nord 110°, soit perpendiculairement à la direction principale des chenaux (orientés NNE-SSO), permettant d’avoir les aires de drainage les plus élevées. Ces puits présentent de fait les meilleures propriétés pétrophysiques (fig. 4.38).

Figure 4.38 : Représentation schématique de la répartition des corps gréseux dans le réservoir triasique de Hassi R’mel. L’environnement est de type fluviatile méandriforme, les chenaux sont d’orientation principale NNE-SSO.

Méthodologie de forages des puits horizontaux

(ohm.m)

Résistivité d’atténuation, temps réel

(ohm.m) 0

(m)

ROP

(m/h)

2 000

Rt au niveau du trépan

2 230 TVD

L’exemple donné sur la figure 4.39 montre une absence de correspondance sur les diagraphies LWD entre les intervalles 2 330 m et 2 335 m MD (partie descendante), et 2 490 m et 2 515 m MD (partie montante).

A

B

20

Phase de descente

2 500

2 325

0,2

0,2 2 240

(gAPI) 0

GST gamma ray

150

150 (gAPI) 0

CDR gamma ray, temps réel

Une des difficultés rencontrées lors du forage de certains puits horizontaux est la discontinuité du réservoir, due à un changement latéral de faciès ou à un accident tectonique (faille de rejet significatif).

2 350

2 000

2 000 (ohm.m) 0,2

Résistivité en décalage de phase, temps réel

Mis à part les puits HRZ-01 et le HRZ-02 forés avec des puits pilotes au début du développement du réservoir afin de confirmer les contacts entre fluides, les autres puits ont été forés de la manière suivante : I Les sections 24 et 16 pouces sont forées verticalement. La partie inclinée est entamée par l’amorce de déviation « KOP » vers la cote 1 900 m VD (Trias salifère I). L’accroissement de la déviation est ensuite d’environ 1° par 30 m jusqu’aux argiles du Trias A0, correspondant à la fin de la section 12 1⁄4 pouces. I Pendant le forage de la section finale 8 1⁄2 pouces, une combinaison LWD résistivité-gamma ray est enregistrée jusqu’au contact huile/eau s’il existe

Phase de remontée

Figure 4.39 : Profil de résistivités LWD du puits HRZ-11, ne montrant pas une similitude des réponses de résistivité des phases de descente et de remontée. En conséquence, le forage a été arrêté en raison du risque élevé de ne pas retrouver le drain.

4

45


Pour le puits suivant, HRZ-12, les diagraphies au câble gamma ray et résistivité, l’imagerie FMI et le test de formation MDT montrent que l’on est en présence d’une zone compartimentée avec différents contacts huile/eau (WOC). À l’entrée du réservoir A, identifié à 2 222,5 m VD, on observe une séparation de lecture de résistivités s’expliquant par la présence d’une zone d’invasion par le filtrat de boue due aux bonnes caractéristiques pétrophysiques du réservoir (fig. 4.40). Bloc 1: OWC à 2 231 m TVD

Le contact huile/eau est identifié à la cote 2 231 m VD (-1 481 m VDSS), plus haut que prévu à -1 486 m VDSS. La poursuite du forage a permis de traverser une zone à huile, et d’identifier le contact huile/eau situé à 2 236 m VD (-1 486 m VDSS). La remontée du plan d’eau dans le premier bloc est causée par le soutirage des puits avoisinants.

Bloc 3: OWC à 2 236 m TVD Bloc 2: OWC à 2 239 m TVD

Figure 4.40 : Profil final du puits HRZ-12. Trois compartiments réservoirs, associés à des contacts huile/eau différents, sont identifiés par différentes méthodes d’investigation, telles que les résisti-

Pendant le forage aux alentours de 2 540 m MD (2 230 m VD), les réponses des résistivités LWD montrent que l’on est à proximité du toit du réservoir. Un changement (descente) de l’inclinaison de la trajectoire était nécessaire pour forer dans la couche de la partie médiane du réservoir qui est composée de meilleurs grès.

vités LWD, le test de formation MDT et l’imagerie FMI.

Enseignements tirés Ces exemples illustrent bien les difficultés rencontrées lors de la réalisation de puits horizontaux pour le développement de l’anneau d’huile du champ de Hassi R’mel. En effet, ces ouvrages doivent obéir aux impératifs spécifiques

Vers 2 680 m MD (2 234 m VD), la lecture de la résistivité indique la proximité du mur du réservoir, inattendue à cette cote au regard du pendage structural. Cela s’explique par une deuxième faille de faible rejet qui serait d’environ deux (02) mètres. La suite du drain est forée jusqu’à 2 830 m MD (fig. 4.40).

2 250 Compartiment 1

2 350

ΔP = 14 psi

Zone à huile telle que vue dans le compartiment 1 pendant le test MDT Zone aquifère

2 450 Compartiment 2 montrant un gradient d’huile

Compartiment 2

Un autre compartiment commence à 2 900 m MD, avec un contact huile/eau observé à 2 239 m VD. Les mesures de pression MDT montrent des écarts significatifs entre les compartiments (fig. 4.41).

4

46

ΔP = 30 psi

2 650

Profondeur mesurée (MD), m

Pour optimiser le temps de réalisation d’un puits horizontal, et afin d’éviter des arrêts du forage et la descente d’outils d’imagerie à chaque anomalie, le puits HRZ-13 a été foré avec une imagerie en cours de forage RAB (Resistivity-At-the-Bit tool). Cette combinaison LWD, résistivité et RAB a permis de mettre en évidence des zones de résistivité relativement faible associées à des fractures (fig. 4.42). Ces intervalles n’ont pas été perforés, ce qui a donné une production d’huile anhydre au départ.

2 550

Compartiment 3

2 750

ΔP = 44 psi

2 850

Données échantillonnées : eau récupérée

Point de pression à faible mobilité Compartiment 3 montrant un gradient d’huile de 2 605 à 2 880 m MD Échantillon d’huile prélevé à 2 907 m MD Zone aquifère

2 950 3 050 2 600

2 700

2 800

2 900

3 000

3 100

3 200

Pression de la formation, psi Figure 4.41 : Report graphique des points de pression enregistrés par l’outil MDT pour le puits HRZ-12. La différence de pression entre le premier compartiment dont le contact est estimé à 2 231 m MD et le deuxième est de 14 psi. Un écart de 30 psi sépare le troisième compartiment du deuxième.


au forage, afin de pallier les incertitudes de l’interprétation de la géologie locale et de répondre aux contraintes de la mise en production pour des résultats optimaux. Les cas de HRZ-12 et HRZ-13 ont montré la valeur de l’apport de l’imagerie dans la compréhension du contexte structural et l’importance d’obtenir ces informations en temps réel. De même, l’évaluation de la porosité au moyen d’outils neutron durant le forage permettrait une optimisation du choix des intervalles forés, dont on serait en droit d’attendre une amélioration de la production. Cependant, des contraintes environnementales interdisent l’utilisation d’outils contenant des sources radioactives naturelles en raison du risque de perte de ces matériaux hautement contaminants en cas d’incident de forage (outil coincé dans le drain et devant être abandonné). Afin de pouvoir utiliser les mesures de porosité durant le forage sans compromettre la sécurité et l’écologie de la zone, deux options sont possibles : I Le « Vision Density Neutron (VDN) » utilise une source radioactive naturelle, mais celle-ci est positionnée à l’extrémité supérieure de l’outil afin de per-

L’utilisation de ces outils permet de limiter le temps lié aux mesures de diagraphies au câble après forage, sans compromettre l’évaluation rigoureuse du réservoir et tout en présentant les garanties nécessaires au respect de l’environnement.

2 516

2 514

2 512

2 510

2 508

2 506

2 496

2 494

2 492

2 490

B

2 488

A

mettre, en cas de coincement du train de tiges, d’accéder à la source radioactive à travers l’espace interne des tiges de forage et de la récupérer. I L’EcoScope propose une alternative à la source radioactive naturelle. En effet, afin de limiter l’impact écologique dans le cas où il serait nécessaire d’abandonner l’outil dans la formation, il est maintenant possible d’enregistrer des mesures de porosité et de densité à partir d’un générateur électronique de neutrons « Minitron » : ainsi, dès la coupure de l’alimentation électrique, celuici n’émet plus de radioactivité.

Figure 4.42 : Les intervalles 2 488 – 2 498 m et 2 506 – 2 516 m montrent une faible résistivité associée aux fractures visibles sur l’image du RAB. Ces fractures subverticales, sécantes aux puits et aux limites des bancs, représentent un fort risque de venues d’eau. Les sinusoïdes en bleu indiquent les fissures, celles en vert montrent les pendages de formation.

4

47


Néocomien (~400 m VD)

24 pouces

Trias anhydritique (~1 700 m VD)

16 pouces

Trias salifère I (~1 900 m VD)

kickoff point Inclinaison : 1°/30 m

Argiles Trias A0 (~2 200 m VD)

121 ⁄4 pouce

Niveau à gaz (local)

Toit du Trias gréseux – Niveau A WOC Mur du Trias gréseux – Niveau A (floor)

Figure 4.43 : Présentation des puits forés. Méthode de forage : la section réservoir est forée jusqu’au WOC s’il existe au sein du réservoir, sinon jusqu’à son mur. Le forage est ensuite arrêté pour opération wireline logging (GR - Densité - Neutron - MDT). Suite à l’interprétation de ces données la trajectoire est révisée pour rester dans le meilleur intervalle gréseux.

Améliorer le positionnement du puits par rapport aux interfaces de fluides et failles La figure 4.43 illustre le profil de puits horizontal utilisé pour le développement de l’anneau d’huile à Hassi R’mel.

endroits à Hassi R’mel, ces méthodes deviennent insuffisantes. En effet, dans ces cas le principe de corrélation banc à banc n’est plus applicable.

Identifier l’interface WOC

L’interprétation des images du GVR en temps réel, comme nous l’avons vu dans le cas du puits HRZ-13, permet d’identifier les zones affectées par des failles et fractures. Cependant il n’est généralement pas possible de positionner le puits par rapport à la série sédimentaire dans le nouveau compartiment abordé. La seule exception concerne un niveau reconnu précédemment le long du drain et à nouveau traversé. Il est dans ce cas possible d’estimer aussi le rejet.

Pour ces puits, l’identification du contact huile/eau (WOC) ou la base du réservoir exige une forme en U durant la phase d’atterrissage dans le réservoir (fig. 4.43). Cependant, cette trajectoire affecte la production ultérieure suite aux difficultés suivantes : I génération de problèmes de cimentation du liner I contribution à faciliter les venues d’eau I augmentation du déport du puits et de facto diminution du rapport « net/gross » du drain I diminution de l'écoulement de l'huile provenant de par-dessous la section en U.

Malheureusement, il peut être nécessaire de forer « en aveugle » plusieurs douzaines de mètres avant de rencontrer un de ces bancs caractéristiques. Ainsi, disposer d’un outil pouvant évaluer plusieurs mètres dans la formation, tout en différenciant les terrains situés au-dessus et en dessous du drain serait une aide précieuse pour surmonter les difficultés liées aux nombreuses failles qui compartimentent le réservoir de Hassi R’mel.

Forer à travers des failles Les méthodes traditionnelles précédemment utilisées pour le geosteering sont basées sur l’évaluation de la position du puits dans le réservoir par le biais de corrélations entre un modèle préalablement construit avant le forage et les données de diagraphies enregistrées en temps réel pendant le forage. Alternativement, les corrélations peuvent être effectuées entre ces mêmes mesures enregistrées le long de la section descendante et de la section montante du puits, en prenant avantage de la structure locale (pendage). Lorsqu’il s’agit de zones affectées par des failles, comme il en existe en certains

4

48

Une solution efficace Le PeriScope 15, outil d’imagerie directionnelle en cours de forage (logging while drilling), réalise une mesure d’induction électromagnétique orientée, profonde de plusieurs mètres à l’intérieur de la formation. La technologique innovante des bobines qu’il contient permet de focaliser le champ magnétique et donc de fournir une mesure directionnelle, tandis que l’espacement accru de la distance émetteur-récepteur et l’utilisation de fréquences plus basses autorisent une mesure pouvant avoir une profondeur de 4 à 5 mètres (voir « Vers un pilotage géologique proactif avec PeriScope 15 », p. 4.52).


Optimisation du forage, positionnement de puits et évaluation des formations avec l'EcoScope Le service EcoScope de diagraphie multifonction en cours de forage (LWD) intègre dans un outil unique une suite complète de mesures d’évaluation des formations, de positionnement de puits et d’optimisation de forage. En plus de l’ensemble des mesures de résistivité, de porosité neutron, des mesures azimutales de densité et de gamma ray, ainsi que des images associées à ces mesures, il donne de nouvelles mesures LWD comme la spectroscopie à capture d’éléments, la densité obtenue à partir des gamma ray induits par les neutrons, et le sigma. Les mesures d’optimisation de forage comprennent la pression annulaire en cours de forage (APWD), les diamètres de trous et les chocs.

Un service plus sûr

La combinaison de l’interprétation pétrophysique et des images de puits de forage est réalisée à l’aide d’outils de visualisation 2D et 3D.

EcoScope est conçu autour d’un générateur artificiel de neutrons pulsés (PNG), qui permet de produire des neutrons à la demande. Cette conception élimine le besoin d’une source chimique à l’américium-béryllium (AmBe), réduisant les risques pendant le transport et sur le site du puits. La mesure de la densité de la formation sans la source au césium montée latéralement est une option, ce qui rend le service EcoScope unique par sa capacité à offrir une diagraphie nucléaire LWD sans sources chimiques classiques.

Évaluation des formations et positionnement des puits Le PNG produit davantage de neutrons avec des énergies plus élevées qu’une source chimique classique, ce qui donne des mesures à plus grande profondeur et plus précises. Cela permet également plusieurs nouvelles mesures LWD. Parmi celles-ci se trouvent des données de spectroscopie aux gamma ray par capture induite de neutrons, qui fournissent des propriétés de minéralogie, de lithologie et de matrice. Le sigma de la formation, un indicateur de salinité, fournit une alternative viable aux mesures de résistivité pour déterminer la saturation en hydrocarbures. La densité obtenue à partir des gamma ray induits par les neutrons est une mesure des gamma ray générés par des interactions neutrons-formation, donnant une mesure alternative de densité globale. Les autres mesures EcoScope d’évaluation

Pression annulaire en cours de forage

Mesures azimutales de densité et de facteur photoélectrique (PEF)

Diamétreur ultrasonique

de formations comprennent la résistivité, la radioactivité gamma naturelle azimutale, la densité de césium azimutale, le facteur photoélectrique azimutal et la porosité neutron. La sonde de résistivité à propagation bi-fréquence effectue 10 mesures de phase et 10 d’atténuation à plusieurs profondeurs d’investigation, permettant l’évaluation des profils d’invasion et de résistivité des formations. Un détecteur focalisé de radioactivité gamma naturelle permet au service EcoScope de fournir des images en gamma ray, en plus des images de densité et de facteur photoélectrique. Cette capacité d’imagerie multiple permet de choisir la mesure la plus appropriée par rapport à la formation, permettant ainsi l’optimisation de la trajectoire du puits. Toutes les mesures EcoScope peuvent être transmises à la surface en temps réel. Aussi, les mesures sont-elles effectuées près du trépan, réduisant les effets d’invasion. Cet avantage, combiné avec les taux d’échantillonnage élevés des capteurs, permet une caractérisation complète et précise de la formation à même d’assurer un positionnement optimal du puits.

Densité par gamma rays induits par les neutrons

Mesure azimutale de radioactivité gamma naturelle

Résistivité à 2 MHz et 400 kHz Mesures triaxiales de chocs et de vibrations Inclinaison Le service EcoScope offre une suite complète de mesures permettant l’évaluation des formations, le positionnement de puits et l’optimisation du forage.

4

49


GR ATR

-0,5 0,5 -15 15 0,2 200 SPO1 SAS4 PSR

SPS4

SAD1

-0,5 0,5 -15 15 SPO4 SAD4

Rt_h, ohm.m

3

4

5

6

7

8

9

10

11

-0,5 0,5 -15 15 0,2 200 0 150

1 2

2 205

-0,14 -0,25 -0,46 -0,83 -1,51 -2,73 -4,34 -8,36 -16,22 -29,39 -53,23 -96,42 -174,65 -316,35 -573,01 -1 037,93

Trajectoire du puits HRZ-12 2 210 2 215 2 220

2 300

2 225 2 450

Profondeur verticale vraie, m

2 230 2 235

2 350

2 500

2 550

2 400

2 600

2 650

2 700

Zone aquifère

2 750

2 800

2 850

2 900

Zone aquifère

2 240

Zone aquifère 2 245 Faille 2 250

120

160

200

Faille 240

280

320

360

400

440

480

520

560

600

640

680

720

760

800

Longueur horizontale vraie, m Figure 4.44 : Modèle basé sur l’interprétation des données du puits HRZ-12 montrant des diagraphies simulées issues de l’outil PeriScope 15. La première piste du haut montre la courbe de gamma ray ; la deuxième piste présente les courbes de résistivité (réelles) issues de l’outil CDR (Compensated Dual Resistivity) ; les troisième et quatrième pistes présentent respectivement les mesures d’atténuation et de déphasage (simulées) issues de l’outil PeriScope 15. Les numéros en haut et les traits pointillés associés font référence à des entrées du tableau 4.4.

Ainsi, l’utilisation des images GVR en temps réel et des données profondes azimutales du PeriScope 15 devrait permettre l’amélioration de la reconnaissance de failles et l’évaluation de leurs rejets lors du forage du drain horizontal. Dans le cas de la trajectoire du puits de l’anneau d’huile de Hassi R’mel, les caractéristiques du PeriScope 15 permettent de reconnaître le WOC ou le mur du réservoir « à distance » sans avoir à le forer. Elles permettraient d’optimiser la trajectoire du drain en limitant la tortuosité du puits (doglegs) et sans exposer les différentes phases du réservoir. Ensuite, après la phase d’atterrissage, il serait possible, si cela est jugé nécessaire, de positionner le drain à proximité du toit du réservoir, encore une fois dans un souci d’optimiser la production future du puits.

4

50

La figure 4.44 illustre l’utilisation possible de l’outil PeriScope 15. Sur la base des mesures enregistrées pendant le forage du puits HRZ-12, les courbes de réponse de l’outil PeriScope 15 ont été simulées. Une description détaillée des résultats de la simulation est présentée dans le tableau 4.4. Comme l’indique cet exemple, la distance entre le trou de sonde et la limite supérieure ou inférieure du banc ou les plans de contact de fluides est directement affectée par un changement de la résistivité. L’étape 7 de la simulation du tableau 4.4 a confirmé que la mesure profonde du PeriScope pouvait aider à évaluer l’emplacement du trou de sonde après avoir croisé une faille dans l’intervalle de temps requis. Diverses étapes de la simulation montrent clairement qu’une limite de banc ou un plan de contact de fluides peut être identifié avant d’être réellement traversé par le puits de forage, et qu’une révision de la procédure standard d’arrivée au fond est par conséquent possible.


Point

Intervalle entre points

1

Description de la mesure du PeriScope 15

Interprétation de la mesure

Les courbes de déphasage montrent une réponse positive

L’outil suit un meilleur grès au-dessous de la trajectoire du puits

Les courbes montrent une réponse de plus en plus négative

L’outil suit un milieu conducteur au-dessous de l’outil (WOC)

Sommet de la réponse négative

La trajectoire du puits traverse le WOC

2-3

Les courbes montrent une réponse de plus en plus négative

Après la traversée de la première faille, l’outil suit un nouveau WOC au-dessous de la trajectoire du puits

3-4

Les courbes montrent une valeur négative constante

La trajectoire du puits est parallèle au WOC ; immédiatement au-dessous de celui-ci dans le deuxième bloc

4-5

Les courbes reviennent lentement à une valeur nulle

Le trou de sonde s’écarte lentement du WOC au-dessous

Les courbes de déphasage montrent une réponse positive

L’outil suit du grès au-dessus de la trajectoire du puits présentant une moins bonne valeur de résistivité

5-6

Les courbes montrent une valeur nulle et commencent finalement à augmenter vers le domaine positif

La valeur nulle indique qu’il n’y a aucun contraste de résistivité dans la plage d’indication de l’outil (la trajectoire du puits est au milieu d’un banc épais). Plus tard, le puits se rapproche d’un milieu conducteur au-dessus de l’outil (toit du réservoir)

6-7

Les courbes augmentent lentement avant de revenir à 0

La distance entre la trajectoire du puits et le toit du réservoir au-dessus est surveillée (en rapprochement) avant d’obtenir une indication du rapprochement de la trajectoire du puits vers un grès sous-jacent

Toutes les courbes montrent un changement brutal de valeurs nulles vers des valeurs positives élevées

Changement soudain de l’environnement de forage ; le puits vient de traverser une faille

7-8

Les courbes montrent initialement des valeurs positives élevées avant de diminuer

Dans le nouvel environnement après la faille, l’outil indique que le plus fort contraste est avec un milieu conducteur au-dessus de la trajectoire du puits ; l’outil suit le toit du réservoir

8-9

Les courbes passent de positives à nulles et repassent en positif

Initialement, la trajectoire du puits éloigne de la limite supérieure, puis s’en rapproche

9-10

Les courbes montrent une augmentation initiale avant de revenir à zéro

L’outil indique que la trajectoire du puits réduit la distance au toit du réservoir, avant une correction de trajectoire qui provoque une augmentation de la distance à la limite supérieure

10-11

Les courbes passent de positives à nulles et repassent en positif

Initialement, la trajectoire du puits s’éloigne de la limite supérieure, puis s’en rapproche

Les courbes montrent une augmentation initiale avant de plafonner

L’outil indique que la trajectoire du puits s'approche du toit du réservoir, le traverse (comme indiqué sur les autres courbes) avant qu’elle soit corrigée pour revenir lentement au réservoir

1-2 2

5

7

Après 11

Tableau 4.4 : Description et interprétation détaillées des résultats de simulation.

Cette simulation démontre que l’utilisation de la technologie PeriScope 15 peut aider à comprendre la géométrie du réservoir et, par conséquent, constituer un outil précieux pour optimiser le positionnement de futurs puits horizontaux dans l’anneau d’huile de Hassi R’mel ou dans des environnements similaires.

Conclusions Dans les réservoirs minces présentant des variations latérales significatives, l’utilisation d'images de parois de puits issues de diagraphies pendant le forage peut aider à optimiser le positionnement des puits pour faciliter la production d’hydrocarbures. L’expérience acquise en forant plusieurs puits dans l’anneau d’huile du champ de Hassi R’mel a montré que des structures géologiques complexes pouvaient opposer de sérieux obstacles à cette tâche. Elle a également mis en lumière l’importance cruciale de la capacité

à voir en profondeur et de manière orientée autour du drain, en particulier lorsque des variations horizontales brutales sont rencontrées dans le réservoir en raison de la traversée de failles. De plus, elle a mis l’accent sur la nécessité d’effectuer une mesure de porosité en temps réel pour identifier la section la plus rentable du réservoir et forer activement le puits dans celle-ci. Les outils PeriScope 15 et EcoScope fournissent les moyens de faire face à ces difficultés. Une simulation des mesures du PeriScope 15 dans un modèle du réservoir de Hassi R’mel comportant plusieurs failles a été réalisée pour démontrer ce potentiel. Les résultats en sont prometteurs.

4

51


Vers un pilotage géologique proactif avec PeriScope 15 Le positionnement précis des puits de forage est vital pour la réussite de tout programme de mise en production. Il devient de plus en plus crucial à mesure que les sociétés d’exploration et de production (E&P) décident de forer des puits de portée étendue pour accéder à des réserves qu’il ne serait pas économique de récupérer avec une technologie conventionnelle. Le positionnement optimal des puits de forage nécessite la capacité de modifier l’architecture d’un puits initialement définie selon des critères géométriques au regard des limites observées du réservoir. Cela peut être une préoccupation majeure lorsque l’on cherche à naviguer dans des anneaux pétrolifères minces, lorsque l’on fore dans des réservoirs sans marqueurs stratigraphiques significatifs ou lorsque l’on fore près de discordances où le pendage local ne reflète pas la structure d’ensemble.

R3

T5

T3

T1

une distance de 15 pieds (4,60 m) de l’outil. Tout aussi important, l’outil permet de situer dans quelle direction depuis l’outil ces contacts ou limites de bancs se trouvent. En utilisant ces informations pour optimiser le positionnement des puits, les opérateurs constatent un accroissement de la production, des profils de puits moins tortueux et une amélioration de la stabilité du puits de forage. Le caractère directionnel de la mesure de résistivité aide les foreurs à maintenir la position du drain à l’intérieur de la zone productive, sans dépendre uniquement de l’identification de marqueurs stratigraphiques.

Description de l’outil de mesure PeriScope 15 La disposition des antennes de l’outil PeriScope 15 est représentée sur la figure 4.A. Le système de mesure comprend, entre autres, un jeu conventionnel de mesures de résistivité par propagation, les antennes étant alignées avec l’axe de l’outil, à savoir les émetteurs T1−T5 et les récepteurs R1 et R2.

R1

R2

T6

T2

T4

R4

Figure 4.A : Description de l’outil de mesure PeriScope 15.

Les mesures diagraphiques enregistrées durant le forage (LWD) se sont parfois révélées insuffisantes pour diriger les puits, du fait de leur profondeur d’investigation limitée et/ou de l’absence de caractère directionnel. Cela signifie que les mesures ne permettent pas de savoir si l’on approche de la limite du réservoir par le haut ou par le bas. Les techniques conventionnelles de pilotage géologique reposent sur la comparaison des diagraphies provenant d’un puits décalé ou d’un puits pilote et sur l’utilisation de la technologie d’imagerie en temps réel, ce qui suppose qu’une structure stratifiée se prolonge sans grande variation. Cette hypothèse est souvent non valide, en particulier dans les puits où la longueur horizontale peut être de l’ordre de plusieurs kilomètres. Le service PeriScope 15 d’imagerie directionnelle profonde pendant le forage utilise des mesures électromagnétiques (EM) pour le pilotage géologique. Cette capacité accrue de mesure profonde permet à l’outil de détecter des contacts de fluides et des limites de bancs jusqu’à

4

52

Aux deux extrémités de l’outil se trouvent deux antennes de réception obliques R3 et R4, inclinées de 45° par rapport à l’axe de l’outil, et l’émetteur transversal T6. Cette configuration symétrique de l’outil permet un meilleur contrôle de la sensibilité des mesures au pendage, à l’anisotropie et aux limites voisines, ce qui se traduit par des mesures et des interprétations plus fiables.

Nouveau « workflow » d’interprétation en temps réel Sur la totalité des 360° de couverture de ses mesures autour du puits de forage, l’outil PeriScope 15 détermine la direction présentant le (ou les) contraste(s) de conductivité le(s) plus élevé(s). Des mesures le long de cette direction sont utilisées pour déterminer la distance jusqu’à ce ou ces contrastes. Au cours du forage, des interprétations structurales le long de la trajectoire du puits sont actualisées et présentées en temps réel pour faciliter des décisions de pilotage géologique en temps opportun. Un programme d’inversion automatisé traite toutes les données disponibles en vue de l’affichage sur une interface utilisateur graphique.1


0 X 002

30

-60

X 004 B

60

-90

4

90

120

-120 -150

150 180

Profondeur verticale vraie, pieds

X 006 2

X 008 X 010

8-ft distance to boundary

-30

C Y 600 MD

Y 500 MD

X 012 A

Y 700 MD Y 800 MD

Y 400 MD

X 014 1 800

1 850

1 900

1 950

2 000

2 050

2 100

2 150

2 200

2 250

Longueur horizontale vraie, pieds Figure 4.B : Les données PeriScope sont représentées sous deux perspectives différentes : vue azimutale (à gauche) et vue en coupe le long de la trajectoire avec un code de couleurs pour les résistivités (à droite).

La représentation qui en résulte montre la distance aux limites et l’orientation azimutale, ainsi que la résistivité de la formation. Les résultats visuels sont affichés dans deux vues distinctes. Un tracé polaire montre la position des limites autour du puits de forage projetée dans un plan perpendiculaire à l’axe de l’outil (fig. 4.B à gauche). La distance à la (ou aux) limite(s) et ses (leurs) orientations sont indiquées sur ce tracé. Un affichage en coupe verticale le long de la trajectoire (fig. 4.B à droite) complète la première représentation en montrant la structure et les propriétés de la formation le long du puits.

Exemple de positionnement de puits dans un champ en mer du Nord Un exemple de positionnement de puits à l’aide de PeriScope 15 provient d’un champ arrivé à maturité dans le secteur norvégien de la mer du Nord, où le

positionnement optimal des puits est crucial pour le drainage des réserves restantes.2 Une image complète du réservoir est présentée sur la figure 4.C. La limite supérieure présente des ondulations du toit du réservoir sur des intervalles importants. La partie inférieure de la figure représente la distance aux limites supérieure (triangles rouges) et inférieure (triangles bleus). Malgré le changement d’inclinaison de la trajectoire, la position interprétée des limites est cohérente. L’image produite au cours du forage a été utilisée pour mettre à jour le modèle géologique (fig. 3, à droite). Grâce à cette interprétation en temps réel, la trajectoire du puits a été modifiée afin de positionner le drain au plus près du toit du réservoir pour améliorer le drainage de ce dernier.

15 800 16 000 16 200 16 400 16 600 16 800 17 000 17 200 17 400 17 600 9 600,00

9 610,00

9 620,00

2 200 2 250 2 300 2 350 2 400 2 450 2 500 2 550 2 600 2 650 2 700 Longueur horizontale vraie, m Toit du réservoir tel qu'interprété en cours de forage Toit du réservoir tel qu'interprété avant le forage Trajectoire forée Trajectoire prévue

1000,00 581,71 326,38 183,12 102,75 57,65 32,34 18,15 10,18 5,71 3,21 1,80 1,01 0,57 0,32 0,10

Trajectoire

9 630,00 profondeur, pieds distance, pieds 10,00

Résistivité

haut

bas

5,00

Ne pas traduire

0,00 15 800 16 000 16 200 16 400 16 600 16 800 17 000 17 200 17 400 17 600

Figure 4.C : Image du réservoir de mer du Nord produite en temps réel (à gauche) ; modèle géologique amélioré par interprétation en temps réel avec PeriScope 15.

4

53



Difficultés rencontrées dans les cimentations en Algérie Les deux principales zones productrices de pétrole sont les champs pétroliers de Hassi Messaoud et de Hassi Berkine (voir Chap. 2, fig. 2.1, 2.2 et 2.9). Hassi Messaoud est en production depuis le début des années 1960.

4

54

Les caractéristiques géologiques des champs de Hassi Messaoud et de Hassi Berkine sont similaires (fig. 4.45). Le principal réservoir productif de Hassi Messaoud est le grès cambrien, situé à une profondeur de 3 429 m [11 250 pieds]. L’épaisseur moyenne de la couche productive est d’environ 275 m [900 pieds]. La température statique au fond du puits est d’environ 120 °C [248 °F]. Tout le long du cuvelage de production de 9 5⁄8 pouces, les pressions interstitielle et

Lithologie

Liasique

Dogger

Crétacé

Sénonien

Mio-pliocène Éocène Carbonate Anhydrite Sel Turonien Cénomanien Albien Aptien Barrémien Néocomien Malm Argileux Lagunaire LD1 LS1 LD2 LS2 LD3 TS1 TS2 TS3

Salifère

Cette section aborde les principales difficultés rencontrées dans les cimentations en Algérie et décrit les technologies avancées qui ont amélioré les résultats de cimentation primaire et réduit le besoin de réparation. La discussion s’appuie sur des études de cas qui illustrent les avantages de ces nouvelles technologies.

Le champ de Hassi Berkine a commencé à produire du pétrole dans les années 1990. L’exploration a révélé la présence de plusieurs milliards de barils de pétrole dans le champ – un niveau de production qui pourrait à terme rivaliser avec celui de Hassi Messaoud.

Argile triasique

Profondeur 221 m Dolomite 343 m Anhydrite 443 m 640 m 767 m Sel 875 m Calcaire 1 030 m Anhydrite 1 378 m Grès 1 403 m Dolomite 1 664 m Sable schisteux 1 843 m Dolomite 2 080 m Schiste et marne 2 189 m Schiste Anhydrite 2 419 m 2 479 m Dolomite/anhydrite 2 581 m Sel-anhy-schiste 2 642 m Anhyd-dolomite Sel-schiste 2 701 m 2 735 m Marne-dolom 2 786 m Sel-dolom-anhy 2 988 m Sel-anhy-schiste 3 226 m Sel-schiste 3 383 m Schiste

Grès argileux triasique Andésite

Ordovicien

Lorsque ces problèmes se produisent, une réparation onéreuse est généralement nécessaire pour établir l’isolation hydraulique. La réparation, cependant, est souvent peu fiable et plus d’un traitement peut s’avérer nécessaire pour atteindre le but.2

Avec plus de 1 000 puits, c’est le plus grand champ et il représente 45 % de la production algérienne de pétrole. Un développement intensif du champ est en cours, avec pour but le doublement de la production dans les 5 à 7 ans.

Cambrien

L’isolation hydraulique est la condition préalable à une productivité et à une longévité optimales des puits. Le but principal de la cimentation primaire est l’isolation complète et permanente des zones perméables situées derrière le cuvelage. Pour atteindre l’objectif de l’isolation hydraulique, les fluides de forage et les fluides tampons doivent être retirés de l’espace annulaire cuvelage-puits de forage et l’espace annulaire doit être rempli de laitier de ciment. Une fois en place, le ciment doit durcir et acquérir les propriétés mécaniques nécessaires pour maintenir une étanchéité hydraulique durant toute la durée de vie du puits. Si ce n’était pas le cas, il pourrait en découler les problèmes de complétion, de production et d’environnement suivants :1 I du pétrole et du gaz pourraient s'échapper de la zone productive, contaminant d’autres zones comme des aquifères ou s’échappant vers la surface et l’atmosphère ; I des fluides indésirables, comme de l’eau, pourraient être produits dans le puits de forage ; I le cuvelage pourrait être soutenu de façon inadéquate dans le puits de forage, provoquant une perte d’intégrité du puits ; I une corrosion du cuvelage pourrait se produire en raison d’une exposition à des saumures salines souterraines ; I les fluides de stimulation ou les produits chimiques de récupération assistée pourraient ne pas être injectés dans la zone d’intérêt.

3 429 m

Grès-schiste Éruptive Quartz Grès-schiste Schiste-grès Grès-schiste Grès

3 484 m à 3 394 m

Cote d’arrêt à 3 389 m

3 418 m

Quartzites de Hamra Grès d’Atchane Grès de Gassi

Alternance RI-D5 RA R2

3 427 m

Conception du cuvelage

Section de 26-18 5⁄8 pouces

18 5⁄8 pouces à 500 m

Section de 16-3 3⁄8 pouces

13 3⁄8 pouces à 2 300 m

Section de 12 1⁄4-9 5⁄8 pouces Point d’amorce de la déviation

Suspension de colonne perdue à 50 m au-dessus du LD2 9 5⁄8 pouces à 3 200 m

Colonne perdue de 8 3⁄8-7 pouces

Colonne perdue de 7 pouces à 3 300 m TVD ; 3 400 MD, 86,28°

Figure 4.45 : Profil stratigraphique du champ pétrolier de Hassi Messaoud. Les sections problématiques comprennent le Cénomanien, l’Albien, l’Aptien, LD2, TS2, TS3, le Trias argileux et le Trias argilo-gréseux.


de fracturation sont très proches, équivalentes à des masses volumiques de fluide de 2 000 et 2 100 kg/m3 [16,7 et 17,5 lbm/gal] respectivement. Cependant, le réservoir sous-jacent est largement épuisé. Pour empêcher la dislocation de la formation et une perte de circulation, la densité des fluides de forage est limitée à 800 – 900 kg/m3 [6,7 à 7,5 lbm/gal] au cours du forage de la section de réservoir de 8 3⁄8 pouces. Une autre zone productive se trouve juste au-dessus du Cambrien : le Cambro-Ordovicien. Cette formation est une combinaison fortement fracturée d’argile et de grès qui présente une faible perméabilité. Il y a risque de perte de circulation, et une invasion de laitier de ciment peut provoquer des dommages significatifs à la formation. Plusieurs sections problématiques au-dessus des formations productives présentent des difficultés de cimentation variées. Dans la section intermédiaire supérieure, des zones de faible résistance et des pertes de circulation ont empêché l’utilisation de longues colonnes de ciment. L’isolation est cependant cruciale et ce tronçon a été communément cimenté en deux étapes dans la pratique courante. L’Albien est en fait un aquifère d’eau douce, et une excellente isolation hydraulique au-dessus et au-dessous de cette formation est cruciale pour empêcher une contamination. Le Cénomanien est une zone d’évaporite située immédiatement au-dessus de l’Albien. En raison de sa solubilité, le risque de lessivage peut menacer l’isolation hydraulique. De plus, la formation peut s’effondrer. Si les contraintes ne sont pas correctement équilibrées, la gaine de ciment peut se fracturer. L’Aptien, qui est situé immédiatement au-dessous de l’Albien, est une formation dolomitique qui contient une saumure agressive constituée principalement de Ca2+, de Mg2+, de CO32– et de Cl–. De telles saumures peuvent provoquer une sévère corrosion du cuvelage si l’isolation hydraulique n’est pas réalisée. Dans la section de trou de 12,25 pouces, la formation LD2, à environ 2 642 m [8 668 pieds], comprend des dolomites et des anhydrites intercalées. Comme l’Aptien, cette section contient de la saumure saline très corrosive et la pression de formation est anormalement élevée : densité équivalente de circulation (ECD) de 2 200 kg/m3 [18,3 lbm/gal]. De plus, la saumure contient de fortes concentrations de chlorures de calcium et de magnésium, ainsi que du CO2 dissous et des carbonates. Les systèmes conventionnels à base de ciment de Portland sont vulnérables aux sels de calcium et de magnésium, ainsi qu’à la carbonatation, ce qui entraîne une détérioration et une perte d’isolation hydraulique. Le Trias salifère (TS1), à 2 786 m [9 140 pieds], contient du sel, de la dolomite et de l’anhydrite ; par conséquent, il présente des difficultés similaires à l’Aptien et au LD2. À 2 988 m [9 803 pieds], le Trias salifère (TS2) est constitué d’argiles plastiques qui peuvent s’ébouler et provoquer des cavages. Immédiatement en dessous se trouve le Trias salifère (TS3), une formation massive de sel qui peut également s’ébouler. La formation a tendance à fluer et représente une menace à long terme pour l’intégrité de la gaine de ciment. Ces formations doivent être forées avec des poids de boues élevés car la

pression interstitielle varie entre une ECD de 2 000 et 2 200 kg/m3 [16,7 et 18,3 lbm/gal]. Le Trias argileux (TA) et le Trias argilo-gréseux (TAG) sont des formations de plus faible résistance, avec des gradients de fracture équivalents à 2 160 kg/m3 [18,0 lbm/gal]. Ils sont situés à 3 383 m [11 100 pieds]. Des pertes totales fréquentes ont entraîné des effondrements de puits. Dans ces situations, des bouchons de déviation doivent être placés afin de dévier la trajectoire et d’atteindre les formations productives.

Technologies avancées de cimentation et études de cas Au cours des quinze années écoulées, plusieurs technologies de cimentation ont été utilisées pour surmonter nombre d’obstacles présentés par les formations problématiques de Hassi Messaoud et de Hassi Berkine.

Élimination de la cimentation en étages Traditionnellement, les systèmes de ciment sont conçus sans prendre en considération la taille des particules des ingrédients (principalement du ciment, des agents allégeants et des matériaux alourdissants). Lorsque des additifs conventionnels sont utilisés pour ajuster la densité du laitier, des difficultés de performance sont fréquemment rencontrées. Si le rapport solide-liquide est trop élevé, le laitier est difficile à mélanger et à pomper. Dans le cas inverse, le laitier est instable et ne peut pas acquérir une résistance à la compression suffisante. De tels problèmes peuvent être évités en contrôlant la taille des particules des solides dans le laitier. La technologie CemCRETE de cimentation des puits pétroliers fait appel, de manière similaire au béton, à une approche de la maîtrise des tailles de particules pour la conception de laitiers de ciment. Pour les systèmes CemCRETE, les propriétés du laitier et du ciment durci dépendent de la maximisation de la fraction volumique (PVF) du mélange de solides (voir « Systèmes de ciment avec maîtrise de la taille des particules », p. 4.62). La PVF peut être maximisée en utilisant des particules grossières, intermédiaires et fines dans des rapports volumétriques spécifiques (fig. 4.D). Les particules fines s’insèrent dans

4

55


l’espace vide entre les particules de taille intermédiaire, et les particules de taille intermédiaire s’insèrent dans l’espace vide entre les particules grossières.3 Cette disposition réduit la quantité d’eau nécessaire pour préparer un laitier susceptible d’être mélangé et pompé. En conséquence, la résistance à la compression augmente, et la porosité et la perméabilité diminuent (fig. 4.E et 4.F). Le système de laitier LiteCRETE est l’élément à faible densité de la famille CemCRETE. La densité du laitier varie entre 840 et 1 560 kg/m3 [7 à 13 lbm/gal]. De tels laitiers ont des performances comparables à celles de laitiers ordinaires de 1 900 kg/m3 [15,8 lbm/gal] en termes de résistance à la compression et de perméabilité. Cependant, la stabilité du laitier est supérieure à celle des systèmes conventionnels car la teneur en eau est plus faible. Dans le champ de Hassi Berkine, dont l’opérateur est le Groupement Berkine, l’aquifère d’eau douce de l’Albien recouvre des grès producteurs de pétrole du Cambrien et est situé sous des roches salines de carbonate et d’évaporite du Cénomanien. Des complications géologiques supplémentaires comprennent la faible résistance de certaines formations au-dessous de l’Albien, qui sont sujettes à des pertes de circulation en cours de forage et présentent un risque de fluage du sel. L’approche traditionnelle de cimentation a été de placer un anneau de double étage au-dessous de l’Albien, de cimenter les zones inférieures, puis d’isoler l’Albien lors d’une deuxième étape des opérations de cimentation. La cimentation en étages est cependant coûteuse et entraîne souvent une isolation hydraulique sous-optimale qui nécessite une réparation. En raison de sa faible densité et de ses performances élevées, le ciment LiteCRETE a rendu possible l’isolation de toutes les zones en une seule étape (fig. 4.46). Une opération typique en une seule étape dans cette zone peut économiser presque un jour entier de temps de chantier et réduire les coûts de la contamination des fluides qui pourrait survenir pendant la cimentation en étages. Dans ce cas, un laitier LiteCRETE de 1 330 kg/m3 [10,85 lbm/gal] a permis l’élimination de l’outil de double étage. Ceci a supprimé un point faible connu de la colonne de cuvelage de 9 5⁄8 pouces, rendant possible le remplacement d’un cuvelage de production complet de 7 pouces jusqu’à la surface par une colonne perdue de production de 7 pouces. Des économies supplémentaires découlent du faible impact des travaux de réparation, qui

4

56

Programme de cuvelage typique

Programme de cuvelage LiteCRETE

Eau douce L’anneau de double étage a créé une faiblesse dans le cuvelage de 9 5⁄8 pouces, nécessitant un cuvelage de 7 pouces jusqu’à la surface Faible gradient de fracture

Cuvelage intermédiaire de 9 5⁄8 pouces cimenté en deux étapes pour recouvrir une zone d’eau douce par un ciment à faible perméabilité

Colonne de production entière de 7 pouces

Cuvelage de 9 5⁄8 pouces cimenté en une seule étape avec du laitier LiteCRETE

Une colonne perdue de production de 7 pouces remplace la colonne entière du fait de l’élimination de l’anneau de double étage

Figure 4.46 : Élimination de la cimentation en étages. Dans le champ de Hassi Berkine, la technologie LiteCRETE répond à de multiples difficultés opérationnelles : protection des ressources en eau douce, résistance élevée à la compression avec une faible densité et réduction des coûts et des risques. En éliminant la cimentation en étages, une colonne de production entière de 7 pouces jusqu’à la surface a pu être remplacée par une colonne perdue de production de 7 pouces.

demandent typiquement 2 jours de temps de chantier ainsi que des coûts supplémentaires de cimentation. L’excellente isolation hydraulique a été confirmée par des diagraphies (fig. 4.47). Sur la première piste (de gauche à droite), la courbe verte des gamma rays fait apparaître une variation mineure de lithologie avec la profondeur ; la courbe noire indique la taille du trépan et la courbe rouge la taille du trou. L’indice d’adhérence est noté de 100 % à 0 % sur la piste 2, le jaune indiquant le ciment derrière le cuvelage. La carte du ciment sur la piste 3 est une représentation circonférentielle de l’impédance acoustique du matériau présent derrière le cuvelage. La carte du ciment a été produite grâce aux données de l’imageur ultrasonique USI, en utilisant une échelle de 0 à 4 Mrayl pour mieux s’adapter à l’impédance acoustique plus faible du ciment LiteCRETE. Les zones sombres, équivalentes ou supérieures à 4 Mrayl, indiquent une excellente adhérence du ciment au cuvelage. La piste 4 montre les informations classiques de diagraphie d’adhérence de ciment, y compris l’amplitude (trait continu violet), le temps de transit (pointillés bleu et rouge) et les emplacements des joints de cuvelage (noir). De plus, les traits continus orange et vert représentent l’amplitude attendue pour l’adhérence à 100 % et 80 %. Enfin, la diagraphie de qualité d’adhérence du ciment à densité variable sur la piste 5 donne


des informations sur la qualité de l’adhérence ciment-formation en affichant à chaque profondeur une trace du temps de parcours de l’onde acoustique selon un code de couleurs. Le contraste relativement faible des couleurs aux premiers instants indique des arrivées de cuvelage faibles, ce qui est prévisible lorsqu’il existe une bonne adhérence entre le cuvelage et un ciment d’impédance acoustique relativement faible. Le succès du processus de cimentation à une seule étape ne s’est pas limité au champ de Hassi Berkine. La technique a également amélioré les résultats de cimentation des champs d’In Amenas, Hassi Messaoud, Berkaoui, Hassi R’mel et Gassi Touil. CBLF 0

(MV)

50

Temps de transit 400

(µs)

200

TTSL Gamma ray 0 (gAPI) 100 Diamètre (pouces) 10 20 Adhérent de USBI à LHF2 Dimension Gaz de du trépan LHF2 à USGI (pouces) Liquide de 10 20 USGI à USBI

Carte de 0 ciment avec classification d’impédance 0 0,00 0,30 1,90 2,0909 2,2818 2,4727 2,6836 2,8545 3,0454 3,2364 3,4273 3,6182 3,8091 4,00

(MV)

50

DCD PA 100 BI (MV)

50

DCD PA 80 BI 0

(MV) Détecteur de joints de cuvelage

-35

(----)

Assurer une isolation hydraulique à long terme avec des ciments souples Sonatrach a récemment entamé un programme ambitieux pour augmenter la production de pétrole à partir du champ de Hassi Messaoud. Le but est de forer et de compléter cent nouveaux puits horizontaux en deux ans. Les principales difficultés sont l’isolation hydraulique de la formation albienne aquifère et de la formation LD2 instable et corrosive. L’isolation de la LD2 est particulièrement cruciale. Laisser la saumure carbonatée acide s’écouler après la cimentation réduirait énormément la durée de vie de la gaine de ciment, induisant une communication entre les formations, une corrosion du cuvelage et un effondrement du cuvelage. Les ciments de Portland sont thermodynamiquement instables par rapport au CO2 des saumures carbonatées.4,5 À mesure que la carbonatation progresse, les hydrates de silicate de calcium sont remplacés par du carbonate de calcium et du gel de silice, entraînant une détérioration sévère. L’écoulement des saumures carbonatées accélère le processus.

50 Amplitude en densité variable Min Max 5 200

(µs)

1 200

La corrosion du cuvelage par exposition à la saumure finirait par mener à une production d’eau. Remédier à de tels problèmes nécessite une importante dépense de temps et d’argent pour la réparation, et entraîne également une perte de temps de production. Même lorsqu’un laitier de ciment est correctement mis en place et donne initialement une isolation hydraulique adéquate, des variations des conditions en fond de puits peuvent induire des contraintes qui compromettent l’intégrité de la gaine de ciment. Une perte d’isolation hydraulique peut être causée par des perturbations au cours d’opérations ultérieures sur le puits, des variations des contraintes dans la formation pendant la production ou même des événements sismiques. Dans la plupart des cas, des micro-espaces annulaires se forment au niveau des interfaces cuvelage/ciment et cuvelage/formation ; dans les cas extrêmes, la gaine de ciment peut être détruite.

Figure 4.47 : Évaluation du ciment LiteCRETE dans un puits algérien à l’aide de diagraphies d’adhé-

À Hassi Messaoud, le système de ciment traditionnel était un laitier de classe G de 2 060 kg/m3 [17,2 lbm/gal] contenant de l’hématite et de la silice. Le laitier contenait également 18 % de NaCl en poids d’eau pour la compatibilité avec la saumure de formation. Parmi les

rence. Les résultats confirment une intégrité du ciment et une isolation hydraulique excellentes derrière le cuvelage de 9 5⁄8 pouces.

4

57


puits complétés en 1999, 75 % présentaient des problèmes d’isolation hydraulique et, parmi ceux complétés en 2000, 78 % présentaient une pression sur l’espace annulaire. Manifestement, un meilleur système de ciment, capable de résister à l’environnement chimique et aux rigueurs de la production, était nécessaire.

Cas de référence CemSTRESS pour l’analyse de sensibilité 70%

130%

75%

Poids du cuvelage interne Variation de pression dans le puits

120%

3 450 MPa

10 300 MPa

Résistance à la compression du ciment interne

4,7 MPa 6,3 MPa

La solution était la technologie avancée FlexSTONE de ciment flexible. Les systèmes FlexSTONE combinent la maîtrise de la distribution des tailles des particules des systèmes CemCRETE avec des particules flexibles qui supportent de larges plages de température, de pression et de densité des fluides.6 Ces particules abaissent le module de Young, augmentant ainsi la flexibilité du ciment durci. Pour améliorer l’adhérence, ces systèmes peuvent être conçus pour produire jusqu’à un maximum de 2 % de dilatation linéaire après hydratation complète du ciment.

990 MPa

(gAPI)

(

-24

(µs)

48

paramètres de puits de forage.

Gamma ray 0

(gAPI)

150

Détecteur de joints de cuvelage 1

-19

Tension (lbf) 3 000 250 5 000


24

systèmes de ciment FlexSTONE avec les systèmes conventionnels, jugée sur la variance de nombreux

150

)

(µs)

0

Figure 4.48 : Analyse typique de sensibilité CemSTRESS permettant une comparaison d’égal à égal des

Temps de transit, fenêtre glissante 450

Excentration du cuvelage interne

Système de ciment qualifié Système de ciment entre 80 et 100 % de la résistance finale Système de ciment non qualifié

Détecteur de joints de cuvelage -19

Module de Young du ciment interne

Variation de la valeur des paramètres, %

Gamma ray 0

1 660 MPa

80% 100% -48

Module de Young de la formation

250

Prof. (m)

(

)

1 Tension (lbf) 3 000 250 5 000

Temps de transit, fenêtre glissante

Amplitude CBL 0

(MV)

Amplitude en densité Min variable Max 100 200

(µs)

1 200

450

(µs)


(µs)

250

Prof. (m)

Amplitude CBL 0

(MV)


(µs)

1 200

X 775 X 650

X 800

X 675

Figure 4.49 : Diagraphies d’adhérence du ciment provenant du puits A (à gauche) et du puits B (à droite) à Hassi Messaoud complétés avec du ciment FlexSTONE. Les diagraphies mettent en évidence une bonne couverture et une bonne isolation par le ciment dans les intervalles LD2 (X 770 m à X 798 m dans le puits A et X 651 m à X 674 m dans le puits B), révélées par l’amplitude CBL (piste 2) et les arrivées de formation faibles présentées par la diagraphie de densité variable en forme d’onde (piste 3).

4

58


Les propriétés de la formation jouent un rôle crucial dans les performances des ciments de puits de forage. Il n’est pas possible de modifier les propriétés de la formation, mais la technologie FlexSTONE donne aux ingénieurs une capacité accrue de s’assurer que la gaine de ciment est plus flexible que la formation environnante. Grâce à une panoplie de modélisations 2D, le logiciel CemSTRESS d’analyse des contraintes dans la gaine de ciment aide les ingénieurs à simuler le comportement de la gaine de ciment à différents régimes de pression et de température et différentes configurations de puits de forage. Les données d’entrée du logiciel comprennent la configuration du puits, les points d’intérêt, les propriétés du ciment, les propriétés de la formation et les propriétés du cuvelage. Les propriétés de la formation sont dérivées de diagraphies soniques et d’analyses de carottes provenant de tronçons complets. Le logiciel calcule les propriétés du ciment nécessaires pour maintenir l’intégrité et détecte également les risques de fissuration en tension, de rupture en compression ou de formation d’un micro-espace annulaire (fig. 4.48). Comparés aux systèmes conventionnels, les ciments FlexSTONE contiennent moins de ciment de Portland et sont moins perméables en raison de la fraction élevée des solides en volume et de la faible porosité. Par conséquent, il y a moins de liant réactif et la saumure corrosive de la formation LD2 ne peut pas pénétrer facilement la matrice du ciment.

Limite supérieure de l’amplitude (FA75) 0

(db)

50

Médiane de l’amplitude (FAED) 0 CFVL

0

(gAPI) 150 RSAV

50

Max de l’amplitude (UAMX)

450 (µs/m) 750 0 Gamma ray

(db)

(db)

50

Min de l’amplitude (UAMN) 0

(db)

50

6 (rps) 8 Limite inférieure de l’amplitude Amplitude corrigée (FA25) Profondeur (m) 5 (db) 10 0 50 -500 0 (db)

15

UBAZ

X 669

X 670

Le ciment FlexSTONE a été introduit à Hassi Messaoud en 2003. Une comparaison des propriétés du laitier avec le ciment conventionnel d’origine est présentée dans le tableau 4.5. Sur les treize puits cimentés avec le nouveau système, aucune pression annulaire n’a été détectée et aucune réparation n’a été nécessaire. La figure 4.49 présente deux diagraphies typiques, démontrant une excellente isolation hydraulique. Dans les deux puits, l’amplitude de la diagraphie d’adhérence du ciment (CBL) (piste 2) est faible : au-dessous de 20 mV sur la figure 4.49 (à gauche) et inférieure à 30 mV sur la figure 4.49 (à droite), tandis que la diagraphie de densité variable en forme d’onde représentée sur la piste 3 fait apparaître des arrivées de formation qui tendent à être bien corrélées avec les gamma rays (GR) de la piste 1 (voir la section « Intégrité des puits – Évaluation de la cimentation », page 5.36).

X 671

X 672

X 673

X 674 Densité, kg/m3

Résistance à la Porosité, % Module de compression après Young, MPa 24 h, MPa

Ciment conventionnel

2 060

40

58

9 000

Ciment FlexSTONE

2 060

19,3

40

4 500

Tableau 4.5 : Comparaison des propriétés de laitier d’un ciment FlexSTONE et d’un ciment conventionnel.

X 675

X 676

Les fibres remédient aux pertes de circulation Il était courant d’être confronté à une perte partielle ou complète de circulation dans le bassin de Hassi Berkine. Le réservoir productif de grès cambrien contient des fractures qui sont soit naturelles, soit induites par le forage (fig. 4.50). La perte de circulation à travers les fractures peut entraîner que la colonne de ciment soit plus courte que souhaité et que la production soit entravée par bouchage de fractures conductrices.

X 677 Figure 4.50 : Diagraphie par imageur ultrasonique de puits de forage UBI de grès fracturé dans le puits C du champ de Stah. De telles fractures (naturelles ou induites par le forage) provoquent de façon chronique des pertes de circulation conduisant à des hauts de ciment plus bas et à une production entravée.

4

59


Dans le champ de Stah du bassin d’Illizi, afin de réduire les pertes, Sonatrach avait utilisé des matériaux de perte de circulation (LCM) conventionnels. Le taux de réussite était variable. Des diagraphies typiques provenant de puits complétés avec des ciments contenant des LCM conventionnels montrent des indices d’isolation limitée et de cuvelage libre résultant de la perte de circulation. Une réparation a été nécessaire pour établir une isolation hydraulique adéquate. La plupart des LCM sont des matériaux granulaires calibrés qui s’agrègent et bouchent les zones de perte de circulation tandis que le ciment s’échappe. La taille et la concentration des LCM doivent être soigneusement choisies pour contrôler le volume de laitier qui s’échappe dans la formation et pour maintenir une circulation annulaire correcte. Ces préoccupations sont minimisées lorsque des fibres sont utilisées à la place de matériaux granulaires. Les fibres s’agglomèrent et forment des ponts plus efficacement. Les fibres CemNET, optimisées en taille et en souplesse, sont mélangées au laitier de ciment et passent à travers l’équipement de pompage pour former des ponts en forme de tapis en travers des zones de pertes (fig. 4.51). Les pertes au cours des opérations de cimentation sont éliminées, réduisant le besoin d’opérations correctives. Les fibres CemNET sont inertes ; par conséquent, elles n’affectent pas le temps d’épaississement ou la résistance à la compression et sont compatibles avec d’autres additifs pour ciment. De plus, il n’existe pas de limite en température pour leur utilisation. Après examen des capacités de la technologie CemNET, Sonatrach a choisi d’utiliser les fibres pour contrôler les pertes de circulation. La réussite de la technologie CemNET est manifeste d’après les diagraphies typiques provenant de deux puits (fig. 4.52), l’un cimenté avec CemNET (fig. 4.52a) et l’autre à l’aide de LCM (fig. 4.52b). La figure 4.52a fait apparaître une faible amplitude du CBL (en dessous de 20 mV) et la figure 4.52b indique une assez forte amplitude atteignant 80 mV. Les arrivées de formation apparaissant sur la diagraphie de densité

4

60

Figure 4.51 : Fibres CemNET. Les fibres sèches (à droite) sont fournies sous forme de petits paquets qui facilitent le mélange avec le laitier de ciment. Une fois mouillés, les paquets de fibres se désagrègent et les fibres s’associent pour former un tapis (à gauche).

variable en forme d’onde du puits C (fig. 4.52a) renforcent la conclusion d’une bonne couverture et d’une bonne isolation dans le puits C, tandis que les fortes arrivées de cuvelage dans le puits D (fig. 4.52b) indiquent l’absence de ciment remplissant l’espace annulaire. Dans le puits C, les objectifs primaires de cimentation ont été atteints et aucune réparation n’a été nécessaire.

Résumé et travaux futurs L’extraction de pétrole en Algérie peut être anormalement problématique en raison du réseau complexe d’obstacles géologiques. Ces obstacles sont particulièrement significatifs dans le contexte de la cimentation. En conséquence, Sonatrach et ses partenaires en Algérie ont été proactifs dans l’adoption des technologies avancées de cimentation LiteCRETE, FlexSTONE et CemNET. L’utilisation de la technologie FlexSTONE a été largement circonscrite aux champs les plus importants, comme Hassi Messaoud. D’autres champs d’Algérie pourraient également tirer parti de cette technologie ; par conséquent, des investigations doivent être menées pour déterminer si son utilisation doit être étendue.


Détecteur de joints de cuvelage

Détecteur de joints de cuvelage -19

(

-19

1

)

600

(µs)

600

200

Tension (lbf) Temps de transit 500 600 (µs) 200 2 500 Gamma ray 0

(gAPI)

150

(

1

)



Prof. (m)

(µs)

200

Temps de transit 600 Amplitude CBL 0

(MV)


(µs)

1 200

A

(µs) Gamma ray

0 B

X 200

(gAPI)

Tension

(lbf) 200 0 4 000

Amplitude en densité Amplitude CBL variable Max Prof. compensée pour le fluide Min (m) 150 (µs) 1 200 0 (MV) 50 200 X 150

X 200

X 250

Figure 4.52 : Diagraphies d’adhérence du ciment provenant de deux puits voisins du champ de Stah. Le puits C (à gauche) a été cimenté avec CemNET et sa diagraphie fait apparaître une couverture et une isolation par le ciment excellentes révélées par une amplitude CBL et des arrivées de formation faibles. Le puits D (à droite) a été cimenté avec un système conventionnel et sa diagraphie fait apparaître une réponse semblable à celle d’un cuvelage libre avec une amplitude CBL élevée et de fortes arrivées de cuvelage. Du fait que le puits D est compris comme comportant des intervalles fracturés dans les zones situées plus bas, comme mis en évidence dans le puits C (voir fig. 4.50), ce log indique une absence probable de ciment à cet intervalle due à une perte de fluide dans les zones en dessous.

La corrosion du ciment du fait de l’exposition au CO2 reste une difficulté significative. Les ciments CemCRETE et FlexSTONE donnent une résistance améliorée en raison de leur perméabilité et de leur teneur en ciment de Portland

plus faibles. Néanmoins, il existe une marge d’amélioration. Des recherches sont en cours pour mieux comprendre la carbonatation du ciment et développer une solution vraiment robuste.

4

61


Systèmes de ciment avec maîtrise de la taille des particules Les propriétés des laitiers de ciment dépendent de nombreuses variables : la quantité et les propriétés des solides (y compris le ciment), les additifs, la température ainsi que la quantité et le type d’eau de mélange, et la pression. L’obtention de performances optimales du ciment peut être difficile aux extrêmes de la gamme des masses volumiques de laitier. Pour des masses volumiques de laitier supérieures à 2 100 kg/m3 [17,5 lbm/gal], il peut être difficile de concevoir un laitier stable et facilement pompable. Dans la gamme des basses masses volumiques (inférieures à 1 680 kg/m3 [14,0 lbm/gal]), l’obtention d’une acquisition rapide de résistance à la compression et d’une résistance à la compression finale élevée peut représenter un défi. Dans les systèmes conventionnels de ciment pour puits, la densité de laitier est ajustée en faisant varier le rapport eau-solides ou en ajoutant des agents alourdissants ou des agents d’extension de faible densité. Une méthode de conception plus élaborée, la technologie CemCRETE* de cimentation des puits pétroliers, basée sur celle des bétons, prend en considération la distribution des tailles de particules des solides présents dans le laitier de ciment.

Concept CemCRETE Pour les systèmes de ciment CemCRETE, les propriétés du laitier et du ciment durci dépendent des facteurs suivants : I propriétés des solides I fraction volumique (PVF) des solides dans le mélange (fpV) I fraction volumique solide (SVF) du laitier résultant (f ). sV

4

62

Dans une poudre, la PVF est définie comme le volume d’espace occupé par les particules solides (le volume absolu) divisé par le volume total des particules solides augmenté de l’espace vide entre elles (le volume brut) :

fpV =

(Va)solids . Vbulk

L’empilage et le compactage des solides d’une poudre est un phénomène purement géométrique. Par conséquent, la PVF ne dépend que de la taille et de la forme des particules. Une disposition parfaite de sphères de même taille (un empilage hexagonal compact) présente une PVF de 0,74. Un empilage aléatoire des mêmes sphères présente une PVF de 0,64. En d’autres termes, les solides occupent 64 % du volume brut et l’espace vide occupe 36 % du volume brut. Des PVF plus élevées peuvent être atteintes en préparant des poudres avec des solides présentant plus d’une taille de particules. Les plus petites particules s’insèrent à l’intérieur des espaces vides entre les plus grosses. En particulier, lorsque les plus petites particules sont suffisamment petites et qu’elles sont toutes de la même taille, elles peuvent remplir 64 % du vide laissé par celles de plus grande taille. Donc, la PVF d’un tel mélange serait :

fpV =

0,64 + (0,36 x 0,64) = 0,87 . 1,0

La PVF peut être maximisée en utilisant au moins 3 fractions granulométriques différentes : particules grossières, intermédiaires et fines dans des rapports volumétriques spécifiques. Comme le montre la figure 4.D, les particules fines s’insèrent dans l’espace vide entre les particules de taille intermédiaire, et les particules de taille intermédiaire s’insèrent dans l’espace vide entre les particules grossières. Lorsque le mélange est correctement formulé, avec la bonne proportion de chacune des différentes classes de particules (présentant leur distribution de taille de particules et leur diamètre moyen de particules respectifs), la PVF peut augmenter jusqu’à plus de 0,95.


En plus de son effet sur la densité du laitier, la SVF influence les propriétés du laitier de ciment et du ciment durci des façons suivantes : I temps d’épaississement (plus la SVF est faible, plus le temps d’épaississement est long) ; I résistance à la compression (plus la SVF est élevée, plus la résistance à la compression est élevée) ; I stabilité (plus la SVF est élevée, meilleure est la stabilité du laitier) ; I pertes de fluide (plus la SVF est élevée, plus le taux de pertes de fluide par filtration est faible) ; I rhéologie (plus la SVF est élevée, plus la viscosité du laitier est élevée).

Figure 4.D : Illustration du concept PVF dans la technologie CemCRETE.

La fraction volumique solide (SVF) est le rapport entre le volume de solides dans un laitier et le volume total du laitier (solides + eau de mélange) :

fsV =

Vsolids . Vslurry

Dans les systèmes CemCRETE, la densité du laitier est ajustée d’abord en faisant varier la densité du mélange, ρb, pour une fraction volumique solide donnée de laitier, puis éventuellement en réajustant la fraction volumique solide du laitier :

ρslurry = 8,345 x [ ρb x fsV + (1- fsV) ] .

Conception des laitiers CemCRETE La SVF d’un laitier pur de classe G de 1 897 kg/m3 [15,8 lbm/gal] est de 0,42. Le fait de maximiser la PVF des solides réduit la quantité d’eau nécessaire pour préparer un laitier susceptible d’être pompé. Dans la plupart des cas, la SVF optimale des laitiers CemCRETE est de 0,55 à 0,60. Dans une plage aussi étroite de SVF, la conception des laitiers CemCRETE s’appuie sur seulement deux paramètres : la distribution de la taille des particules et les densités des composants du mélange. En conséquence, les systèmes de ciment CemCRETE présentent plusieurs avantages sur les systèmes de ciment conventionnels : I la rhéologie du laitier est nettement moins dépendante de la densité du laitier ; I la résistance à la compression et la perméabilité du ciment durci sont nettement moins dépendantes de la densité du laitier ; I le laitier est plus stable ; I un meilleur contrôle des pertes de fluide est réalisé.

4

63


Densité du laitier 6 000 5 000 Résistance à la compression, psi

Le tableau 4.A présente quelques solides courants dans les laitiers de ciment, présentant diverses masses volumiques, organisés selon leur position dans le schéma ternaire de taille des particules. En supposant que les particules du mélange soient sphériques, il est possible d’atteindre des PVF aussi élevées que 0,88. Le choix de particules disponibles permet la préparation de laitiers CemCRETE stables à des masses volumiques de 960 à 2 760 kg/m3 [8,0 à 23,0 lbm/gal].

4 000 3 000 2 000 1 000 0

0

2

4

8

16

24

Temps, h

Rhéologie du laitier La rhéologie d’une suspension concentrée dépend du comportement d’empilage des particules. Pour des PVF aussi élevées que 0,88, les laitiers résultants présentent de faibles viscosités plastiques sur toute la plage de densité de laitier (tableau 4.B). Pour une SVF donnée, le seuil d’écoulement plastique τy diminue lorsque la concentration de dispersant augmente. Ceci est également vrai pour les laitiers conventionnels. L’utilisation d’un dispersant est importante dans les laitiers CemCRETE pour empêcher l’agglomération des particules fines. Le τy de la plupart des laitiers CemCRETE est généralement inférieur à 9,6 Pa [20 lbf/100 pied2].

Laitier DensCRETE à 18 Ibm/gal Laitier LiteCRETE à 12 Ibm/gal Laitier conventionnel à 15,8 Ibm/gal Figure 4.E : Développement de la résistance à la compression. Les laitiers CemCRETE développent une résistance à la compression plus rapidement et atteignent des niveaux plus élevés que les laitiers conventionnels de ciment.

Fins Légers (d < 2)

Intermédiaires

Grossiers

Bulles de verre

Cénosphères

Intermédiaires (2 < d < 3)

Microsilice

Farine de silice pour ciment

CaCO3, sable siliceux

Lourds (d > 3)

Tétraoxyde de manganèse

Hématite

Ilménite, hématite

Tableau 4.A : Quelques solides courants dans les laitiers de ciment et présentant diverses densités.

4

64


3 000

Résistance à la compression, psi

2 500 2 000 1 500 1 000 500 0

8

9

10

Densité, Ibm/gal

L’augmentation de la teneur en solides des laitiers CemCRETE permet d’obtenir, lorsque c’est nécessaire, le développement rapide de la résistance à la compression à court terme et une résistance à la compression à long terme plus élevée (fig. 4.E). La figure 4.F montre que, à de très faibles densités de laitier, les laitiers CemCRETE acquièrent plus de résistance à la compression que les ciments-mousses. Avec la technologie FlexSTONE, l’optimisation du mélange permet également de concevoir des systèmes à faible module de Young. Une teneur en solides accrue réduit également sensiblement la perméabilité du ciment durci (fig. 4.G).

Ciment-mousse CemCRETE Figure 4.F : Résistance à la compression après 24 heures de ciments-mousses et de ciments CemCRETE

0,20

à diverses densités.

0,15

Résistance à la compression et perméabilité L’augmentation de la teneur en solides permise par l’optimisation du mélange a un effet bénéfique sur les propriétés du matériau durci, en particulier dans les plages supérieure et inférieure de l’échelle de densité du laitier.

0,10

20

8,7

SVF, %

58

60

Seuil d’écoulement plastique τy, Ibf/100 pied2 Après mélange

15

9

À 185 °F

9

14

Après mélange

255

213

À 185 °F

181

163

Gel à 10 min, Ibf/100 pied2

19

32

Gel à 1 min, Ibf/100 pied2

11

20

0

0

28

12

Viscosité plastique, cP

Perméabilité, mD

0,05 Densité, Ibm/gal

0 Systèmes de ciment Ciment étendu léger Ciment de classe G à 15,8 Ibm/gal Ciment CemCRETE

Figure 4.G : Perméabilité du ciment durci. Les perméabilités à l’eau des systèmes de ciment conventionnels peuvent atteindre 0,20 mD. L’optimisation granulométrique des systèmes CemCRETE donne des perméabilités de ciment durci inférieures à 0,05 mD.

API eau libre, ml/250 ml Perte de fluide, ml/30 min à BHCT †

†

Température de circulation en fond de puits

Tableau 4.B : Propriétés de laitiers.

4

65


Productivité des puits – La perforation en dépression « sans neutraliser le puits » Le passage de la complétion à la production nécessite souvent de neutraliser le puits immédiatement après perforation, exposant ainsi la formation à un fluide susceptible de l’endommager. En outre, pour optimiser les tunnels de perforation, la transition peut nécessiter un nettoyage pour éliminer les dommages occasionnés à la formation. Afin d’améliorer la productivité des puits horizontaux en minimisant les dommages causés à la formation, une technique innovante de perforation en dépression dynamique a été conçue et mise en œuvre avec succès pour la première fois en Algérie. La procédure combine l’usage

Outil d’actionnement enclenché

Fermé, canons retirés

d’une vanne d’isolement de formation (FIV) avec une technique de perforation en dépression dynamique. L’usage de la FIV maintient le fluide de complétion endommageant hors de la formation tout de suite après la perforation, et la technique de perforation en dépression dynamique permet un nettoyage des perforations plus efficace que les procédés classiques de perforation en dépression statique. De plus, un système d’orientation des canons doté d’une limite de précision de 10 degrés est utilisé pour orienter les perforations loin du contact huile/eau, situé à proximité sous les sections horizontales. La nouvelle technique a été utilisée en 2003 dans le puits horizontal REC-2H, qui a été foré par le Groupement Sonatrach-Agip dans la formation de grès de Tadrart du bassin de Berkine. Après des résultats positifs dans ce puits, le Groupement en a adopté l’usage en 2005 pour deux puits supplémentaires, ROM-5 et ROM-9.

Protecteur à bascule ouvert

Utilisation du système de FIV pour la perforation en dépression dynamique

Tubage de production Garniture d’étanchéité permanente Train

Au cours des opérations de perforation en dépression, le puits est normalement déplacé avec des fluides de complétion afin d’abaisser la pression hydrostatique sous la pression de formation. Cette circulation peut être effectuée avant ou au moment de l’introduction du train de perforation (tubingconveyed perforating, TCP). La FIV est descendue avec la complétion et est maintenue en position ouverte. L’outil d’actionnement de la FIV est placé à l’extrémité du train de perforation et est descendu à l’aide d’un tubage mince d’intervention (coiled tubing) (fig. 4.53). Lorsque le train de perforation est descendu à travers la vanne ouverte, il glisse sous les collets de la FIV et dépasse la vanne ouverte. Une fois à la bonne profondeur, les canons sont tirés. Lorsque les canons sont remontés à travers la FIV, l’outil d’actionnement au bas du train de canons ferme la vanne, et le puits est alors isolé. À cette étape, la pression du tubage peut être purgée et les canons récupérés rapidement et en toute sécurité. Le puits peut alors être immédiatement mis en production en pressurisant le tubage au-dessus de la FIV et en rouvrant cette dernière par un cycle de pression à l’intérieur du tubage.

Puits REC-2H Vanne d’isolement de la formation

Cuvelage de production Canons

Outil d’actionnement

Figure 4.53 : Le système FIV pour les travaux de perforation.

4

66

La structure de Rhourde-el-Echouil, située dans le secteur du bloc 403d, « Zemoul-el-Kbar », est à environ 7 km au sud-ouest de ZEK-1. Cette région est caractérisée par deux systèmes de failles : une faille principale courant parallèlement à la faille NE-SO d’El-Bourma et un deuxième système orienté NO-SE. Le puits REC-2H est situé dans une structure anticlinale allongée dans une direction NNE-SSO et est délimité vers l’ouest et le sud par des failles normales (fig. 4.54). La délimitation dans les autres directions est assurée par le pendage de la structure et, vers le nord-est, par une dépression qui sépare cette structure de la structure ZEK-1.

Productivité des puits – La perforation en dépression « sans tuer le puits »

Conception de l’opération Pour mettre le puits REC-2H en production, le Groupement Sonatrach-Agip et Schlumberger ont collaboré pour utiliser non seulement la technologie FIV mais également d’autres technologies de pointe, dont le système PURE (Perforating for Ultimate Reservoir Exploitation), l’indicateur de profondeur DepthLOG et les charges à pénétration profonde PowerJet acheminées par tubage mince d’intervention. La conception et la planification du puits ont également fait l’objet d’une collaboration qui a finalement porté ses fruits.

Opérations de perforation orientée La section horizontale du puits REC-2H a été forée dans la partie inférieure du gisement, avec pour objectif de perforer la partie supérieure du drain horizontal afin de maximiser l’extraction des hydrocarbures (fig. 4.55). Le système Schlumberger de perforation orientée a été utilisé pour aligner précisément les canons le long des intervalles souhaités de la section horizontale. Au moyen

ONO

Puits REC-2H

Structure REC

Structure REC NO

Trias Perf. aux canons sur 328 m

Dévonien

Profondeur totale 4 600 m

Compartiment soulevé du gisement de Tadrart

Compartiment abaissé du gisement de Tadrart Silurien

Figure 4.54 : Trajectoire du puits REC-2H dans la structure de Rhourde-el-Echouil.

Pe

rfo

rat

Zo

ion

ne

so

rie

nté

es

en

vah

ie

Eff

et

d’a rêt e OW d’ea u OC

de poids permettant une orientation passive et de sections de canons jointes par des pivots équipés de roulements pouvant supporter de fortes charges, le système oriente des sections de canons de longueur supérieure à 300 m [1 000 pieds] pour tirer précisément dans la direction prédéterminée, à 10 degrés près. En tirant vers le haut dans le puits REC-2H, les canaux perforés ont été nettoyés plus efficacement car tous les débris tombaient vers le fond et le puits de forage restait isolé de la zone aquifère située sous celui-ci. Des charges PowerJet à haute densité de tir HSD (High-Shot Density, ) ont été choisies, chargées dans des canons de 2 7⁄8 pouces avec une densité de 3 coups par pied (spf) et orientées vers le haut.

Complétion et installation de la FIV Le puits a été complété avec un tubage de production de 4,5 pouces et le montage de l’unité de tubage mince d’intervention a commencé. Un train de tubage mince d’intervention de 2 pouces, équipé d’outils à gamma rays / CCL (diagraphie de joints de cuvelage), a été utilisé pour fournir une diagraphie de base du puits et une profondeur de référence. Après que le train de diagraphie connecté au tubage mince d’intervention a été remonté en surface, le train de perforation – constitué d’une tête de tir à circulation, d’un outil d’enregistrement de profondeur, d’un outil à gamma rays / CCL et de 340 m de canons PowerJet HSD de 2 7⁄8 pouces à 3 spf – a été descendu dans le puits jusqu’à 4 021 m à l’aide du tubage mince d’intervention. Après avoir réalisé la corrélation avec l’outil DepthLOG, une dépression de 800 psi en dessous de la pression de réservoir a été obtenue en pompant du diesel dans le puits. À ce stade, une bille de 5⁄8 de pouce a été lâchée à l’intérieur du tubage mince d’intervention et la pression à l’intérieur du train a été augmentée jusqu’à 2 910 psi pour activer le système de tir des canons. Après le tir, le fluide de formation a immédiatement pénétré dans le tubage de production. Le train de perforation a alors été remonté. Une fois que l’ensemble a atteint la profondeur de la FIV, l’outil d’actionnement a enclenché le système de fermeture de la FIV. La vanne s’est fermée, isolant la formation.

Figure 4.55 : Perforations orientées dans le tronçon horizontal du puits REC-2H.

4

67


En septembre 2005, la même technique a été utilisée sur le puits ROM-9. Le train de perforation TCP a été descendu jusqu’à 4 042 m et, après remplacement de la saumure par du diesel, un intervalle de 245 m (profondeurs de 4 035 à 3 790 m) a été perforé en une unique opération de tir. Par la suite, des opérations d’essais du puits effectuées sur une duse de 1 pouce ont donné une production estimée de 9 000 b/j. Les trois puits ont été suivis ultérieurement. Dans le puits REC-2H, une production d’eau rapide après 1 an a été corrélée à la conductivité de la faille. ROM-5 et ROM-9 n’ont montré aucune indication de connectivité de la faille et ont maintenu une production initiale en huile et en eau constante au cours de la première année.

3 720

Repositionnement du tube mince d’intervention pour lâcher la bille

3 000 2 500

3 715

2 000 3 710

1 500

3 705

3 690

2,0 Indication de perforation, 600 psi en tête de puits

1

500 0

0,5

-500

-1 000

0 13:48:58

14:22:18

14:55:38

15:28:58

68

16:02:18

Heure, hh:mm:ss Pression en tête de puits Pression de circulation

Débit total de pompage Profondeur CoilLife

Figure 4.56 : Surveillance en temps réel du cycle complet des opérations de perforation en dépression.

4 000

25

3 000

20

2 000

15

1 000

10 5

0 FIV ouverte, 920 psi en tête de puits

0

-1 000 06:00:06

06:25:06

06:50:06

07:15:06

07:40:06

Heure, hh:mm:ss Pression en tête de puits

Pression de circulation

Débit total de pompage

Figure 4.57 : Ouverture de la FIV au moyen de cycles de pression dans le tubage.

4

1,5

1 000

3 700 3 695

Tube mince d’intervention à 3 702 m

2,5 Activation CBF 2 910 psi

Débit total de pompage, b/min

En février 2005, le puits ROM-5 a été perforé en dépression à l’aide de la même technique FIV « tirer sans neutraliser ». Un total de 252 m de canons PowerJet HSD de 2 7⁄8 pouces (angle de phase : 60 degrés, 3 spf, orientation côté haut) ont été descendus pour perforer trois intervalles. Après la fermeture de la FIV et le retrait du train de perforation TCP hors du puits, la FIV a été rouverte et les opérations d’essais de puits ont débuté. Un niveau de production de 10 000 b/j a été mesuré avec une pression en tête de 120 bars, dépassant de 30 % la production totale prévue.

Bien que l’application sur les puits du bassin de Berkine ait confirmé la viabilité de cette technique, elle a également indiqué que son application réussie dans des structures de gisement complexes dépendait d’une analyse préliminaire du puits et de la formation sur la base d’une imagerie sismique 3D, ainsi que du maintien d’une distance de précaution par rapport au contact huile/eau.

Débit total de pompage, b/min

Le Groupement Sonatrach-Agip prévoyait une production à REC-2H d’environ 5 000 b/j. La production réelle a atteint 7 000 b/j. L’indice de productivité (PI) du puits REC-2H a été estimé à quatre fois celui du puits REC-1 situé dans le même champ et complété à l’aide d’un système standard utilisant une crépine à fentes. De plus, le Groupement a estimé le gain en temps de forage à 13 jours. Fort de ce succès, le Groupement a décidé d’appliquer la même technique de perforation en dépression aux puits ROM-5 et ROM-9 du champ de Rhourde Messaoud.

Pression, psi

Résultats

Le Groupement Sonatrach-Agip a découvert une solution exploitable pour la transition de la complétion à la production dans le bassin de Berkine. Les indices de productivité élevés observés sur les trois puits ont confirmé que la formation de Tadrart n’était pas affectée par les opérations de perforation en dépression dynamique. La corrélation DepthLOG assurait que le train de canons perforait à la cote exacte, et des perforations profondes et nettes ont été réalisées à l’aide du système PURE de Schlumberger et des charges PowerJet. La technique innovante de perforation en dépression dynamique sous FIV a été utilisée pour isoler avec succès l’intervalle perforé jusqu’à ce que le puits soit placé en production. La solution multidisciplinaire protège la formation des endommagements, augmente la production du gisement et améliore la sécurité des opérations en dépression.

Profondeur CoilLife, m

Pour ouvrir la FIV, des cycles de pression ont été réalisés à treize reprises dans le tubage de production pour l’amener à 3 500 psi (fig. 4.57). Le puits a commencé à produire le 29 août 2003.

Conclusion

Pression, psi

Le tubage mince d’intervention a alors été retiré rapidement du puits en toute sécurité. La figure 4.56 illustre la surveillance en temps réel du cycle complet des opérations.

Le système PURE : une technique de perforation en dépression dynamique pour une productivité accrue

Pression différentielle, bar

sion dans le puits variait considérablement dans le laps de temps juste après que les tunnels de perforation avaient été créés (fig. 4.I). De plus, des expériences à la PERF ont indiqué que des améliorations des caractéristiques de perforation pouvaient être réalisées en tenant compte de la géométrie de complétion, des fluides et du matériel de perforation dans la conception des opérations.

50 0 -50 -100 -150 -200 -250 -300 -1

Pression du gisement Pression dans le puits

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Temps, s

Figure 4.I : Des expériences de perforation ont démontré que la pression dans le puits variait considérablement au cours de la première demi-seconde après qu’une charge avait été mise à feu, comme l’indique ce résultat de laboratoire.

Pression différentielle, psi

2 500 1 500 500 0 -500 -1 500 -2 500

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

Temps, s

Figure 4.J : La dépression dynamique permet le nettoyage des perforations immédiatement après la perforation, comme on le voit sur cet exemple provenant d’une opération de perforation TCP.

Le système de perforation PURE optimise la dépression dynamique (fig. 4.J) et minimise ou élimine régulièrement les endommagements de perforation, maximisant ainsi la productivité ou l’injectivité du puits. Avec le système PURE, la perméabilité de la zone broyée comparée au gisement intact (kc/k) peut être proche de 1,0, à la différence de la plage de 0,05 à 0,3 typique des perforations en dépression statique classiques. La dépression dynamique est obtenue avec une dépression statique initiale minimale ou inexistante. La technique PURE a été appliquée avec succès dans plus de 500 puits dans des formations de roche dure et tendre, des gisements de pétrole et de gaz, des grès et des carbonates. Elle peut être mise en place par câble, tubage ou tubage mince d’intervention. Les avantages du système de perforation PURE comprennent : I des résultats améliorés d’acidification, d’opérations de fracturation hydraulique et de traitement ; I une meilleure isolation du fait d’une perturbation hydraulique minimale des joints ciment-sable ; I une surpression post-perforation contrôlée minimisant le risque d’endommagement de la complétion ou de coincement d’un canon ; I des perforations nettes lorsque des descentes multiples au câble sont nécessaires ; I l’élimination des travaux de nettoyage des perforations à l’acide.

4

69


Stabilité des formations pendant la production Les instabilités des parois d’un puits pendant la production représentent un grave problème dans plusieurs gisements d’Algérie. Elles peuvent être aussi subtiles que la rupture à l’échelle des grains de sable, ces derniers étant alors délogés par la friabilité de la roche, ou aller jusqu’à la rupture d’un volume suffisant du matériau de formation pour provoquer une perte catastrophique (éboulement) du puits. Même une production de sable minime peut faire des ravages dans les installations de production par l’érosion prématurée des vannes, des têtes de puits et des canalisations. La production de sable finit par entraîner une réduction ou la perte de productivité du puits. Les gisements algériens ont connu des défaillances de formations qui couvrent le spectre allant de la production de sable à la production de fragments de roche. La compréhension des raisons pour lesquelles une formation produit du sable constitue la première étape du développement d’une méthodologie destinée à atténuer et gérer la défaillance des formations. La stabilité des formations pendant la production est normalement traitée pendant la phase de planification des puits. L’instabilité des formations peut cependant être un problème persistant qui peut resurgir à tout moment de la vie productive d’un puits, et l’apparition d’une instabilité de formation peut transformer instantanément un puits productif en puits improductif. Cette section comprend des études de cas descriptives de production de sable et de roche qui illustrent des problèmes spécifiques rencontrés dans des puits sur des gisements d’Algérie. Ces études décrivent les méthodes développées pour diagnostiquer le problème et les procédures utilisées en Algérie pour atténuer la défaillance des formations ou en réduire l’impact. Le rôle de la technologie pour améliorer la prédiction de la production de sable est également évoqué.

Résistance de la roche et contrainte : composantes des analyses Des gisements algériens ont connu des instabilités des parois des puits en cours de production, depuis la production de sable, observée dans les puits verticaux du champ de Berkine, à la perte de longueur de drain productive dans les puits horizontaux sur le champ de Hassi Messaoud. Dans chaque cas, il existe un équilibre délicat entre le besoin de maximiser la productivité du puits et la

4

70

nécessité d’assurer une sécurité contre les dégâts provoqués par les instabilités des parois du puits lors de la production. La production dans les deux champs cités ci-dessus s’effectue à travers des complétions sans filtre. Cette production est faite soit à travers des trous ouverts (open holes), des puits en liner préperforé (LPP) ou à travers des perforations dans les puits en liner cimenté perforé (LCP). La production de sable est généralement provoquée par une faiblesse mécanique du tunnel de production, qui se produit lorsque l’état de contrainte autour du tunnel de production dépasse la résistance de la roche.

Production de sable dans la zone de Berkine Dans de nombreux cas, la rupture du grès survient là où le grès est le moins résistant, mais ce n’est pas toujours le cas. Dans la zone de Berkine, les réservoirs du Strunien présentent une large variation de la porosité des grès, qui constituent les principaux réservoirs. Certains de ces grès présentent des porosités allant jusqu’à 30 %. Les opérateurs qui ont rencontré ces grès à haute porosité ont soupçonné qu’ils pourraient être très peu résistants et se sont immédiatement inquiétés de la possibilité de production de sable lorsque les puits du champ seraient mis en activité. Des essais en laboratoire sur des carottes ont montré que les grès à haute porosité sont peu résistants, avec des résistances de roche voisines de 5 MPa [750 psi]. Les grès de plus faible porosité, en comparaison, présentent des résistances de roche beaucoup plus élevées : environ 70 à 80 MPa [10 000 à 12 000 psi]. Les opérateurs ont naturellement supposé que les zones à forte porosité seraient les plus instables et que ces sections devraient être isolées pendant la production. Ils ont également supposé que les zones plus résistantes pourraient supporter sans rupture les pressions de fond en débit qui seraient imposées pendant la production. Cependant, un examen des diagraphies d’imagerie de trous de forage (fig. 4.58) enregistrées immédiatement après le forage du réservoir a indiqué qu’en fait les sections à plus faible porosité du réservoir présentaient des breakouts dus au forage, alors que les sections moins résistantes ne présentaient aucun dommage. La présence de breakouts indiquait que la contrainte agissant sur les roches résistantes avait dépassé leur résistance maximale. Cette constatation inattendue suggérait que les contraintes étaient beaucoup plus élevées dans les sections plus résistantes et que le choix des zones de perforation après tubage et cimentation des puits serait une tâche plus compliquée.

Prédiction de l’ensablement (production de sable) Une étude géomécanique a été menée pour sélectionner les cotes de perforation sur les zones qui ne se rompraient pas pendant la production. La première étape a consisté à construire un modèle géomécanique décrivant l’état de contrainte dans le réservoir, les propriétés de la roche, y compris la résistance


de la roche, et la pression de réservoir. La description de l’état de contrainte comprenait les modules des contraintes principales et leurs directions.

Modèle mécanique de terre Les propriétés mécaniques du réservoir du Strunien, comprenant la résistance à la compression sans confinement (UCS) ainsi que les propriétés élastiques,

Argile

Diamètre

Grès TVD (m)


4 MD (m)

X 290

X 290

X 300

X 300

X 310

X 310

X 320

X 320

X 330

X 330

X 340

X 340

X 350

X 350

X 360

X 360

X 370

X 370

X 380

X 380

Porosité effective 0

(%)

30

Image des parois du puits

(pouces)

14

Dimension du trépan 4

(pouces)

14

Figure 4.58 : Image de diagraphie du puits montrant des breakouts du puits dans des grès à faible porosité (roche résistante) entre X 296 et X 300 m. Des grès de plus forte porosité (roche moins résis-

ont été mesurées à partir de carottes au sein du laboratoire d’essais mécaniques de Sonatrach à Hassi Messaoud. Ces essais comprenaient des essais sans confinement et triaxiaux sur des échantillons cylindriques sélectionnés à partir de chaque faciès du réservoir. Les propriétés mécaniques ont également été estimées à partir de mesures soniques de vitesses en compression et en cisaillement enregistrées lors des diagraphies de puits, et de la densité apparente. Un log (profil vertical) de la résistance de la roche a été construit à partir de toutes ces données. Le modèle de contrainte in situ a d’abord pris en considération la contrainte verticale, dite lithostatique, et la pression de réservoir. La contrainte verticale a été calculée à partir des diagraphies de densité apparente le long du puits ; la pression de réservoir a été mesurée directement à l’aide d’un tester de formation MDT. Une fois ces paramètres établis, les deux contraintes horizontales principales ont été calculées. Initialement, elles étaient bornées dans des limites réalistes à l’aide d’un modèle de rupture de Mohr-Coulomb. Des données de fracturation hydraulique nous ont permis de calibrer les valeurs de la contrainte mineure en place. Les contraintes horizontales ont en outre été implémentées à l’aide d’un modèle de déformation poroélastique incluant l’effet du chargement tant vertical que tectonique ainsi que la rigidité de la roche. Les roches plus rigides, qui présentent un module de Young plus élevé, transmettent toute contrainte tectonique latérale présente dans la terre plus efficacement que des formations plus tendres. Un déséquilibre des contraintes horizontales est créé par ces contraintes tectoniques. Ce déséquilibre est estimé par une modélisation directe de l’ovalisation du trou de forage observée sur les images du puits. Pour aider à confirmer le déséquilibre entre contraintes horizontales, des essais DSCA sur des carottes ont été effectués. Ces essais mesurent les déformations dans la carotte (cube) sous l’effet d’un chargement, celles-ci pouvant être converties en rapports de contraintes principales. Il est vite devenu manifeste que les contraintes horizontales étaient beaucoup plus élevées dans les couches les plus résistantes et les plus rigides du réservoir, et que la contrainte horizontale maximale dépassait la contrainte

tante) entre X 290 et X 293 m se sont également éboulés alors que d’autres zones à forte porosité sont intactes. La diagraphie diamètre (caliper) montre la profondeur de l’agrandissement du puits.

4

71


verticale. Dans les couches les moins résistantes et les plus tendres, les deux contraintes horizontales sont inférieures à la contrainte verticale (fig. 4.59). Une fois le modèle géomécanique du Strunien établi, une analyse de la rupture du grès a été effectuée. Dans une complétion sans filtre, la production de sable en même temps que le fluide est influencée par un certain nombre de facteurs, parmi lesquels la résistance de la roche et la contrainte dans la région proche du tunnel de production, le diamètre et l’orientation du tunnel de production, et la pression de soutirage appliquée à l’interface puits / formation. Le tunnel de production peut être soit un puits de forage non tubé soit, comme souvent, une perforation. L’ensablement (production de sable) est généralement provoqué par une faiblesse mécanique du tunnel de production, qui se produit lorsque l’état de contrainte autour du tunnel dépasse la résistance de la roche (voir « Comment l’ensablement se produit », p. 4.73). Des paramètres géomécaniques provenant du modèle mécanique du Strunien ont été utilisés pour calculer les pressions de soutirage critiques pour une complétion perforée dans ces puits verticaux à l’aide d’un logiciel de prédiction et de management des venues de sable (Sand Management Advisor). Les résultats ont quantifié la stabilité du sable pour le réservoir du Strunien, indiquant qu’il était prévisible que les grès les moins résistants cèdent dans un puits vertical tubé, cimenté et perforé ; les grès plus résistants resteraient stables, mais pourraient céder plus tard dans la vie du champ lorsque le réservoir s’épuiserait et que l’état de contrainte s’intensifierait. Dans les grès les plus résistants, où les contraintes sont les plus intenses, les images de puits de forage avaient montré que certaines de ces sections s’étaient déjà éboulées au cours du forage. Dans les conditions de production, la surpression créée par la boue de forage serait supprimée et la roche deviendrait plus instable. Le logiciel Sand Management Advisor a montré que c’était en effet le cas pour une complétion en trou ouvert. Cependant, une perforation est une structure plus stable et la prédiction pour une perforation horizontale a montré que certaines de ces sections très résistantes seraient stables en production et que d’autres, suivant les amplitudes relatives de la résistance de la roche et de la contrainte in situ, ne le seraient pas.

4

72

La prédiction de stabilité du sable suppose que la roche réservoir est dans un état continu non fracturé. Cependant, les images de puits de forage avaient déjà montré que les sections les plus résistantes pouvaient être brisées dans certaines orientations. Des perforations tirées selon ces orientations exposeraient cette roche rompue à un écoulement de fluide, augmentant le risque de production de sable à partir de ces sections. Par conséquent, lors du choix d’intervalles de perforation, l’ingénieur de production doit envisager non seulement l’isolation des sections, aussi bien résistantes que peu résistantes, qui pourraient céder pendant la production, mais également l’isolation des sections qui ont cédé lors du forage.

Pression interstitielle 0 (kPa) 100 000

Argile Grès TVD (m)


MD (m)

X 290

X 290

X 300

X 300

X 310

X 310

X 320

X 320

X 330

X 330

X 340

X 340

X 350

X 350

X 360

X 360

X 370

X 370

σH1

Poids de la boue

0 (kPa) 100 000

0 (g/cm3) 4

σh1

Rupture

0 (kPa) 100 000

Pertes

σV OB

UCS

Venue

0 (kPa) 100 000 0 (kPa) 100 000 Ovalisation

Prédiction synthétique de diagraphie d’image

Image de parois 0 (deg) 360 du puits

Figure 4.59 : Modèle mécanique pour le réservoir du Strunien dans la zone de Berkine, montrant les modules des contraintes principales (σH1max – contrainte horizontale ; σh1min – contrainte horizontale ;

σvob – contrainte verticale) et la résistance de la roche (UCS). Les breakouts prédits lors du forage (ligne rouge > ligne verte de poids de boue) sont présentés comme une diagraphie d’image synthétique et comparés à la diagraphie d’image réelle du puits.


Comment l’ensablement se produit Dans le passé, on pensait que la production de sable était principalement contrôlée par l’écoulement des fluides : lorsque le débit provenant d’un puits devenait trop fort, des grains de sable étaient arrachés de l’interface formation / puits. La théorie et l’expérience ont montré que, à l’exception des formations non consolidées, l’écoulement des fluides n’avait qu’un rôle négligeable à jouer dans la roche en train de céder, mais avait bien un effet lorsque la roche avait déjà cédé. Des expériences aux laboratoires Schlumberger de Cambridge, au RoyaumeUni, ont contribué à démêler les effets de contrainte et d’écoulement subis au niveau d’une perforation pendant la production. Les chercheurs ont montré que l’écoulement radial entrant dans une perforation était insuffisant pour entraîner, comme on le pensait, des grains de sable à partir de l’interface formation / puits, sauf dans les grès très friables. Pour tester la théorie, des échantillons cylindriques d’un grès similaire ont été préparés avec des trous percés le long de l’axe de la carotte pour simuler un

Figure 4.K : Expérience pour étudier les effets de l’écoulement radial et axial et de la contrainte sur la production de sable à travers un tunnel de perforation dans les grès peu résistants.

Endoscope

Roche

Cuve sous pression

Guide de lumière et miroir en anneau

Entrée du kérosène

Figure 4.L : Expérience pour observer la mécanique de la rupture et la production de sable due à la contrainte et à l’écoulement le long d’un tunnel de perforation.

tunnel de perforation. Il s’agissait de grès très peu résistants où les effets de l’écoulement radial étaient attendus. Un écoulement radial et axial a été mis en place dans l’échantillon et une contrainte de confinement a été appliquée à la carotte. Il était possible de faire varier ces trois paramètres indépendamment pour en évaluer l’importance. La figure 4.K représente l’équipement expérimental utilisé pour étudier les effets de l’écoulement sur la production de sable. Un cylindre de roche peu résistante (de 150 mm de diamètre) doté d’un trou de la taille d’un tunnel de perforation le long de son axe est entouré d’une garniture de billes perméables, puis d’une enveloppe imperméable en caoutchouc, et placé dans une cuve sous pression. On peut faire varier la contrainte autour du tunnel de perforation en modifiant la pression dans la cuve ; les écoulements à travers la roche dans le tunnel (chemin d’écoulement vert) et directement le long du tunnel (chemin d’écoulement bleu) varient indépendamment. Le taux de production de sable a été mesuré par une technique de pesée par lots. Il s’est avéré que l’écoulement à travers la roche ne contribuait à la production de sable que par son addition à l’écoulement axial ; il n’avait aucun effet indépendant. De plus, l’écoulement seul ne pouvait pas amorcer la production de sable ; la roche devait d’abord subir une dégradation par l’application d’une contrainte. Les expériences ont montré de façon concluante que du sable était produit seulement après que la contrainte de compression autour de l’échantillon avait commencé à provoquer la rupture de la roche. Une fois que la roche avait cédé, seul l’écoulement axial contribuait au transport du sable. Pour comprendre ce qui se passait réellement au niveau de la paroi de la perforation, des expériences supplémentaires ont été menées avec un équipement similaire, se concentrant sur la contrainte et l’écoulement axial. La boucle d’écoulement radial n’était bien sûr plus nécessaire. Pour observer le processus à l’intérieur de la perforation, un guide de lumière a été introduit à une extrémité du trou et un endoscope à l’autre. La figure 4.L représente l’équipement expérimental pour étudier la rupture mécanique pendant la production de sable. Un cylindre de roche peu résistante (de 150 mm de

4

73


Ces expériences ont montré que le mode de rupture était toujours un cisaillement par compression de la roche dans le tunnel de production. À mesure que les contraintes de compression autour du tunnel de production augmentent du fait d’une réduction de la pression de fond en débit, les pressions de cisaillement engendrées dans la paroi du tunnel commencent à provoquer l’effondrement de la structure. Bien que le mécanisme créant la rupture soit toujours le même, la façon dont le trou se déforme est toujours différente. Suivant le type de grès, certains trous de forage développent de larges ovalisations, d’autres des fentes d’incision étroites et, dans certains cas, le trou s’envase simplement jusqu’à se boucher.

Figure 4.M : Image de l’anneau de lumière projeté sur le tunnel de perforation pour observer la mécanique de la rupture d’un tunnel de perforation.

diamètre) doté d’un trou de la taille d’un tunnel de perforation le long de son axe est entouré d’une enveloppe imperméable en caoutchouc et placé dans une cuve sous pression. On peut faire varier la contrainte autour du tunnel de perforation en modifiant la pression dans la cuve, et du kérosène peut être mis en circulation le long du tunnel. Un guide de lumière et un miroir sont insérés jusqu’à milongueur du tunnel (du côté droit) et l’anneau de lumière projeté sur la paroi du tunnel est observé à l’aide d’un appareil de prise de vues endoscopiques (côté gauche). À mesure que la rupture et le transport du sable se poursuivent, la taille et la forme de l’anneau changent.

Les chercheurs ont capturé en vidéo la déformation de chaque tunnel et tracé les variations d’aire en section droite d’un tunnel de perforation en fonction de la pression de confinement appliquée à la carotte (fig. 4.N). Les données présentées concernaient un grès d’approximativement 7 MPa de résistance à la compression sans confinement. Les premiers grains de sable ont été arrachés au point A ; à mesure que la contrainte augmentait jusqu’au point B, le tunnel a rétréci jusqu’à sa section minimale (à mesure que de la roche cisaillée était entraînée dans le tunnel) et, lorsque la contrainte a augmenté davantage, l’aire de la section droite a augmenté à nouveau à mesure que les fragments de roche étaient décrochés et emportés. Les expériences ont montré que la production de sable nécessite d’abord que la roche du tunnel soit rompue par la contrainte et ensuite transportée par l’écoulement le long du tunnel. Sur le terrain, à la fois la contrainte et l’écoulement sont contrôlés par la dépression appliquée : la différence entre la pression de réservoir et la pression de fond en débit.

0,1

4

74

0,05 Agrandissement du trou, pouces

La figure 4.M montre l’anneau de lumière issu des expériences de visualisation de la production de sable. Cette vue provient de l’appareil de prise de vues endoscopiques orienté le long du tunnel de perforation. Du kérosène s’écoule vers l’appareil à une vitesse assez importante pour transporter des grains de sable et des fragments. L’arrière-plan est la paroi du tunnel (c’est-à-dire du grès), le grand cercle clair est un anneau de lumière projeté sur la paroi par le guide de lumière, et le cercle sombre est l’extrémité du guide de lumière lui-même (le petit cercle clair à l’intérieur de celui-ci est l’image réfléchie de l’appareil). L’anneau est presque circulaire. Les petits écarts vers 2 heures et 5 heures sont les débuts d’une rupture par cisaillement.

A 0

-0,05 -5

B 0

5

10

15

20

25

30

35

Pression, MPa Figure 4.N : Variations de l’aire de section droite d’un tunnel de perforation en fonction de la pression de confinement appliquée à la carotte.


L’orientation des contraintes in situ par rapport au tunnel de perforation peut avoir une énorme influence sur la stabilité du sable. L’analyse prend également en compte le diamètre du tunnel de production de telle sorte que la stabilité de complétion à trou ouvert puisse être comparée à la stabilité d’une perforation dans la même roche.

4 000

3 000

Pression de puits, psi

2 000

Soutirage sûr

1 000 Rupture de la formation 0

0

1 000

2 000

3 000

4 000

Pression de réservoir, psi Figure 4.O : Sortie du Conseiller en gestion du sable.

Prédiction de l’ensablement Pour prédire la rupture du grès pendant la production, la première étape consiste à construire un modèle géomécanique. Le modèle décrit l’état de contrainte dans le réservoir et les propriétés de la roche, y compris la résistance de la roche et la pression de réservoir. L’état de contrainte comprend les modules des contraintes principales et leurs directions. À part les paramètres normalement disponibles issus du modèle géomécanique, les expériences menées aux laboratoires de Cambridge ont également démontré que d’autres aspects de la roche et du tunnel de production étaient importants. Le diamètre transversal du tunnel a une influence significative sur la stabilité : les trous de grand diamètre sont moins stables que les trous étroits. Cela n’est pas une information nouvelle, les effets d’échelle ayant été reconnus depuis longtemps. Toutefois, les chercheurs de Cambridge ont pu quantifier l’effet du diamètre du tunnel de production dans le processus d’ensablement. Toutes ces connaissances ont été rassemblées dans le logiciel de prédiction et management de la production de sable (Sand Management Advisor), utilisé pour prédire la rupture du grès pendant la production. La production du sable peut être prévue pour diverses options de complétion sans filtre, y compris le trou ouvert et les perforations. Le logiciel tient compte de l’orientation du trou principal et, dans le cas de perforations, de leur orientation à partir du trou principal, dans les deux cas par rapport au champ de contrainte in situ.

La figure 4.O présente un résultat du logiciel Sand Management Advisor. Il envisage diverses combinaisons de contrainte et de propriétés mécaniques de la roche ainsi que des détails de la géométrie du tunnel de production pour estimer une pression de soutirage sûre. Comme le montre la figure, la frontière entre soutirage sûr et défaillance des formations varie à mesure que la pression de réservoir chute, ce qui résulte des augmentations de contrainte subies dans le réservoir à mesure que le champ s’épuise. Le soutien de la pression par injection d’eau ou de gaz, par exemple, peut stopper cette variation de contrainte. Une fois que le puits de forage a démarré une production de sable, il existe des modèles pour prédire le mouvement du sable présent dans les éléments tubulaires. La façon dont les grains de sable ou les fragments se déplacent de l’interface formation / puits le long d’une perforation jusqu’au puits de forage principal n’est toutefois pas bien comprise et presque impossible à prédire dans les conditions de fond. Par exemple, il n’existe aucune connaissance de l’écoulement dans une perforation spécifique, ce qui est une information vitale pour prédire avec précision le transport de sable. Le mélange de fluides dans le puits complique le problème. À l’heure actuelle, le taux ou le volume de production de sable ne peut pas être déterminé. En résumé, la rupture du grès au niveau de l’interface formation / puits peut être prédite avec une certaine précision à condition que les conditions de résistance de la roche et de contrainte soient connues, mais le transport de matériau est encore difficile à prévoir une fois que la rupture s’est produite.

4

75


Pour contribuer au calage du modèle et surveiller toute production de sable dans cet environnement géologique complexe, Sonatrach a introduit une procédure de démarrage bien définie pour les puits du champ de Berkine. La procédure comprend la vérification de la TD du puits avant et après un DST pour révéler une éventuelle production de solides pendant l’essai. Si des solides sont produits, le type de sédiment déposé doit être vérifié pour s’assurer qu’il s’agit en fait de sable de formation. Le puits est alors mis en production pendant 15 jours sous une dépression faible, après quoi la TD est revérifiée. La dépression est alors augmentée jusqu’au niveau de production requis, mais sans dépasser la dépression critique calculée. Le remblai dans le puits est contrôlé périodiquement pour évaluer tout changement accompagnant l’épuisement.

150 000

142 500

135 000

127 500

120 000

112 500

790 000

800 000

810 000

820 000

0

10 km

830 000

840 000

Figure 4.60 : Carte du champ de Hassi Messaoud montrant le quadrant nord-est, objet de l’étude.

Production de solides sur le champ de Hassi Messaoud

Enfin, bien que la combinaison d’une résistance de grès très variable et de fortes contraintes tectoniques dans le gisement de Berkine soit inhabituelle, l’étude de cas souligne un besoin général de prendre en compte l’état de contrainte ainsi que la résistance de la roche lorsqu’on considère la stabilité du grès ou qu’on veut prédire l’ensablement pendant la production.

Une étude, menée pour tenter de comprendre les raisons de ce comportement, a révélé qu’une des raisons principales à l’origine de la chute de production

16

20

14

16

12

12

10

8

8

4

6

0 1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

Production moyenne, barils/mois

Les images de puits de forage se sont avérées particulièrement utiles pour identifier les grès ayant déjà cédé. Ces images apportent également une grande contribution à la construction du modèle de contrainte in situ, qui a été crucial pour la prédiction de production de sable au niveau du champ de Berkine.

Les puits horizontaux forés sur le champ de Hassi Messaoud ont été caractérisés par une plus forte probabilité de traverser des sections d’une bonne productivité que les pénétrations verticales antérieures. En outre, pendant la production, les puits verticaux ont souvent souffert d’une hauteur de production utile réduite, du fait d’une percée d’eau et d’une injection de gaz. Bien que les puits horizontaux en trou ouvert n’aient pas été aussi fortement affectés par ces problèmes, ils n’ont pas non plus été aussi prolifiques que prévu à l’origine. Ces puits ont souffert de sévères chutes de production, d’un comportement de production irrégulier (erratique) et de difficultés opérationnelles lors de la réalisation des interventions dans les puits.

Nombre de puits actifs par mois

Les ingénieurs de production ont par conséquent établi que la résistance variable d’un banc de grès à un autre conduit l’état de contrainte à changer rapidement entre différentes couches de grès. Dans ces conditions, la stabilité des formations pendant la production n’est pas seulement fonction de la résistance de la roche – les roches résistantes aussi bien que peu résistantes peuvent céder – mais dépend également de l’état de contrainte créé au niveau du tunnel de production et de la présence de roche déjà éboulée dans le puits de forage.

Date Puits actifs Production d’huile Figure 4.61 : Production mensuelle moyenne issue des puits horizontaux et nombre de puits horizontaux actifs dans le quadrant nord-est du champ de Hassi Messaoud.

4

76


Déclin de l'indice de productivité, m3/jour/kg/cm2

25 Nombre total de puits 20 15 10 5 0

0

20

40

60

80

100

120

Pression de soutirage, kg/cm2 Figure 4.62 : Réduction de l’IP en fonction de la pression de soutirage du puits. Les puits présentant des dépressions inférieures à 35 kg/cm2 sont présentés dans le rectangle de couleur cyan.

était liée à une instabilité des parois des puits en cours de production. L’étude a examiné des puits horizontaux dans le quadrant nord-est du champ (fig. 4.60). Cette zone a été choisie parce que, bien que les puits aient subi des pertes de production, ces pertes n’étaient pas associées à une percée d’eau (WOR élevé) ou de gaz (GOR élevé), ce qui aurait pu masquer d’autres effets. La figure 4.61 représente la production mensuelle moyenne pour tous les puits horizontaux du quadrant nord-est ainsi que le nombre de puits actifs. Bien que le nombre de puits horizontaux ait augmenté, la production moyenne de chaque puits a chuté. Le but de l’étude était par conséquent : I d’obtenir une vision plus claire du comportement des puits horizontaux du quadrant nord-est I d’identifier les causes de la chute de production I de proposer un design de complétion pour les puits futurs. La principale difficulté rencontrée dans l’étude était le manque de mesures et de données provenant de puits dans des zones de production. Le profil complexe de déplétion le long des sections horizontales des puits ajoutait aux difficultés d’estimation des conditions de fond. Ces contraintes signifiaient qu’une approche simplifiée était nécessaire pour analyser leur comportement. L’indice de production (IP) et la pression de soutirage ont été calculés pour chaque puits horizontal de l’étude à l’aide de mesures en surface, de la pression d’écoulement au fond (BHFP) calculée par le logiciel d’analyse NODAL et de la pression de réservoir estimée à la même date. L’IP a été défini comme

PI = Q , ΔP où

Chaque puits concerné par l’étude a été examiné pour identifier des événements ou des caractéristiques qui pourraient être responsables des chutes de production. Ceux-ci comprenaient : I des chutes irrégulières de la production I des réductions importantes de la pression de réservoir (> 100 kg/cm2 sur un an) I des chutes significatives de l’IP I la production de fragments de roche du réservoir I des interventions et obstructions dans la section de réservoir en trou ouvert. L’étude a montré une relation forte entre la réduction de l’IP et la pression de soutirage : généralement, une fois que la pression de soutirage dans un puits dépassait 35 kg/cm2, un net déclin de l’IP était observé (fig. 4.62). L’étude a également établi que 80 % de toutes les pertes de production étaient liées à l’effondrement de la section en trou ouvert. Là où des interventions avaient été réalisées, 25 % à 75 % de la longueur effective de drainage avaient été perdus (éboulement). Même après que des opérations de coiled tubing (tube d’intervention enroulé) eurent été réalisées pour nettoyer les sections effondrées, la production a vite été de nouveau entravée. Parmi les divers drains du champ de Hassi Messaoud, le R2 était le plus sujet à une production de solide pendant la production. L’étude a également établi que, bien que les liners préperforés permettent des dépressions beaucoup plus importantes, une certaine réduction de l’IP subsistait. Enfin, l’étude a montré que les puits présentant des pressions de réservoir plus élevées pouvaient supporter des dépressions beaucoup plus fortes avant qu’une perte significative de l’IP se produise, tandis que les puits davantage en déplétion étaient moins à même de s’accommoder de fortes dépressions et donc présentaient un fort risque de production de solides. Des recommandations pour limiter la déplétion en dessous d’un certain niveau – poser des liners dans les puits présentant des risques de production de solides et fracturer hydrauliquement pour augmenter la déplétion stable dans les puits à faible IP – sont envisagées. La gestion des champs doit être renforcée par un contrôle périodique et régulier des mesures de pression au fond. L’extension de l’étude au reste du champ de Hassi Messaoud a également été proposée.

ΔP = Pstatique - BHFPcalculée

4

77


Fracturation hydraulique En Algérie, en raison de l’arrivée à maturité des réservoirs à pression normale et à perméabilité moyenne à forte, la production d’hydrocarbures se réoriente vers des réservoirs à faible perméabilité, difficiles mais prolifiques. Par ailleurs, les effets de la déplétion augmentent la fréquence et l’amplitude du skin d’endommagement dans les zones les plus perméables. En conséquence, il est nécessaire de faire appel à des techniques d’augmentation de la productivité pour maintenir la viabilité économique de ces réservoirs. Bien que la fracturation hydraulique soit une technique couramment utilisée pour améliorer la productivité de puits marginaux, elle ne garantit pas un puits économiquement viable. De nombreux paramètres doivent être pris en considération tant pour l’identification du bon candidat à la fracturation que pour la conception du traitement de fracturation optimal pour le candidat. Ce chapitre décrit les bases de la fracturation hydraulique, son application dans l’industrie et son importance pour les réservoirs algériens, comme l’ont montré deux études de cas. L’avenir des réservoirs de pétrole et de gaz de l’Algérie dépend de la capacité à appliquer correctement la technologie de fracturation hydraulique pour permettre la production économiquement viable d’hydrocarbures dans des champs considérés au mieux comme marginaux ou qui, du fait de la déplétion, deviennent moins intéressants. De plus, il faut prendre en compte le besoin d’un workflow critique pour comprendre le potentiel du puits et l’impact de la fracturation hydraulique avant tout investissement opérationnel.

La fracturation implique le pompage de fluide à un débit suffisant pour surmonter la capacité de la roche à diffuser le liquide à travers ses espaces interstitiels (cet espace peut être considéré comme étant la combinaison de la porosité de la matrice et des fractures naturelles). Au niveau microscopique, cette diffusion est associée à la perméabilité (k) de la roche. Cependant, comme la fracturation hydraulique implique le contact avec un important volume de roche, il est souvent plus commode de décrire la diffusion en termes de transmissibilité (kh/µ) plutôt que de perméabilité seule, puisque la viscosité du fluide, µ, et la quantité de roche perméable exposée, de hauteur h, jouent un grand rôle dans la filtration du fluide. Si le débit entrant dans une unité de roche est supérieur à sa capacité à diffuser hors de l’unité, la pression s’élève à l’intérieur de la masse rocheuse. Elle continue à s’élever jusqu’à ce que la contrainte effective dépasse la pression de fracturation de la roche, qui est une combinaison de sa contrainte minimale in situ et de l’amplification de la pression due à son inélasticité (ténacité). (La composante tectonique et de ténacité de la roche est absente des profils de contrainte dérivés uniquement de données soniques et qui ne sont pas recalés sur des mesures directes de contrainte minimale, par exemple à l’aide de mesures par microfracturation et MDT.) Parvenue à ce point, la roche cède et une fracture est créée. Une fois la pression hydraulique dissipée, la fracture est normalement maintenue ouverte par l’introduction d’un matériau de soutènement présentant une conductivité élevée sous contrainte dans les phases de fluide du traitement. Cette fracture crée jusqu’au puits un cheminement conducteur destiné à dépasser largement la conductivité existante de la région proche du puits de forage. La figure 4.63 représente un essai step rate simple effectué dans une formation d’Algérie où du fluide a été pompé selon des échelons de débit croissant.

14 000

10 9

13 000

Contexte

8 7

12 000

6

4

78

5 4

10 000

3 2

9 000

1 8 000 4

5

6

7

8

9

10

11

0 12

Débit de bouillie, barils/min

11 000

Pression, psi

Une description de base de la fracturation hydraulique fait intervenir l’équilibre de trois équations d’état et de dynamique thermique :1 conservation de la masse et de l’énergie (ou bilan de masse), mécanique de la rupture élastique linéaire et mécanique des fluides. La conservation de la masse et de l’énergie impose que, pour tout système fixe, la masse et l’énergie entrant dans le système doivent se retrouver en sortie. Par conséquent, dans la fracturation, le fluide ou le gaz pompé dans le puits de forage doivent figurer dans le bilan en tant que pertes de fluide dans la matrice, création et croissance de fractures, ou augmentation ou diminution de pression (ou une combinaison de celles-ci).

Temps de traitement, min Pression de fond calculée Débit de bouillie Figure 4.63 : Essai simple d’injection step rate dans une formation en Algérie. L’essai décrit la transition de l’injection dans la matrice à la propagation et à l’extension des fractures.


13 000

Débit par prolongement : 2,12 bpm Pc (UB): 13 643,62 psi Est. P(i): 6 355,11 psi

12 000

Phase 3 - propagation des fractures 11 000

Phase 2 - rupture de la roche

10 000 Phase 1 - injection dans la matrice Pression, psi

9 000 8 000 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Débit de bouillie, barils/min (bpm) Pression de fond à chaque échelon de débit

Phase 1 - fuites dans la matrice

Phase 2 - rupture de la roche

Phase 3 - propagation des fractures

Figure 4.64 : Analyse de l’essai step rate illustré sur la figure 4.63 avec une illustration de ce qui se produit généralement dans le trou au cours des trois phases.

La pression a été enregistrée avec le débit selon des pas de temps (points bleus). Ces points de pression et de débit ont ensuite été tracés sur une échelle cartésienne pour l’analyse des propriétés de la fracture (fig. 4.64). Les courbes de la figure 4.64 illustrent les équations d’état lorsque le fluide a été injecté dans la matrice au-delà de sa capacité à diffuser le fluide, provoquant une augmentation de pression (phase 1). La phase 2 illustre la rupture de la roche. La propagation de la fracture (phase 3) est normalement associée à une plus faible pente d’augmentation de pression car, avec le temps, l’accroissement de l’aire de la fracture augmente la capacité d’échappement de la roche à débit de pompage constant, tandis que la fracture s’étend. À partir de cette analyse (fig. 4.64), des propriétés utiles de la formation, telles que la pression de rupture, la pression interstitielle, la borne supérieure de la contrainte minimale in situ (pression de fermeture) et le taux d’expansion de la fracture, peuvent être estimées.

Conception des fracturations La fracturation hydraulique est utilisée dans l’industrie pétrolière depuis le début des années 1950 pour augmenter la productivité des zones pétrolifères, gazéifères et aquifères.2 À la fin des années 1970, d’importantes opérations de fracturation hydraulique ont été exécutées, où plus de 500 tonnes d’agent de soutènement ont été mises en place en un seul traitement. Mais, dans la

majorité des anciens traitements, les limites technologiques associées aux performances de l’équipement et du fluide faisaient que des quantités relativement petites d’agent de soutènement étaient mises en place. Au milieu des années 1980, les premières études de fracturation ont révélé que l’accroissement de productivité était souvent beaucoup plus faible que prévu en raison de performances inadéquates du fluide ou de l’équipement, ou encore d’une modélisation inexacte de l’impact de la stimulation par fracture.2,3 À partir du milieu des années 1980, la technologie des fluides et les performances de l’équipement se sont suffisamment améliorées pour permettre d’importants traitements de fracturation hydraulique (principalement dans les champs gaziers nord-américains). La concurrence entre opérateurs pour mettre en place avec succès le plus grand traitement de fracturation a culminé durant cette période, de sorte que la mise en place de volumes d’agent de soutènement dépassant le demi-million de livres en un seul traitement de fracturation est devenue courante, consacrant la fracturation comme un outil utile pour l’amélioration de la productivité des puits. La figure 4.65 illustre une relation porosité/perméabilité des carottes pour un champ particulier afin d’illustrer la zone cible principale de la conception des fracturations en fonction de la plage de perméabilité. La perméabilité est divisée en trois plages, les valeurs inférieures à 0,001 mD n’étant pas prises en considération.

30

Viabilité économique marginale

Longueur Conductivité des des fractures fractures

Complétion naturelle

25 20 15 Porosité des carottes, %

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Points de carottage

10 5 0 0,0001 0,001

0,01

0,1

1,0

10,0 100,0 1 000,0

Perméabilité des carottes, mD Zone 1 Zone 2 Zone 3 Figure 4.65 : Enveloppe de conception de la fracturation basée sur la perméabilité des carottes.

4

79


La zone 1 correspond à la plage de perméabilité de 0,001 mD < k < 0,1 mD ; la zone 2 correspond à 0,1 mD < k < 2,0 mD ; et la zone 3 correspond à k > 2,0 mD. Ces plages ne servent qu’à des fins de comparaison ; l’optimisation de la conception des fracturations doit prendre en considération une large gamme de paramètres et de contraintes économiques tels que l’espacement des puits, le rapport retour/VAN (valeur actuelle nette) souhaité et la caractérisation du réservoir. La majorité des traitements de fracturation effectués avant le milieu des années 90 étaient concentrés sur des puits de zone 2 ou des puits de zone 3 fortement endommagés, qui étaient moins susceptibles de fonctionner de façon économiquement satisfaisante sans un traitement de fracturation. Cependant, des venues d’huiles ou de gaz en cours de forage encourageantes ont corroboré l’état des réserves dans ces zones. Des réservoirs présentant des perméabilités de zone 3 situés dans des zones non en déplétion ont produit naturellement à des débits dépassant les seuils économiques internes (même dans un état endommagé par le forage). Des réservoirs de zone 1 ont souvent été laissés de côté du fait d’un retour sur investissement relativement médiocre : ils n’auraient souvent pas produit naturellement et la technologie de fracturation nécessaire pour mettre ces puits économiquement en production n’était pas encore disponible. La technologie actuelle a amélioré l’efficacité des traitements de zone 2 grâce à de meilleures propriétés du fluide, de meilleures performances de l’équipement et de meilleurs logiciels pour la modélisation, la prédiction et l’évaluation des traitements de fracturation. Avec ces moyens, l’industrie pétrolière a appliqué la technologie de fracturation à des réservoirs de zone 3 en déclin pour contrecarrer l’impact des endommagements et d’une invasion de boue de forage en excès. Les réservoirs présentant une perméabilité de l’ordre du microdarcy en zone 1 sont considérés comme la prochaine frontière de l’exploration pétrolière.

La situation en Algérie L’Algérie se trouve dans une position particulière dans le sens où elle possède une vaste base de réserves potentielles bloquées dans des réservoirs peu perméables (tight) de zone 1 (en particulier dans les quartzites de Hamra). Par la combinaison d’une perméabilité de matrice de l’ordre du microdarcy et de la présence irrégulière de fractures naturelles dues à une activité tectonique soutenue, une telle formation peut passer d’un état ultra-tight de zone 1 à un état de perméabilité de zone 3

4

80

Fracture hydraulique perpendiculaire aux fractures naturelles Fractures naturelles

Fracture hydraulique parallèle aux fractures naturelles

Pression du fluide dans la fracture

Figure 4.66 : Illustration phénoménologique de la propagation des fractures à travers une roche naturellement fracturée.

avec fuites excessives du fait de la présence de fractures naturelles ouvertes et conductrices. La propagation des fractures dans les fractures naturelles augmente considérablement les fuites du système, réduit la pression nette de fracturation et la largeur des fractures induites par la suite, et affecte la mécanique de la rupture de la propagation car il se produit une perte « d’effet de levier » de fracturation dépendant de l’orientation des fractures naturelles. La figure 4.66 illustre le résultat potentiel du croisement d’une fracture naturelle d’orientation différente au cours d’un traitement de fracturation hydraulique. Il a été établi théoriquement et expérimentalement que le comportement de fracturation d’une roche raisonnablement rigide pouvait être caractérisé principalement par des équations de la mécanique de la rupture élastique linéaire et, dans une bien moindre mesure, des effets « d’extrémité » de fracture. En théorie, les fractures hydrauliques se propagent tout comme dans le fendage du bois de charpente. Avec les matériaux cassants, il a été observé que des fissures préexistantes (qui peuvent avoir été provoquées par des perforations, des fractures naturelles ou des fractures induites par le forage dans les formations rocheuses) peuvent constituer le plan privilégié d’amorçage des fractures lorsque l’orientation de celui-ci est sensiblement proche de la direction de la contrainte horizontale maximale. Cette proximité peut être évaluée approximativement à moins de 20 degrés d’écart par rapport à la direction de la contrainte maximale. Cependant, lorsque l’état de contrainte existant est tel qu’il existe un écart important entre les directions des contraintes horizontales minimale et maximale (ou sigma 2 et sigma 3 pour des régimes de contrainte anormaux) et lorsque la fissure préexistante se situe en dehors de ce secteur d’orientation de 20 degrés, une fracture peut ne pas s’étendre (ni même s’amorcer) au niveau de cette rupture mais plutôt en un endroit de contrainte inférieure. Cela a été observé lors de nombreuses études de terrain. Le clivage initial (ou la rupture) demande une grande quantité d’énergie (moins s’il existe une imperfection comme une fissure ou une perforation dans le cas de la mécanique des roches). Mais, à mesure que la fissure s’allonge, un effet de levier apparaît, par lequel la création d’un incrément de longueur nécessite moins d’énergie. En mécanique des roches, cet effet de


levier est assuré par la pression du fluide agissant perpendiculairement à la face de la fracture. Lorsqu’une fracture en cours de propagation atteint une fracture naturelle préexistante (suivant le contenu de la fracture naturelle, liquide ou gaz), on peut s’attendre à une perte quasi instantanée par jaillissement (remplissage du vide) qui peut réduire à la fois la pression nette à l’intérieur de la fracture et, par la suite, la largeur de la fracture hydraulique, suivant le volume des fractures naturelles. Cependant, si la fracture naturelle est parallèle à la fracture hydraulique, les forces vectorielles (fig. 4.66) agissant sur la face de la fracture tendent toujours à maintenir la fracture propagée ouverte. Inversement, si le système de fractures naturelles est perpendiculaire à la fracture en cours de propagation, les forces vectorielles agissent, après le remplissage ou la mise en pression de la fracture naturelle par le fluide de fracturation hydraulique, sur la face de la fracture naturelle pour étendre potentiellement le réseau en s’éloignant de la fracture hydraulique. De plus, une perte d’effet de levier de fracturation découle du découplage au niveau de l’extrémité de la fracture du fait de la présence de la fracture naturelle. Par conséquent, des phénomènes comme les fuites dépendantes de la pression et les colmatages (screenouts) prématurés ont été observés lors de traitements de fracturation dans des réservoirs naturellement fracturés.

e

Formation uniqu

Figure 4.67 : Réservoir monophasique (gazéifère) homogène simple (présentant les propriétés décrites dans le tableau 4.6) utilisé pour illustrer la comparaison de production dans la décision de fracturation du puits.

Réservoir homogène ? Exemple sur 3 ans Réseau de drainage sur 100 acres Couche productrice de 300 pieds

Réaliser ou non une fracturation – comparaison du point de vue de la production La fracturation hydraulique peut avoir un énorme impact sur l’investissement nécessaire au développement économique d’un champ, comme l’illustrent les exemples suivants. Une approche globale doit donc être adoptée pour examiner cet impact lors des phases de planification du développement du champ. Les réservoirs de plus faible perméabilité (tight) étant spécifiquement visés, l’impact de la fracturation est comparé au coût de forages supplémentaires. Dans le premier exemple, combien de puits faut-il forer pour drainer efficacement une zone réservoir de 100 acres, et quel est l’impact de la fracturation ? Pour simplifier, un réservoir homogène à une seule phase (gazeuse) (fig. 4.67), présentant les propriétés décrites dans le tableau 4.6 et donnant un volume de 21 milliards de pieds cubes de gaz en place dans le réservoir, a été simulé avec une application logicielle d’analyse du déclin de la production. Dans les circonstances décrites (sous l’hypothèse d’absence d’endommagements au réservoir), il faudrait 2 puits pour drainer complètement une surface équivalente de 100 acres en écoulement naturel avec une perméabilité de 0,5 mD. En outre, la simulation montre que l’ajout d’une fracture hydraulique de 200 pieds augmenterait la production cumulée sur 3 ans de près de 40 %. Dans les mêmes conditions, dans un réservoir tight présentant une perméabilité de 0,05 mD, il faudrait forer presque 10 puits non stimulés dans la formation pour drainer 100 acres sur la même période de 3 ans. Mais avec un traitement de fracturation hydraulique de 500 pieds dans ce réservoir à 0,05 mD, la production cumulée sur 3 ans est augmentée pour rejoindre le niveau d’un réservoir équivalent de 0,5 mD (ceci ne veut pas dire que la fracturation hydraulique devrait être simulée comme une augmentation de la perméabilité équivalente du réservoir, mais plutôt comme une augmentation du rayon équivalent des puits de forage). Par conséquent, la comparaison économique repose sur la différence de coût entre le forage de 4 à 5 puits supplémentaires (non stimulés) et la réalisation d’un traitement de fracturation optimisé et bien réalisé dans un seul puits pour le même

Sw = 0,20, φ = 8 %, Pi = 5 500 psi Huile et gaz initialement en place = 21 milliards de pieds cubes Production cumulée (Gp) en 3 ans à Pwf = 1 500 psi

k = 0,5 mD ; Gp = 10,9 milliards de pieds cubes k = 0,5 mD avec une fracture de 200 pieds ; Gp = 14,4 milliards de pieds cubes k = 0,05 mD ; Gp = 2,3 milliards de pieds cubes k = 0,05 mD avec une fracture de 500 pieds ; Gp = 9,8 milliards de pieds cubes Tableau 4.6 : Propriétés de la formation de la figure 4.67.

facteur de récupération. D’autres comparaisons ont été établies pour des puits horizontaux stimulés et non stimulés par rapport à des puits verticaux.4 Les considérations économiques sont très simples.

Approche suggérée pour la sélection de puits candidats La méthodologie appropriée pour la sélection de puits en vue d’une fracturation a été abondamment commentée. Quelle que soit l’appellation de la méthodologie, les fondements de la sélection des candidats restent inchangés : I comprendre le potentiel du puits I comprendre l’écart entre la production actuelle et le potentiel du puits I comprendre pourquoi un puits ne produit pas au niveau de son potentiel.

4

81


12 000

toniques s’étendant à des champs entiers. Toutefois, lorsqu’il n’existe ni bonne perméabilité de la matrice ni fracturation naturelle, il faut prendre une décision quant à la possibilité de rendre le réservoir économiquement viable par une stimulation.

50

11 500

40

11 000 30

20 10 000 10

9 500

9 000 0

0,5

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0 2,0

Rendement, %

Pression de fracturation, psi

10 500

Pression Rendement Figure 4.68 : Analyse de déclin pour le puits A du champ de Rhourde Nouss.

Tout comme pour les diagnostics médicaux, la sélection des candidats dans les puits nécessitant des réparations implique un travail d’investigation pour comprendre complètement les symptômes d’un puits en sous-performance (production réduite, changement du taux de déclin, etc.) et les conditions qui pourraient provoquer les symptômes (mécanismes d’endommagement), puis pour prescrire le traitement donnant les meilleurs résultats.5,6,7 Pour les emplacements des nouveaux puits, il s’agit de comprendre le potentiel de croissance (donné dans l’exemple précédent) de la fracturation et l’impact sur le développement du champ. Par définition, la stimulation est un acte qui ramène une réponse souhaitée (à savoir la production de pétrole ou de gaz). La réussite d’une stimulation ou d’une fracturation hydraulique ne consiste pas simplement à réussir à pomper tout le matériau dans la formation, mais plutôt à réaliser l’accroissement de production souhaité prédit avant le traitement. Par conséquent, le défi consiste frontalement à caractériser correctement le réservoir et à choisir la méthode appropriée pour optimiser la conception du traitement.

4

Les réservoirs tight sont en outre classifiés en conventionnels et non conventionnels. Pour les besoins de la comparaison dans l’étude de cas qui suit, un réservoir tight conventionnel peut être défini simplement comme un réservoir situé dans un environnement à faible porosité présentant des paquets en nappes de grains de sable finement classés. La porosité peut être davantage réduite par une migration d’eau et un dépôt d’argile dans les espaces interstitiels. Cependant, la perméabilité est relativement régulière à l’intérieur de ces paquets qui peuvent couvrir des dizaines à des centaines de mètres d’épaisseur nette. Les réservoirs tight inhabituels de l’Algérie présentent une image beaucoup plus complexe. Dans ces environnements turbides se trouve souvent une stratification mince (1 à 5 m) de grès relativement propres pris en sandwich entre des intervalles silteux/argileux d’épaisseur nette sensiblement égale, ceux-ci comprenant l’intervalle productif brut à stimuler. Cette combinaison rend difficiles l’interprétation des diagraphies de base et la création de profils de contrainte. La formation gréseuse de quartzite dans l’Ordovicien de Hamra d’Algérie peut être classifiée comme un réservoir tight conventionnel présentant une perméabilité fortement augmentée par la présence de fractures naturelles. La formation varie en profondeur entre 2 000 m et 5 000 m. Ces réservoirs épais sont caractérisés par de forts gradients de fracturation (atteignant souvent 0,9 psi/pied), un grand réseau de fracturation naturelle et des profils de contrainte hétérogènes. Les premières tentatives pour fracturer ces formations ont échoué de façon répétée. Ces échecs sont attribués à une combinaison d’analyse et de diagnostic grossiers des problèmes inhérents à ces réservoirs, de manque d’outils pour les caractériser de façon adéquate et, par la suite, d’une approche inefficace pour atténuer le risque de colmatage associé à ces difficultés. Les études de cas qui suivent illustrent les difficultés à affronter dans les réservoirs tight, tant conventionnels que non conventionnels. Les premières approches dans les réservoirs tight conventionnels ont abouti à des succès en production, davantage en raison du potentiel du réservoir par la fracturation naturelle que de la compréhension et de la caractérisation du réservoir. Toutefois, lorsque la complexité du réservoir augmente, des succès réguliers sont obtenus par une approche systématique de l’investigation et du diagnostic des réservoirs et par la capacité à lier ensemble de nombreux brins d’information pour former une image cohérente du réservoir.

Fracturation dans les réservoirs tight

Rhourde Nouss – réservoir tight conventionnel avec une fracturation naturelle Géologie et réservoir

Pendant des décennies, l’essentiel de la production en Algérie a été extrait de réservoirs de perméabilité modérée à élevée. Même dans les réservoirs à plus faible perméabilité, la production a été fortement augmentée par la fracturation naturelle causée par des contraintes tec-

Le champ gazier de Rhourde Nouss est situé sur le bord oriental de l’éperon d’Amguid à 250 km au sud–sud-est de Hassi Messaoud (Algérie). Le champ compte 13 structures et jusqu’à 10 horizons productifs, dont les plus importants sont les dépôts fluviatiles du Trias et les dépôts marins peu profonds de l’Ordovicien (grès quartzitiques de Hamra). Dans les quartzites de Hamra, le

82


réservoir se trouve à une profondeur de 3 000 à 4 000 m et est constitué de roche peu perméable (0,3 à 0,5 mD de perméabilité et 2 à 5 % de porosité). Composé de quartzites et de grès quartzitiques, le réservoir est relativement homogène et naturellement fracturé dans certaines zones. Le grès est épais de 200 à 250 m. La teneur en condensat du gaz varie entre 250 et 315 g/m3 et il contient environ 80 g/m3 de gaz propane liquide (GPL). La production de gaz dans les quartzites de Hamra à Rhourde Nouss a été sensiblement améliorée par l’utilisation de la stimulation par fracturation hydraulique. Le puits A a été fracturé pour évaluer le potentiel de production du grès quartzitique de l’Ordovicien. Avec l’amélioration globale de la production de gaz, les efforts d’ingénierie se sont concentrés sur les activités de complétion des puits de forage et l’amélioration de la stimulation. La productivité élevée observée dans le puits A suite aux traitements réussis de fracturation hydraulique a ouvert la voie à des investissements supplémentaires dans le champ de Rhourde Nouss. Le principal objectif du puits A, foré en 1995, était d’atteindre le réservoir du Trias et d’évaluer le réservoir dans les quartzites de Hamra. La hauteur brute de la formation était estimée à 100 m à partir de diagraphies composites, avec une perméabilité de 0,25 mD. Des diagraphies en trou ouvert ont indiqué une porosité de 3 % avec une saturation en gaz de 98 %. La pression de formation a été évaluée à 5 800 psi.

tement de fracturation suivant, un traitement d’étalonnage a été effectué, qui a consisté à pomper 25 000 gallons de gel réticulé – à un facteur de rendement retardé à haute température (HTD) de 140 au lieu du facteur de rendement de 135 HTD utilisé lors de la première tentative – pour déterminer la pression de fermeture et estimer le rendement du fluide. À partir de l’analyse du test de calibrage de la première tentative de fracturation, une pression de fermeture de 9 300 psi a été estimée. Une plus grande pression de fermeture de 10 350 psi (correspondant à un gradient de fracturation de 0,88) a été déterminée à partir du test de calibrage de la deuxième tentative (fig. 4.68). La valeur plus élevée de la contrainte a été jugée plus représentative. L’efficacité de fluide qui en a été déduite était de 15 %. Une mesure de température a été enregistrée après le test de calibrage en vue de l’estimation de la hauteur de fracturation et pour ajuster les paramètres de simulation (fig. 4.69).

Température du puits 107 Gamma ray

Dans le projet d’origine, le réservoir dans les quartzites de Hamra n’était pas considéré comme l’objectif principal du puits. En fait, il a été complété avec un matériau mixte de crépine de 4 pouces 1⁄2 x 5 pouces pour isoler la zone supérieure et relier les fractures au puits de forage, afin d’éviter des coûts supplémentaires de stimulation. La production à partir de la crépine a été reliée à la surface par packer et tubing de 4 pouces 1⁄2. Tous les paramètres ont été évalués séparément afin de construire un modèle cohérent pour l’analyse des traitements de fracturation et d’aligner le procédé de stimulation sur la stratégie globale de développement du champ.

0

MD (gAPI) 150 (m)

X 500

(°C)

127

Température du puits 113

(°C)

123

Diagraphie de température du puits (échelle agrandie)

X 550

Traitement de fracturation Le puits A a soulevé plusieurs interrogations lors de la planification du traitement de fracturation hydraulique : I Le réservoir avait été stimulé par une complétion avec crépine sur un intervalle ouvert de 204 m. I Le puits présentait un fort gradient de contraintes de fracturation. I Le puits présentait de sérieuses limites d’intégrité. I La pression au fond était difficile à calculer car le packer de production était placé à 1 000 m au-dessus du réservoir. Autrement dit, le calcul de frottement de pression pendant le pompage était fonction des diamètres d’intervalle du tubing de 4 pouces 1⁄2 et du tubage de 7 pouces. Début 1998, une tentative de fracturation du puits a échoué du fait d’un screenout (bourrage) précoce, qui a nécessité la mise en place de 18 650 livres d’agent de soutènement 20/40 à haute résistance dans la formation avec une concentration finale de 4,56 livres/gallon au niveau du puits de forage. L’échec a été attribué à une faible efficacité du fluide et à des restrictions au niveau de perforation. Après avoir re-perforé le même intervalle et pour optimiser le trai-

Crépine supérieure X 600

X 650

X 700

Corps principal fracturé Figure 4.69 : Thermométrie du puits A du champ de Rhourde Nouss.

4

83


La hauteur de fracturation a été estimée à 100 m (fig. 4.69). Le tableau 4.7 présente les critères de conception du traitement de fracturation pour le puits A.

Rembourrage Phase de bouillie

80 000 gallons Rampe 1 1 500 gallons avec agent de soutènement 20/40 à haute résistance de 0,5 livre/gallon Rampe 2 5 000 gallons avec agent de soutènement 20/40 à haute résistance de 0,5 livre/gallon

Un rembourrage à 75 % a été conçu pour assurer la mise en place de l’agent de soutènement. Un screenout s’est produit lorsque la concentration à 4 livres a pénétré dans la formation, ce qui pourrait indiquer une largeur de fracture insuffisante résultant d’une hauteur de fracture excessive et/ou de la présence de fissures naturelles.

Rampe 3 6 000 gallons avec agent de soutènement 20/40 à haute résistance de 2 à 4 livres/gallon Rampe 4 5 150 gallons avec agent de soutènement 20/40 à haute résistance de 4 à 6 livres/gallon Rampe 5 4 850 gallons avec agent de soutènement 20/40 à haute résistance de 6 à 8 livres/gallon Rampe 6 4 600 gallons avec agent de soutènement 20/40 à haute résistance de 8 à 10 livres/gallon

Un screenout prématuré est survenu alors que 60 750 livres seulement d’agent de soutènement 20/40 à une concentration de 7 livres/gallon avaient été mises en place dans la formation. Au total, 127 000 livres d’agent de soutènement ont été pompées (fig. 4.70).

Rampe 7 500 gallons avec agent de soutènement 20/40 à haute résistance de 10 livres/gallon Total prévu de l’agent de soutènement 20/40 à haute résistance : 131 000 livres Tableau 4.7 : Critères de conception du traitement de fracturation pour le puits A.

Simulation après l’opération

20 000

45

18 000

40

16 000

35

14 000

Résultats en production

12 000

L’essai de production après fracturation a démontré l’efficacité de la stimulation. La figure 4.71 présente les résultats d’essais de production du puits avant et après fracturation. Bien que le traitement de fracturation ait abouti à un screenout, la production a sensiblement augmenté.

10 000

Conclusions La principale préoccupation lors de la sélection d’emplacements de forage dans les réservoirs tight des quartzites de Hamra est l’étendue des fractures naturelles, qui influence le potentiel de production davantage que ne le fait la nature de la roche réservoir. La réussite des opérations de fracturation hydraulique dans ces réservoirs a

4

donc été la conséquence de l’application de procédures de préparation des puits et de collecte des données qui permettent à l’ingénieur de stimulation de concevoir des opérations dans des situations non idéales (croissance de la hauteur des fractures, existence de fractures naturelles et forts gradients de contrainte). Bien que les fractures naturelles rendent les traitements plus difficiles à mettre en place, elles sont également la cause d’une production accrue.

84

30 25 20

8 000

15

Pression, psi

6 000 4 000

10

2 000

5

0

0 15:36:00

16:04:48

16:33:36

17:02:24

Heure, hh:mm:ss Pression de traitement Pression de fond Pression d’annulaire, train de 7 pouces Pression d’annulaire, train de 9 5⁄8 pouces Débit de bouillie Concentration d’agent de soutènement Concentration d’agent de soutènement au fond Figure 4.70 : Traitement principal de fracturation du puits A.

17:31:12

18:00:00

Débit, barils/min et concentration d’agent de soutènement, ppa

Encore une fois, il n’a pas été possible de prédire l’issue du principal traitement de fracturation en utilisant les paramètres du test de calibrage. Le coefficient de filtration a dû être multiplié par 2, passant de 9 x 10-3 pieds/min1/2 à 18 x 10-3 pieds/min1/2, pour prédire une augmentation raisonnable de pression nette qui puisse expliquer le bourrage. Les causes les plus probables de l’interruption précoce étaient : I la croissance excessive de la hauteur des fractures I la faible largeur des fractures qui en a découlé I l’existence de fractures naturelles I le fort gradient de contrainte.


4 500 4 000 3 500 Pression en tête de puits, psi

3 000 2 500 2 000 1 500 1 000 500 0 100 000 Débit de gaz,

200 000 m3

300 000

400 000

500 000

600 000

700 000

STD/jour

Juill. 97 avant frac. Oct. 97 avant frac. Août 98 après frac. Août 00 après frac.

La formation F6-1du Siegenien – une formation tight non conventionnelle

Figure 4.71 : Essais de production avant et après fracturation sur le puits A du champ de Rhourde Nouss.

Sw

VCL (%) 100 Gamma ray 0 (gAPI) 150

MD (m)

Perforations Lithologie

Contrainte lithostatique Volume d’argile

0

Par conséquent, le principal bénéfice des opérations de fracturation vient probablement de la connexion de la fracturation hydraulique à des fractures préexistantes à l’intérieur du réservoir, ce qui compense les faibles propriétés pétrophysiques des quartzites de Hamra. La plupart des puits complétés dans les quartzites de Hamra ont été fracturés hydrauliquement à l’aide de liners cimentés et de fluides d’annulaire à haute densité, car cela s’est avéré être le procédé le plus efficace pour accélérer la production à partir de ces formations.

101 382

Porosité

(kPa) 110 902 Module de Young UCS

30 000

7 719 (GPa) 33 857

Contrainte in situ 30 000

(kPa) 100 000 0

X 205 X 210


(kPa) 190 000 Coefficient de Poisson (----)

(%)

0

Saturation en eau 0,5 100

(%)

0

Le succès dans une formation tight non conventionnelle repose à parts égales sur la capacité opérationnelle à réaliser les objectifs et sur des résultats de production justifiant les dépenses. L’étude de cas qui suit se penche sur les tentatives de stimulation dans un réservoir tight non conventionnel du champ de Menzel Ledjmet, où des contraintes tectoniques ajoutent à la difficulté d’analyser correctement les données de pression et ont un impact sur l’exploitation du réservoir. Dans cette étude, une analyse PowerSTIM, dans laquelle l’accent a été mis sur la géomécanique, a servi à caractériser les paramètres de fracturation du réservoir.

X 215 X 220 X 225 X 230 X 235 X 240 X 245 X 250 X 255 X 260 X 265 X 270 X 275 X 280 X 285 X 290 X 295 X 300

Figure 4.72 : Interprétation géomécanique de la formation F6-1.

Screenout prématuré Les traitements de stimulation dans les formations gazéifères tight stratifiées sont sujets à des screenouts précoces en Algérie (et en Tunisie, car l’orientation de la formation se prolonge au-delà de la frontière). On pense souvent que les screenouts précoces sont dus à des complications au voisinage du puits de forage associées à la tortuosité. De nombreux opérateurs, confrontés à la difficulté opérationnelle de stimuler ces réservoirs, ont la tâche délicate de décider si la production peut être ou non efficacement renforcée. Bien souvent, ces réservoirs ne passent jamais de la catégorie des réserves probables à celle des réserves prouvées. Pire encore, il se peut qu’aucune tentative de stimulation ne soit jamais effectuée compte tenu du résultat médiocre des tentatives faites dans le passé par d’autres opérateurs. Dans les deux cas, de grandes quantités d’hydrocarbures sont abandonnées.

4

85


la formation. Environ 23 barils de fluide ont été injectés dans la formation pendant la première période qui a été suivie d’une période de déclin de pression d’environ 271 min (4,5 heures). La figure 4.74 montre que la pression maximale admissible pour le traitement de 10 000 psi a été atteinte à un débit de pompage de moins de 4 barils/min. L’analyse initiale de ces données a été effectuée en novembre 2005 et a donné les résultats suivants, basés sur l’analyse diagnostique du déclin de pression et de la fonction caractéristique de déclin représentée (en rouge) sur la figure 4.75 :

16 000

10,00

8,00 12 000

Pression et débit de rupture 6,00

8 000

4 000 Pression, psi

2,00

0

0

5,0

10,0

0 20,0

15,0

Débit, barils/min

4,00

Temps de traitement, min Pression de traitement Pression de fond Débit de bouillie Figure 4.76 : Essai de rupture sur le puits B.

16 000

1 500 Couche 3

15 000

1 300 1 100

Couche 2

14 000

900 13 000

700 500

12 000

300 11 000

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

G dP/dG, psi

Pression, psi

Couche 1

ISIP (pression instantanée de fermeture) en surface = 9 213 psi I pression de fermeture au fond = 12 991 psi I pression nette = 2 298 psi I rendement du fluide = 0,34. I

Un examen plus poussé de cette analyse a révélé plusieurs incohérences. Dans le choix de la pression de fermeture, la valeur correspond à un rendement de fluide relativement faible (0,34) et les fuites totales sont plus faibles avant la fermeture qu’après celle-ci (ce qu’indique la signature concave dans le déclin de pression). L’examen des données d’injection initiales a montré que la rupture de la formation se produisait à environ 1,3 baril/min (fig. 4.76). Cette analyse est en accord avec les données présentées dans l’introduction de ce chapitre. Une deuxième analyse a été effectuée à l’aide du diagnostic avec fonction G de superposition (fig. 4.77).8 Cette analyse a identifié trois couches distinctes, comme le montre la signature linéaire de souplesse des fractures du tracé de G dP/dG. Il a été estimé que la fermeture de la couche 1 survenait à une pression de 13 696 psi au fond. La fermeture de la couche 2 a été observée à une pression de fond de 12 148 psi. La fermeture de la couche 3 n’a pas été observée, car le signal de diagnostic ne s’est jamais écarté de la souplesse des fractures pendant la période de surveillance. Par conséquent, après 4,5 heures de surveillance, il n’existait aucun indice concret de fermeture des fractures. Ceci a encore été corroboré par l’observation de pressions de pompage plus élevées à des débits de pompage inférieurs pour la deuxième injection. La fracture était toujours à l’état ouvert et la pression nette a été immédiatement obtenue en raison de fuites de fluide extrêmement faibles. Cependant, comme l’intervalle de perforation couvrait de multiples types de lithologie, il était difficile de savoir avec certitude quelles couches correspondaient à celles identifiées dans le diagnostic de pression sans prélèvements directs à l’aide de l’outil MDT.

Fonction temporelle G de Nolte Dérivée de la pression G dP/dG Pression Figure 4.77 : Analyse de déclin révisée du puits B.

4

87


de 2 heures. La deuxième injection a consisté à pomper à des débits approchant 18 barils/min et à déplacer une combinaison de gel linéaire et de gel réticulé dans la formation avant une fermeture d’environ 1,5 heure pour analyser le déclin. Une augmentation sensible des pressions de pompage comme de l’ISIP a été observée entre les première et deuxième injections. En raison d’une marge de pression insuffisante pour achever le traitement, l’opérateur a décidé d’annuler le traitement de fracturation sur ce puits. L’historique pression/débit des injections est représenté sur la figure 4.79. L’analyse initiale effectuée sur ce puits pendant les essais d’injection de 2005 a identifié deux points de fermeture (14 150 psi et 13 500 psi), tous deux largement à l’intérieur de la période de pression affectée par des fuites sensibles

Sw CGR-SGR VCL

Une tentative pour fracturer ce puits n’a pu être menée à son terme du fait d’une communication de fluide découverte pendant l’analyse du DataFrac effectuée après cette évaluation.

Puits C Sur la base des constatations de la première évaluation, l’opérateur a décidé de revisiter la tentative infructueuse effectuée sur le puits C en novembre 2005. La formation F6-1 dans le puits C contient un plus grand paquet de grès que dans le puits B (fig. 4.78). Elle est perforée au sommet du grès et ne semble pas recouvrir d’intervalles argileux. Bien que les données soniques utilisées pour calculer un profil de contrainte aient présenté des manques au niveau de la couche supérieure de confinement, on s’attendait à ce que la contention soit bien meilleure dans ce puits de forage du fait des paquets de grès et d’argile plus épais, en termes relatifs. Ceci a été confirmé par la pente positive de la réponse en pression observée dans les deux injections. L’analyse du DataFrac a été effectuée sur le puits C en novembre 2005 en prévision d’un traitement de fracturation. Comme pour le puits B, l’analyse a consisté en deux périodes d’injection et de déclin. La première injection a consisté à pomper de l’eau de formation à des débits approchant 12 barils/min avant une période de fermeture

4

88

0

(%) 100 Gamma ray

0 (gAPI) 150

MD (m)

Perforations Lithologie

L’aspect le plus significatif de ce cas était la quantité de pression nette générée pendant la période du test DataFrac. La nouvelle interprétation a donné 3 000 psi de pression nette (comparés à l’estimation d’origine de 2 290 psi). Cependant, comme le profil de contrainte de base non recalé (fig. 4.72) faisait apparaître un faible confinement, cette quantité de pression nette entraînerait normalement la croissance incontrôlée de la fracture hors de la zone. Au contraire, la hauteur de fracture aurait dû être confinée dans un très court intervalle pour corroborer la pression nette observée. Aussi les décideurs ont-ils été amenés à remettre en question le profil de contrainte développé à partir des données soniques ou le concept même de la propagation des fractures dans les formations stratifiées. Ces hypothèses ont encore été mises à l’épreuve dans la deuxième étude de cas.

Porosité Module de Young 7 719 (GPa) 33 857


Gradient de fermeture 14 848 (kPa/m) 21 651 0

Coefficient de Poisson

(%)

0

Saturation en eau 0,5 100

X 135 X 140 X 145 X 150 X 155 X 160 X 165 X 170 X 175 X 180 X 185 X 190 X 195 X 200 X 205 X 210 X 215 X 220 X 225 X 230 X 235 X 240 X 245

Figure 4.78 : Interprétation géomécanique à partir de diagraphies du puits C.

(%)

0


à la pression (fig. 4.80) et représentant un rendement de fluide inférieur à 0,5. Ce qui n’a pas été identifié à l’époque, mais est actuellement observé, est la signature d’une fracture ouverte, manifeste à travers le reste du déclin de pression après ces sélections de fermeture.

16

15 000 13 000

12

11 000 8

Pression, psi

4 7 000 5 000

100

200

0

300

Débit, barils/min

9 000

Temps, min

Approche révisée

Pression de fond Débit Figure 4.79 : Essai d’injection dans le puits C.

14 200

2 000

13 800

1 600

Période de fuites 13 000 sensibles à la pression

800

12 600

400

0

1

2

0

3

G dP/dG, psi

Pression, psi

1 200

Période de souplesse des fractures

13 400

12 200

Fonction temporelle G de Nolte Dérivée de la pression G dP/dG Pression Figure 4.80 : Réévaluation du premier essai d’injection mené sur le puits C courant 2006.

15 400

1 000

Période de fuites sensibles à la pression

Pression, psi

800

Période de souplesse des fractures

600

14 200

400

13 800

200

13 400

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

0

Fonction temporelle G de Nolte Dérivée de la pression G dP/dG Pression

G dP/dG, psi

15 000 14 600

Par conséquent, à des pressions supérieures (allant du déclin d’injection 1 à 2), une amplification de cette sensibilité à la pression a été observée (fig. 4.81). Aux débits de pompage et pressions inférieurs, en revanche, une fracture nette a été créée et facilement propagée.

Étant donné la signature claire de souplesse des fractures dans les tracés de diagnostic et le confinement des fractures mis en évidence par la pente positive de la pression en fonction du temps (pendant le pompage) pour les deux injections, il y avait, dans la réévaluation des données, abondance d’indices selon lesquels une fracture était créée et maintenue dans les deux périodes d’injection. Par ailleurs, en accord avec la première étude, la fermeture de la fracture principale n’a pas été observée durant la première période de déclin, qui présente la plus basse pression de déclin des deux périodes d’injection. Donc, par défaut, une fermeture pendant la deuxième injection serait inattendue, et seule une amplification de la signature sensible à la pression, du fait de la pression de traitement élevée, serait prévisible. Compte tenu du niveau de pression nette observé dans les deux puits, la largeur de la fracture principale était de moindre importance. La préoccupation majeure était l’impact qu’auraient les fuites sensibles à la pression (ou la tortuosité) sur la propagation des fractures. Aussi la refonte comprenait-elle les étapes clés suivantes : I injection par échelons décroissants (sans période de déclin) pour déterminer le niveau des effets de proximité du puits de forage ; I bouchon d’agent de soutènement pour réduire ces effets et encourager l’étranglement aux bouts des fractures ; I réduction du débit de pompage nominal pour minimiser encore davantage la croissance en hauteur et les fuites sensibles à la pression.

Figure 4.81 : Réévaluation du deuxième essai d’injection mené sur le puits C courant 2006.

4

89


Résultats Là où le traitement DataFrac d’origine avait échoué, le premier traitement de fracturation réussi, avec le soutien du PowerSTIM, a été pompé dans la formation F6-1. Le traitement a été conçu pour être pompé à près de 50 % du débit du traitement DataFrac d’origine (8 à 11 barils/min comparés à 18 barils/min), mettant en place plus de 100 000 livres d’agent de soutènement dans la formation avec une concentration maximale d’agent de soutènement de 8 ppa. Les résultats sont présentés sur la figure 4.82.

les obstacles. Par exemple, un choix incorrect de pression de fermeture de la formation conduit à une sous-estimation de l’efficacité du fluide, à un usage excessif du rembourrage, à des temps de fermeture excessifs et à un positionnement inefficace des fractures. Dans des cas extrêmes, comme on l’a montré plus haut, une mauvaise sélection peut exclure la capacité à fracturer le réservoir du fait de limitations de pression et de préoccupations concernant la propagation des fractures (c’est-à-dire les fractures horizontales). Les réservoirs de gaz tight constituent le prochain horizon important pour l’industrie pétrolière et gazière. Toutefois, les réservoirs non conventionnels nécessitent une méthodologie complète pour évaluer correctement leurs caractéristiques (de la capacité d’écoulement à la géomécanique) et leur aptitude à la production.

Résumé 20 000

Les hypothèses formulées lors de l’analyse diagnostique guident les actions qui seront entreprises pour surmonter

4

90

14,00

Échelons décroissants pour déterminer le niveau actuel des effets de proximité du puits

12,00

15 000

10,00 8,00

10 000 6,00

Bouchon d’agent de soutènement pour stopper la croissance verticale

4,00 2,00

0 100,0

150,0

200,0

250,0

0 300,0

Temps de traitement, min Pression de traitement Pression de fond calculée Débit de bouillie Concentration d’agent de soutènement, ppa (livres d’agent de soutènement ajoutées) Concentration d’agent de soutènement au fond Figure 4.82 : Traitement de fracturation sur le puits C.

Débit, barils/min

5 000 Pression, psi

Ces deux études de cas montrent l’impact de l’ingénierie et de l’analyse en profondeur sur l’élaboration d’une image claire d’un réservoir afin de concevoir des traitements de fracturation efficaces dans les réservoirs tight. Parmi les types de réservoirs rencontrés en Algérie, le réservoir tight non conventionnel présente le plus grand défi à la fois pour la caractérisation et l’exploitation. La stratification des réservoirs, l’épaisseur des couches et la stratégie de complétion jouent un rôle important dans les caractéristiques de propagation des fractures. Celles-ci vont de la présence de tortuosité et de fuites sensibles à la pression aux pressions nettes et de pompage élevées.


Surveillance de la fracturation hydraulique par StimMAP Mesure directe de la géométrie des fractures hydrauliques Des événements microsismiques déclenchés par les traitements de stimulation sont détectés et localisés dans l’espace 3D par rapport au puits en cours de traitement. Cela permet la reconstitution exacte des emplacements, de la géométrie et des dimensions des systèmes de fractures hydrauliques à mesure qu’ils sont créés (fig. 4.P), aidant ainsi à assurer un positionnement optimal des fractures hydrauliques et un développement amélioré du réservoir. Puits de traitement

Puits d’observation

Récepteurs Événement microsismique

Partage de données en temps réel Les ingénieurs se trouvant au puits d’observation ou de traitement peuvent communiquer entre eux à l’aide de la surveillance et de l’acheminement de données en temps réel par InterACT, un service de transmission de données basé sur le Web. Des locaux distants peuvent être inclus dans la boucle de communications, rendant les données instantanément accessibles pour le traitement et l’interprétation (fig. 4.Q). Dans l’ensemble, les enseignements tirés du service StimMAP permettent aux opérateurs d’optimiser les coûts de stimulation des puits et fournissent un aperçu des opportunités de forages nouveaux et intercalaires.

Réservoir


Figure 4.P : L’observation microsismique utilise des capteurs multi-composants sensibles pour surveiller les puits et enregistrer des événements microsismiques ou des émissions acoustiques (EA) provoquées par le cisaillement de la roche pendant les traitements de fracturation hydraulique. Les données microsismiques sont alors traitées pour déterminer la distance et l’azimut du récepteur à l’EA et la profondeur de l’EA.

Acquisition et traitement Les données microsismiques pour les services StimMAP sont acquises à l’aide de l’imageur sismique polyvalent multi-satellites VSI (fig. 4.Q). Pour créer le modèle de vitesse nécessaire à l’analyse et au traitement des données microsismiques, un relevé de modélisation de vitesses étalonné sismiquement est réalisé dans un puits d’observation voisin où est positionné l’outil VSI pour l’acquisition des données StimMAP. Ce relevé sismique dans le trou de sonde est réalisé avant la fracturation, habituellement avec un camion vibrosismique comme source acoustique de surface.

Figure 4.Q : Illustration infographique d’une fracturation hydraulique créant des événements microsismiques (mini-tremblements de terre) qui sont détectés et localisés par l’outil VSI dans un puits d’observation.

Traitements améliorés Les données VSI peuvent être traitées sur site pour générer une image 3D du système de fractures, donnant l’opportunité de concevoir à nouveau le traitement de stimulation des étapes suivantes. De plus, la comparaison de la fracturation réelle cartographiée par le service StimMAP avec le modèle issu du logiciel FracCADE de conception et d’évaluation de la fracturation (fig. 4.R) fournit des informations utiles pour améliorer les traitements à venir.

Figure 4.R : Les événements microsismiques créés au cours de la fracturation hydraulique peuvent être comparés aux prédictions de fracturation hydraulique issues de FracCADE.

4

91

Séfar (tassili des Ajjer). Période des Bovidiens noirs. Tribu en déplacement. Les bœufs transportent les femmes et les enfants, ainsi que différents ballots; des archers progressent à l’avant, l’arc à la main, prêts à défendre le groupe contre toute attaque.

4

92


94

4

93


Géomécanique pour le management des réservoirs Tout massif rocheux est soumis à un état de contrainte que les activités de forage peuvent perturber aux abords du puits, ce qui peut conduire à une fragilisation de la roche et donc à une instabilité des puits lors des opérations de forage ou en cours de production. D’autres activités pratiquées au cours du cycle de vie d’un champ peuvent provoquer des variations de pression interstitielle et de température à l’intérieur du réservoir, ce qui tend à modifier les contraintes agissant à une certaine distance du puits. Ces variations de contraintes affectent non seulement le réservoir, mais également les formations adjacentes, sous-jacentes (underburden) et les terrains de recouvrement (overburden) jusqu’à la surface (fig. 4.83). De telles variations peuvent être provoquées par la production d’hydrocarbures à partir du réservoir ou l’extraction d’eau à partir d’aquifères. Elles peuvent également résulter de l’injection de gaz, d’eau ou de vapeur dans le réservoir pour contribuer à la récupération et à la production ; de l’injection d’eaux usées dans d’autres couches ; de la réinjection de déblais, résidus en bouillie ou de CO2 à des fins d’élimination ; et du stockage souterrain de gaz ou d’eau. Les conséquences de ces variations de contraintes comprennent des déformations de la roche, des variations des propriétés de la roche, une rupture de la roche et un glissement des failles et des fractures. Ces effets peuvent être suffisamment sensibles pour dominer la réponse du réservoir, affecter les mesures sismiques 4D, compromettre l’intégrité des champs et des puits ou avoir un impact sur les opérations ultérieures de forage et de production (fig. 4.83). La géomécanique est une discipline qui a pour but de comprendre et de quantifier ces variations et leurs effets afin d’optimiser les pratiques de développement des réservoirs et de gestion des champs. Si l’on n’en tient pas compte, ces effets peuvent provoquer un certain nombre de phénomènes indésirables qui peuvent avoir un impact défavorable sur l’exploitation des puits et des champs ainsi que sur la durée de vie des gisements et leur viabilité économique.

Le principal effet de la diminution de la pression du réservoir est l’augmentation des contraintes effectives agissant sur la roche, ce qui tendrait normalement à comprimer le réservoir dans toutes les directions. Comme un important retrait latéral d’un réservoir n’est pas réaliste, toute déplétion d’un réservoir doit s’accompagner d’une réduction des contraintes horizontales de telle sorte que le réservoir maintienne plus ou moins ses dimensions latérales d’origine (fig. 4.84). Ces variations de contraintes liées à la production affectent tous les réservoirs en cours de déplétion, y compris les formations compétentes et rigides typiques de l’Algérie et particulièrement du champ de Hassi Messaoud. Inversement, des augmentations de pression interstitielle dues à une injection peuvent se traduire par des augmentations des contraintes horizontales dans la couche d’injection de telle sorte que la roche ne gonfle pas vers l’extérieur (fig. 4.84) et, là encore, cet effet se produit aussi bien dans les formations rigides que tendres. En revanche, à moins que le terrain immédiatement susjacent ne soit en mesure d’agir comme un pont et de supporter une partie du poids de la roche de recouvrement (ce qui arrive parfois), la contrainte verticale totale agissant sur le réservoir reste quasiment constante et égale au poids des terres de recouvrement. Lorsque des fluides froids sont injectés dans un réservoir à des fins de maintien de la pression ou de récupération assistée de l’huile, ils refroidissent la roche en dessous de sa température ambiante. La tendance normale serait que la roche se contracte thermiquement dans toutes les directions, mais là

Figure 4.83 : La déplétion, l’injection et les variations de température au cours de l’exploitation d’un

Variations des pressions et des températures des réservoirs

champ peuvent conduire à des variations de contraintes dans le réservoir et les formations environnantes tout au long de la vie du champ. Ces variations de contraintes ont un impact à la fois sur les puits et sur le comportement global du champ, affectant l’instabilité des trous de forage des puits intercalaires (infill wells), la stimulation des puits, la stabilité des complétions, l’intégrité de la roche

Définir les variations de pression interstitielle qui se produisent dans une formation constitue le premier pas vers la compréhension de certains effets associés à la déplétion.

4

94

couverture et l’étanchéité des failles, la compaction des réservoirs, la topographie de surface, l’intégrité du tubage et des puits, le comportement des fractures, les performances des réservoirs, la productivité des puits, et les réponses sismiques 4D.


encore une certaine réduction des contraintes horizontales va se produire, de sorte que le réservoir ne rétrécit pas latéralement. Bien que le refroidissement dans la zone d’injection soit dû à un flux de chaleur convectif tandis que le front de fluide la traverse, un flux de chaleur et un refroidissement supplé-

Concentration de σh Zone en déplétion

Contraintes lointaines

Trajectoires de contrainte σh

σh le long du puits Nouvelle σh Initiale σh

Augmentation de contrainte au-dessus du réservoir Réduction de contrainte dans le réservoir

Variation des contraintes horizontales avec la déplétion

Région de σh réduite Roche couverture

Zone pressurisée Initiale σh

Fracturation potentielle

Nouvelle σh

Variation des contraintes horizontales avec l’injection Figure 4.84 : La déplétion d’un réservoir conduit à une réduction de ses contraintes horizontales et parfois à une variation de la contrainte verticale (lithostatique ou poids des terrains) au sommet du

mentaires par convection se produisent dans les couches situées immédiatement au-dessous et au-dessus de l’intervalle d’injection. Par conséquent, les couches adjacentes au réservoir connaissent également des réductions de contraintes induites par le refroidissement, bien qu’elles ne subissent pas nécessairement de variations de pression ou d’exposition à l’injection de fluide. Lorsque de la vapeur ou de l’eau chaude est injectée dans un réservoir au cours d’opérations de récupération thermique, les roches tendent à subir une dilatation thermique. Comme elles sont confinées latéralement par la roche environnante, l’effet contraire se produit dans les zones d’injection et les couches qui les délimitent – c’est-à-dire que leurs contraintes horizontales tendent à augmenter. Bien que la compaction puisse normalement être associée à des formations poreuses tendres, ces contraintes d’origine thermique sont les plus significatives dans les formations rigides et denses comme celles présentes en Algérie. Une fois que ces variations de contraintes induites par la pression et la température se produisent dans une zone réservoir ou d’injection, des effets résiduels peuvent survenir à l’intérieur des roches immédiatement environnantes. Par exemple, des variations des contraintes dans un intervalle tendent à placer la roche en déséquilibre par rapport à son environnement et aux contraintes régionales agissant à ses limites. Cela se traduit par un transfert correspondant de contrainte entre l’intervalle réservoir ou d’injection et les terrains morts immédiatement susjacents, sous-jacents et parfois adjacents. Autrement dit, un réservoir en cours de déplétion subissant une réduction de contrainte horizontale voit les contraintes horizontales augmenter dans les roches qui l’entourent. Inversement, toute augmentation de contrainte dans une couche (provoquée par une pressurisation ou une injection de vapeur, par exemple) se traduit par une certaine réduction de contrainte au-dessus et au-dessous de celle-ci.

réservoir. En réaction, les contraintes sont transférées aux formations adjacentes de telle sorte que le système reste en équilibre statique avec son environnement. Inversement, une repressurisation locale due à une injection d’eau ou de gaz à haute pression conduit à une augmentation de la contrainte horizontale dans la zone d’injection et à une réduction correspondante de contrainte dans les intervalles adjacents. Cela peut amener la pression sur les fractures dans la roche couverture à dépasser celle des terrains sus et sous-jacents, augmentant le potentiel de rupture de la roche couverture avec perte du potentiel ou du contournement des réserves par le fluide d’injection. Ces variations de contraintes induites par la déplétion et l’injection peuvent également influencer la stabilité des puits et des complétions, la stabilité des trous de forage pour les puits intercalaires (infill wells), la stabilité des failles et des fractures et le comportement des réservoirs.

Si l’étendue de la zone de déplétion ou d’injection n’est pas trop grande et si les formations sus-jacentes sont capables de soutenir les roches sus-jacentes, les variations et les transferts de contraintes peuvent également modifier les contraintes verticales agissant sur la région affectée et ses environs (fig. 4.84). Cela est appelé effet « de voûte » ou « d’arc ». Cependant, à mesure que les zones pressurisées ou en déplétion s’étendent à partir des puits au cours de la vie du champ, ou lorsque les

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zones entourant des puits voisins commencent à interagir, l’effet de voûte peut diminuer et des variations supplémentaires et dépendantes du temps dans les contraintes et les déformations de la roche peuvent survenir.

Chevauchement σ3

15 000

σ1

12 000 t

Pression dans le puits, psi

L’importance de ces variations de contraintes induites par la pression et la température et leur impact potentiel sur le développement des champs, les opérations sur le terrain et la production dépendent des propriétés mécaniques des roches, des fractures et des failles naturelles, et de la façon dont les différents effets se combinent tout au long de la vie du champ.

plé

Dé

9 000

σ2

ion Soutirage en sécurité

6 000 Décrochement σ2 3 000 σ1 0 0

3 000

6 000

9 000

12 000

15 000

σ3

Pression dans le réservoir, psi Normal σ1

Conséquences Les déplacements, déformations et instabilités potentielles qui accompagnent les variations de contraintes induites par la production ou l’injection peuvent être bénéfiques (par exemple, avec des mécanismes de drainage par compaction dans certains réservoirs). Mais généralement, et s’ils ne sont pas pris en compte lors de la planification et du développement du champ, les déformations et les déplacements qui se produisent à l’intérieur d’un réservoir et des formations qui l’entourent peuvent être néfastes au comportement et aux performances du réservoir, aux complétions et aux puits existants et à la réalisation ultérieure de puits intercalaires. Un des effets immédiats de ces variations de contraintes totales et effectives est que les roches, dans le réservoir et ses environs, subissent des déformations, des variations de volume et des mouvements. Ces phénomènes sont le plus prononcés dans les roches tendres et poreuses, et, si le réservoir est compressible et que sa déplétion et les variations de contraintes correspondantes sont significatives, la roche peut céder et se rompre, provoquant d’importantes compactions verticales irréversibles (c’est-à-dire plastiques) et une perte de porosité. Suivant la géométrie, la profondeur et la rigidité du réservoir, de tels mouvements peuvent être dissipés dans les terrains de recouvrement ou transmis à travers ceux-ci et se manifester sous la forme d’affaissements en surface. Un exemple bien connu de déformation irréversible provoquée par une extraction accrue d’eau souterraine est l’abaissement spectaculaire de la surface du sol autour de Venise, en Italie, dans les années 1950 et 1960. Lorsque les puits d’eau ont été fermés et les pressions de fluide en partie rétablies, l’affaissement ne s’est pas résorbé. Un nombre croissant de cas d’affaissement

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σ3 σ2 Figure 4.85 : À mesure qu’un champ s’épuise et que ses contraintes varient, l’ordre des contraintes peut être radicalement modifié de telle sorte que le réservoir évolue d’un régime de contrainte de type failles chevauchantes vers un régime en décrochement et, en dernier lieu, de failles normales. Par conséquent, un type de complétion ou une direction de perforation censés être les plus stables et optimaux au début de la production peuvent en fait connaître une rupture précoce. Dans ce puits horizontal, présentant un régime de contrainte initial de type failles chevauchantes dans le réservoir, des perforations horizontales permettront la plus grande dépression en toute sécurité et une production exempte de solides. Cependant, à mesure que le champ s’épuisera et que les contraintes varieront, les perforations horizontales s’effondreront les premières.

sérieux résultant d’activités pétrolières et gazières ont également été rapportés. L’un des plus anciens a eu lieu sur le champ de Goose Creek (près de Houston aux États-Unis) et a été remarqué pour la première fois en 1918. Plus récemment, des affaissements notables sur le champ de Wilmington en Californie, sur plusieurs champs du lac Maracaibo au Venezuela et sur le champ de Groningen ont provoqué des problèmes écologiques dus au fait que les surfaces au-dessus de ces gisements se trouvent au niveau de la mer ou proches de celui-ci. En mer du Nord, les champs crayeux d’Ekofisk, Eldfisk, et Valhall ont connu des affaissements à un tel degré qu’ils constituaient un risque pour la sécurité et le fonctionnement des plates-formes. Le complexe d’Ekofisk a nécessité plus de trois 3 milliards de dollars (US) en travaux de réparation, sans compter le coût du remplacement et du reconditionnement des puits et des complétions perdus et endommagés. Les mouvements dus aux contraintes sur le champ d’Ekofisk ont en outre été amplifiés par l’injection d’eau, qui constituait une tentative pour maintenir la pression et retarder la compaction, et qui a eu l’effet contraire et regrettable de ramollir la formation et de provoquer une plus grande compaction. Les variations de contraintes et les déformations de la roche peuvent également compromettre l’intégrité des complétions existant à l’intérieur du réservoir et des terrains de recouvrement en les déformant et en les endommageant ou en affectant leur capacité à exclure les solides produits. Des dégâts peuvent se produire dans le réservoir en cours de compaction ou dans les terrains de


recouvrement à mesure que les puits se déforment du fait du développement d’une cuvette d’affaissement et d’éventuels déplacements en cisaillement dans les failles et les plans de stratification peu résistants (en particulier audessus des flancs du champ). Même là où il se produit une compaction du réservoir avec une absence d’affaissement de la surface, les puits peuvent être endommagés par l’étirement qui se produit dans les terrains de recouvrement. Les dégâts et la défaillance des puits sont le plus prononcés dans les champs où les puits et les complétions n’ont pas été conçus pour s’adapter à de telles déformations, mais des analyses géomécaniques et une planification méticuleuses des puits sont la clé de la conception de puits capables de résister à d’importantes déformations du réservoir et des terrains de recouvrement. Les compactions de réservoirs s’accompagnent généralement d’une certaine variation de leur perméabilité, ce qui peut avoir un impact sur les performances et la production d’hydrocarbures au cours de la vie d’un champ. Par conséquent, la compaction ne provoque pas seulement un affaissement de la surface avec tous les coûts de reconditionnement et les ruptures en fond de puits associés, elle peut également dans certains cas constituer un puissant mécanisme de drainage pour la production, qui peut être bénéfique pour le rendement du champ. Dans les deux cas, l’impact économique de la compaction et de l’affaissement peut être énorme si les champs et les puits n’ont pas été conçus pour adapter la réponse géomécanique du champ à la déplétion. Si les contraintes varient dans un environnement en cours de déplétion ou de repressurisation, il en est de même pour les rapports et l’ordre des contraintes verticales et horizontales. Cela peut provoquer des changements alternés du régime de contrainte dans le réservoir entre un régime de failles chevau-

Production

σv = σ1

chantes (σMaximum horizontale > σMinimum horizontale > σVerticale), un régime de décrochements (σMaximum horizontale > σVerticale > σMinimum horizontale), et un régime de failles normales (σVerticale > σMaximum horizontale > σMinimum horizontale) (fig. 4.85). Ce changement de régime de contrainte peut se produire dans des strates résistantes rigides et pas seulement dans des formations tendres et poreuses. En fait, les puits et les complétions sélectionnés comme les plus stables au début des opérations du champ peuvent devenir les moins stables plus tard dans la vie du champ, et sont par conséquent susceptibles d’une rupture précoce. Là encore, des analyses géomécaniques effectuées en temps utile peuvent prédire ces instabilités de telle sorte que les puits soient complétés d’une façon qui peut ne pas être optimale au début de la production, mais qui augmente leur longévité et leur rendement sur le long terme. Les variations de contraintes dans le réservoir peuvent non seulement modifier les propriétés du réservoir et provoquer des déformations et une compaction, mais également provoquer des instabilités et des mouvements des failles et des fractures (fig. 4.86). Là encore, cela peut affecter aussi bien des formations rocheuses peu résistantes que rigides. Si ces mouvements conduisent à une augmentation de perméabilité du réseau de fractures, l’effet global sur le réservoir et la production du champ

Production

σh = σ3 σH > σv

σH > σv σv σH


La réduction des contraintes latérales peut conduire à la mobilisation de failles normales

L’augmentation des contraintes latérales peut conduire à la mobilisation de failles de faible inclinaison ou à du glissement au niveau des strates ou interfaces peu résistantes

Figure 4.86 : Avec la déplétion d’un réservoir, des contraintes horizontales réduites peuvent mener à un mouvement de toute faille normale bordant ou traversant le réservoir. La même chose peut se produire avec les failles normales dans les terrains de recouvrement lorsque l’injection provoque une réduction des contraintes horizontales à l’intérieur des formations voisines. Cela peut se traduire par une perte d’étanchéité de la faille, ce qui pourrait compromettre l’intégrité du réservoir, offrir des chemins d’écoulement au gaz ou au CO2 injecté, ou mener au cisaillement des puits qui traversent les failles. Lorsqu’une ou les deux contraintes horizontales dépassent le poids des terrains de recouvrement, et lorsqu’une repressurisation locale et l’injection provoquent une augmentation des contraintes horizontales dans le réservoir (où la déplétion dans un réservoir fait augmenter les contraintes horizontales dans les formations voisines), des failles de faible inclinaison peuvent plutôt être mobilisées et un glissement peut se produire au niveau des interfaces peu résistantes ou des plans de stratification inclinés. Cela présente également un risque pour les puits traversant ces zones et pour l’intégrité et l’étanchéité des réservoirs. Inversement, tout mouvement d’une faille par ailleurs conductrice provoquant une perte de perméabilité pourrait se traduire par l’isolement d’une unité de réservoir ou d’un bloc de failles par rapport à des intervalles productifs adjacents et aux puits de production existants.

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peut être bénéfique. Cependant, une augmentation de la perméabilité des fractures peut conduire à une digitation (c’est-à-dire en doigt de gant) et à des mouvements d’eau plus importants à travers le réservoir, ce qui peut nuire fortement à la fois aux performances du champ et à celles des puits individuels. En outre, certaines fractures peuvent s’ouvrir lorsqu’elles subissent des contraintes et des déplacements pendant un scénario de production ou d’injection, mais d’autres peuvent se fermer dans les mêmes circonstances. Par conséquent, la perméabilité directionnelle et la direction privilégiée d’écoulement – pour les hydrocarbures ou l’eau – peuvent changer au cours de la vie d’un champ. Cela signifie que le positionnement optimal des puits de production et d’injection peut changer à mesure qu’un champ arrive à maturité. L’effet global de la déplétion et des variations de contraintes dans un réservoir fracturé peut, par conséquent, être dynamique et se traduire par des changements fondamentaux dans les performances des puits, les performances des réservoirs et les mouvements d’eau à mesure que les contraintes du champ évoluent et que les fractures s’ouvrent et se ferment. En plus des mouvements de fractures dans le réservoir, des contraintes changeantes peuvent également mobiliser des fractures et des failles existantes ou en générer de nouvelles dans les formations sus-jacentes, sousjacentes ou adjacentes, et provoquer un glissement au niveau d’interfaces de stratification peu résistantes ou d’interfaces par ailleurs composées de roches dures et compétentes. Ces mouvements peuvent endommager des puits existants dans les terrains de recouvrement. Cela s’est produit dans des carbonates durs de recouvrement de certains champs du Moyen-Orient. Il est toutefois plus important de noter que, pour de nombreux types de roches, des mouvements de fractures peuvent mener à une perforation de la roche couverture et à des changements dans l’intégrité d’une faille. Par exemple, une faille étanche formant une limite de réservoir pourrait être ouverte et donner ainsi un chemin conducteur pour des fuites du réservoir. Dans le contexte de la séquestration de CO2, ces fuites présentent un risque de création d’un chemin de migration vers la surface. De même, une faille non étanche pourrait subir des changements l’amenant à perdre sa perméabilité qui aurait autrement relié deux unités de réservoir à niveau différent. Une autre préoccupation à propos des variations de contraintes dans la roche couverture est la conséquence

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d’une injection prolongée et de la repressurisation locale d’un réservoir près du puits de forage, en particulier lorsque des fluides chauds sont injectés en vue d’opérations de récupération thermique. Dans de tels cas, la pression sur les fractures augmente dans le réservoir mais diminue dans la roche couverture et les terrains sous-jacents, ce qui présente un risque considérablement accru que les fluides injectés fracturent la roche couverture ou migrent vers le bas, fracturant le réservoir et contournant des réserves. Lorsque cela se produit, il existe un risque accru que le CO2 injecté trouve un chemin de migration vers un aquifère potable ou vers la surface. Une dernière considération concerne l’impact des variations de contraintes et des mouvements dans le réservoir et les terrains de recouvrement sur la réponse sismique de ces formations et sur l’interprétation des données sismiques 4D. Par exemple, un changement au cours du temps de la réponse sismique d’un champ pourrait être attribué à tort à des mouvements de fluide et à des variations de saturation dans le réservoir. En réalité, les vitesses sismiques, les conversions de mode et les atténuations pourraient être fortement influencées par la géomécanique du système. Par conséquent, les analyses géomécaniques deviennent un aspect important de la planification et de l’interprétation des relevés sismiques 4D.

Surveillance en géomécanique des réservoirs Une palette de techniques de surveillance peut être utilisée pour détecter et mesurer des effets géomécaniques à l’échelle du champ et certains phénomènes localisés dans le sous-sol. Par exemple, les affaissements en surface (en particulier à terre) peuvent être détectés et mesurés à l’aide de relevés terrestres, de stations GPS, de clinomètres en surface et dans les trous de forage, de relevés par satellite et de radars interférométriques à ouverture synthétique (InSAR). Les techniques en mer comprennent les mesures de tirant (intervalle) d’air sur les plates-formes, la bathymétrie et le dépassement des têtes de puits par rapport à la surface. La compaction peut être détectée et surveillée à partir des mouvements de colliers de tubage, d’outils de surveillance de l’affaissement des formations où des balles radioactives sont tirées dans les formations en cours de compaction avec des relevés répétés de leur écartement par diagraphies de rayons gamma, des diagraphies des formations (tant en trou ouvert que derrière le tubage) échelonnées dans le temps, et des études sismiques échelonnées dans le temps (comme dans le cas du champ carbonaté de Valhall). La micro-sismique offre également une technique pour la détection des régions de mouvement et de rupture de la roche au cours de la déplétion, et est particulièrement utile pour identifier et localiser les mouvements et événements concernant les fractures à l’intérieur d’un réservoir et des formations environnantes au cours de processus d’injection et de récupération thermique. La micro-sismique est particulièrement applicable à la surveillance des phénomènes géomécaniques en sous-sol dans les formations rigides.


Conclusions La déplétion, l’injection et les variations de température au cours de l’exploitation d’un champ peuvent conduire à des variations de contraintes dans le réservoir et les formations environnantes. Les problèmes concomitants peuvent ne pas être associés à une compaction significative du réservoir, mais peuvent affecter des formations par ailleurs compétentes comme celles rencontrées en Algérie, particulièrement dans le champ de Hassi Messaoud. En outre, les effets dépendent du temps, de la pression, de la température et des opérations qui affectent le champ et son voisinage depuis l’évaluation initiale jusqu’à l’abandon final en passant par le développement. Les principales implications de ces variations comprennent des problèmes d’instabilité des puits de forage pour les forages intercalaires (infill drillings), l’intégrité de la roche couverture et l’étanchéité des failles, la compaction des réservoirs, l’affaissement de la surface ou subsidence, les dégâts sur le tubage et l’effondrement des puits, les variations de performances des réservoirs et de productivité des puits et l’interprétation de la sismique 4D. Ces phénomènes, qui ont un impact à la fois sur des puits individuels et sur le comportement global du champ, peuvent nécessiter des dépenses significatives pour les contrecarrer et peuvent même rendre des champs inexploitables.

Lorsque les conditions appropriées prévalent, des études géomécaniques peuvent être utilisées pour caractériser de nombreux aspects de déplétion, de pressurisation, d’injection chaude / froide, d’élimination, de CO2 et de stockage souterrain de gaz ou d’eau. Par conséquent, la géomécanique des réservoirs est un facteur important tout au long du développement et de l’exploitation. Des techniques analytiques et numériques peuvent être utilisées pour évaluer et prédire des effets géomécaniques. Certains de ces effets peuvent être mesurés par des techniques de surveillance. Par conséquent, l’utilisation opportune d’analyses géomécaniques rend possible la conception, le développement et l’exploitation de puits et de champs de façon à augmenter les chances de préservation des puits et à atténuer les effets susceptibles de nuire aux opérations sur la durée de vie du champ et à la viabilité économique.

Le Cyprès de Duprez (Cupressus dupreziana) est une espèce méditerranéenne endémique et unique au tassili des Ajjer. Son âge, estimé à environ deux millénaires pour les plus vieux exemplaires, fait de lui le plus vieil arbre au monde après le pin à feuilles barbelés d’Amérique du Nord.

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Les sections de ce chapitre ont été écrites par les auteurs et contributeurs† suivants Puits horizontaux à Hassi Messaoud : réalisations et défis Sonatrach : Brahim ACHI, Rabah ZEGHOUANI Rôles et principes de la géomécanique Sonatrach : Khelil KARTOBI Schlumberger : John COOK, John FULLER Essais de mécanique des roches en laboratoire Sonatrach : Mohamed BENAMEUR Schlumberger : Robert MARSDEN, Walid BEN-ISMAIL Modèle géomécanique Sonatrach : Kamal BELKHEIR Schlumberger : John FULLER, Walid BEN-ISMAIL

Remerciements Mohamed BELHOUCHET, Mohamed MERAD, Sabrina DIADAOUI (Schlumberger) Positionnement des puits – LWD pour le geosteering des puits horizontaux Sonatrach : Noureddine BOUNOUA, Karim BELABED, Mohamed HEDIR Schlumberger : Jean-Michel DENICHOU, Tamir EL-HALAWANI, Dzevat OMERAGIC Cimentation des puits – Applications des technologies avancées Sonatrach : Nacer DOUMAZ, Hocine BOURAS Schlumberger : Erik NELSON, Smaine ZEROUG

Remerciements Dominique GUILLOT, Bernard PIOT, Eugene TOUKAM, Jamal ZAKARIA (Schlumberger) Productivité des puits – La perforation en dépression « sans neutraliser le puits » Groupement Sonatrach/AGIP : Ahmed DAOUD, Giovanni Luca MINNECI, Achille TIRIBELLI Schlumberger : Mourad AMANOV, Fathi GHODBANE, Pietro CASTELLI

Stabilité des formations pendant la production Sonatrach : Khelil KARTOBI, Toufik MADDI Schlumberger : John FULLER, Walid BEN-ISMAIL, George DOZIER

Remerciements Abdelkader DELHOMME (Schlumberger) Fracturation hydraulique Sonatrach : Said BENELKADI, Mohamed Seghir BRAHAM CHAOUCH, Noureddine BOUNOUA Schlumberger : George DOZIER First Calgary Petroleums Limited : Dave SALAHUB

Remerciements Ernie BROWN, Hacene KAMLI (Schlumberger) Géomécanique pour le management des réservoirs Schlumberger : Robert MARSDEN † Personnes


des données.

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Références

Références Rôles et principes de la géomécanique 1. Akbar et al., « Watching Rocks Change—Mechanical Earth Modeling », Oilfield Review 15, no 2 : 22, été 2003. 2. Bradford et al., « When Rock Mechanics Met Drilling: Effective Implementation of Real-Time Wellbore Stability Control », article IADC/SPE 59121,

Proc. IADC/SPE Drilling Conference, New Orleans, Louisiana, USA, février 2000. 3. Fjaer et al., « Petroleum Related Rock Mechanics », Developments in Petroleum Science 33, Elsevier, Amsterdam, 1992. Essais de mécanique des roches en laboratoire 1. Comprehensive Rock Engineering : Volume 3 : Rock Testing and Site Characterization, JA Hudson (ed.), Pergammon Press, Oxford, UK, 1993. 2. Vutukuri VS, Lama RD et Saliya SS : Handbook on the Mechanical Properties of Rocks, Volume 1, Trans Tech Publications, Clausthal, 1974. 3. Rock Characterization, Testing and Monitoring : ISRM Suggested Methods, ET Brown (ed.), Pergammon Press, Oxford, UK, 1981. Modèle géomécanique 1. Akbar et al., « Watching Rocks Change—Mechanical Earth Modeling », Oilfield Review 15, no 2 : 22, été 2003. Positionnement des puits – LWD pour le geosteering des puits horizontaux 1. Omeragic D, Habashy T, Esmersoy C, Li Q, Seydoux J, Smits J et Tabanou JR, « Real-Time Interpretation of Formation Structure from Directional EM Measurements », SPWLA 47th Annual Logging Symposium, 4-7 juin, 2006. 2. Wiig M, Berg E, Kjaerefjord JM, Saltnes M, Stoldar EA, Sygnabere TO, Laastad H, Raeper G, Gustavsson E, Denichou J-M, Darquin A et Omeragic D, « Geosteering Using New Directional Electromagnetic Measurements and a 3D Rotary Steerable System on the Veslefrikk Field, North Sea », article SPE95725, Transactions of the SPE Annual Technical Conference, 9-12 octobre, 2005. Cimentation des puits – Applications des technologies avancées 1. Brooks R et Grant WH Jr, « Primary Cementing », Worldwide Cementing Practices, API, Washington, DC, USA, 52–69, 1991. 2. Marca C, « Remedial Cementing », Well Cementing, Elsevier, Amsterdam, The Netherlands, 13-1–13-28, 1990. 3. Boisnault JM et al., « Concrete Developments in Cementing Technology », Oilfield Review 11, no 1, 16, printemps 1999. 4. Nelson EB et Drecq P, « Special Cement Systems », Well Cementing, Elsevier, Amsterdam, The Netherlands, 7-11–7-12, 1990. 5. Barlet-Gouédard et al., « Mitigation Strategies for the Risk of CO2 Migration Through Wellbores », article IADC/SPE 98924 présenté au IADC/SPE Drilling Conference, Miami, Florida, USA, 2006. 6. Abbas et al., « Solutions for Long-Term Zonal Isolation », Oilfield Review 14 no 3, 16, automne 2002. Fracturation hydraulique 1. Economides M et Nolte K, Reservoir Stimulation, third edition, John Wiley & Sons, Ltd., Chichester, England, Chap. 6, 6-1–6-48, 2000. 2. Ibid, Chap. 5, 5-1–5-27. 3. Brim HB, « A Post-Audit of Fracture Stimulations in the Vicksburg Formation of South Texas », article SPE 15508 présenté au SPE Annual Technical Conference & Exhibition, New Orleans, Louisiana, 5 octobre, 1986. 4. Mukherjee H et Economides M, « A Parametric Comparison of Horizontal and Vertical Well Performance », article SPE 18303 présenté au SPE Annual Technical Conference & Exhibition, Houston, Texas, 2-5 octobre, 1988. 5. Siebrits et al., « Refracture Reorientation Enhances Gas Production in Barnett Shale Tight Gas Wells », article SPE 63030 présenté au SPE Annual Technical Conference & Exhibition, Dallas, Texas, 1-4 octobre, 2000. 6. Sencenbaugh et al., « Restimulating Tight Gas Sand: Case Study of the Codell Formation », article SPE 71045 présenté au SPE Rocky Mountain Petroleum Technology Conference, Keysone, Colorado, mai 2001. 7. Dozier et al., « Refracturing Works », Oilfield Review 15, no 3 : 38–53, automne 2003. 8. Barree R et Mukherjee H, « Determination of Pressure Dependent Leakoff and its Effect on Fracture Geometry », article SPE 36424 présenté au SPE Annual Technical Conference & Exhibition, Denver, Colorado, 6-9 octobre, 1996.

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Tin Aressou (tassili des Ajjer). Période des Bovidiens blancs, ou Protoberbères, datée d’environ 7 000 à 6 000 ans. Dans une composition mouvementée où le dynamisme des personnages est rendu avec brio, un groupe de chasseurs attaque une lionne à l’aide de bâtons de jet et de javelots (h : 40 cm).

5. Optimisation de la production Résumé

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Évaluation des formations en puits tubé

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Contrôle de la production – Mesures d’écoulements multiphasiques en surface

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Échantillonnage et analyse de fluides de gisement

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Surveillance de la production – Mesures des écoulements multiphasiques en fond de puits

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Intégrité des puits – Évaluation de la cimentation

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Gestion de la récupération assistée des hydrocarbures

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Parvenir à l’efficacité par une gestion de projet intégrée

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WEC Algérie 2007 / Optimisation de la production

Résumé u-delà des technologies utilisées pour évaluer et caractériser les formations (Chapitre 3) et au-delà des technologies utilisées dans le développement des réservoirs (Chapitre 4), l’optimisation de la production intéresse, tant en ce qui concerne la société exploitante que la société de services, les technologies et compétences nécessaires pour améliorer la gestion des réservoirs.

A

La section qui ouvre ce chapitre couvre d’abord l’utilisation des technologies d’évaluation en trou tubé, puis les technologies de contrôle de la production à travers les mesures multiphasiques tant en surface qu’au fond. Suivent l’intégrité des puits et l’évaluation de la cimentation, avec une description des mesures conventionnelles et des avancées récentes. Enfin, le contrôle d’un programme de récupération assistée d’huile par un processus alternant eau et gaz (WAG) conclut cette présentation des technologies pertinentes. La deuxième section met en lumière l’intégration des technologies complexes et de la gestion de projet à travers des études de cas sur des réservoirs sélectionnés. Dans l’anneau d’huile récemment développé d’Alrar, des diagraphies en trou tubé ont rendu possible l’évaluation de perturbations créées par la déplétion du gas cap au niveau des plans huile/eau et gaz/huile (p. 5.6 à 5.17). Des diagraphies de deux puits à l’aide de technologies en trou tubé récemment introduites – l’outil CHFR de résistivité des formations en trou tubé et la sonde ECS de spectroscopie à capture d’éléments – ainsi que des mesures de pression et de densité ont fait apparaître une réduction de 20 % de l’épaisseur de l’anneau d’huile dans les deux puits. Cette variation, attribuée à une élévation locale du niveau de l’eau, donne des informations sur la dynamique en place et sur les performances futures des puits. Ces mesures et leur interprétation ont été suivies d’une perforation en dépression à l’aide de la technologie PURE qui a engendré des débits allant jusqu’à 1 250 barils/jour.

5

2

Résumé

Des diagraphies à titre palliatif étaient cruciales dans le cas d’un puits du champ de Zemlet Enouss. En fait, en raison de problèmes de stabilité des parois du puits induits par le forage, le puits devait être tubé d’urgence, mais aucune diagraphie en trou découvert ne pouvait être réalisée. L’évaluation du réservoir et en particulier la détermination de la saturation en eau ont été menées à l’aide de diagraphies en trou tubé. En utilisant l’outil RST de saturation des réservoirs en modes Sigma et carbone/oxygène ainsi que l’outil CHFR, les trois bancs du réservoir de Zemlet Enouss dans le Trias ont été évalués en dépit de la présence de nombreux problèmes tels qu’une sévère invasion de boue et la présence de carbonates de ciment qui affectaient les données. L’intégration des diagraphies enregistrées ainsi que des informations dérivées de puits voisins ont permis d’aboutir à la conclusion que les deux bancs inférieurs étaient envahis par de l’eau de formation tandis que le banc supérieur était potentiellement anhydre. De façon analogue au développement de la technologie de fond de trou, le domaine des mesures en surface a connu une amélioration considérable avec l’introduction de la mesure triphasique simultanée (p. 5.18 à 5.29). La séparation conventionnelle avec tous les problèmes qui en découlent (encombrement des installations, transport multi-conduite, qualité limitée des mesures, écoulements complexes et émulsions) est aujourd’hui largement dépassée par une nouvelle technologie à la fois plus précise et plus commode. Son utilisation en mode gaz ou pétrole se caractérise par une large couverture de la gamme de fluides rencontrés en termes de fraction de gaz et de teneur en eau. Des exemples issus de puits testés dans le champ de Hassi Messaoud démontrent ses applications variées. Par exemple, des instabilités dans la production et l’injection du gaz utilisé pour l’extraction ont été

enregistrées sur des cycles temporels d’observation qui étaient relativement trop courts pour être capturés par les mesures conventionnelles. La durée des nettoyages a été réduite en conséquence grâce à la détection rapide de la stabilité du puits en soutirage. Lorsque le système multiphasique fixe PhaseWatcher de contrôle de la production des puits est utilisé en mode continu, il permet de réguler la production à partir d’un ensemble de puits et fournit une réallocation relativement précise du volume de production. Cette réallocation, particulièrement précieuse pour l’allocation fiscale de la production parmi des partenaires multiples exploitant le même champ, est démontrée par des systèmes PhaseWatcher installés sur les collecteurs de champs du bassin de Berkine. Des installations analogues ont été réalisées sur les champs gaziers de Reg, Teg et Krechba. Les traits marquants des récentes avancées dans ce domaine incluent le pompage multiphasique et les prélèvements multiphasiques. Le pompage multiphasique présente de nombreux avantages, notamment le raccordement étendu de puits ou de champs éloignés, une production supérieure sans torchage de gaz, une récupération accrue à partir des formations, et par là même une rentabilité globale accrue des actifs. Le dispositif de prélèvement actif se raccorde à un débitmètre multiphasique et rend possibles des prélèvements sans nécessiter de séparateur.

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Quelquefois, la qualité des fluides produits pose des problèmes aux opérateurs. Dans ce contexte, le service PVT Express, technologie récemment développée de prélèvement de fluides pour une analyse rapide et robuste sur site, est décrit dans la section suivante (p. 5.30 à 5.31). L’étude de cas présentée se rapporte au réservoir d’Ourhoud à partir duquel 80 échantillons ont été collectés et utilisés pour une analyse PVT et de flow assurance poussée. Les données ont été utilisées pour évaluer et accorder l’équation d’état existante du système de réservoir et ont fait partie intégrante de l’évaluation du projet d’injection de gaz miscible, et par la suite de l’optimisation de la production du réservoir. La diagraphie de production en fond de trou et son usage spécifique dans les puits horizontaux sont ensuite décrits à travers le système FlowScan Imager récemment introduit (p. 5.32 à 5.35). La production dans les puits horizontaux est affectée par de nombreux problèmes tels que la stratification, la recirculation, la ségrégation, etc., des conditions qui ne peuvent être correctement évaluées par les diagraphies conventionnelles. Le système FlowScan Imager de diagraphie en production dans les puits horizontaux et déviés fournit une tomographie en temps réel de l’écoulement du puits. Compte tenu de l’utilisation extensive de drains horizontaux – notamment sur les champs de Hassi Messaoud, Hassi R’mel, Stah et Mereksen – et compte tenu également de la pratique de l’injection d’eau et de gaz, l’utilisation de cette technologie reste très prometteuse pour l’optimisation de la production. La section suivante couvre l’évaluation de la cimentation (p. 5.36 à 5.51). Les outils d’évaluation conventionnels soniques (diagraphies CBL et en densité variable) et ultrasoniques (imageur ultrasonique USI) sont évoqués à travers une illustration de leur utilisation pour interpréter les diagraphies provenant d’un puits dans le champ de TFT du bassin d’Illizi. Cette description met en lumière les limites de ces technologies pour évaluer des technologies de ciment léger, caractérisées par leur impédance acoustique semblable à celle des fluides, et pour tous les ciments dans des situations complexes. Suit une description de la mesure améliorée par l'outil Isolation Scanner récemment introduit. Ce service donne une meilleure évaluation de la cimentation, en particulier pour les ciments légers et dans des situations complexes. Une étude de cas issue d’un essai mené sur le champ d’In-Salah démontre l’efficacité de l’outil pour discerner les gaines solides à faible impédance acoustique des

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4

Résumé

liquides, fournir l’excentrement du tubage à l’intérieur du trou, générer des informations sur la nature de la gaine de ciment en termes de paramètres acoustiques et produire des images de la géométrie de paroi de la formation où d'important éboulements des parois du puits sont détectées à travers le tubage et le ciment. Les processus de récupération tertiaire restent particulièrement onéreux et leur mise en œuvre nécessite une approche relativement soignée et laborieuse. L’injection alternée d’eau et de gaz (WAG) est indiscutablement un processus complexe de récupération tertiaire. Elle reste cependant une technique puissante pour améliorer la récupération d’huile et favorise l’efficacité économique en réduisant la contribution du gaz dans l’injection. Le projet pilote WAG mené sur le champ de Hassi Berkine visait à confirmer la validité de la procédure avant sa généralisation (p. 5.52 à 5.57). Un puits d’observation a été foré à 150 m d’un puits injecteur WAG expérimental. La nature changeante des faciès du réservoir, couplée à une structure multicouche et à la présence de barrières de perméabilité, avait montré la nécessité de réaliser une étude pilote. Plusieurs cycles gaz-eau ont été injectés tandis que les répartitions des saturations en huile, en gaz et en eau étaient surveillées dans un puits d’observation. L’utilisation de l’outil RST de saturation des réservoirs en modes carbone/oxygène et Sigma a été couplée à l’outil CHFR pour surveiller régulièrement les profils de saturation en fluides pendant les quatre premiers cycles d’injection. Les données de saturation ont été converties en saturations réelles du fait de la miscibilité du gaz injecté. Parvenir à l’efficacité dans le forage et la construction de puits et dans le développement des champs constitue le sujet de la dernière section. La raison d’être de l’organisation IPM de Schlumberger est décrite ici à travers une étude de cas où Rosneft, compagnie peu présente en Algérie, a collaboré à une campagne de forage couronnée de succès (p. 5.60 à 5.69). En dehors du forage, le projet consistait également à construire des plates-formes, des routes d’accès et des puits d’eau. Dans ce projet, Schlumberger était responsable d’activités comprenant la sélection du personnel, les achats, la planification, la gestion des opérations, le reporting, l’évaluation et la revue finale. Un prolongement du projet a ensuite été réalisé en 2005 en employant un appareil de forage et du personnel local. La section se conclut par des points forts du récent projet de forage amorcé par Sonatrach et IPM.

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5


Évaluation des formations en puits tubé Dans les champs mûrs, communément appelés « brown fields », les opérateurs réévaluent souvent des zones qui peuvent avoir été évaluées des décennies auparavant en n’utilisant que des dispositifs à gamma ray, de potentiel spontané et de résistivité, ou un jeu incomplet de données de diagraphie. De nouvelles mesures facilitent l’évaluation des formations à travers le tubage indépendamment de l’âge du puits.1 Typiquement, le coût de l’acquisition de données en puits tubés est très inférieur à celui du forage d’un nouveau puits uniquement pour enregistrer des diagraphies. De plus, le risque des opérations de diagraphie en puits tubé est sensiblement inférieur à celui des opérations de forage.

Le gisement algérien d’Alrar est un réservoir de condensat de gaz qui recouvre un mince anneau d’huile. Situé au sud-est de l’Algérie et ouvert en 1961, le réservoir de gaz non corrosif humide produit à partir du grès dévonien F3 à une profondeur moyenne de X 600 m (fig. 5.1). Développé par recyclage continu de gaz pendant 25 ans, le champ produit un gaz riche, qui est traité à la surface pour extraire les produits liquides sur site. Dans le cadre d’un plan de purge du réservoir, le mince anneau d’huile rencontré au cours de la délimitation de la structure dans la partie nord du réservoir en 1969 faisait l’objet d’une réflexion concernant un développement exhaustif par le biais de puits horizontaux de reprise ou de puits verticaux existants. Cette zone n’avait jamais été mise en production et les données existantes étaient peu cohérentes. Par conséquent, de nouvelles diagraphies ont été exécutées à travers le tubage dans plusieurs puits à l’aide de la technique ABC (Analysis Behind Casing). Deux puits ont été évalués par cette méthode jusqu’à présent, et les résultats ont été confrontés à des diagraphies en trou ouvert disponibles à des fins de comparaison. Un bon accord entre les données ABC et en trou ouvert a été observé, excepté dans des intervalles où la répartition des fluides de formation était variable. La présence du tubage a été compensée avec succès, et les diagraphies ABC ont joué un rôle clé pour déterminer avec confiance les saturations et les plans de contact des fluides, puis pour choisir précisément l’intervalle de perforation et réaliser les essais de puits.

Difficultés d’interprétation de données en trou ouvert et incohérences des modèles Une des difficultés d’interprétation de l’anneau d’huile d’Alrar était liée à l’identification des plans gaz/huile à partir des diagraphies en trou ouvert. Par

-1

95

0

Lors du forage de nouveaux puits, les opérateurs rencontrent occasionnellement des formations qui présentent des conditions difficiles d’acquisition de diagraphie en trou ouvert. Plutôt que de risquer de perdre des outils du fait d’un coincement, les opérateurs peuvent opter pour l’évaluation des formations en puits tubé ou peuvent acquérir des diagraphies en puits tubé pour compléter les diagraphies acquises en cours de forage. Dans les zones où la diagraphie en trou ouvert est difficile, les opérateurs économisent du temps et de l’argent, et optimisent leurs programmes d’évaluation des formations en planifiant à l’avance des opérations de diagraphie en puits tubé. La diagraphie en puits tubé aide également les opérateurs à évaluer les effets de la production, comme le mouvement des plans de contact des fluides, les changements de saturation et de pression, et les profils d’épuisement et d’injection.

Évaluation de l’anneau d’huile d’Alrar

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6

Plan huile/eau (OWC)

-1 936 -1 920 ,5 -1 922 ,5-1 900 -1 924 -1 920 -1 900 Plan gaz/huile (GOC) -1 956 -1 931-1 926 -1 8711 862 -1 875 -1 875 -1 857 -1 850 -1 910 -1 926 -1 875 -1 892 -1 850 00 1 833 1 834 5 -1 921 1 9 -1 875 -1 833 2 -1 925 -1 847 18 4 -1 900 -1 950 -1 850 -1 87 -1 812 1 875 -1 856 1 812 -1 909 -1 825 1 800 Puits B -1 900 -1 8 -1 801 00 -1 795 -1 875 -1 824 -1 798 -1 775 -1 775 -1 956 ,5 -1 925 -1 913 -1 900 -1 775 -1 830 ,4 -1 789 -1 830 ,5 -1 909 -1 787 -1 745 -1 750 -1 925 -1 842 -1 856 -1 910 -1 790 -1 777 ,50 -1 925 -1 919 ,4 -1 800 -1 836 -1 840 -1 900 -1 837 -1 825 -1 875 -1 850 F2 -1 925 -1 92 5

-1 974

80

0

L i b y e

-1 926

-1 935

-1 925

Puits A

-1

Deux études de cas d’évaluation des formations en puits tubé en Algérie, menées avec succès, sont présentées. Sur la nappe pétrolière d’Alrar, le puits choisi avait été foré et tubé plus de 25 ans auparavant. Des diagraphies en puits tubé et une corrélation avec les données d’origine en trou ouvert ont été utilisées pour déterminer précisément les plans actuels de contact des fluides, puis localiser la zone optimale pour la perforation. Sur le champ de Zemlet-En Nouss, du fait de problèmes de stabilité de puits de forage, le tubage a été posé immédiatement après le forage, excluant ainsi l’acquisition de diagraphies en trou ouvert. Une suite de diagraphies ABC (Analysis Behind Casing) est apparue comme une option de remplacement permettant l’évaluation des formations avec une précision acceptable pour la mise en production du puits.

F1

Limite possible d’extension du

“F3”

Figure 5.1: Carte structurale du sommet du réservoir F3 avec les emplacements des puits et les plans de contact de fluides.


Séparation N/D Laterolog profond Porosité neutron

Hydrocarbures

Eau déplacée

Eau déplacée



Eau

Eau

Huile

Huile

Quartz

Quartz

Eau de rétention

Eau de rétention

Illite Trou MD Gamma ray Résistivité MSFL Densité ELAN ouvert Sw (m) 0 (gAPI) 150 1 : 300 0,2 (ohm.m) 2 000 1,95 (g/cm3) 2,95 1 (m3/m3) 0 1 (V/V) 0 0,2 (ohm.m) 2 000 0,45 (m3/m3) -0,15

Vw Sigma (m3/m3) 0,25 0 Hydrocarbures Trou ouvert

Vw OH Hydrocarbures (m3 /m3) Porosité RST 0,25 0 Sw OH (m3/m3) (m3/m3) 0 Épuisement 1 (gAPI) 150 0,25 0 HC légers, RST

Gamma ray

Illite

0

Sigma MD (m) 1 (V/V) 0 1 : 300 50 (c.u.) ELAN

X 650

X 650

X 660

X 660

X 670

X 670

X 680

X 680

X 690

X 690

Figure 5.2 : Diagraphies en trou ouvert et interprétation.

Eau

Porosité neutron PIGN Sw RST (m3/m3) (m3/m3) (m3/m3) 0 0,225 -0,025 0,25 0 1 0

Figure 5.3 : Évaluation PNC du puits A.

exemple, la diagraphie en trou ouvert de la figure 5.2 provient d’un puits situé près d’un autre puits dont la profondeur de l’anneau d’huile avait été confirmée par un essai au puits. Cependant, le plan huile/eau de l’exemple n’est pas situé à la profondeur attendue, et le plan gaz/huile ne peut être déterminé à partir de la suite de diagraphies car la séparation entre les courbes de neutrons et de densité est presque constante et correspond bien à l’effet de lithologie dans le grès. Plusieurs explications ont été envisagées : I il n’existe pas de gaz libre et peut-être pas de condensat dans la zone traversée par le puits ; I il existe des variations de lithologie cachées qui masquent l’effet du gaz ; I la saturation en hydrocarbures a été rincée par le filtrat de boue de forage, et l’effet des fluides de formation sur les mesures nucléaires à faible profondeur d’investigation a donc été minimisé ; I les différences dans le plan huile/eau pourraient être la conséquence d’une déviation du puits ou d’une variation réelle du niveau du plan.

Étude antérieure de l’anneau d’huile En 1997-1998, le modèle du réservoir a été mis à jour pour évaluer la faisabilité économique du développement de la nappe pétrolière. Des diagraphies par capture de neutrons pulsés (PNC) ont été exécutées dans trois puits. La figure 5.3 illustre les résultats de la diagraphie PNC, exécutée avec l’outil RST (Reservoir Saturation Tool) dans le puits A. Dans ce puits tubé non perforé, le plan huile/eau a été observé à la profondeur prévue sur la base du modèle de réservoir. Le plan gaz/huile, en revanche, a été détecté 2 m plus profond que prévu, ce qui signifie que la hauteur de la nappe pétrolière était de 8 m plutôt que de 10 m. En raison de cette contraction de la colonne d’huile avec une production de gaz à partir de

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la partie supérieure du réservoir, il a été conclu que le développement de la nappe pétrolière n’était pas réalisable.

Réévaluation de l’anneau d’huile En 2004, le modèle de réservoir a été revu à nouveau pour : I valider les propriétés du réservoir, I estimer la saturation actuelle en eau, I identifier les plans gaz/huile et huile/eau avec le maximum de confiance, I perforer le puits A et effectuer des essais de puits afin d’évaluer davantage une éventuelle production de l’anneau d’huile. La réévaluation de l’anneau d’huile devant comporter une détection fiable des plans de contact des fluides, un jeu de données exhaustif serait collecté pour valider par recoupement les propriétés du réservoir. Sur la base des informations disponibles sur les propriétés du réservoir et des exigences de l’étude, une suite complète de diagraphies ABC a été planifiée : I résistivité de la formation en puits tubé (CHFR), I porosité de la formation en puits tubé (CHFP), comprenant une mesure de la section de capture de la formation (Sigma), I densité de la formation en puits tubé (CHFD), I spectroscopie de capture élémentaire (ECS) pour l’évaluation de la lithologie.

Gamma ray 0

(gAPI)

200

APLC

Identificateur d’électrode 19 () -1

Rt CH principale 0,2

LCSR 0

Gaz

(ohm.m ) 2 000

APSC

Répétition Rt CH

(ohm) 4*10-5 UCSR

0

0,45 (cm3/cm3) -0,15

(ohm) 4*10-5

0,2

0,4 (cm3/cm3) -0,2

(ohm.m) 2 000

SIGF APS 2004 Densité (CHFD) MD Rt CH rééchantillonnée (m) 0,2 (ohm.m) 2 000 50 (c.u.) 0 1,95 (g/cm3) 2,95 1 : 300

X 650

X 660

X 670

X 680

Figure 5.4 : Diagraphies ABC dans le puits A, avec gamma ray sur la piste 1, résistivité CHFR sur la piste 3, Sigma de la formation sur la piste 4 et CHFD/CHFP sur la piste 5. Les abréviations utilisées dans les en-têtes des logs de cette section sont résumées dans le tableau 5.1, page 5.17.

Argile

La combinaison des diagraphies CHFP, CHFD et ECS rassemblerait des données minéralogiques et de porosité ainsi que des estimations de perméabilité. L’analyse de la saturation en eau et la détection du plan huile/eau seraient tirées de la mesure CHFR, puisque la résistivité est la mesure primaire pour l’analyse de saturation. La mesure du Sigma à partir du service CHFP serait utilisée pour vérifier les résultats par recoupement avec l’étude PNC antérieure en puits tubé. Détecter le plan gaz/huile serait la tâche la plus ardue, étant donné que la colonne d’huile était vraisemblablement recouverte par du condensat mais pas par du gaz libre, ce qui signifiait que le contraste prévu des propriétés serait faible. Aussi la superposition de densité par neutrons a-t-elle été choisie pour sa capacité prouvée à détecter le contraste des propriétés entre huile et condensat/gaz.

Q-F-M Carbonate DXFE

Pyrite

DXFE

Sidérite RHGE 2,5 (g/cm3) SIGE 60

(c.u.)

(Kgf/kgf) 0 0,2

MD (m) 3 1 : 300

DWAL

DWSI

DWCA

DWFE

DWSU

DWTI

DWGD

ECGR

DWAL

DWSI

DWCA

DWFE

DWSU

DWTI

DWGD

(gAPI) (Kgf/kgf) (Kgf/kgf) (Kgf/kgf) (Kgf/kgf) (Kgf/kgf) (Kgf/kgf) (ppm) 0 0 200 0 0,2 0 0,5 0 0,5 0 0,2 0 0,25 0 0,05 0 100

X 650

X 660

X 670

Figure 5.5 : Données ECS et analyse de lithologie à partir du système DecisionXpress pour le puits A.

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On espérait que les incertitudes liées à la diagraphie à travers le tubage seraient compensées par la disponibilité de mesures en trou ouvert utilisant les mêmes principes de mesure, l’absence d’effets d’invasion et le fait que le puits n’avait pas été perforé. Si l’anneau d’huile était détecté, le système de perforation PURE serait utilisé pour minimiser les endommagements de formation, et ainsi optimiser l’écoulement.

Résultats de diagraphie et d’interprétation L’évaluation a commencé par le puits A, qui a fait l’objet d’une diagraphie réussie (fig. 5.4) puis d’une perforation suite à une interprétation sur site. La diminution de la résistivité et l’augmentation du Sigma indiquaient clairement

Diminution de RT

de l’eau dans la formation. La séparation entre les courbes de porosité neutron et de densité (coloration entre la densité et la porosité grès du CHFP) indiquait la zone de gaz. La lithologie identifiée par la diagraphie ECS (fig. 5.5) était généralement en accord avec la composition prévue de la formation, bien que des variations dans la teneur en argile et la présence de sidérite n’aient pas pu être détectées à partir de la suite de diagraphies conventionnelles. Cependant, la diagraphie ECS a clairement fait apparaître que les changements observés sur les autres diagraphies – en particulier les diagraphies par neutrons et de densité – n’étaient pas liés à des variations de lithologie mais plutôt à des changements dans les fluides de formation.

RTCH principale Gamma ray 0

0,2 (ohm.m)2 000

(gAPI) 200 Répétition RTCH

Identificateur d’électrode 19 () -1

APLC

0,2 (ohm.m)2 000

0,45 (m3/m3)-0,15 RTCH rééchantillonnée

LCSR 0 (ohm) 4.10-5

SIGF APS 2004

0,2 (ohm.m)2 000 50

(c.u.)

NPHI (1978)

RHOB (FDC 2004)

0 0,45 (m3/m3)-0,15 1,95 (g/cm3) 2,95

MD LLD (1978) SIGM RST (1998) TPHI (RST 1998) RHOB (CHFD) (m) (c.u.) 0 0,47 (m3/m3)-0,15 1,95 (g/cm3) 2,95 0 (ohm) 4.10-5 1 : 300 0,2 (ohm.m)2 000 50 UCSR

X 650

X 660

X 670

X 680

Figure 5.6 : Comparaison de diagraphies en trou ouvert (LLD, NPHI, FDC), RST (SIGM, TPHI) et ABC (RTCH, SIGF, APLC, CHFD) pour le puits A.

Les données de diagraphie en puits tubé étaient suffisantes pour accomplir les tâches de l’étude, mais les décisions finales ont été basées sur des comparaisons des informations provenant à la fois du puits tubé et du trou ouvert pour valider la qualité des données et vérifier le mouvement des plans de contact à partir de signes directs (fig. 5.6). Les diagraphies de résistivité (LLD en trou ouvert et résistivité CHFR) ont fait apparaître un très bon accord, excepté pour la zone colorée dans la partie inférieure du réservoir où une diminution de résistivité était manifeste. Les diagraphies du Sigma ont fait apparaître une superposition raisonnablement bonne, excepté pour la zone colorée au milieu du réservoir, et une séparation significative dans l’argile supérieure, attribuée à la différence dans la manière dont les outils caractérisent la porosité. Les diagraphies par neutrons ont fait apparaître une superposition raisonnablement bonne ; la séparation a été attribuée principalement à la physique des mesures (le TPHI RST présente des effets de capture plus importants que l’indice épithermique d’hydrogène CHFP, qui présente un effet de lithologie minime). Les diagraphies de densité ont également fait apparaître une différence notable, mais en les comparant aux autres diagraphies, plus précisément à la diagraphie par neutrons, il a été déterminé que la densité CHFD était plus précise que la mesure en trou ouvert, qui avait été obtenue avec un outil beaucoup plus ancien.

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Analyse derrière le tubage, ABC Aujourd’hui, des mesures d’évaluation de formation effectuées en trou ouvert peuvent être fournies par des services d’analyse derrière le tubage (ABC : Analysis Behind Casing) 1 avec une qualité similaire, qui satisfont à trois exigences primordiales de diagraphie : I Obtenir des données essentielles de diagraphie de puits dans n’importe quelles conditions : les opérateurs préfèrent souvent tuber les puits présentant des problèmes de stabilité immédiatement après qu’ils ont été forés, ce qui n’exclut plus l’obtention de mesures précises d’évaluation de formation. I Trouver et évaluer des zones rentables initialement écartées : d’importantes quantités d’hydrocarbures écartées existent souvent dans les puits anciens. L’exploration visant à rechercher ces hydrocarbures cachés dans les puits anciens est considérablement plus rentable et souvent plus respectueuse de l’environnement que le forage de nouveaux puits. I Optimiser la gestion des réservoirs : des mesures d’évaluation des formations dans des puits anciens représentatifs, que ce soit de façon ponctuelle ou répétée dans le temps, peuvent grandement contribuer à une gestion efficace des réservoirs. L’évaluation par ABC des propriétés pétrophysiques des formations, comme la densité, la porosité et les propriétés acoustiques de la formation dans des puits tubés, est encore plus significative dans les puits pour lesquels les données primaires d’évaluation ont été perdues, sont de qualité médiocre ou n’ont jamais été acquises. Un opérateur peut également souhaiter réévaluer la formation avec des mesures qui n’étaient pas accessibles au moment où le puits a été foré. Les services ABC peuvent appliquer les technologies d’évaluation des formations les plus récentes à des puits forés jusqu’à plusieurs décennies auparavant. Par conséquent, il n’est plus nécessaire de forer de nouveaux puits dans des champs existants uniquement dans le but de récolter de nouvelles données. Les données ABC sont traitées et interprétées afin de donner une solution totale pour des opérations efficaces, une production renforcée et une prolongation de la durée de vie économique d’un champ. Les services ABC peuvent fournir une évaluation complète de la formation dans la plupart des conditions. Comme il s’agit d’une suite de services, les mesures peuvent être choisies sur la base des objectifs, du type de formation, du type d’architecture de puits, de l’environnement du puits

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de forage, de la lithologie, de la dynamique du réservoir et de la disponibilité de données primaires d’évaluation. La suite ABC comprend les composants suivants : I L’outil CHFR-Plus (Cased Hole Formation Resistivity) effectue des mesures directes de la résistivité de la formation à travers le tubage et le ciment avec une grande profondeur d’investigation. Le concept de mesure de la résistivité à travers le tubage n’est pas nouveau, mais des avancées récentes dans l’électronique en fond de puits et la conception des électrodes ont rendu possibles ces mesures difficiles. À présent, les mêmes mesures de base peuvent être comparées pour des trous ouverts et tubés, éliminant par là même les erreurs dues à la comparaison de différents types de mesures. I L’outil RST-Pro (Reservoir Saturation Tool) effectue à la fois des mesures du Sigma de la formation et du rapport carbone/oxygène (C/O). Dans les formations contenant de l’eau de formation à forte salinité, la mesure du Sigma a été utilisée pendant plusieurs décennies pour déterminer les saturations. De nos jours, la mesure du rapport C/O, acquise avec le RST en mode IC, peut évaluer précisément la saturation en eau de la formation, indépendamment de la salinité, dans des formations de porosité modérée à forte. En mode IC, les spectres de capture thermique peuvent être analysés par le logiciel SpectroLith pour caractériser la matrice et la teneur en argile de la formation, ce qui est essentiel pour un calcul précis de la saturation en eau. Des mesures espacées dans le temps de la saturation en eau de la formation peuvent être utilisées pour surveiller les performances d’un puits ou d’un réservoir au fil du temps. Du fait de l’activation par l’oxygène, la radioactivité naturelle de la formation augmente chaque fois que de l’oxygène (sous la forme de H2O ou de CO2) s’écoule devant la source électronique et les détecteurs de rayons gamma, ce qui permet d’identifier les points d’entrée d’eau et, avec des mesures stationnaires en mode Water Flow Log, la vitesse d’écoulement de l’eau. I L’outil ECS (Elemental Capture Spectroscopy) mesure les teneurs en Si, Ca, S, Fe, Ti et Gd de la formation, à partir desquelles les propriétés d’argile totale, de lithologie de la formation et de matrice (densité, réponse aux neutrons et section efficace de capture de neutrons thermiques) sont calculées.

L’outil CHDT (Cased Hole Dynamic Tester) est utilisé pour déterminer la pression de formation et prélever des échantillons de fluides dans des puits tubés nouveaux ou anciens.


Le service CHFP effectue des mesures précises de la porosité de la formation et du Sigma dans des puits tubés. La mesure CHFP, basée sur une source de neutrons électronique au lieu d’une source chimique, utilise un écran entre les détecteurs et le puits de forage, et une focalisation des détecteurs vers la formation pour obtenir des mesures de porosité qui ne sont affectées que de façon minime par l’environnement du puits de forage, la distance au tubage et les caractéristiques de la formation comme la lithologie et la salinité. Le détecteur de neutrons thermiques CHFP permet également l’acquisition de la section de capture de neutrons thermiques de la formation (Sigma). I La diagraphie CNL (Compensated Neutron Log) a traditionnellement été conduite en tant qu’indicateur de porosité dans les puits tubés. Bien qu’elle donne une bonne estimation de la porosité de la formation dans la plupart des conditions, pour la plus grande précision possible, le service CHFP lui est préféré. I Le service CHFD (Cased Hole Formation Density) prend des mesures précises de densité de la formation dans les puits tubés. Une source chimique de rayons gamma et un système de mesure à trois détecteurs sont utilisés pour prendre des mesures dans une large plage de dimensions de tubage et de puits de forage. La mesure de densité prise par le système à trois détecteurs est corrigée pour tenir compte de l’épaisseur du tubage et du ciment. I Le scanner sonique fournit des mesures précises de lenteur en compression et en cisaillement de la formation dans les puits tubés. Il fournit également une évaluation améliorée de l’adhérence du ciment au tubage et à la formation. La qualité de l’estimation de la lenteur sur une large plage de lenteur est significativement meilleure que celle obtenue avec l’outil sonique de la génération précédente, le DSI (Dipole Shear Imager). Ceci découle de la meilleure qualité des signaux acquis par le scanner sonique (voir l’encart dans la section « Mesures soniques avancées en diagraphies », p. 3.112 à 3.125). La meilleure qualité des signaux permet, sous certaines conditions, des applications géophysiques et géomécaniques avancées basées sur des courbes de dispersion dipolaire de façon analogue au cas du trou ouvert. Une évaluation améliorée du ciment est fournie à l’aide du type de représentation CBL-VDL, mais avec une technique de traitement améliorée qui tire profit de la partie matérielle améliorée de l’outil pour compenser les différents effets connus pour affecter les mesures CBL traditionnelles, comme l’excentration de l’outil à l’intérieur du tubage et les variations des paramètres environnementaux (température et pression). I Le CHDT (Cased Hole Dynamic Tester) est utilisé pour déterminer la pression de formation dans les puits tubés anciens ou nouveaux. Il fournit également des échantillons de fluides économiques et de bonne qualité sans les risques inhérents aux techniques traditionnelles d’échantillonnage. L’outil innovant CHDT se scelle contre le tubage et utilise un arbre de perçage souple pour pénétrer dans la formation à travers le tubage et le ciment. L’usage d’explosifs est éliminé. Des capteurs en fond de puits mesurent la pression de formation, les transitoires de pression et la résistivité des fluides de formation. La combinaison de l’outil CHDT avec divers modules du MDT (Modular Downhole Tester) permet une identification améliorée des I

fluides, la surveillance des contaminations et des échantillons de grande qualité. Après que tous les prélèvements et mesures ont été effectués, l’outil insère un bouchon métallique résistant à la corrosion dans le trou percé dans le tubage, préservant ainsi l’intégrité du tubage et éliminant le besoin de procédures de réparation coûteuses. Les opérateurs peuvent utiliser cette technologie pour identifier des zones contenant des hydrocarbures écartés et surveiller l’épuisement des réservoirs, l’efficacité de l’injection d’eau ou de gaz et les variations des plans de contact des fluides.

L’outil ECS, Elemental Capture Spectroscopy, mesure les teneurs de la formation en Si, Ca, S, Fe, Ti et Gd.

5

11


Le jeu de données a été utilisé pour effectuer une évaluation pétrophysique généralisée à l’aide du solveur multicomposantes ELAN (fig. 5.7). Les estimations globales de porosité étaient en accord raisonnable avec la plage prévue et les informations de lithologie ont été utilisées pour établir un profil de perméabilité plus précis que celui tiré des diagraphies conventionnelles. Le plan huile/eau, clairement identifié à partir des données CHFR et CHFP, était également en accord. Une certaine discordance entre les deux estimations de saturation en eau a été attribuée à la différence de résolution verticale et à des variations possibles de l’exposant de cimentation. Cette évaluation a montré que le plan huile/eau était situé approximativement 5 m plus haut qu’estimé auparavant à partir de diagraphies en puits tubé. À partir de cette information, ainsi que de la comparaison de diagraphies de résistivité, il a été conclu que le plan huile/eau dans le puits A n’était pas resté constant même entre la diagraphie en trou ouvert et la diagraphie PNC effectuées en 1998.

Conclusions

Sidérite

Fluides selon Sigma APS

Fluides selon CHFR

Il a également été déterminé que le plan gaz/huile s’était déplacé d’approximativement 4 m vers le haut par rapport à l’essai en puits tubé précédent, ce qui donnait une épaisseur actuelle de l’anneau d’huile de 7 à 7,6 m : une réduction en comparaison de l’état précédent.

Quartz

Eau

Eau

1 (m3/m3)

Eau de rétention

Huile

Huile

SW APS SIGMA

Illite

Gaz

Gaz

1


Analyse fluides par Elan

Analyse fluides par Elan

Ces observations des plans huile/eau et gaz/huile dans le puits A au cours du temps ont indiqué que, contrairement à l’hypothèse antérieure, les changements de l’anneau d’huile étaient le mieux décrits comme un mouvement ascendant de piston avec une réduction progressive d’épaisseur. Sur la base de cette interprétation, la décision a été prise de perforer au milieu de l’anneau d’huile détecté afin d’éviter l’irruption de gaz et d’eau au cours de l’essai de puits et de la production future éventuelle. La technologie PURE a été utilisée pour concevoir le programme de perforation de telle sorte que le sommet de la zone de perforation corresponde exactement au plan gaz/huile initial établi pour le champ. L’intervalle perforé de 2 m a produit 1 250 barils/j avec un écoulement radial complet postérieurement aux effets de puits de forage, ainsi qu’une production exempte d’eau et un rapport minimum et stable de production gaz/huile.

Une évaluation exhaustive par diagraphie en puits tubé a été effectuée dans deux puits du champ d’Alrar pour réévaluer les propriétés du réservoir, estimer la saturation et identifier les plans de contact de fluides. L’analyse ABC sur le puits A a conduit à un programme de perforation qui a ciblé finement la zone pétrolifère. Les résultats du programme de perforation ont été confirmés par des DST qui ont fait apparaître un écoulement radial complet, une production exempte d’eau et un rapport gaz/huile stable. La méthode de réévaluation a démontré que l’analyse ABC avec un programme de perforation finement ciblé pouvait surmonter les limites des diagraphies en trou ouvert incomplètes ou de qualité médiocre.

Eau Huile Gaz HC

Calcite

Eau

Pyrite

MD (m) 1:300 1

(V/V)

0 0,5

(V/V)

0 0,5 (V/V)

SUWI

0 1

(m3/m3) SW CHFR (m3/m3)

X 650

X 660

X 670

X 680

Figure 5.7 : Interprétation finale du puits A à l’aide de l’analyse par ELAN.

5

12

0

0 k Lambda 0 10 000 (mD) 0,1


Diagraphies de contingence dans la structure de Zemlet-En Nouss Contexte géologique La structure de Zemlet-En Nouss est située sur le môle de Dahra, entre le champ d’El Borma au sud–sud-est et le champ de Keskassa au nord–nordouest (fig. 5.8), où le Trias argilo-gréseux inférieur (TAGI) est reconnu comme un bon réservoir d’hydrocarbures. L’épaisseur du réservoir varie de 15 à 75 m et atteint 100 à 200 m dans la région d’El Borma où la surface de discordance hercynienne érode profondément les formations paléozoïques sous-jacentes. L’environnement sédimentaire triasique comporte de nombreuses variations de faciès ainsi que des étendues de réservoir restreintes. Celles-ci sont généralement des zones productives multicouches isolées par des intercalations d’argile correspondant à des dépôts de plaine d’inondation. Le réservoir de Zemlet-En Nouss comprend les formations de grès triasique (TAGI), qui sont rencontrées à une profondeur moyenne de X 500 m et peuvent être divisées en trois groupes distincts séparés par des bancs continus d’argile : I niveau supérieur A I niveaux intermédiaires B et C + D I niveau inférieur E.

M e r

Les porosités varient de 6 à 22 % avec une moyenne dépassant 12 %, tandis que les perméabilités varient de 10 à 100 mD. La pression statique est d’environ 290 kg/cm2 et la salinité de l’eau est approximativement de 280 000 ppm. Les qualités de réservoir sont contrôlées par la diagenèse, la dissolution de feldspaths et de carbonates, la nutrition de cristaux, la redistribution minéralogique des argiles et divers processus de cimentation. Le puits ZES-3 a été foré pour traverser le TAGI sur les couches de réservoir A, B et C. Il est situé 1 656 m à l’est du puits ZESW-1 et 2 284 m à l’ouest du puits ZES-1.

Historique et acquisition de données Les conditions géologiques complexes, caractérisées par d’importantes contraintes horizontales et des séries alternées sable/argile, ont engendré des problèmes de stabilité de puits dans le puits ZES-3, provoquant pertes de circulation, effondrements du trou et bouchage. Dans ces conditions, les diagraphies sur la section de réservoir ne pouvaient être enregistrées en trou ouvert. L’opérateur a considéré ce puits comme à haut risque et estimé que le temps entre le forage et le tubage était crucial. Il a en outre été déterminé que les conditions du puits pourraient se détériorer pendant le temps passé à acquérir des diagraphies en trou ouvert, au point que la descente du tubage pourrait être compromise. Par conséquent, l’opérateur a recommandé la descente et la cimentation immédiates d’un tubage de 4,5 pouces pour minimiser les problèmes d’instabilité du trou.


36°

34°

A l g é r i e T u n i s i e 32°

Une fois ces opérations réalisées, l’évaluation de la formation a été effectuée à l’aide des services ABC : l’outil RST de saturation des réservoirs et l’outil CHFR de résistivité de la formation en puits tubé. Le 8 janvier 2004, le puits a fait l’objet de diagraphies avec trois passes complètes en mode Sigma, quatre passes en mode IC et trois passes de CHFR.

Zone de Zemlet-En Nouss 30°

06° Champ pétrolier Champ gazier

08° 0

100 km

Figure 5.8 : Carte de situation de ZES.

5

13


Interprétation des diagraphies La porosité et la lithologie ont d’abord été déterminées, suivies par une estimation de la saturation en eau à l’aide : I de la résistivité en puits tubé (à partir du CHFR) I du Sigma de la formation (à partir du RST) I des rapports carbone/oxygène en mode IC (à partir du RST).

les zones et de la comparaison avec les données de puits décalés, le TAGI-A semblait posséder le potentiel de produire du pétrole.

CCLC -0,9

Un certain désaccord entre les estimations de saturation était probablement dû à des problèmes d’environnement, des différences de propriétés entre l’huile de formation et le filtrat de boue à huile, la présence de sections délavées et le manque de données de résistivité en trou ouvert, nécessaires pour l’étalonnage de la résistivité CHFR.

Saturation en eau à partir du CHFR La saturation en eau à partir de la diagraphie CHFR variait de 65 % à 30 %, avec une moyenne d’environ 48 % dans le TAGI-C, 52 % dans le TAGI-B et 36 % dans le TAGI-A (fig. 5.10). La profondeur d’investigation en CHFR est généralement supérieure à celle en RST ; cependant, dans un environnement d’invasion de boue résistive (boue à huile), la résistivité apparente est affectée et la profondeur d’investigation diminue. Néanmoins, dans le puits ZES-3, le profil de résistivité CHFR a fait apparaître une bonne corrélation avec le puits ZES-1 diagraphié en conditions de trou ouvert, justifiant l’utilisation de cette investigation dans ce cas. Il a fait apparaître des résistivités élevées dans le TAGI-A, des valeurs moyennes dans les argiles, et les valeurs les plus faibles dans les zones TAGI-B et C situées sous le plan huile/eau régional. Par conséquent, sur la base des variations relatives de saturation entre

0,1

Gamma ray - RST 0

Les figures 5.9, 5.10, 5.11 et 5.12 représentent les données brutes et les résultats interprétés (sur les intervalles X 647 - X 657 m, X 664 - X 681 m et X 705 - X 717 m) correspondant aux couches TAGI-A, TAGI-B et TAGI-C dans des puits voisins. Les réservoirs sont décrits comme des grès avec des quantités variables de silt, d’argile et la présence rare de ciment carbonaté. La porosité effective varie de 10 à 20 %.

(V)

(gAPI)

150

Identificateur d’électrode -1 () 19

FCOR RSTFSTK -0,05 RTCH rééchantillonnée

LCSR 0

UCSR 0

0,2

(ohm.m) 0,0001

(ohm.m) 0,0001

(ohm.m) 200 50

RTCH traitée MD (m) 0,2 (ohm.m ) 200 0,5 1 : 200

SIGM (c.u.)

0 -0,05

0,2

()

0,2

Carbone-éloigné

TPHI (m3/m3)

()

NCOR RSTFSTK

0

Éloigné < proche

X 650

X 670

X 680

X 710

Figure 5.9 : Diagraphie composite montrant les données CHFR, Sigma par RST et rapport C/O par RST, correspondant à la couche TAGI-A (intervalle X 647 - 2 657 m), à la couche TAGI-B (intervalle X 664 - X 681 m) et à la couche TAGI-C (intervalle X 705 - X 717 m).

5

14


CCLC -0,9

(V)

0,1 Eau

Eau

Huile/diesel

Huile/diesel

Carbonate

Carbonate

Grès

Grès

Silt

Silt

Gamma ray - RST (gAPI) 150

0

Identificateur d’électrode -1

()

19

LCSR

RTCH rééchantillonnée

Eau de rétention

0 (ohm.m) 0,0001

0,2 (ohm.m) 200

Argile

UCSR 0 (ohm.m) 0,0001

MD RTCH traitée SW CHFR ELAN CHFR (m) 0,2 (ohm.m ) 200 1 (m3/m3) 0 1 (V/V) 0 1 : 200

(V)

50

0,1

Gamma ray RST 0

(gAPI) 150

(c.u.)

MD TPHI (m) 0,5 (m3/m3) 1 : 200

X 650

X 650

X 670

X 670

X 680

X 680

X 710

X 710

Figure 5.10 : Résultats d’évaluation CHFR correspondant aux couches TAGI-A, B et C.

Eau de rétention

SIGMA

CCLC -0,9

Argile

0 SW SIGMA 0 1

(m3/m3)

ELAN SIGMA 0 1

(V/V)

0

Figure 5.11 : Résultats d’évaluation du Sigma par RST correspondant aux couches TAGI-A, B et C.

Saturation en eau à partir du Sigma La saturation en eau à partir du Sigma variait de 70 % à 30 %, avec un niveau moyen d’environ 60 % dans le TAGI-C, 56 % dans le TAGI-B et 44 % dans le TAGI-A (fig. 5.11). Comme la mesure du Sigma possède une profondeur limitée d’investigation (10 à 12 pouces), il a été estimé qu’elle opérait dans la zone envahie. Les estimations de saturation basées sur le Sigma dépendent fortement des paramètres de matrice utilisés dans l’interprétation.

Il était connu que la formation du TAGI, en particulier sa zone supérieure, contenait diverses concentrations de matériau à forte section de capture de neutrons thermiques, très vraisemblablement des fractions salines sèches contenant des minéraux accessoires. Ces conditions provoquent souvent une ambiguïté supplémentaire dans l’analyse de saturation car de tels minéraux accessoires sont difficiles à détecter et à quantifier. Bien que

5

15


l’utilisation de paramètres cohérents sur toute la section donne une confiance générale dans les estimations de saturation moyenne, elle peut également créer de petites anomalies et des désaccords mineurs avec les autres mesures. En outre, la mesure du Sigma ne différencie pas l’huile de formation et le diesel (boue à huile).

Eau

Carbone-éloigné

La profondeur d’investigation du rapport C/O du RST en mode IC est d’environ 6 pouces, ce qui signifie qu’il est le plus sensible aux effets d’environnement. Les variations de saturation en huile et les différences en comparaison des autres mesures de diagraphie sont très vraisemblablement dues au fort effet de l’invasion de filtrat de boue à huile. La présence de ciment carbonaté affecte également les indications. La chute de la saturation en huile observée sur les intervalles de X 650 à X 653 m et de X 675 à X 677 m peut être due à une surestimation de la fraction de calcite dans la formation (fig. 5.12). Cependant, contrairement aux mesures de Sigma et de résistivité, la mesure du rapport C/O est indépendante de la salinité de l’eau. Étant donné l’environnement d’eau de formation fortement salin, les intervalles envahis par du ciment ou injectés dans des puits voisins dans le même intervalle auraient un effet similaire à celui observé dans le puits ZES-3, car les diagraphies de Sigma comme celles de résistivité ne peuvent différencier facilement l’eau douce des hydrocarbures. En raison du fort effet de l’invasion de filtrat de boue sur ces mesures, il est difficile de déterminer si la chute de la saturation en huile est le résultat de l’utilisation d’une fraction de carbonate (calcite) surestimée dans l’analyse de saturation ou d’une invasion de filtrat de boue à huile.

Argile

VUOI alpha

QZ-FS-MC Carbonate

OBM Éloigné < proche 0,3 (m3/m3) -0,1 0,3 (m3/m3) -0,1 YO NCOR RSTFSTK 0 ( ) 1 -0,05 ( )

Mode IC du RST

VUOI WIN

Huile/diesel

VUOI COR

PIGE

0,2 0,3 (m3/m3) -0,1 0,3 (m3/m3) -0,1

SpectroLith 0

(kgf/kgf) 1 Saturation MD FCOR RSTFSTK PIGE Faible porosité Poids à sec en huile (m) 1:200 -0,05 ( ) 0,2 0,3 (m3/m3) -0,1 20 () 0,5 0 (m3/m3) 1 0 (kgf/kgf) 1

X 650

X 670

X 680

X 710

Figure 5.12 : Résultats d’évaluation de rapport C/O par RST correspondant aux couches TAGI-A, B et C.

5

16


Les désaccords entre les estimations de saturation étaient probablement dus à des effets d’environnement qui influencent différemment chaque type de mesure, en plus du manque de données de résistivité en trou ouvert nécessaires à l’étalonnage de la résistivité CHFR. En comparant les diagraphies traitées et les résultats d’interprétation à des diagraphies de puits voisins (ZES-1 et ZES-2), une certaine augmentation de la résistivité CHFR a été observée, la saturation en eau à partir des diagraphies Sigma par RST et CHFR a diminué sur la zone X 647 - X 657 m, correspondant au TAGI-A. Le profil de résistivité ZES-3 était similaire à celui du puits ZES-1, où le TAGI-A a été signalé comme un producteur de pétrole. Par conséquent, dans le puits ZES-3, il a été conclu que les zones TAGI-B et TAGI-C étaient très vraisemblablement aquifères ou possédaient une très faible saturation en huile, et que le TAGI-A avait un potentiel élevé pour la production de pétrole.

Recommandations Les résultats de l’outil CHFR sur le champ de Zemlet-En Nouss ont démontré que cet outil pouvait être utilisé pour l’évaluation primaire des formations

APLC APSC

Porosité du calcaire corrigée issue des détecteurs proche-en réseau de l’APS

LCSR

Résistance du segment de tubage inférieur (CHFR)

NCOR RSTSTK

Rapport carbone/oxygène superposé du détecteur proche

Porosité du grès corrigée issue des détecteurs proche-en réseau de l’APS

PIGE

Porosité intergranulaire réelle ELANPlus, porosité totale moins les volumes d’eau liée par capillarité et d’eau liée aux argiles (hors volume des fractures et volume des pores isolés)

PIGN

Q-F-M

Porosité intergranulaire ELANPlus, porosité totale moins le volume d’eau liée aux argiles (hors volume des fractures et volume des pores isolés) Quartz-Fluides-Minéraux divers

RHGE

Densité de matrice issue des poids secs

SIGE

Matrice du Sigma issue des poids secs

SIGF

Section transversale APS de capture de la formation

DWAL

Pourcentage de poids sec de l’aluminium

DWCA

Pourcentage de poids sec du calcium

DWFE

Pourcentage de poids sec du fer

DWGD

Pourcentage de poids sec du gadolinium

DWSI

Pourcentage de poids sec du silicium

DWSU DWTI DXFE

dans des puits nouveaux dépourvus de données de diagraphie en trou ouvert. Il fournit une estimation de la saturation qui représente une amélioration significative en comparaison des résultats obtenus par les outils PNC typiquement utilisés pour l’évaluation derrière le tubage (modes Sigma et IC du RST). En mode IC, le rapport C/O du RST peut être utilisé pour déterminer la saturation en huile de la formation indépendamment de la salinité de l’eau de formation, ce qui est particulièrement utile là où la salinité de l’eau est inconnue. Ces mesures peuvent être utilisées pour détecter et quantifier la présence d’eau d’injection présentant une salinité différente de celle de l’eau de formation. La précision de l’évaluation de la saturation en eau dépend des estimations de lithologie et d’argilosité dérivées de l’analyse spectrale des données de capture du RST en mode IC. Globalement, la résistivité en trou tubé et les mesures par neutrons pulsés, combinées pour une évaluation améliorée de la saturation, sont équivalentes à une interprétation utilisant des données de diagraphie en trou ouvert.

Pourcentage de poids sec du soufre Pourcentage de poids sec du titane Différence DWFE-DWAL utilisée pour le calcul du volume de sidérite

UCSR

Résistance du segment de tubage supérieur (CHFR)

VUOI COR

Volume d’huile calculé à partir du rapport RST carbone/oxygène

ECGR

Gamma-Ray corrigé par rapport au milieu

VUOI WIN

Volume d’huile calculé à partir des fenêtres du RST

FCOR RSTSTK

Rapport carbone/oxygène superposé du détecteur éloigné

YO

Taux de rétention de l’huile

Tableau 5.1 : Abréviations utilisées dans les en-têtes des logs de cette section.

5

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Contrôle de la production – Mesures d’écoulements multiphasiques en surface Les activités d’exploration et de production pétrolières et gazières contribuent largement à l’économie de l’Algérie. Les hydrocarbures sont extraits de nouveaux gisements ainsi que de bons puits producteurs ou de puits marginaux. Aux défis attendus posés par l’exploration et la production s’ajoutent les controverses liées aux stations de pompage et de relais entre les puits producteurs et les installations de traitement. L’accroissement de la production et l’amélioration du rendement des moyens de transport passent nécessairement par la résolution des problèmes associés à la distance, aux irrégularités topographiques (dunes de sable) et aux types de fluides, condensats, gaz ou huile qui circulent dans le pipeline. Le procédé conventionnel de prise en charge d’un écoulement multiphasique fait appel à des systèmes qui séparent le gaz et les différents liquides, chacun étant refoulé par une conduite distincte. Des systèmes d’un meilleur rendement utilisent des pompes multiphasiques qui permettent de pomper à la fois le gaz, l’eau et l’huile du puits en production jusqu’aux installations de traitement sans aucune séparation. Les progrès réalisés dans ce domaine ont profondément influencé la manière de comprendre et de mesurer les écoulements complexes des fluides produits. Cette transformation se traduit par la mise au point de nouvelles technologies capables de mesurer avec précision les variations rapides qui interviennent dans les écoulements triphasiques, causées en particulier par les séparations de

Soupape de décharge

Deuxième soupape de décharge

phases dans les pipes, les débits instables, les mousses ou émulsions dont chaque phase était auparavant difficile à quantifier. La capacité à mesurer un fluide multiphasique en temps réel permet d’accroître le rendement d’exploitation de chaque puits et donc d’économiser à la fois du temps et de l’argent. Il est donc à présent possible d’affecter la production sans avoir recours à la séparation conventionnelle des phases et de s’affranchir ainsi des contraintes de traitement, ou goulets d’étranglement, dans les installations de surface existantes. La quantification précise de chaque phase dans un flux de production permet aux exploitants de prendre des décisions mieux éclairées concernant les performances de chaque puits. Les ingénieurs sont désormais mieux à même d’identifier et de comprendre les problèmes d’interférence entre plusieurs puits pour y remédier, d’optimiser les méthodes de production artificielle, et d’élaborer de façon fiable des modèles dynamiques de leurs réservoirs.

Techniques conventionnelles de séparation et d’essais de puits Les séparateurs d’essai conventionnels sont des versions réduites des gros séparateurs de production qui séparent et mesurent les écoulements de gaz, d’huile et d’eau après séparation au niveau des installations de traitement de surface (fig. 5.13). Dans les installations de production fixes, les séparateurs d’essai sont souvent des installations à demeure. Les puits d’exploration et de délimitation nécessitent le déploiement d’unités de séparation modulaires et mobiles. Plusieurs unités de séparation raccordées en série ou en parallèle sont parfois nécessaires dans le cas d’essais de puits à fort débit, d’huiles lourdes ou de gaz riches en condensats (gaz humides).

Plaques de coalescence

Chicane anti-mousse

Sortie du gaz vers le débitmètre à orifice calibré Séparateur de brouillard

Trappe d’accès

Entrée de l’effluent

Voyant de niveau d’huile Dispositif anti-tourbillon Déflecteurs

Sortie supplémentaire

Voyant de niveau d’eau

Sortie de l’eau vers le débitmètre mécanique

Dispositif anti-tourbillon

Sortie de l’huile vers le débitmètre mécanique Chicane-déversoir

Figure 5.13 : Séparateurs conventionnels et mesures de fluides. La séparation des différentes phases produites débute à l’entrée de la cuve, grâce à une série de plaques perpendiculaires. Le contact avec les plaques provoque la chute des liquides au fond de la cuve et l’ascension du gaz (en rouge) en haut de celle-ci. Les liquides se séparent par gravité en huile (en marron) et en eau (en bleu). Les phases de gaz, d’huile et d’eau sont mesurées isolément à leur sortie de l’appareil par des conduites d’évacuation séparées. Des débitmètres mécaniques mesurent les liquides (compteur et/ou bac de jaugeage) ; un débitmètre à orifice calibré (orifice Daniel) mesure le gaz. Ces deux dispositifs nécessitent un réétalonnage périodique.

5

18


Typiquement, les séparateurs de tests se présentent comme des cuves cylindriques (viroles) déployées horizontalement. Les séparateurs isolent les différentes phases des fluides produits par gravité. Les cuves diphasiques séparent le gaz des liquides tandis que les cuves triphasiques séparent le gaz, l’huile et l’eau. Chaque phase isolée est mesurée individuellement à la sortie de la virole, pour être ensuite recombinée et évacuée vers une ligne de production. Le gaz est souvent acheminé vers une conduite distincte (ligne de torche) puis brûlé sur place à la torche. Les conditions standard de fonctionnement d’un séparateur d’essai sont limitées à des pressions comprises entre 200 et 1 000 psi [11,4 et 6,9 MPa], la pression de service maximale étant de 1 440 psi [9,9 MPa]. Lorsque la pression de séparation est inférieure à celle de la ligne de production, les effluents doivent être comprimés, ce qui accroît la complexité de l’installation conventionnelle.

Dernier point non négligeable, les volumes de fluides monophasiques à la pression et à la température du séparateur doivent être recalculés pour exprimer les résultats dans les conditions standard, en tenant compte également des transferts de phases qui ont lieu pendant la détente. La qualité des résultats est dépendante des propriétés des fluides utilisées pour le calcul des volumes en conditions standard. Bien sûr, les calculs ne sont représentatifs que lorsqu’ils sont effectués dans leur domaine d’application.

Un séparateur d’essai n’est pas conçu pour un puits particulier ; il se doit d’être plus universel et doit pouvoir prendre en charge une large plage de débits. Les séparateurs d’essai utilisés sur les installations de production permanentes sont souvent volontairement surdimensionnés afin de pouvoir servir d’unités de secours ou d’augmenter la capacité des séparateurs de production en vue d’augmentations futures de la production du gisement.

Contrairement aux séparateurs conventionnels, les compteurs multiphasiques mesurent en continu l’écoulement de gaz, d’huile et d’eau sans séparation physique du flux en phases fluides individuelles. La mesure multiphasique est effectuée sans perturbation ni diversion de la production.1 Mis à part une faible chute de pression qui est largement inférieure à celle des séparateurs, les conditions de production à la sortie du compteur sont pratiquement identiques à celles de l’entrée, les mesures d’essai sont donc effectuées dans des conditions très proches des conditions de production. De plus, les mesures sont effectuées dès que le fluide s’écoule dans le compteur. Installés en permanence sur une ligne de production, ces dispositifs offrent un encombrement minimal, que ce soit à terre ou sur les plates-formes offshore.

L’obtention de mesures fiables au moyen d’un séparateur d’essai nécessite l’établissement de conditions relativement stables dans la cuve, ce qui peut prendre plusieurs heures. Les protocoles d’essai de puits associés à ces unités privilégient, généralement aux dépens de la qualité, des équipements standard plus rentables plutôt que des solutions sur mesure et très coûteuses qui seraient parfaitement adaptées aux conditions particulières rencontrées pour chaque puits.

Approche multiphasique

Les contraintes de temps et les effectifs limités affectent souvent l’optimisation du processus de séparation. De plus, les conditions d’exploitation empêchent parfois de réaliser une séparation complète des phases fluides. De l’huile subsiste dans l’eau, de l’eau dans l’huile, du gaz dans les liquides, et des liquides dans le gaz. Ces différents scénarios, dus à un temps de rétention insuffisant ou à une séparation difficile des émulsions, occasionnent des erreurs de mesures car les instruments sont conçus pour mesurer uniquement des écoulements monophasiques à densité constante. Les séparateurs ont également du mal à mesurer certains puits à production instable et, de ce fait, les régulations de niveaux dans les cuves masquent les comportements d’écoulement dynamiques réels des puits. Parmi les régimes d’écoulement problématiques, on peut citer les débits dits par bouchons, dans lesquels une phase est interrompue par une autre phase ; les mousses, que les séparateurs classiques ne parviennent pas à traiter ; les émulsions stables, qui nécessitent un traitement thermique ou chimique supplémentaire afin de séparer la phase qui se trouve en suspension dans l’autre. Par ailleurs, les fluides visqueux tels que les huiles lourdes rendent extrêmement difficile la séparation, d’où l’imprécision dans les mesures.

Essais au Vx sur le champ de Hassi Messaoud.

5

19


Les besoins en maintenance des compteurs multiphasiques sont minimes, voire nuls, et les compteurs ne possèdent aucune pièce en mouvement qui entraverait la production.

Calculateur de débit

Détecteur nucléaire

La fiabilité de la mesure des compteurs multiphasiques est adaptée aux applications d’allocation de la production, des mesures fiscales ou contractuelles, ou des mesures d’export de la production sur les pipelines ou terminaux portuaires. Dans ces cas, la précision de la mesure est indispensable aux partenaires du projet ainsi qu’aux autorités gouvernementales qui exigent des incertitudes de mesure basses en vue du calcul précis des taxes et du paiement des redevances. De plus, lors d’une nouvelle mise en production, l’investissement en débitmètres multiphasiques est moindre. Nous estimons que le rapport de coût est de l’ordre de 40 % par rapport à une installation avec séparateur.

Col de venturi

Source nucléaire

Transmetteur de pression différentielle Transmetteur de pression

Écoulement

Figure 5.14 : Technologie d’essai de puits multiphasique Vx. La forme du venturi est basée sur la norme du secteur. Des mesures de pression absolue et différentielle sont effectuées au même endroit dans le col du venturi. Des fenêtres aménagées dans le venturi laissent passer les rayons gamma de la source au détecteur ; les pertes dues au matériel sont négligeables, ce qui améliore la précision de la mesure. La source nucléaire est composée de baryum 133 dont la demi-vie est d’environ 10,5 années. Un calculateur de débit fournit des données traitées provenant de capteurs, des

Dans certains cas, les compteurs multiphasiques permettent aux exploitants de convertir des séparateurs d’essai en séparateurs de production. Cette capacité supplémentaire augmente les débits de production des gisements et accroît la souplesse d’exploitation. Les compteurs multiphasiques sont plus précis que les séparateurs d’essai conventionnels et sont beaucoup moins sensibles aux régimes d’écoulements complexes.2 Les mesures multiphasiques identifient par ailleurs des états de phases qui ne seraient pas nécessairement détectés par les mesures exclusivement volumétriques effectuées par les séparateurs d’essai classiques. Qui plus est, contrairement aux séparateurs d’essai, les compteurs multiphasiques ne comportent normalement aucune pièce en mouvement, d’où une maintenance réduite pour le maintien de la précision des mesures. Ces avantages permettent de mettre les puits à l’essai plus souvent tout en donnant une meilleure qualité de mesure. Les débitmètres multiphasiques améliorent la sécurité d’exploitation dans la mesure où ils ne nécessitent pas de soupapes ni de lignes de décharge. Ils permettent également d’éviter le stockage de gros volumes d’hydrocarbures dans des conditions potentiellement instables à l’intérieur des séparateurs d’essai. Les problèmes liés à l’élimination des fluides ne se posent pas. Il s’agit là de considérations importantes, notamment lorsque les essais ont lieu dans des zones sensibles du point de vue environnemental. Non seulement les débitmètres multiphasiques permettent d’améliorer l’uniformité, la fiabilité et la qualité des mesures, mais le processus de mesure lui-même devient

5

20

informations relatives aux débits et plus de 30 autres paramètres, dans les conditions standard et celles de production. Il mémorise plus de 200 profils de puits comprenant les caractéristiques des fluides propres à chaque puits, ce qui permet de faire passer les productions de plusieurs puits par le même débitmètre.

une fonction de contrôle continu. Même lorsque les puits ne font pas en permanence l’objet d’un comptage, les mesures sont faites plus fréquemment et sur des périodes plus longues, ce qui permet aux exploitants d’obtenir des informations dynamiques ou cycliques relatives aux écoulements multiphasiques dans le puits. Cette possibilité d’observer des écoulements multiphasiques en ligne, sur une période prolongée et en temps réel, constitue une amélioration majeure de la quantité et de la qualité des données disponibles pour la prise de décisions concernant l’optimisation de la production – qu’il s’agisse du choix des tubulaires équipant le puits, de la programmation de travaux de reconditionnement, ou encore de l’optimisation ou du ralentissement de la production de puits particuliers. Enfin, le débitmètre peut être connecté à Internet de manière sécurisée pour permettre une surveillance et une prise de décisions à distance concernant l’exploitation des puits et des gisements.

Essais de puits multiphasiques Vx Du fait des limites inhérentes aux séparateurs d’essai conventionnels, Schlumberger et Framo Engineering AS ont développé conjointement la technologie de mesure multiphase Vx. Ce système de débitmètre multiphasique convient à la mesure permanente de la production, aux essais de puits périodiques et à l’optimisation de la production artificielle. Le débitmètre multiphasique Vx comprend deux composants principaux : un débitmètre venturi équipé de capteurs de pression absolue et différentielle, et un détecteur de rayons gamma spectral à double énergie associé à une source radioactive chimique unique de faible intensité afin de mesurer le débit massique total et les rétentions, ou fractions, de gaz, d’huile et d’eau (fig. 5.14). Un des aspects clés de tout le dispositif est le système d’acquisition rapide, qui


permet de capturer tout type d’écoulements et de caractériser de façon exacte l’écoulement et les fractions. La technologie Vx fonctionne sans dispositif de mélange des phases en amont, ce qui permet de minimiser les dimensions et le poids de l’appareil. Ces systèmes ne comportent aucune pièce en mouvement et ne nécessitent pratiquement aucun entretien. L’écoulement en ligne pénètre par un orifice d’admission et passe dans un court tronçon rectiligne de conduite horizontale menant à un raccord en T inversé dont une extrémité horizontale est bouchée. Ce raccord en T borgne préconditionne et dirige l’écoulement vers un tube venturi positionné verticalement. La pression est mesurée au droit même du col du venturi. Le détecteur de rayons gamma spectral à double énergie est monté d’un côté du tube venturi, directement en regard d’une source au baryum qui émet des rayons gamma à divers niveaux d’énergie : environ 32, 81 et 350 keV. Le détecteur mesure les taux de comptage radioactifs, lesquels sont liés à l’atténuation des rayons gamma à travers le mélange de fluides aux niveaux d’énergie de 32 et de 81 keV. Le niveau d’énergie supérieur mesure principalement la densité du mélange, qui est affectée par le rapport gaz / liquide ; le niveau d’énergie inférieur correspond essentiellement à la composition des fluides, qui est influencée par le rapport eau / liquide. Comme le débit massique total et les rétentions sont mesurés en même temps et au même endroit – c’est-à-dire exactement au col du venturi –, les systèmes à double mesure dans les débitmètres Vx évaluent le même écoulement. Cette configuration, alliée aux équations rigoureuses de la dynamique des fluides qui régissent l’écoulement conditionné par un venturi, donne des mesures fiables insensibles aux régimes d’écoulement en amont.

Bouchons de gaz

4 500

100

4 000 80

3 500 3 000

60

2 000

40

1 500 1 000

20

500 0 11:02

0 12:14

13:26

14:38

15:50

Fraction d’eau, %

Débits de gaz et des liquides

2 500

Temps Débitmètre multiphasique Gaz, millions de pieds cubes/jour Liquides, barils/j Fraction d’eau

Séparateur conventionnel Gaz, millions de pieds cubes/jour Liquides, barils/j Fraction d’eau

Figure 5.15 : Comparaison des données issues d’un débitmètre multiphasique et d’un séparateur. Les données de mesure en continu issues d’un débitmètre multiphasique identifient nettement la présence d’écoulements cycliques par bouchons. Les données issues du séparateur d’essai indiquent que

Le détecteur effectue les calculs complets des fractions de gaz, d’huile et d’eau toutes les 22 millisecondes, soit un peu plus de 45 mesures de la densité du mélange de fluides et des rétentions triphasiques par seconde. La fréquence élevée d’échantillonnage et de mesure permet au débitmètre de déduire la vitesse des phases liquides et gazeuses dans un écoulement et de corriger les instabilités à haute fréquence dans le col du venturi. Le débitmètre Vx est, par conséquent, capable de mesurer des conditions d’écoulement complexes ou instables dues aux équipements du puits ou aux canalisations en surface, et est insensible aux productions par bouchon et à la présence de mousses ou émulsions (fig. 5.15). Le dispositif multiphasique Vx installé en permanence sur une ligne de production est approprié pour une surveillance permanente des débits. Pour les applications d’essais périodiques de puits, le Vx est installé dans un « skid » robuste et mobile. Ce système compact, qui pèse environ 3 750 livres [1 705 kg], peut être facilement et rapidement déplacé d’un puits à l’autre. Un module d’essai des puits de gaz est également disponible pour les applications de surveillance permanente et d’essais mobiles.

Mesures multiphasiques dans des puits de gaz Les avantages des mesures d’écoulements multiphasiques sont maintenant appliqués aux puits de gaz.3 Pour répondre au besoin d’une solution générale en vue de la mesure des écoulements de gaz humides, un nouveau modèle d’interprétation a été mis au point à partir du débitmètre multiphasique Vx. Ce modèle a fourni d’excellentes prédictions pour le débit de gaz sur toute la plage des fractions volumétriques de gaz (GVF), allant de 90 % à 100 %. Les prédictions du taux de liquides et de la fraction d’eau sont réalisées avec une précision acceptable sans nécessiter de mesures supplémentaires. La mesure est valable pour tous les gaz, de façon continue sur toute la plage allant des gaz secs aux gaz extrêmement humides, riches en condensat. En outre, la mesure est fiable lorsqu’il est nécessaire de mesurer la production d’eau dans des conditions d’écoulement entièrement triphasique. Dans les écoulements dont le GVF atteint 98 %, il est possible d’obtenir une mesure quantitative de l’écoulement d’eau grâce à la prédiction du rapport eau / liquide (WLR) à partir du deuxième niveau d’énergie de la mesure de densité. Le système peut accommoder toute la gamme des propriétés de l’eau et toute la gamme des rapports WLR.

celui-ci peut ou non détecter ces bouchons, en fonction de la fréquence d’acquisition des données.

5

21


La mise au point de ce nouveau modèle d’interprétation de l’écoulement pour les gaz humides à l’aide du débitmètre multiphasique Vx a conduit à l’identification d’un large éventail d’applications, dont certaines qui, jusqu’à présent, n’étaient pas considérées comme une alternative pratique aux essais des puits avec séparateurs. Les essais de puits de type Drill Stem Test (DST) dans des puits d’exploration sont un exemple de situation où cette nouvelle approche à deux modes peut apporter une souplesse nouvelle face aux problèmes d’exploitation actuels. Dans cette application, l’exploitant a souvent besoin de pouvoir tester, dans un même puits, des zones consécutives renfermant différents fluides, non seulement de l’huile ou du gaz, mais également des fluides de forage, de complétion, de fracturation et de stimulation récupérés au cours du nettoyage initial au début de l’essai du puits. Dans les applications d’essais périodiques de puits en production, le nouveau modèle peut être appliqué à un puits de gaz sans séparation ni torchage. Le double mode de fonctionnement offre une grande souplesse en permettant de tester un plus large éventail de fluides de production dans le cadre d’une seule campagne d’essais de puits.

Sonatrach a adopté la technologie de mesure multiphasique à la fin des années 1990 et a largement contribué depuis à son introduction et à son développement en Algérie. Le débitmètre Vx a été testé avec succès en 1999 sur les champs de Hassi Messaoud et de Hassi Berkine. Depuis lors, la technologie Vx est largement utilisée dans de nombreuses applications d’essai de puits avec ou sans appareil de forage et pour les mesures de production et de réallocation.

5

22

12 000 10 000

20

8 000 6 000 10 4 000 2 000 0

9:26

10:30

11:30

12:30

13:30

14:30

15:30

16:35

0

25 000

40

20 000

30

15 000 20 10 000 10

5 000

0

11:03

12:05

13:05

14:06

15:05

16:05

17:05

0

40

20 000

30

15 000

20

10 000

10

5 000

0

11:11

12:17

13:20

14:20

15:23

16:23

17:05

0

10 000

20

1 000

100

10

10

0

12:14

12:41

13:14

13:41

14:30

15:00

15:30

0

Temps Débit d’huile Pression de la ligne Débit de gaz Débit d’eau Figure 5.16 : Production sur quatre jours avec modifications quotidiennes de l’extraction au gaz.

Débit de gaz, m3/h

Applications aux champs algériens

14 000

Débit de liquides, m3/h ; pression dans la conduite, bar

De par leur nature, les puits de gaz impliquent des stocks d’hydrocarbures à haute pression en surface et des systèmes de séparation d’essai à haute pression, atteignant souvent 3 000 psi. Pour les développements de nouveaux gisements, l’installation d’un débitmètre multiphasique Vx pour gaz humide sur un séparateur d’essai peut permettre d’éviter les coûts élevés associés aux séparateurs à haute pression et aux systèmes de régulation, de dégagement et de décharge, et donc de réduire encore davantage les dépenses d’investissement par rapport aux applications conventionnelles. Un autre avantage du double mode est de pouvoir utiliser pour la mesure du gaz des débitmètres existants sans modification des équipements, notamment sur les applications sous-marines.

30


La coopération efficace de Sonatrach au cours de la phase d’essais du Vx a permis à Schlumberger de commercialiser un système fiable, qui peut être utilisé sur un large éventail de puits en phase d’exploration ou de développement. À partir de 2005, le domaine d’application de la technologie Vx a été étendu aux puits produisant des condensats de gaz ou présentant un rapport gaz / huile (GOR) élevé. Cette technologie a apporté depuis des améliorations sur les champs de GTFT, BHP, Ohanet et In Salah, ainsi que sur les puits d’extraction au gaz de Hassi Messaoud. Le maintien des fluides de production dans leur état multiphasique jusqu’aux centres de production constitue une avancée importante dans le programme de respect de l’environnement mis en place par Sonatrach, en même temps qu’il réduit les risques d’exploitation et améliore la maîtrise et le rendement en phase de production.

Application à la production de pétrole sur le champ de Hassi Messaoud Un premier essai du débitmètre multiphasique effectué en 1998 dans deux puits du champ de Hassi Messaoud – OMN-88 et OMM-413 – a donné des résultats encourageants.4 Le puits OMN-88, un puits à GOR élevé, a été testé à l’aide du débitmètre multiphasique Vx. L’écart entre les débits obtenus avec le débitmètre Vx et ceux issus d’un séparateur d’essai était de 10 % pour le gaz, 7,5 % pour l’huile et 3,5 % pour les liquides. Le débitmètre Vx a détecté dans les liquides une présence d’eau qui ne l’avait pas été auparavant au moyen d’un séparateur. Dans l’essai du puits OMM-413, les résultats étaient plus proches, avec 9 % pour le gaz, 5,4 % pour l’huile et aucune différence pour l’eau (tableau 5.2). De l’eau a également été détectée par le débitmètre Vx dans ce puits (tableau 5.2). Sur la base de ces résultats, le premier débitmètre multiphasique commercial Vx a été livré en 2002 au champ algérien de Hassi Messaoud, où des essais exhaustifs ont été menés. Dans l’un des essais, un suivi comparatif du puits MD-204 dans une zone sujette à la migration d’eau a mis en évidence une faible production d’eau au départ, puis un puits bien moins stable pour toutes les phases à l’issue d’une période de 10 mois. Par la suite, le puits OMO-354 a été choisi dans le cadre d’une étude de quatre jours portant sur le rendement de l’extraction au gaz, les taux d’injection de gaz étant modifiés quotidiennement (fig. 5.16). Les facteurs dynamiques d’écoulement pour une production en gas lift continue et intermittente ont été contrôlés à l’aide du Vx, ce qui a permis à Sonatrach d’optimiser le système de gas lift. Dans le puits OMPZ-12, l’injection d’azote avec coiled tubing a été contrôlée à l’aide du Vx lors du démarrage et du nettoyage. Au cours des premières phases d’extraction de la période de démarrage, du gaz et de l’eau contenant des traces de boue ont été refoulés. Par la suite, une quantité croissante d’huile et de boue a été refoulée, si bien qu’il a été possible de déterminer en temps réel la fin de la phase de nettoyage. Le comportement de la phase d’eau et la poussée simultanée de phases d’huile et de boue suggéraient que la production provenait de la première partie du tronçon horizontal. Au cours des dernières

Puits OMN-88 Séparateur

PhaseMeter

Écart (%)

Qo (m3/h)

18,6

17,2

7,5

Qw (m3/h)

0,0

0,7

Qlig (m3/h)

3,8 3 532

2 975

Pression (kg/cm2)

10,3

12,9

Température (°C)

53,0

65,0

Qg

(m3/h)

10,0

Puits OMM-413 Séparateur

PhaseMeter

Écart (%)

Qo (m3/h)

8,0

7,6

5,2

Qw (m3/h)

0,0

0,4

Qg (m3/h)

894

974

Pression (kg/cm2)

12,8

13,2

Température (°C)

39,0

51,0

Qlig (m3/h)

0,0 9,0

Tableau 5.2 : Comparaison des données du débitmètre PhaseWatcher et du séparateur pour le puits OMN-88 et le puits OMM-413.

phases du nettoyage, le volume produit a été estimé à 115 m3, valeur confirmée ultérieurement au cours de l’essai isochrone. Les données fournies par ces essais ont permis de minimiser la période de nettoyage et donc de réduire le temps de mobilisation de l’appareil de forage. Les avantages offerts par le Vx ont très vite été confirmés : I l’encombrement réduit du système s’est traduit par une réduction des coûts logistiques ; I la stabilisation instantanée du Vx le rend tout particulièrement adapté aux puits instables ou en gas lift ; I le brûlage à la torche et le dégagement accidentel d’hydrocarbures dans l’atmosphère sont évités ; I l’évaluation rapide des volumes récupérés lors du nettoyage réduit le temps des opérations.

Allocation fiscale sur le champ de Berkine Par la suite, douze débitmètres multiphasiques Vx ont été installés de façon permanente dans six champs de pétrole satellites du bassin algérien de Berkine – sept d’entre eux dédiés à l’allocation fiscale et cinq à l’essai de puits dans le cadre de la gestion du réservoir. Les caractéristiques clés des nouveaux débitmètres comprenaient le stockage interne des données, la liaison directe avec un ordinateur de service et la compatibilité avec les systèmes SCADA existants.

5

23


Dans ces champs de pétrole, exploités conjointement par Sonatrach, ENI et BHP Billiton, le défi consistait à répartir avec précision la production entre les partenaires en fonction de leur part de propriété et de redevances. L’un des champs, le champ ROD, est entouré par le champ de Bir Rebaa Nord (BRN), dont Sonatrach et AGIP partagent la propriété et qui est le site de l’installation centrale de traitement. Le défi consistait donc à affecter le débit du champ ROD au champ BRN. Afin d’accélérer la production, un système a été mis au point, en vertu duquel les hydrocarbures provenant de certaines installations situées en dehors de la zone de développement du champ ROD étaient directement réacheminés vers l’un des trains de traitement du champ BRN exploités par le Groupement Sonatrach-AGIP (fig. 5.17). Du fait de la fusion des productions issues de deux contrats de partage de production (PSC) différents, la seule façon d’affecter la production d’huile d’un point de vue fiscal consistait à utiliser des données de comptage multiphasique continu en ligne fournies par le Vx. L’installation permanente de Vx dans chaque conduite principale de production a permis de simplifier considérablement les schémas de production et d’éviter le pompage en production et le torchage. Afin de garantir une précision maximale, les Vx étaient programmés de façon à ce que les débits enregistrés soient représentatifs de l’huile d’exportation fournie par les installations du champ BRN. La contraction de l’huile a ensuite été évaluée rétrospectivement à l’aide de tables PVT modélisées introduites dans les débitmètres. À titre de vérification supplémentaire, le simulateur de mesure à huile HYSYS a été utilisé pour affiner l’analyse PVT, afin d’obtenir la meilleure concordance possible avec les résultats escomptés. Une correspondance régulière a ainsi été obtenue avec un écart aussi faible que 0,9 %.

capacité de débit – essai de productivité sur des puits de reprise et nouvellement forés ; I agents corrosifs associés – collecte d’informations relatives à la teneur en CO2 et en H2S ; I pression dans le puits – acquisition de données relatives à la pression de fond de trou durant les phases de production initiales dans chaque champ ; I capacité de production du puits – chargement du puits et réalisation d’un essai à débits multiples en vue de déterminer la capacité de production globale. I

Le débit moyen prévu était de 5 MMcf/d (millions de pieds cubes par jour), mais l’équipement devait pouvoir traiter en toute sécurité 70 MMcf/d. Outre du gaz sec, on estimait que les essais de production sur 24 heures produiraient jusqu’à 9 % de CO2, 11 ppm de H2S ainsi que des quantités variables de condensat de gaz, d’huile, de boue, et de dépôts et d’eau de fond (BSW). On s’attendait également à un reflux du diesel utilisé comme coussin. Le projet a fait appel à la technologie conventionnelle, comme des séparateurs par gravité horizontaux et verticaux, des réservoirs-tampons, des collecteurs, un réchauffeur, des pompes de transfert et des brûleurs. En 2003, un nouveau séparateur horizontal équipé de nouveaux débitmètres à effet Coriolis pour les mesures d’huile et de gaz a été mis en service. L’année suivante, Schlumberger a introduit le Vx en mode gaz. Les capacités multiphasiques du Vx couvraient tout l’éventail des conditions de gaz sec et humide. Le Vx a prédit avec précision non seulement le débit du gaz dans les conditions standard, mais aussi le débit des liquides et la fraction d’eau, sans nécessiter de mesures complémentaires.

Champ BRN

BRN CPF

Partenaire A

Partenaire B

24

RO10 RO14 RO2

IFM-3 D4130FT301 D4130FT302

Application à la production de gaz sur le champ d’In Salah

5

RO2 RO16 RO7

IFM-2 A7130FT301 A7130FT302

FGS

La technologie Vx a également été mise à l’épreuve en 2001 dans le cadre d’un projet dit In Salah Gas (ISG). Programme de développement commun rassemblant Sonatrach, Statoil et BP, englobant le développement de sept champs de gaz au sud de l’Algérie centrale, l’ISG est l’un des plus grands projets gaziers du pays. Les opérations d’essais de puits pour les champs de Krechba, TEG et REG ont été lancées avec les objectifs suivants : I nettoyage des puits – réduction des risques d’endommagement de la formation durant la suspension de la production et de dégâts aux installations lors du redémarrage ;

IFM-1 B7130FT301 B7130FT302

IFM-4 C6130FT301 C6130FT302

BSF1 BSF3 BSFN1 BSFN2 BRSE1 SFN E1

ROD CPF

Partenaire C

Partenaire D

IFM-5 E8130FT301 E8130FT302a E8130FT303

SFN E2 SFN E3 SFN E7 RDB1

Figure 5.17 : Configuration simplifiée du champ ROD, dans laquelle chaque collecteur intermédiaire (IFM) comporte une conduite principale de production équipée en permanence d’un Vx servant de compteur fiscal et d’un autre Vx séparé qui effectue les essais de chaque puits individuellement.


L’avènement du Vx a permis de simplifier considérablement les équipements de test dans la mesure où la séparation des phases n’était plus nécessaire et où l’échantillonnage n’était pas une opération cruciale (un échantillonnage antérieur avait permis d’établir le modèle PVT). Une comparaison de la confi-

guration initiale de 2001 avec celle de 2004, incorporant le Vx, en donne une illustration (fig. 5.18). La nouvelle configuration offre une plus grande sécurité intrinsèque que dans le passé. De plus, les temps de montage et de

Tête de puits 1 4

Bac de récupération de diesel

5 6

Unité de pompage

2

7

9

27

3

22 8

Collecteur de duses

12

Vers le bassin à eau 44

Vanne de sectionnement Séparateur vertical

Séparateur horizontal

10

19 14

18

17

23

D2

34

33

20

21

30

50

48

P1

39

40

51

Bac de jaugeage

53

54

52

41

D4

Empilement

Cabine laboratoire

Atelier

49

47

37 38

Réchauffeur

M3 32 36

35 11 12 13

45 46

M2

25 26

D1

P2

29 30 31

24

16

15

28

42

Compresseur d’air

Conduite de décharge

D3

43

Fosse de brûlage

Bac tampon

55

Pompe de transfert / réservoir de diesel Brûleur

Conduite d’évent Configuration du champ TEG, mai 2002

Bloc en T et SLB SSV + ESD

Vers le bassin à boue

Col venturi MPM de 52 mm installé avec collecteur de dérivation FMF-XA Vanne de sectionnement de 4 pouces Torchère ISG 206 de 6 pouces T1 Fosse de brûlage

Collecteur de duses FMF-G de 3 pouces, 10 k

Tuyaux souples 206 de 3 pouces Réservoir de jaugeage Collecteur d'huile à 5 voies 602 de 3 pouces

Pompe à air Amortisseur Réservoir-tampon de 100 barils à 150 psi

Embout taraudé pour duse régulant la pression du liquide entrant dans le réservoir (duse régl. installée)

602 de 3 pouces Coupe-flamme

Figure 5.18 : Équipement de surface à très haut débit avec conduites d’écoulement jumelées, en 2003 (en haut) ; ensemble simplifié équipé d’un Vx (en bas).

5

25


Durant la campagne menée en 2005 sur le champ de Krechba, une des préoccupations portait sur la capacité de lever les incertitudes relatives à la production de phases liquides. Lors d’un essai d’évaluation, les débits

Orage et crue dans l’oued Imihrou, le plus grand oued du tassili des Ajjer.

5

26

3 000,00

50,000

2 500,00

40,000

2 000,00

30,000

1 500,00 20,000 1 000,00 10,000

500,00 0,00 8/24/05 12:00

8/24/05 18:00

8/25/05 00:00

8/25/05 6:00

8/25/05 12:00

0,000 8/25/05 18:00

Débit de gaz, millions de pieds cubes/jour

Des duses de quatre dimensions différentes ont été utilisées sur un seul puits à Teguentour, et les résultats obtenus ont été comparés aux essais en boucle d’écoulement réalisés précédemment en Norvège et en Écosse. L’incertitude relative de la mesure Vx constatée en conditions réelles par rapport à l’incertitude de mesure observée dans les boucles d’essais se situait entre –3 % et +1 %, ce qui a été jugé satisfaisant par les ingénieurs de l’exploitant.

de gaz et de liquides ont été nettement délimités pour chaque dimension de duse (fig. 5.19) et confirmés par l’outil PLT (Production Logging Tool). Manifestement, le Vx a apporté une valeur ajoutée en termes de qualité des données et de sécurité, et des réductions sensibles de coûts ont été enregistrées du point de vue de la logistique, des effectifs et du temps d’exploitation.

Eau, barils/j ; pression, psi

démontage des équipements de test ont été sensiblement réduits, en moyenne de 11,5 jours. Les effectifs et la flotte de camions ont fortement diminué, tout comme le parc d’engins auxiliaires tels que les grues. Le composant le plus lourd pouvait facilement être manipulé par un chariot élévateur de 12 tonnes. Par comparaison avec les solutions précédentes, les économies globales réalisées sur les coûts directs du fait de ces réductions ont été estimées à 28 %, sans compter celles associées aux coûts partagés.

Débit d’eau Pression en tête de puits Débit de gaz Figure 5.19 : Pression en tête de puits, débits de liquides et de gaz au cours de la période de débit principale lors de l’essai du puits Krechba-6.


L’avenir de la technologie multiphasique L’utilisation de débitmètres multiphasiques et d’un pompage multiphasique devient une approche de plus en plus courante. Dans des installations typiques, des puits productifs sont reliés au manifold à sélection multi-orifices (MSM) équipé d’un débitmètre multiphasique Vx et d’une pompe multiphasique (fig. 5.A). Le sélecteur du manifold permet de tester chaque puits indépendamment ; les autres puits produisent simultanément par la conduite de sortie reliée à la conduite d’aspiration de la pompe.

Échantillonnage multiphasique À l’avenir, la demande en séparateurs d’essai conventionnels sera principalement liée aux besoins en matière d’échantillonnage de fluides. Toutefois, une partie des tâches d’échantillonnage, en particulier à des fins d’analyse pression-volume-température (PVT), pourra être effectuée en condition multiphasique, directement sur le Vx.

Collecteur à sélection multi-orifices (MSM) Débitmètre multiphasique

Surpresseur multiphasique

Figure 5.A : Approche multiphasique faisant appel à une combinaison de collecteur à sélection multi-orifices, de débitmètre multiphasique et de pompes multiphasiques.

Comme pour les essais avec séparateur, il est nécessaire d’effectuer des conversions aux conditions standard à l’aide de données PVT. Schlumberger répond à ce besoin en proposant un kit comportant trois éléments : un dispositif d’échantillonnage actif multisonde qui s’adapte à l’orifice d’échantillonnage des liquides du Vx ; un kit de correction qui effectue une mesure directe des propriétés caractéristiques des fluides dans les conditions de production et les conditions standard ; et un logiciel spécialisé d’acquisition de données Vx qui traite directement les propriétés des fluides mesurées (fig. 5.B).

Figure 5.B : Dispositif d’échantillonnage multiphasique actif.

5

27


Le bloc collecteur du dispositif d’échantillonnage multiphasique actif contient un réseau de sondes d’échantillonnage placées en des points discrets de l’écoulement, ainsi qu’une sonde de détection optique des phases (OPD) qui mesure les différences d’indice de réfraction entre les phases d’huile, d’eau et de gaz. Le dispositif mesure ce qui pénètre dans le compartiment d’échantillonnage immédiatement en aval du venturi à partir d’une sonde donnée, et ce qui est expulsé au cours du processus d’échantillonnage. Il est capable de déterminer le rapport huile / eau, même dans une émulsion

homogène stable (fig. 5.C), en raison des dimensions réduites de l’extrémité de la sonde. L’OPD est un composant polyvalent qui peut être utilisé dans d’autres applications, comme le transfert d’échantillons, ou pour fournir une mesure de contrôle ou redondante du rapport eau / liquides (WLR). Cette technique offre en fait la possibilité d’obtenir un échantillon multiphasique représentatif même en présence de glissement entre les phases s’écoulant au point d’échantillonnage. Généralement, l’huile et l’eau présentent un très faible glissement dans les conditions de surface, ce qui permet d’obtenir avec l’OPD un WLR d’une plus grande précision, et donc une meilleure estimation des débits nets d’eau et d’huile. Le premier dispositif d’échantillonnage multiphasique actif a été introduit en Algérie dans un puits de condensat de gaz. Il a démontré la qualité de la mesure par rapport à des mesures de laboratoire et à celles effectuées sur site avec PVT Express. Les variations des propriétés des fluides étaient inférieures à 1 % entre les mesures prises sur le site et les autres. L’adoption précoce de cette technologie par l’Algérie a joué un rôle clé pour populariser son utilisation dans la quantification correcte de la production des puits.

10 Air / lumière

0

Signal, V

La collecte d’échantillons représentatifs, sur site et dans les conditions de production, permet d’améliorer la précision du débitmètre. La recombinaison et l’analyse PVT des fluides recueillis permettent ensuite d’obtenir la composition complète des fluides presque en temps réel. Ces mesures doivent s’effectuer dans des conditions d’équilibre thermodynamique obtenues, au bout d’un certain temps, dans un séparateur par gravité standard. Or, les échantillons sont bien souvent prélevés à des pressions et des températures différentes, si bien que plusieurs itérations sont nécessaires pour obtenir les combinaisons correctes. Le dispositif d’échantillonnage multiphasique actif remédie à ce problème en effectuant les mesures de débits, pressions et températures exactement au même point d’échantillonnage. Grâce à sa capacité à échantillonner en différents points de l’écoulement, il est possible de capturer la phase prédominante dans un état d’équilibre thermodynamique sous un régime d’écoulement quelconque. Le concept d’échantillonnage actif fait intervenir le prélèvement d’un échantillon représentatif contenant la majorité de la phase recherchée, son enrichissement et son transfert à un kit de détente ou une bouteille d’échantillonnage PVT.

20

40

60

80

100

120

140

160

180

0,1 Temps, s

Figure 5.C : Essais à l’aide des cellules de détection des phases, avec signal d’enregistrement pour un écoulement triphasique. Les différentes bandes – verte, rouge et bleue – représentent les trois niveaux du gaz, de l’huile et de l’eau.

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étant transporté avec les liquides dans le même flux, le torchage est évité. Lorsqu’un débitmètre multiphasique est raccordé au système via le collecteur à sélection multi-orifices, la production d’un puits individuel peut être mesurée à l’aide des vannes du collecteur, si bien qu’un seul débitmètre multiphasique peut desservir plusieurs puits. En variante, il est possible de mesurer la production cumulée de l’ensemble des puits reliés au collecteur. Les pompes multiphasiques sont généralement pilotées électriquement par un variateur de vitesse de façon à pouvoir optimiser leur plage de fonctionnement.

Figure 5.D : Pompe multiphasique.

Parmi les avantages du dispositif d’échantillonnage multiphasique actif, on peut citer : I l’échantillonnage au même point assurant l’équilibre thermodynamique I la possibilité d’isoler une phase particulière au cours de l’échantillonnage I le maintien d’une pression et d’une température stables pendant l’échantillonnage I le contrôle en temps réel par sonde OPD que la phase correcte a été capturée I la large plage de mesures de haute qualité à des fractions volumiques de gaz supérieures à 99,8 % I l’échantillonnage sans séparation I la mesure précise du WLR indépendamment du GVF.

Pompage multiphasique Les projets de développement de gisements impliquent souvent le transport de la production sur de grandes distances jusqu’aux installations de traitement. La séparation naturelle des phases survenant dans les lignes de collecte affecte le rendement de la production en créant des entraves à l’acheminement des fluides. Une solution plus économique consiste à propulser la production au moyen d’une pompe multiphasique. Cela permet d’acheminer dans une seule ligne le gaz, l’huile et l’eau jusqu’à l’installation de traitement sans séparation. Les pompes (fig. 5.D) réduisent la contre-pression en tête de puits et, ce faisant, améliorent la production. Plusieurs puits peuvent être reliés à la conduite d’aspiration d’une pompe par le biais d’un collecteur puisque, le gaz

Les avantages du pompage multiphasique comprennent : I l’augmentation de la production sans torchage du gaz I le raccordement étendu de puits ou de champs éloignés I l’accroissement de la capacité des pipelines sans conduite dédiée au gaz I l’automatisation permettant l’exploitation sûre et fiable des installations sans personnel sur site I l’accroissement du taux de récupération des hydrocarbures I la rentabilité globale accrue des actifs.

Conclusions Les futures applications potentielles et la demande toujours croissante d’installations avec technologie multiphasique font l’objet d’une recherche soutenue par Sonatrach et Schlumberger, afin d’innover et d’améliorer les technologies pour faire face à de nouveaux défis et offrir des avantages tels que : I le raccordement étendu de champs isolés I l’automatisation complète d’installations de production annexes I la prolongation du plateau de production I une valorisation économique considérable I un haut degré de souplesse et de fiabilité. Il ne fait aucun doute que ces avancées trouveront leur place dans la poursuite du développement des champs pétroliers algériens.

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29


Échantillonnage et analyse de fluides de gisement Du gisement aux résultats Sonatrach Organization Ourhoud est un consortium formé par l’opérateur Sonatrach et six partenaires internationaux : Cepsa, Anadarko, Burlington, Mærsk, Lasmo et Talisman. Le champ d’Ourhoud est situé dans le bassin de Berkine, à 1 200 km au sud-est d’Alger, en Algérie. La concession a été mise en exploitation concertée afin de calculer la part de pétrole de chaque compagnie sur les trois blocs de production qu’elle couvre. Les 34 puits de production de pétrole produisent actuellement environ 230 000 barils/j. Le champ compte également un certain nombre de puits d’injection d’eau et de gaz ainsi que des puits produisant de l’eau.

Un avantage du service PVT Express est qu’il peut fournir des données complètes de propriétés de fluide en quelques heures. De petits volumes de fluide de gisement sont analysés pour fournir des données de point de bulle, de point de rosée, de rapport gaz-huile (GOR) / condensat-gaz (CGR), de densité, de compressibilité, de composition et de viscosité. Les propriétés mesurées sont alors introduites dans un modèle à réseau neuronal artificiel (ANN), qui fait appel à une base de données de plus de mille études PVT pour donner des prévisions complètes d’huile et de condensat de gaz. Le modèle comprend un outil de contrôle qualité qui évalue la qualité des prévisions (fig. 5.21). La cellule PVT DBR à volume variable est au cœur du laboratoire de Hassi Messaoud. Cette cellule entièrement visuelle, qui est la seule à permettre une mesure directe des volumes de phases, fournit une confirmation de la pression des points de bulle et de rosée. Des mesures de détente à composition constante (CCE), de détente différentielle (DL) ou de déclin à volume constant (CVD) et de viscosité sont nécessaires pour comprendre le comportement des fluides de gisement, qui peut influencer la récupération et les aspects économiques. Le laboratoire assure également des analyses de composition à l’aide

Liquide Échantillon monophasique

ppe elo Env

pré de

En 2004-2005, Schlumberger Oilphase-DBR† a mené une vaste campagne d’échantillonnage monophasique en fond de puits. Plus de quatre-vingts échantillons ont été prélevés avec succès à l’aide de l’échantillonneur monophasique de gisement (SRS) Oilphase-DBR. La majorité des échantillons a ensuite été analysée par le service d’analyses sur site des fluides de puits PVT Express du Laboratoire de comportement de phases d’Oilphase-DBR à Hassi Messaoud pour donner une réponse rapide à des fins de validation. Des études complètes ont ensuite été effectuées pour déterminer leurs propriétés physiques et des données de comportement de phase pression-volume-température (PVT) afin de rassembler des informations et de contribuer à une gestion réussie de la production du gisement (fig. 5.20).

PVT Express est utilisé pour une validation rapide et l’analyse PVT de base, tandis qu’une cellule DBR visuelle classique est utilisée pour les études complètes, le flow assurance, et les tests de récupération assistée du pétrole (EOR).

cip

Système d’échantillonnage de fond SRS

ita tio n

C

A

D de

Asphaltène

Fluide chargé en azote

Fluide à la température et à la pression initiales du gisement

l’as ph a ltène

100%

Point critique

75%

Zone multiphasique , ide

n

tio

c Fra

u liq

%

50%

B

Échantillon multiphasique

25%

Gaz Liquide, %

Pression

Le SRS, un système unique et perfectionné destiné à des applications d’échantillonnage souterrain, prélève et conserve du fluide à une pression supérieure à celle du gisement pendant que l’outil est récupéré dans le puits. L’outil peut être descendu au tubing, au câble, à l’aide d’une ligne électrique, d’un tube enroulé ou de pompes à tiges, ou placé à l’intérieur d’un porte-échantillons (SCAR) au cours d’opérations de DST. Le SRS, principalement utilisé pour des mesures sur des échantillons dans leur état d’origine, est essentiel lors de mesures de pH sur de l’eau de production ou pour évaluer le dépôt d’asphaltène dans des échantillons d’huile.

0%

Température Échantillonneur monophasique de fond de puits Échantillonneur classique de fond de puits Figure 5.20 : Enveloppe de phases – échantillonnage avec le SRS.

†

Oilphase-DBR est la subdivision d’échantillonnage et d’analyse des fluides de gisement de

Schlumberger Well Testing Services. Basée à Hassi Messaoud en Algérie, Oilphase-DBR offre des

Le Laboratoire de comportement de phases d’Oilphase-DBR à Hassi Messaoud exploite deux systèmes PVT. Le service

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30

solutions d’échantillonnage en découvert, sur trou tubé et en surface, d’analyse (PVT) de comportement de phases, de gestion d’échantillons et des services de conseil en matière de fluides.

Échantillonnage et analyse de fluides de gisement

de chromatographes en phase gazeuse Agilent 6890 ainsi que des analyses PVT conventionnelles complètes, tant sur des systèmes de condensats de gaz que d’huile. Les données physiques et de composition servent de base à une modélisation par équations d’état en vue d’évaluer des scénarios de production et d’optimiser la production du gisement.

Prestations de service assurées pour Sonatrach Organization Ourhoud En 2004-2005, des échantillons monophasiques ont été prélevés à l’aide de l’outil SRS au cours de campagnes multipuits. Le SRS a été utilisé sans une seule panne, dans des trains de trois outils en série. En surface, les échantillons ont été restaurés par chauffage à la température du gisement et transférés dans des flacons d’échantillons monophasiques pour expédition au laboratoire.

Figure 5.21 : PVT Express – système d’analyse des fluides.

Au laboratoire, toutes les pressions d’ouverture des échantillons ont été mesurées pour s’assurer que les échantillons conservés restaient en une seule phase. Les échantillons ont alors été restaurés par chauffage au-dessus de la pression du gisement sous agitation pour des durées prolongées afin d’assurer leur homogénéisation. De petits sous-échantillons ont ensuite été confiés à PVT Express pour des mesures de pression de saturation et de GOR. Ces données de validation ont servi à évaluer la qualité des échantillons, permettant de sélectionner un sous-ensemble pour des travaux poussés de flow assurance de l’asphaltène et d’analyses classiques à l’étranger. Pendant la phase principale de la campagne, plus de vingt-cinq échantillons par mois ont été prélevés, analysés et validés à l’aide du SRS et du service PVT Express. Figure 5.22 : Cellule PVT DBR entièrement visuelle mesurant directement

Des échantillons ont également été prélevés à partir de puits adjacents à des puits pilotes d’injection de gaz miscibles. Les échantillons prélevés sur des perforations présentant une percée de gaz à partir du projet d’injection se sont avérés contenir du fluide de gisement hautement sursaturé. Les échantillons qui ont été marqués par l’outil ANN d’assurance qualité de PVT Express en raison de la nature inhabituelle de leurs fluides ont été recommandés pour une analyse classique complète à l’aide de la cellule DBR visuelle du laboratoire Oilphase-DBR. Une conclusion, également atteinte par Sonatrach Organization Ourhoud après analyse des données rassemblées à partir de ces échantillons, indiquait une certaine incohérence entre les données de composition et de propriétés physiques. À l’aide du système DBR de mesures CCD et de la cellule entièrement visuelle, les spécialistes en évaluation de gisement ont pu identifier visuellement la pression de saturation. Les données d’éclair et de composition du gisement pour ces échantillons sursaturés se sont également montrées en bon accord avec l’équation d’état développée par Sonatrach Organization Ourhoud (fig. 5.22).

Résultats La campagne d’échantillonnage et d’analyse de fluides de gisement menée par Oilphase-DBR a fourni à Sonatrach Organization Ourhoud des échantillons

des volumes de phases.

qui ont été utilisés pour des analyses poussées de type PVT et flow assurance. Les données ont été utilisées pour évaluer et paramétrer l’équation d’état existante pour le système de gisement et ont fait partie intégrante de l’évaluation du projet d’injection de gaz miscible et de l’optimisation ultérieure de la production du gisement. Le laboratoire Oilphase-DBR continue à effectuer de l’échantillonnage monophasique en fond de puits et des analyses pour Sonatrach Organization Ourhoud pour surveiller les effets du projet WAG, car des percées de gaz ont été observées dans des puits en production sur tout le champ. Suite au taux de succès de 100 % de l’échantillonnage en fond de puits et à la validation des résultats d’analyse obtenus par PVT Express et par la cellule DBR classique sur place, Oilphase-DBR continue à mener des campagnes périodiques d’échantillonnage et d’analyse classique dans le cadre du projet de surveillance des pilotes d’injection de gaz.

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Surveillance de la production – Mesures des écoulements multiphasiques en fond de puits La diagraphie en production dans les puits verticaux ou quasi verticaux est un moyen efficace de déterminer l’influx des phases pétrole, gaz et eau, ces informations étant utilisées pour développer des stratégies de production optimales et pour concevoir des reconditionnements correctifs. Dans les puits à forte déviation, les régimes d’écoulement en fond de puits peuvent être complexes et comprendre de la stratification, de la formation de brouillard et de la recirculation. Le profil d’écoulement est influencé par la ségrégation, de faibles variations de l’inclinaison du puits et le régime d’écoulement. Ces complexités et d’autres, telles qu’un écoulement à bulles en tête de puits, la recirculation de la phase lourde ou des vitesses de déplacement différentes de couches stratifiées, peuvent conduire les outils classiques de diagraphie en production à fournir des résultats sous-optimaux. Dans les écoulements multiphasiques, les mesures effectuées dans l’axe par les outils classiques de diagraphie

Figure 5.23 : L’outil Flow Scanner utilise un bras manœuvrable pour déployer des capteurs le long de l’axe vertical de puits non verticaux. Le corps de l’outil intègre 17 capteurs : quatre mini-turbines sur un bras, cinq sondes électriques et cinq optiques sur un autre et un jeu de capteurs comprenant une turbine, une sonde électrique et une sonde optique sur le corps de l’outil qui repose sur la partie basse du puits de forage. Les turbines mesurent les vitesses en cinq points différents le long de l’axe vertical du puits de forage.

5

32


des écoulements complexes, car les informations les plus importantes sont réparties le long du diamètre vertical du puits de forage. Les outils classiques possèdent des capteurs espacés sur de longues distances dans le puits de forage, rendant les mesures en régimes d’écoulement complexes ambiguës et leur interprétation encore plus difficile. L’outil Flow Scanner fonctionne différemment. D’un côté de son bras rétractable se trouvent quatre turbines miniatures conçues pour mesurer la vitesse des fluides dans le puits. De l’autre côté, se trouvent des réseaux de cinq sondes

Vitesse

Taux de rétention 1

Huile

Eau Haut

Bas

0 Haut

Bas

Figure 5.24 : Dans les puits verticaux ou quasi verticaux, l’huile et l’eau sont mélangées sur toute l’étendue du puits de forage, l’huile, phase la plus légère, augmentant dans la partie haute du puits. Des mesures moyennées sur tout le puits de forage conviennent pour déterminer la vitesse et le taux de rétention.

Vitesse

Taux de rétention 1 Huile

Eau Haut

Bas

0 Haut

Bas

Figure 5.25 : Dans les puits dont la déviation va jusqu’à 85°, l’eau, phase la plus lourde, se sépare vers le bas du conduit, et la couche de mélange du côté supérieur du trou comprend des bulles d’huiles dispersées. Aux faibles débits, la vitesse de l’eau du côté inférieur du trou peut être négative. Aux débits élevés, l’accélération différentielle des phases causée par les forces de cisaillement entre les différents fluides peut conduire à des instabilités dans la structure de l’écoulement.

Vitesse

Par ailleurs, l’outil Flow Scanner est conçu pour fonctionner en position excentrée, ce qui facilite son acheminement dans les puits à forte déviation et horizontaux, et assure le déploiement correct des capteurs le long de l’axe vertical du puits de forage. L’outil repose sur la face inférieure du puits, son bras déployé le long du diamètre vertical du puits de forage. Le bras s’étend jusqu’à une longueur égale au diamètre des tubages de production et sert donc de calibreur, fournissant les mesures de section nécessaires au calcul des débits à mesure que l’outil se déplace. Comme l’outil mesure le profil de vitesse le long du diamètre vertical du puits de forage, il fournit des mesures de régimes d’écoulement mixte et séparé, y compris une mesure directe et indépendante de la vitesse du gaz dans un puits horizontal multiphasique. L’outil détecte même la recirculation d’eau en fond de puits. Chacune des cinq turbines miniatures effectue une mesure directe et locale de la vitesse du fluide qui la traverse, de sorte qu’un profil de vitesse multiphasique peut être calculé. La sonde Flow Scanner de base est longue de 11 pieds [3,4 m] et la rame d’outillage entière est longue d’environ 25 pieds [7,6 m] lorsqu’elle est configurée comme une rame typique de diagraphie en production, comprenant des capteurs de pression et de température. L’outil peut être employé dans des puits de forage d’un diamètre intérieur compris entre 2 7⁄8 et 9 pouces, et peut être acheminé par tubage enroulé, par câble ou par un système tracteur de fond de puits MaxTRAC. Il fonctionne à des températures atteignant 300 °F [149 °C] et à des pressions atteignant 15 000 psi [103 MPa].

Taux de rétention 1

Distinguer huile et gaz de l’eau

Huile

Eau Haut

électriques et cinq sondes optiques qui mesurent respectivement les taux de rétention locaux d’eau et de gaz. Une cinquième turbine miniature et une sixième paire de sondes optiques sur le corps de l’outil mesurent les propriétés de l’écoulement sur la face inférieure du puits. Toutes les mesures sont prises par les capteurs simultanément et à la même profondeur (fig. 5.23).

Bas

0 Haut

Bas

Figure 5.26 : Dans les puits quasi horizontaux, l’eau s’écoule en partie basse et l’huile en partie haute. À des débits pouvant atteindre 20 000 b/j dans un chemisage de 5 pouces, il se produit peu de mélange. Aux faibles débits, l’écoulement dépend fortement de la déviation du puits.

Le système Flow Scanner détecte l’eau à l’aide de ses six sondes électriques à basse fréquence qui mesurent l’impédance du fluide. Comme l’huile et le gaz ne sont pas conducteurs de l’électricité, contrairement à l’eau, on définit un seuil qui permet à l’outil de distinguer l’huile et le gaz de l’eau. Par conséquent, une mesure locale du taux de rétention d’eau peut être réalisée indépendamment des propriétés du fluide et sans devoir effectuer

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vés, tandis que le gaz a un faible indice de réfraction et réfléchit plus de 80 % de la lumière (fig. 5.27). Lorsque la réflectivité dépasse un seuil prédéfini, la sonde signale du gaz. Comme les indices de fluide de l’eau et de l’huile sont similaires, on utilise les sondes optiques pour distinguer le gaz des liquides. Le comptage des bulles de gaz peut également être obtenu à partir des données brutes et utilisé pour localiser les premières entrées de gaz. Les sondes optiques permettent une mesure locale du taux de rétention de gaz sans nécessiter d’étalonnage parce que leurs signaux sont binaires. Ensemble, les sondes optiques et électriques fournissent une réponse complète en termes de mesure du taux de rétention triphasique dans le même intervalle de profondeur.

Optimisation logicielle et affichage des données en temps réel Les mesures sont prises alors que l’outil est en mouvement, les bras déployés pour toucher la paroi haute du trou et le corps de l’outil reposant sur la paroi basse. Des ressorts à lame commandent l’ouverture des bras et un actionneur hydraulique motorisé en commande la fermeture. Au besoin, les données peuvent être collectées alors que la sonde est maintenue en position (fig. 5.28). Dans les écoulements stratifiés, les interfaces entre fluides peuvent être localisées avec précision en effectuant des mesures pendant la fermeture du bras, à l’aide de la fonction de balayage du bras en position, les résultats étant disponibles en temps réel.

d’étalonnage. De plus, la mesure du comptage de bulles – l’enregistrement qui représente le nombre d’événements non conducteurs détectés pendant une période de surveillance – peut être utilisée pour localiser les entrées de fluide. Les sondes électriques à basse fréquence classiques peuvent seulement différencier l’eau des hydrocarbures. Le système Flow Scanner est en revanche également équipé de sondes optiques qui détectent le gaz. Ces sondes sont sensibles à l’indice de réfraction optique du fluide. L’huile et l’eau ont des indices de réfraction éle-

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Lorsque la sonde Flow Scanner est en fonctionnement, des données en temps réel affluent depuis 17 capteurs, le calibreur et le dispositif de gisement sur la rame d’outillage. Une approche novatrice de l’interprétation des données intègre des algorithmes dédiés via un logiciel spécialisé pour la visualisation en temps réel des vitesses et des taux de rétention des phases le long du diamètre vertical de la section de puits. Un autre logiciel fournit un affichage facile d’utilisation des données brutes pendant la diagraphie ou lors d’une lecture différée. Les logiciels Flow Scanner fournissent deux vues constamment mises à jour par des données acquises en temps réel. Une vue montre les vitesses relatives des fluides mesurées par le réseau de turbines, l’autre montre la répartition des phases dans la section du conduit. Dans les deux vues, le conduit est découpé horizontalement en cinq couches associées aux différentes combinaisons de mesures des turbines et des sondes électriques et optiques (fig. 5.29). De plus, les mesures de diamètre et de gisement indiquent en continu la position du capteur.


Surface

Surface

Surface Surface

Figure 5.29 : Les données en temps réel de débit et de répartition des phases sont constamment optimisées et affichées en surface. Dans la vue « turbine », cinq rectangles sont tracés avec des longueurs proportionnelles aux vitesses de rotation des turbines correspondantes. Chaque rectangle est divisé en sections colorées suivant un code dont les largeurs sont proportionnelles aux taux de rétention des trois phases, mesurés par les sondes électriques et optiques. Dans la vue en section transversale, chaque couche est codée en couleur pour représenter la phase dont le taux de rétention est le plus élevé de ceux mesurés par les sondes. Les valeurs de taux de rétention des deux phases restantes sont représentées par des nombres et des tailles de bulles en proportion. Les positions relatives des capteurs sont également illustrées, par des cercles pour les turbines et des points pour les sondes.

Le traitement progresse de manière séquentielle (fig. 5.30). Des profils de taux de rétention de gaz par phase sont produits sur la base des indications des sondes optiques et électriques. Le profil de taux de rétention de l’huile est ensuite déduit de ceux du gaz et de l’eau. Les frontières supérieure et inférieure de l’interface d’écoulement sont définies comme les régions où l’écoulement est localement multiphasique. Les vitesses de chacune des phases sont obtenues après un étalonnage des turbines. La vitesse de chaque phase est multipliée par le taux de rétention pour déterminer le débit. Les puits horizontaux et déviés présentent diverses difficultés pour la diagraphie en production. Toutefois, l’outil Flow Scanner fournit des données bien plus précises sur les

points d’entrée de fluides en régimes d’écoulement complexes – des informations essentielles pour prolonger la vie d’un champ et maximiser le retour sur investissement. La combinaison innovante d’un matériel conçu sur mesure, d’une méthodologie d’interprétation des données adaptée aux conditions et d’une visualisation élaborée des données fait de l’outil Flow Scanner un choix judicieux pour la diagraphie en production dans les puits horizontaux et à forte déviation d’Algérie.

FSI InSlow Profiler - w10o10g17dev88hw65ho22.DLIS Fichier Entrée Affichage Aide

Profil de vitesse (m/min)

Profil de taux de rétention

Identifier la phase fluide

Calculer les taux de rétention 0

1

-100

0

100

Localiser l'interface fluide

2 928,025500 s Étapes :

Débits

Type d'écoulement : Eau / huile / gaz MapFlo Taux de rétention :

CVEL (m/min) :

0.00

Rugos. (mm) :

3,0000

Eau

Huile

Gaz

1 020,004

805,003

100 000

mu (cP) :

3,0000

16,0000

0,2000

WOG

Taux de rétention () :

0,526

0,326

0,148

34,26

V (m/min) :

Pres. (bar) :

1,38

Temp. (°C) :

25,37

Vitesse :

Triphasique

étalon. turb. :

Étalon. phase

intégration :

Non raffiné

gaz / eau :

EP & OP

Vmél (m/min) :

correction :

Stratifié

Qtot (b/j) :

État : Type d'écoulement :

ho (kg/m3) :

Calculer les vitesses

0

5 395,53

Appliquer l'étalonnage des mini-turbines

Q (b/j) :

19,56

29,20

97,81

1 619,92

1 500,85

2 274,77

Calculer le débit

Figure 5.30 : Progression du traitement en temps réel. Le processus de déroulement des tâches utilise un algorithme séquentiel (à gauche). Les profils de taux de rétention et de vitesse sont constamment mis à jour et affichés en temps réel (à droite).

5

35


Intégrité des puits – Évaluation de la cimentation Importance de l’évaluation de la mise en place du ciment La mise en place du ciment est une composante cruciale de l’architecture des puits pour assurer le soutien mécanique du cuvelage, la protection contre la corrosion par les fluides et, ce qui est de la plus haute importance, pour isoler les zones perméables à différents régimes de pression afin d’empêcher la communication hydraulique. Traditionnellement, l’évaluation de la cimentation a été effectuée par des relevés de température, des essais de pression hydraulique du cuvelage et en utilisant des outils de diagraphie acoustique. Les mesures de température peuvent localiser le top de ciment dans les quelques heures qui suivent sa mise en place du fait du caractère exothermique de l’hydratation du ciment. Les tests en pression – via le test en sabot, des tests secs et des tests de communication – sont la seule façon fiable de vérifier l’isolation zonale après la prise du ciment. Ces essais de pression peuvent cependant endommager l’adhérence cuvelage-ciment et créer un micro-espace annulaire : un espace vide qui peut permettre une communication hydraulique entre zones.

ment du ciment au cuvelage. Ce couplage est particulièrement sensible au micro-espace annulaire micrométrique. I La diagraphie Variable Density Log (VDL), qui donne une estimation qualitative de la moyenne azimutale et à 5 pieds de profondeur du couplage acoustique en cisaillement du ciment à la formation. Ce couplage est insensible au micro-espace annulaire millimétrique. I Les outils ultrasoniques, utilisant une technique d’émission-réception qui excite le cuvelage pour le mettre dans un mode de résonance en épaisseur afin de donner l’impédance acoustique du ciment adjacent au cuvelage avec une haute résolution azimutale (5 degrés) et axiale (1 pouce).1 Cette technique est insensible au micro-espace annulaire mouillé – rempli de liquide – jusqu’à une épaisseur de 250 microns. Un nouvel outil d’imagerie ultrasonique, l’outil Isolation Scanner, combine la technique classique d’émission-réception avec une technique pitch-catch (transmission-réception) qui donne des échos résultant de la propagation d’une onde de flexion le long du cuvelage ainsi que de réflexions à l’interface cimentformation. Cet outil distingue les ciments légers de la boue, qui ont tous deux une faible impédance acoustique et posent donc un défi à la technique d’émission-réception. L’outil Isolation Scanner fournit également une imagerie radiale de la gaine de ciment pour estimer l’excentricité du cuvelage à l’intérieur du trou, une détection des chenaux dans la gaine de ciment et la forme du trou.

Mesures traditionnelles de diagraphie Les outils acoustiques donnent, quant à eux, des mesures non destructives et permettent la détection du ciment derrière le cuvelage ainsi que l’adhérence entre le cuvelage, le ciment et la formation. Ces outils sont devenus les outils de choix pour l’évaluation du placement du ciment afin de : I contrôler l’intervalle du placement du ciment autour du cuvelage I mesurer l’impédance acoustique du ciment adhérant au cuvelage I mesurer le pourcentage de la circonférence du tube adhérant au ciment. À partir de cette évaluation, l’opérateur peut décider de l’opportunité d’une opération de réparation : injection sous pression (squeeze) de ciment, dans la mesure du possible, afin d’assurer une isolation hydraulique entre zones critiques. Les outils traditionnels de diagraphie acoustique comprennent : I La diagraphie Cement Bond Log (CBL), qui mesure la moyenne azimutale du couplage acoustique en cisaille-

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36

Diagraphies CBL et VDL Les diagraphies CBL et VDL sont acquises à l’aide d’un outil de diagraphie sonique doté d’un transducteur unipolaire et de récepteurs unipolaires placés respectivement à 3 pieds et 5 pieds de l’émetteur (fig. 5.31). L’émetteur sonique unipolaire envoie une impulsion omnidirectionnelle qui provoque une vibration longitudinale du cuvelage. En raison de la basse fréquence de la mesure (10 à 20 kHz), les données enregistrées, qui comprennent l’amplitude du premier pic positif (notée E1) de la forme d’onde sonique reçue à 3 pieds et de la forme d’onde complète reçue à 5 pieds, représentent les valeurs moyennées sur la circonférence du cuvelage. Lorsque ce dernier adhère à un matériau dur, la vibration du cuvelage est atténuée et l’amplitude E1 par CBL est faible (fig. 5.31). Le temps de transit (TT) mis par l’onde pour passer de l’émetteur au récepteur est utilisé pour contrôler la qualité du centrage de l’outil et fixer les paramètres adéquats pour une détection correcte. Lorsque le cuvelage adhère complètement à une gaine de ciment assez épaisse, l’atténuation des signaux soniques passant à travers le cuvelage cimenté est proportionnelle à l’impédance acoustique du ciment, Zc. Cependant, les conditions dans le puits de forage affectent également l’atténuation des signaux soniques. Par exemple, l’amplitude de tube adhérent augmente avec l’épais-


seur du cuvelage, diminue pour les plus grandes dimensions de cuvelage et dépend du type de fluide et de la masse volumique des fluides de chaque côté du cuvelage. Pour minimiser ces effets lors de l’interprétation des données de CBL, un étalonnage dans un intervalle de « tube libre » est recommandé pour compenser les différences dans le puits de forage, en supposant que les conditions qui y règnent (dimensions de cuvelage et propriétés acoustiques de la boue) restent constantes sur tout le puits. Plus tard, cela peut-être évalué à l’aide de la valeur du TT, qui varie avec le diamètre intérieur du cuvelage et la vitesse de la boue. En plus des conditions dans le puits de forage et des paramètres d’acquisition, l’amplitude CBL est affectée par le centrage (par exemple, E1 est réduite de moitié et TT de 4 µs pour une excentricité de l’outil de 6,4 mm) et par un microespace annulaire, qui se traduit par une augmentation de l’amplitude CBL. Celle-ci augmente à nouveau avec les channelings (cheminements préférentiels) remplis de fluide dans la gaine de ciment. Enfin, l’amplitude CBL est affectée dans les formations rapides présentant une forte E1 qui n’est plus liée à la qualité du ciment mais à des arrivées de formation rapides.

La diagraphie VDL permet de visualiser les arrivées qui se propagent dans le cuvelage comme des ondes extensionnelles, et dans la formation comme des ondes réfractées (fig. 5.31). Les arrivées de formation sont composées d’ondes de compression (P) et d’ondes de cisaillement (S). En général, les arrivées de formation apparaissent plus tard que les arrivées de cuvelage se propageant rapidement, sauf lorsque la formation est extrêmement rigide et que la vitesse de l’onde de compression dépasse celle de l’onde extensionnelle du cuvelage (avec une lenteur de 57 µs/pied). Les arrivées de formation peuvent être utilisées pour corréler les diagraphies CBL et VDL à la diagraphie sonique en trou ouvert. Dans un tube parfaitement cimenté, nous observons des arrivées de cuvelage inexistantes ou faibles suivies de fortes arrivées de formation P puis S. Dans un tube libre, en revanche, les arrivées de cuvelage sont fortes et apparaissent parallèles sur la diagraphie, comme des rails de chemin de fer. Presque aucune arrivée de formation n’est observée et, en avant des connexions des cuvelages, le motif caractéristique en chevrons peut être observé.

Cuvelage

Dans les tubes partiellement cimentés avec du channeling, des arrivées de cuvelage avec un CBL élevé peuvent être accompagnées par des arrivées de formation. Cela peut également se produire en présence d’un microespace annulaire à l’interface cuvelage-ciment. Pour différencier les deux situations (channeling et micro-espace annulaire), la pression de cuvelage est augmentée lors d’un deuxième enregistrement du CBL. Une diminution de E1 avec des arrivées de cuvelage s’estompant et des arrivées de formation se renforçant favorise l’hypothèse du micro-espace annulaire par rapport à l’hypothèse des channelings.

Gaine de ciment adhérente

Émetteur

Trajet de l’impulsion sonique

Récepteur de 5 pieds donnant la VDL

Niveau de détection E1

Tir de l’émetteur Temps de transit (tt) Amplitude, en volts

Récepteur de 3 pieds donnant la CBL

Amplitude

CBL

Tir de l’émetteur

Temps

Principes de l’évaluation ultrasonique de la cimentation Arrivée de Arrivée de cuvelage formation

Arrivée de boue

E1 Temps

Figure 5.31 : Outil de diagraphie d’adhérence du ciment (CBL) et principe de fonctionnement.

L’outil USI (UltraSonic Imager) utilise la technique d’émission-réception à haute fréquence.2 L’outil fonctionne sur un transducteur tournant à 7,5 tr/s qui émet, perpendiculairement aux parois du cuvelage, une onde ultrasonique à large bande qui peut être réglée entre 250 et 700 kHz pour exciter le cuvelage et le faire entrer dans un mode de résonance. La fréquence de ce mode dépend de l’épaisseur du cuvelage, et sa décroissance d’amplitude

5

37


Cependant, lorsque l’impédance acoustique estimée du ciment est faible et proche de celle de la boue, il devient difficile de conclure sans ambiguïté si un solide (ciment contaminé par un fluide, ciment léger ou ciment-mousse) ou un liquide occupe l’espace annulaire.

Comparaison CBL / VDL et USI Les principales carences de l’outil USI par rapport à la diagraphie CBL/VDL sont ses limites lorsqu’il est exploité avec des boues denses qui ont tendance à atténuer fortement le signal (cela correspond typiquement à une densité de boue à base d’eau de 1,9 g/cm3 ou à une densité de boue à base d’huile de 1,4 g/cm3). Il ne donne pas non plus d’indication sur la qualité de l’adhérence cimentformation, et a des difficultés à différencier un microespace annulaire sec d’un gaz en tube libre et un ciment léger d’un liquide d’impédance acoustique similaire. Les carences de la diagraphie CBL sont sa valeur moyennée unique d’amplitude, qui est très sensible à la centralisation de l’outil et à l’espace annuaire micrométrique, et le fait qu’elle ne différencie pas le ciment contaminé, le channeling et le micro-espace annulaire. De plus, elle

5

38

Cuvelage

Temps de transit

(État du cuvelage intérieur) Rayon intérieur

Résonance du cuvelage

Ciment

Formation

Fréquence de résonance

Décroissance de résonance

Épaisseur

Impédance du ciment

Formation Cuvelage Ciment

Faisceau acoustique

n

Amplitude d'écho

Boue

Temps

atio

L’outil USI balaie le cuvelage avec une résolution azimutale de 10 ou 5 degrés, donnant à chaque profondeur 36 ou 72 formes d’ondes séparées. Celles-ci sont traitées pour donner l’épaisseur, le rayon intérieur et l’état de surface de la paroi intérieure du cuvelage – à partir de l’écho initial – ainsi qu’une image azimutale de l’impédance acoustique du ciment – à partir de la décroissance de la résonance du signal. L’impédance acoustique du ciment est alors classifiée comme celle d’un gaz lorsqu’elle est typiquement inférieure à 0,3 Mrayl, d’un liquide lorsqu’elle est comprise entre 0,3 et 2,6 Mrayl ou d’un ciment lorsqu’elle est supérieure à la limite supérieure pour les liquides de 2,6 Mrayl. L’exactitude de l’impédance acoustique estimée du ciment dépend de l’exactitude de l’impédance acoustique connue de la boue. Celle-ci est estimée à l’aide de la cellule de mesure de fluide lorsque l’outil est descendu dans le puits et que le transducteur est basculé vers l’intérieur pour insonifier une plaque de référence d’épaisseur et de propriétés élastiques connues.

Transducteur

ot

dépend des impédances acoustiques des milieux de chaque côté du cuvelage (fig. 5.32).

R

Décroissance Transducteur

Plaque métallique

Figure 5.32 : Principe de fonctionnement de la mesure d’impédance acoustique émission-réception.

est affectée par le type et la densité de la boue, par le cuvelage extérieur en cas de double cuvelage, et par les formations rapides lorsqu’elles sont présentes. Le principal avantage de la diagraphie VDL est sa capacité à détecter les arrivées de formation même en présence d’un espace annulaire millimétrique, ce qui lui permet de différencier un tube avec un espace annulaire rempli de fluide d’un micro-espace annulaire de grande taille. Par conséquent, l’outil USI et les diagraphies CBL-VDL se complètent dans certains domaines. Cependant, tous ces outils ont des difficultés à fournir un diagnostic dénué d’ambiguïté pour les ciments d’impédance acoustique semblable à celle de la boue.

Étude de cas du puits A Sur le champ gazier de Tin Fouye Tabankort dans le bassin d’Illizi, le puits A a été complété avec un cuvelage de 9 5⁄8 pouces à X 455 m, un jeu de 7 pouces et 26 lbm/pied à Y 029 m et un liner de 4,5 pouces à Y 109 m avec un dispositif de suspension (liner hanger) à X 862 m. L’objectif de l’opération de cimentation du cuvelage de 7 pouces était d’avoir une bonne cimentation au-dessus du sabot et jusqu’au toit de la formation F6 à X 502 m. Les ingénieurs du puits ont décidé d’utiliser deux ciments, avec 4,94 m3 de ciment de comblement LiteCRETE UL (1 140 kg/m3, impédance acoustique de 3,7 Mrayl) suivi de 5,9 m3 de ciment de queue de classe G (1 900 kg/m3, impédance acoustique de 6 Mrayl et résistance à la compression de 3 000 psi).


Interprétation des diagraphies

Sept mètres cubes d’agent chimique de lavage CW8-ES ont été pompés avant le ciment Ultra LiteCRETE, et 40 m3 de boue ont été utilisés pour la chasse du ciment. Aucune perte n’a été observée pendant la cimentation, et un retour intégral a été mesuré pendant le pompage du ciment. Le bouchon a été mis en pression à 3 000 psi sans retour et le ciment a dû être reforé entre l’anneau de cimentation et le sabot de Y 000 à Y 029 m, ce qui confirme l’excellente exécution du chantier.

TTSL

TTSL 400

(µs)

Le top de ciment est observé à la fois sur les diagraphies CBL et USI à X 360 m (fig. 5.33) au lieu de la cote prévue à X 206 m, basée sur le volume de ciment et supposant un trou parfaitement calibré à 8,5 pouces. Le top de ciment observé suggère une taille moyenne en trou découvert de

200 400

Rayon intérieur minimal

(µs)

200

Rayon intérieur minimal

3,7 (pouces) 2,7 2,7 (pouces) 3,7 Temps de transit 400

(µs)

Rayon extérieur moyen

Gamma ray

Temps de transit

200 400

(µs)

200

Rayon intérieur maximal

3,7 (pouces) 2,7 2,7 (pouces) 3,7 0

(gAPI)

150

Rayon intérieur maximal

Détecteur de joints ( )

-20

Rayon intérieur moyen

Excentration 0

(pouces)

Rayon intérieur moyen

3,7 (pouces) 2,7 2,7 (pouces) 3,7

20

Impédance acoustique maximale

Impédance acoustique

Rayon extérieur moyen

0,3 3,7 (pouces) 2,7 2,7 (pouces) 3,7

-500,0 0,8

0

(Mrayl)

10

Impédance acoustique moyenne

1,7 2,6

Micro-décollement Liquide Gaz ou micro-esp. ann. sec Adhérent

2,2 3,2

0

(Mrayl)

10

Impédance acoustique minimale

5,2 6,1 7,0

( )

-1 000,0 0,3

3,5 4,3

Carte des ciments avec classification par impédance

0

(Mrayl)

4,1 5,1 6,0

Amplitude CBL Courbe de diagraphie sonique en densité variable Amplitude Max Indice d’adhérence Min 2

(mV)

1

( )

62

7,0

10

( )

0 350

(µs)

1 200

X 350 X 400 8

X 450 X 500 7

X 550 X 600

6

X 650 5

X 700 X 750

4

X 800 X 850

3

X 900 2

X 950 1

Y 000 Figure 5.33 : Diagraphies CBL et USI pour le puits A du champ de Tin Fouye Tabankort. L’impédance acoustique interprétée (piste 6), l’amplitude CBL (piste 7) et la diagraphie VDL (piste 8) indiquent des zones de manque potentiel d’isolation zonale.

5

39


8,9 pouces, correspondant à un excès de 30 % de volume annulaire à remplir et, par conséquent, à un top de ciment de queue anticipé à X 680 m.

MD (m)

Gamma Diagraphie densité variable ray 0 100 200 1 200 (μs)

Diagraphie densité variable 200

5

40

X 870 X 880 X 890 X 900 Filtrage des arrivées de cuvelage

X 910 X 920 X 930

Ondes S de formation

Ondes P de formation

X 940 X 950 X 960 X 970 X 980 X 990

Figure 5.34 : Puits A. Le filtrage spatial des formes d’ondes brutes de diagraphie en densité variable (à gauche) réduit les arrivées de cuvelage et révèle des arrivées de compression (P) et de cisaillement

(S) réfractées par la formation (à droite), indiquant une transmission d’énergie à la formation et donc la présence probable d’un micro-espace annulaire.

8 Pur Contamination croissante

6

4


Le macro-espace annulaire est probablement lié à la souscompaction de cet intervalle. En effet, le temps de transit des ondes de compression observé sur la figure 5.34 augmente avec la profondeur dans l’argile, au-dessus du réservoir de gaz à haute pression en dessous du sabot de cuvelage de 7 pouces. Ce macro-espace annulaire s’étend en remontant depuis le sabot jusqu’à X 935 m (zone 1 avec ciment de queue de classe G décollé). À cette profondeur, l’outil USI indique un indice d’adhérence de 100 % et une impédance moyenne inférieure à 4 Mrayl jusqu’à X 900 m (zone 2), ce qui correspond à une zone d’Ultra LiteCRETE. En remontant à partir de là, on observe que : I la zone 3 jusqu’à X 770 m est bien cimentée avec du ciment de classe G I la zone 4 jusqu’à X 740 m est bien cimentée avec du ciment Ultra LiteCRETE I la zone 5 jusqu’à X 612 m est bien cimentée avec du ciment de classe G I les zones 6, 7 et 8 jusqu’au top de ciment à X 360 m sont cimentées avec du ciment Ultra LiteCRETE. La

1 200

Arrivées de cuvelage réduites

X 860

En dépit de tous les indicateurs d’exécution parfaite du pompage du ciment, les diagraphies d’évaluation de la cimentation suggèrent de prime abord l’absence d’adhérence cuvelage-ciment jusqu’à X 950 m d’après la mesure de l’outil USI, et X 900 m d’après la diagraphie CBL. Cependant, la diagraphie VDL fait apparaître des arrivées de formation « de cisaillement » tardives fortes et claires jusqu’à X 960 m. Une observation attentive des premières arrivées de la diagraphie VDL montre des arrivées de formation « de compression », en corrélation avec la courbe de rayons gamma jusqu’à Y 000 m. À partir de cette observation, on peut conclure qu’il existe un important décollement (supérieur à 300 microns) qui affecte suffisamment la diagraphie USI pour qu’elle fasse apparaître une réponse de tube libre. Cette observation visuelle est confirmée sans ambiguïté à l’aide du traitement avancé de la forme d’onde en VDL, qui réduit l’amplitude des arrivées de cuvelage pour révéler les arrivées de formation masquées (fig. 5.34). Dans ce cas, l’arrivée de formation de compression est clairement visible audessous de X 880 m. La technique de traitement élimine par filtrage les arrivées de cuvelage qui apparaissent au même instant à toutes les profondeurs et qui sont donc alignées comme des rails de chemin de fer, au profit des arrivées qui ne partagent pas ces caractéristiques, comme les signaux réfractés dépendant de la formation.3

(μs)

Difficile à diagnostiquer uniquement avec des mesures d'impédance acoustique ou de diagraphies CBL et VDL

Léger

2

0 Gaz Liquide Ciment Ciment contaminé

Figure 5.35 : Diagnostiquer et distinguer de la boue des ciments d’impédance acoustique inférieure à 3,2 Mrayl représente un défi pour les techniques d’émission-réception ultrasonique (impédance acoustique) et de diagraphies CBL et VDL soniques.

zone 7 présente une impédance acoustique élevée du fait d’une interférence de la formation, comme le suggère la corrélation de l’impédance acoustique moyenne AIAV avec la diagraphie gamma sur cet intervalle.


Cette interprétation est en accord avec le volume pompé et un excès de 30 %. Les objectifs du chantier de cimentation ont été atteints avec de la classe G au-dessus du sabot et du ciment Ultra LiteCRETE au-dessous du sabot de 9 5⁄8 pouces. Le ciment Ultra LiteCRETE « pris en sandwich » sur les zones 2 et 4 était probablement dû : I à l’absence de bouchon entre le ciment de queue lourd de classe G et le ciment Ultra LiteCRETE 3 3 I aux faibles volumes de laitiers (10,8 m ) comparés aux 40 m de volume de boue à l’intérieur du cuvelage.

Espace annulaire R

Formation

USI

Évaluation avancée de la cimentation avec Isolation Scanner L’étude de cas décrite ci-dessus met en lumière la difficulté d’arriver à un diagnostic concluant et fiable de l’isolation des zones avec la diagraphie d’adhérence du ciment et les techniques d’émission-réception ultrasoniques. Dans de nombreux cas, en particulier lorsque des ciments légers à faible impédance acoustique sont utilisés ou lorsque le ciment est contaminé par de la boue, les deux techniques ne parviennent pas à fournir un diagnostic dénué d’ambiguïté (fig. 5.35). En outre, lors de l’imagerie de la gaine de ciment, la mesure CBL-VDL à basse fréquence et à grande longueur d’onde est inadéquate, et les outils d’émission-réception ultrasoniques ne parviennent pas à produire des images au-delà de la région cimentée adjacente au cuvelage. Une technologie ultrasonique plus récente – l’outil Isolation Scanner de Schlumberger – résout ces limitations. Le nouvel imageur combine la technique d’émission-réception classique avec une nouvelle technique d’imagerie ultrasonique qui donne des échos compacts dans le temps résultant de la propagation le long du cuvelage et de réflexions à l’interface ciment-formation. L’architecture de l’outil Isolation Scanner est similaire à celle de l’outil USI (fig. 5.36).4 La différence la plus visible est un nouveau sous-ensemble rotatif supportant quatre transducteurs. Le transducteur d’incidence normale est orienté à 180° par rapport aux trois autres transducteurs. La nouvelle technique ultrasonique, dénommée pitch-catch par oppo-

Ondes

Émis

sion-

de fle

xion

récep

tion

Figure 5.36 : Le nouveau sous-ensemble Isolation Scanner mettant en œuvre la technique d’émis-

Cuvelage

T

80

90

100

110

120

130

140

150

160

170

Temps, μs Imagerie par ondes de flexion Outil USI Figure 5.37 : Interprétation géométrique de la propagation des signaux pour les techniques d’émission-réception (outil USI, trajets rouges) et d’imagerie par ondes de flexion (trajets bleus). Des formes d’ondes typiques correspondant aux deux techniques sont illustrées en dessous.

sition à l’émission-réception, est mise en œuvre avec des transducteurs alignés obliquement, qui émettent et reçoivent des faisceaux pulsés à haute fréquence (de l’ordre de 250 kHz) pour exciter le mode de flexion du cuvelage similaire à un mode de Lamb.5 Une fois excitée dans le cuvelage, l’onde de flexion se propage tout en rayonnant de l’énergie acoustique dans l’espace annulaire et vers les transducteurs récepteurs. L’énergie qui se propage dans l’espace annulaire est réfléchie au niveau des interfaces présentant un contraste acoustique, comme l’interface ciment-formation, et se propage en retour à travers le cuvelage, principalement comme onde de flexion, pour rayonner à nouveau de l’énergie dans le fluide du cuvelage. Les deux transducteurs récepteurs sont orientés de façon à optimiser l’acquisition de ces signaux.

sion-réception (incidence normale) avec un émetteur-récepteur et le nouvel imageur à ondes de flexion doté d’un émetteur et de deux récepteurs alignés obliquement pour exciter le mode de flexion (de Lamb) du cuvelage.

La figure 5.37 illustre une interprétation géométrique par rayons de la propagation du signal de l’émetteur vers un

5

41


Mesure d’atténuation

1

Le taux de rayonnement d’énergie dans l’espace annulaire dépend des propriétés acoustiques du remplissage annulaire. Le paramètre d’atténuation est estimé à partir des signaux réfléchis au niveau de deux récepteurs placés à 10 cm l’un de l’autre. Comme la forme de l’arrivée de cuvelage ne change pas dans le temps lors de sa propagation (voir « Technique d’imagerie par ondes de flexion »), l’atténuation est estimée à partir du taux de décroissance de l’enveloppe du signal à large bande de fréquence reçu ; elle est commodément exprimée en dB par cm. L’atténuation dépend également de l’épaisseur du cuvelage : plus le cuvelage est épais, plus l’atténuation est faible, ce qui implique une plus faible sensibilité aux cuvelages plus épais.

0,9 0,8 0,7 0,6 0,5

Atténuation en flexion, dB/cm

0,4 0,3 0,2 Zone critique 0,1 0

0

1

2

3

4

5

6

Impédance acoustique, Mrayl Solide Liquide Eau Gaz Figure 5.38 : Atténuation des ondes de flexion à 200 kHz en fonction de l’impédance acoustique (Z) pour les matériaux gazeux (rouge), liquides (bleu) et solides (marron). Le Z critique correspond à la vitesse critique des ondes de compression dans le ciment.

récepteur pour les techniques d’émission-réception et pitch-catch à onde de flexion. Des signaux typiques des deux techniques sont représentés. Le signal d’onde de flexion peut être séparé en un signal arrivant tôt, ou arrivée de cuvelage, et des échos arrivant plus tard ou de troisième interface, en référence à la (première) interface rencontrée à l’intérieur de l’espace annulaire – les parois intérieure et extérieure du cuvelage étant les première et deuxième interfaces. L’atténuation de l’amplitude de l’arrivée de cuvelage est utilisée pour compléter la mesure d’émission-réception pour savoir s’il existe un fluide ou un solide derrière le cuvelage. Les propriétés des échos de troisième interface, lorsqu’ils sont présents dans les données acquises, permettent une caractérisation plus poussée de l’environnement du trou tubé en termes d’état et de propriétés acoustiques (vitesse) du matériau remplissant l’espace annulaire, et en termes de position du cuvelage à l’intérieur du trou ainsi que de forme géométrique du trou (voir « Technique d’imagerie par ondes de flexion », p. 5.48).

5

42

Pour un fluide remplissant l’espace annulaire, l’atténuation est approximativement proportionnelle à l’impédance acoustique. Pour du ciment adhérant au cuvelage, l’atténuation présente un comportement plus complexe en fonction des vitesses auxquelles se propagent les ondes de compression et de cisaillement dans le ciment (voir « Technique d’imagerie par ondes de flexion »). La figure 5.38 représente l’atténuation théorique de l’enveloppe de l’onde de flexion en fonction de l’impédance acoustique du ciment, supposé bien adhérer au cuvelage (cette atténuation ne tient pas compte du rayonnement dans le fluide de cuvelage). Au-dessous de l’impédance critique d’approximativement 3,9 Mrayl, l’atténuation augmente linéairement avec l’impédance du remplissage annulaire (qu’il soit liquide ou solide). Au-delà de Zc, pour laquelle seule l’onde de cisaillement peut se propager dans le ciment, l’atténuation chute rapidement jusqu’à des valeurs assez petites. Le graphique montre que les ciments à haute impédance (par ex. de classe G) présentent une atténuation similaire (de l’ordre de 0,3 dB/cm) à celle d’un liquide. Cette ambiguïté est résolue à l’aide de la technique d’émission-réception d’impédance acoustique comme présenté plus haut. D’un autre côté, les ciments à faible impédance, comme les ciments légers ou contaminés, font apparaître une atténuation distincte des fluides, à l’origine d’une partie du pouvoir de résolution de cette technique. L’effet sur l’atténuation d’un décollement cuvelage-ciment et d’un micro-espace annulaire rempli d’eau dépend également de l’impédance du ciment. Pour du ciment d’impédance inférieure à Zc, il existe une diminution de l’atténuation d’environ 15 % avec décollement du ciment par rapport au cuvelage. Cet effet est similaire à celui observé avec la technique d’émission-réception, où la réduction de l’impédance apparente est de l’ordre de 30 %. L’indication d’atténuation n’est pas affectée par la largeur du micro-espace annulaire jusqu’à environ 250 microns, ce qui est du même ordre de grandeur qu’avec la technique d’émission-réception. Pour une impédance supérieure à Zc, l’atténuation augmente sensiblement avec le décollement du ciment par rapport au cuvelage. En outre, cette atténuation augmente approximativement avec l’impédance du ciment, là encore sans effet significatif de l’épaisseur du micro-espace annu-


laire jusqu’à environ 250 microns. Ce comportement est notablement différent de la technique d’émission-réception et réduit la confusion possible entre un ciment à haute impédance décollé et de la boue.

Carte solide-liquide-gaz

Ciment

Densité en kg/m3

Vitesse P en m/s

Z en Mrayl

Classe G

1 800

3 000

5,4

Ciment ultra-léger

1 200

2 800

3,4

Ciment ultra-léger

900

2 800

2,5

Tableau 5.3 : Propriétés acoustiques des ciments durcis non contaminés.

Le premier objectif du traitement est de donner une image interprétée fiable des matériaux se trouvant immédiatement derrière le cuvelage. Les données d’entrée de ce traitement sont l’impédance du ciment telle que fournie par la mesure d’émission-réception et l’atténuation de l’onde de flexion calculée à partir de l’amplitude des arrivées de cuvelage sur les récepteurs à alignement oblique proche et éloigné. Ces deux entrées sont des mesures indépendantes liées aux propriétés à la fois du fluide intérieur et du milieu extérieur par une relation inversible. Elles sont d’abord combinées afin d’éliminer l’effet du fluide intérieur, supprimant ainsi le besoin d’un matériel spécifique pour les mesures de propriétés de fluide (comme c’est le cas pour l’outil USI). Le résultat du traitement est une carte solide-liquide-gaz (SLG) montrant l’état de matériaux le plus probable derrière le cuvelage. Cet état est obtenu pour chaque azimut en localisant les deux mesures, corrigées de l’effet dû au fluide remplissant les puits à l’aide d’une carte donnant la zone englobée par chaque état. Cette carte est calculée lors d’une étape d’initialisation avant la diagraphie et utilise une connaissance a priori des matériaux possibles : I Le gaz est défini comme un matériau à très faible impédance, indépendamment de toute donnée d’entrée. I Le liquide est défini comme ayant l’impédance acoustique de la boue déplacée par le ciment, en tolérant une variation par rapport à cette valeur. I Le solide est défini par l’intermédiaire du type de ciment prévu. À travers une base de données mesurées en laboratoire, ce choix de matériau est converti en propriétés acoustiques selon le tableau 5.3 et des dispositions sont prises pour tenir compte d’une certaine contamination ou d’une prise incomplète du ciment.

Au-delà de la carte SLG qui se rapporte à l’identification du remplissage annulaire immédiatement derrière le cuvelage, un objectif supplémentaire du traitement est d’extraire les informations pertinentes du ou des échos de réflexion générées à l’interface espace annulaireformation, et de quantifier l’espace annulaire entier entre le cuvelage et la formation. D’abord, les échos suivant l’arrivée de cuvelage sont détectés sur l’enveloppe de la forme d’onde, et leur instant d’arrivée et leur amplitude sont mesurés. À partir des écarts de temps entre les échos de réflexion et l’arrivée de cuvelage, et à condition qu’une présence azimutale d’échos suffisante soit disponible dans les données, il est simple d’en tirer le centrage du cuvelage à l’intérieur du puits. Celui-ci est commodément présenté comme un pourcentage, où 100 % repré-

1,8 1,6 1,4 1,2 1 0,8 0,6 Atténuation en dB/cm

L’étape suivante consiste à prédire les mesures à partir des propriétés acoustiques prévues des matériaux, ce qui est trivial pour l’impédance acoustique mais nécessite l’exécution d’un modèle de simulation pour l’atténuation de l’onde de flexion. Ensuite, des réalisations multiples avec différents niveaux de bruit sont additionnées pour produire trois nuages de points (solide, liquide et gaz) dans le plan de mesures bidimensionnel. À partir de ces nuages de points, il est possible de définir une probabilité d’occurrence pour chaque état (solide, liquide, gaz) et le plan de mesures peut être subdivisé en différentes régions avec trois couleurs correspondant aux différents états (fig. 5.39). La couleur blanche est utilisée pour désigner les zones correspondant à des incohérences entre les mesures, comme il peut s’en produire, par exemple, aux emplacements des colliers.

0,4

Ciment de classe G nominal non contaminé

0,2 0 -0,2

-2

0

2

4

6

8

10

Zusit, Mrayl Gaz Liquide Solide Figure 5.39 : Cartographie solide-liquide-gaz (SLG) du plan de mesure pour un ciment de classe G. Zusit est l’impédance estimée à partir de la technique d’émission-réception, tandis que l’atténuation se rapporte à la technique des ondes de flexion.

5

43

Imp (Mrayl)

100 0 180

0 180

0 180

Largeur des cheminements préférentiels, %

Att flexion, dB/cm

50

Carte des cheminements préférentiels

SLG

MD (m)

VDL sonique

sentent un centrage parfait et 0 % un cuvelage complètement excentré (c’est-à-dire en contact avec la paroi de la formation). De plus, si le diamètre du trou de forage est connu, le traitement de l’écart de temps peut être converti en une vitesse d’onde du matériau et affiché sous la forme d’une carte de vitesse de l’espace annulaire.

CBL


X 440

X 450

Essais de l’outil Isolation Scanner sur le champ d’In-Salah

X 460

X 470

Fin 2003, le Groupement In-Salah a approuvé les essais du prototype expérimental de l’outil Isolation Scanner dans un puits vertical tubé, le puits A, du champ d’In-Salah. Le cuvelage de 9,625 pouces et de 47 lbm/pied (épais de 12 mm) a été cimenté dans un forage de 12,25 pouces avec un ciment liteCRETE de densité 1 080 kg/m3 (9,04 ppg) suivi d’un ciment de queue de classe G de densité 1 900 kg/m3 (15,8 ppg). Une boue à base d’eau d’une densité de 1 300 kg/m3 (10,8 ppg) a été utilisée. Les mesures de l’outil Isolation Scanner ainsi que les diagraphies CBL-VDL ont été enregistrées 3 jours et demi après la cimentation. La figure 5.40 présente le diagnostic provenant des trois mesures différentes dans l’intervalle cimenté avec le ciment LiteCRETE. Les diagraphies CBL-VDL sont présentées sur les pistes 1 et 2 (en partant de la gauche), l’atténuation d’onde de flexion est sur la piste 4 et la carte d’impédance d’émission-réception est sur la piste 5. La combinaison de ces deux dernières donne, comme

150

X 480

X 490

X 500

X 510

X 520

X 530

X 540 0

5 000

1 L

0 180

50 100

4 3

0

0,5

-5 000

0

2 1

S

0

G

0

100

0

Figure 5.40 : Diagraphies provenant de l’outil Isolation Scanner et de mesures CBL et VDL dans le puits

Cuvelage

A du champ d’In-Salah. Le cuvelage de 9,625 pouces a été cimenté dans un trou de 12,25 pouces avec, 100

dans cet intervalle, un ciment LiteCRETE de faible densité (faible impédance). Les diagraphies CBL (piste 1 à gauche) et VDL (piste 2) montrent une réponse proche du tube libre avec de fortes arrivées de cuvelage sur la diagraphie en densité variable. La carte d’impédance d’émission-réception (piste 5)

50

montre du fluide avec des taches de solide. Les deux mesures sont mises en difficulté par le ciment LiteCRETE à faible impédance. En revanche, la carte d’atténuation des ondes de flexion (piste 4) donne

0

un diagnostic correct avec du solide derrière le cuvelage. Elle révèle également l’existence d’une zone non cimentée remplie de fluide entre X 485 et X 465 m. La carte SLG (piste 3) confirme cette informa-

-50

tion. L’étendue azimutale et axiale de la zone non cimentée est indiquée sur les pistes 6 et 7.

Cheminement préférentiel Temps, μs

-100

Réflexion de formation à l'intérieur du cheminement préférentiel

-150 -150

-100

-50

0

50

100

150

Temps, μs Figure 5.41 : Diagramme polaire, à travers la zone non cimentée remplie de fluide, des formes d’ondes de flexion sur le récepteur éloigné, à la profondeur X 477 m de la diagraphie illustrée sur la figure 5.40.

5

44

décrit plus haut, la carte SLG de la piste 3. L’image d’impédance (piste 5) est affectée par la faible impédance du ciment et par la rugosité du cuvelage (estimée à partir de la mesure d’émission-réception) d’une façon telle qu’il est virtuellement impossible de localiser un défaut de cimentation. Cela peut être mis en opposition avec la carte d’atténuation d’onde de flexion (piste 4), qui fait apparaître une zone non cimentée entre X 465 et X 480 m avec un excellent contraste. La carte SLG traitée (piste 3) maintient la même qualité avec


une zone non cimentée manifeste au sein de la gaine de ciment. La carte SLG a été de plus traitée par l’algorithme de « communication hydraulique » pour produire la carte de channeling (piste 6) et la courbe de largeur des chenaux identifiés (piste 7). Ce traitement filtre la carte SLG en rejetant les petites poches de liquide et en ne gardant que les zones non cimentées reliées par du liquide et présentant une étendue verticale significative (2 m dans ce cas).

Centrage, %

Vitesse, m/s

Ampl. TIE

Temps TIE, μs

Imp, Mrayl

Att flexion, dB/cm

MD (m)

SLG

CBL, mV

Un diagramme polaire des formes d’ondes de flexion sous forme de densité variable donne une image de la géométrie du cuvelage à l’intérieur du trou de forage. Un examen de la courbure de l’écho espace annulaire-formation détecté à l’intérieur du cheminement préférentiel (fig. 5.41) révèle que, malgré la

X X20

X X30

X X40

Centreur

X X50

X X60

X X70

X X80 50

1000 200

0 180

0 180 1

0 180 8 6

L

0,5

0 180

4

0 180 10

40

G

20

0

0

0

50 100

2 500 2 000

5 1 500

2 S

0

0

1 000

Figure 5.42 : Diagraphies de l’outil Isolation Scanner et CBL dans la section supérieure du puits A (décrit sur la figure 5.40). Le diagnostic d’atténuation des ondes de flexion révèle globalement du fluide dans l’espace annulaire au-dessous de X X30 m et de l’air au-dessus. Cependant, la présence de zones solides à X X30-X X34 m et à X X68 et X X73 m est révélée par le traitement de l’écho de réflexion espace annulaire-formation (écho de troisième interface, TIE), (pistes 5, 6 et 7).

présence d’un centreur de cuvelage à X 474 m, le cuvelage est légèrement excentré dans le trou de forage et que la zone non cimentée est située du côté étroit (car le retard entre l’arrivée de cuvelage [anneau intérieur] et l’écho de réflexion sur la paroi de la formation augmente sur les bords de la zone non cimentée). L’absence d’écho de troisième interface, ou TIE, dans la zone cimentée peut être due à un faible contraste acoustique entre le ciment et la formation. La courbe CBL (piste 1) montre une lecture assez élevée due à la fois à la faible impédance du ciment et à un micro-espace annulaire rempli d’eau. La figure 5.42 montre la partie supérieure du puits A dans l’intervalle à double cuvelage avec un cuvelage extérieur de 13,325 pouces. La carte d’impédance acoustique (piste 4) indique une section non cimentée jusqu’à X X30 m avec de l’air au-dessus. Un examen plus approfondi soulève des questions à propos de deux zones. Entre X X68 et X X73 m, la carte d’impédance ne montre pratiquement pas de différences avec les zones adjacentes, alors que la carte d’atténuation de flexion (piste 3) et la carte SLG identifient clairement cette zone comme solide. Cela est en outre confirmé par la courbe CBL qui montre une diminution d’amplitude dans cette zone. Dans la deuxième zone, de X X30 à X X34 m, la présence d’une interface non horizontale à X X30 m entre le liquide supposé et l’air soulève une interrogation. Les données de réflexion (TIE) espace annulaire-formation (pistes 5-8) fournissent les réponses à ces questions et illustrent leurs bénéfices potentiels dans des situations complexes. Les données de vitesse dans l’espace annulaire montrent que l’intervalle de X X68 à X X73 m présente une vitesse variant entre 1 800 m/s et 1 900 m/s, manifestement en dehors de la plage plausible pour un liquide, ce qui corrobore la carte SLG établie indépendamment. En outre, cette carte de vitesse et la carte d’amplitude indiquent toutes deux que ce matériau solide n’est pas homogène mais constitué de trois couches de matériaux légèrement différents. En regardant la partie supérieure (X X30-X X34 m), on peut voir que la vitesse dans l’espace annulaire atteint à nouveau 1 900 m/s, indiquant la présence d’un solide, bien que même l’atténuation d’onde de flexion montre à peine une légère augmentation au-dessus de ses valeurs de fluide. Ce solide explique l’interface supérieure non horizontale. Puisqu’il flotte sur de l’eau, sa densité est très probablement inférieure à 1,0 g/cm3 et à la densité attendue du ciment. Une faible valeur de ségrégation au sein du laitier de ciment est une explication probable pour un tel solide. Le centrage du cuvelage (piste 8) est parfait près du centreur de cuvelage, mais 10 m plus bas il chute rapidement jusqu’à environ 50 %.

5

45

40 80 0 180

0 180

Centrage, %

0 180

Vitesse, m/s

0 180

Ampl. TIE

Temps TIE, μs

0 180

Gamma ray

Imp, Mrayl

MD (m)

SLG

Le prototype expérimental de l’outil Isolation Scanner a également été testé dans un puits tubé voisin, le puits B, qui présente des paramètres similaires de cuvelage, de trou et de ciment. Les diagraphies résultantes sont illustrées sur la figure 5.43 pour l’intervalle cimenté avec un ciment de classe G (avec une densité de laitier de 1 980 kg/m3). La carte SLG (piste 1) indique un ciment uniformément bon sur toute la zone. L’impédance acoustique va de 5 à 7 Mrayl, avec des indices de réflexions de formation vers X 810 m. L’atténuation de flexion (piste 2) présente à la fois des valeurs élevées (0,9 dB/cm) et faibles (0,5 dB/cm), les faibles valeurs correspondant à la zone d’impédances élevées. L’impédance du ciment est donc proche de l’impédance critique, où l’atténuation présente un maximum. Le temps de transit de l’écho ciment-formation (dénommé écho de troisième interface ou TIE, sur la figure) par rapport à l’instant de l’arrivée de cuvelage est cartographié sur la piste 4. À X 810 m, il présente de faibles valeurs (environ 5 µs), confirmant que le motif en « galaxie » sur la carte d’impédance est dû au fait que le cuvelage est plus rapproché de la paroi du trou de forage. Le point de plus haute impédance à X 725 m et à l’azimut 180 degrés sur la piste 3 peut également être relié à un effet de réflexion de formation.

Att flexion, dB/cm


X 720

X 740 C

X 760

X 780

C X 800

X 820

C

La courbe de centrage du cuvelage (piste 8) est à 100 % près des centreurs (dont les emplacements sont mis en évidence par une lettre « C » sur la piste 1), mais finit par chuter en dessous de 50 % entre ceux-ci pour ce puits vertical. Les petites oscillations sur la carte de temps (piste 4) et la courbe de centrage vers X 770 m sont une manifestation de la forme en tire-bouchon du trou de forage, avec une période d’environ 2 m (également apparente sur des images – non présentées ici – de l’écho de réflexion ciment-formation). La carte de vitesse dans l’espace annulaire (piste 7), établie en faisant l’hypothèse d’un trou au diamètre nominal, montre une valeur plutôt uniforme vers 1 750 m/s, caractéristique de la vitesse d’onde de cisaillement dans le ciment de classe G, à l’exception de la bande bleue à X 775 m. À cette profondeur,

X 840 50 180

1 L

8 6

0,5

0

4

80 40 20

2 S

G

0

0

60 40

4 2

20 0

0

0

50 100

2 200 2 000 1 800 1 600 1 400

0

Figure 5.43 : Diagraphies de l’outil Isolation Scanner dans l’intervalle de classe G du puits B, situé près du puits A sur le champ d’In-Salah et partageant des paramètres similaires de cuvelage et de ciment. Les résultats de traitement pour l’impédance, l’atténuation des ondes de flexion et l’écho de réflexion ciment-formation sont cohérents les uns avec les autres et donnent un diagnostic fiable du solide derrière le cuvelage. Un intérêt particulier est accordé ici au centrage du cuvelage (piste 8), qui se dégrade à l’écart des centreurs (repérés par un C), à la carte de vitesse d’ondes de cisaillement dans le ciment, qui est affectée par le type de formation, et à la bonne corrélation entre l’amplitude de l’écho ciment-formation (piste 6) et la discrimination sable-argile de la diagraphie aux rayons gamma (piste 5).

5

46


La figure 5.44 montre le signal d’onde de flexion dans l’intervalle au-dessus de celui décrit sur la figure 5.43. L’écho de réflexion à l’interface cimentformation révèle l’existence d’un éboulement des parois du puits dans les intervalles de X 673 à X 675 m et de X 678 à X 683 m. L’imagerie de ces caractéristiques, résultant d’endommagements vraisemblablement induits par le forage, suggère que l’outil Isolation Scanner possède le potentiel nécessaire pour contribuer à des applications allant au-delà de l’évaluation de la cimentation, comme le diagnostic de certains des attributs géomécaniques du puits.

à une meilleure interprétation des diagraphies d’évaluation de la formation à travers le cuvelage ; I estimation de la vitesse d’onde dans le ciment, qui donne une indication de la résistance du ciment pour assurer une isolation zonale durable ; I cartographie de la paroi du puits, utile à la localisation des zones endommagées et des ovalisations et pour l’étude géomécanique ; I imagerie d’un cuvelage extérieur, qui indique corrosion ou endommagement.

Agrandissement du trou

l’hypothèse d’un trou au diamètre nominal n’est pas vérifiée. Le léger agrandissement vraisemblable du trou se traduit par une plus faible vitesse du ciment. De fait, cette vitesse localement plus faible n’est pas confirmée par la carte d’atténuation uniforme sur toute cette profondeur. L’agrandissement du trou peut être déduit si l’on fait l’hypothèse d’une vitesse constante dans le ciment de 1 750 m/s. La carte d’amplitude d’écho ciment-formation (TIE) (piste 6) présente une corrélation frappante avec les rayons gamma (piste 5), avec de faibles amplitudes dans les zones argileuses, comme attendu avec un plus faible contraste d’impédance entre le ciment et les argiles. À part les colliers et les centreurs de cuvelage, cette carte est également affectée par le centrage du cuvelage, ce qui crée les deux bandes sombres visibles vers X 810 m et audessus de X 730 m.

X 673 X 674 X 675 X 676

Arrivée de cuvelage

X 677 X 678

Les mesures traditionnelles d’évaluation de la cimentation, basées sur les diagraphies CBL-VDL à basse fréquence et sur les techniques complémentaires d’impédance par émission-réception à haute fréquence, donnent un diagnostic adéquat de l’isolation zonale dans certaines conditions. Pour les situations complexes mettant en jeu des ciments de faible impédance contaminés par de la boue ou des ciments allégés à hautes performances, ces techniques ne parviennent pas à donner un diagnostic non ambigu du remplissage annulaire. Le nouvel outil Isolation Scanner résout ce problème en permettant une caractérisation plus complète de l’environnement du puits. Il met en œuvre un nouveau concept de mesure d’ondes de flexion en combinaison avec la technique impulsion-écho traditionnelle. La combinaison conserve l’évaluation à haute résolution de la corrosion du cuvelage et réduit l’ambiguïté de l’évaluation du matériau immédiatement derrière le cuvelage. Les mesures traitées présentent des résultats facilement exploitables, comme une carte solide-liquide-gaz ou une carte des channelings. Lorsque des échos de réflexion provenant de la paroi de la formation sont détectés, des mesures complètement nouvelles sont possibles : I position du cuvelage à l’intérieur du trou de forage, qui peut révéler un espace annulaire étroit posant un défi pour réaliser l’isolation zonale, et qui contribue

Écho de la paroi de la formation

X 679 Agrandissement du trou

Conclusion

X 680 X 681 X 682 X 683 X 684

Figure 5.44 : Imagerie de la paroi de la formation à travers le cuvelage à l’aide de l’outil Isolation Scanner dans le puits B sur l’intervalle X 685 à X 673 m. L’écho de réflexion provenant de l’interface ciment-formation, représenté ici à deux azimuts opposés (à droite), révèle des agrandissements du trou (éboulements) dans les intervalles X 673-X 675 et X 679-X 683 m. L’image la plus à gauche montre un écho de la paroi de la formation présent à presque tous les azimuts. Le temps d’arrivée de cet écho est sinusoïdal en raison de l’excentration du cuvelage. Chaque cycle représente un balayage azimutal de l’outil sur un tour complet.

5

47


Technique d’imagerie par ondes de flexion Pour des fréquences suffisamment élevées (80 kHz et plus), l’impulsion du transducteur ultrasonique interagit avec une zone du cuvelage limitée dans le sens azimutal. Il devient alors approprié et commode d’assimiler cette zone du cuvelage à une partie d’une plaque d’acier plane. Dans la gamme de fréquences d’intérêt, deux modes dominent la physique des ondes d’une plaque baignant dans du fluide. Le premier mode comporte un déplacement des particules symétrique par rapport au plan médian et principalement parallèle à la plaque ; il est appelé mode d’extension (aux très basses fréquences, il constitue la base de l’outil CBL). Le deuxième mode comporte un déplacement des particules antisymétrique par rapport au plan médian et principalement perpendiculaire à la plaque. Appelé mode de flexion, il est un candidat tout indiqué pour sonder la gaine de ciment grâce à son déplacement des particules et à ses caractéristiques spectrales. Les modes d’extension et de flexion d’une plaque sont également appelés plus formellement les deux modes de Lamb, respectivement d’ordre zéro symétrique (S0) et antisymétrique (A0).5

paquet d’ondes se propage (en bleu) est presque constante, tandis que la vitesse de phase (en rouge) varie sensiblement. Cela conduit à des signatures compactes dans le temps aussi bien pour le signal arrivant tôt (arrivée de cuvelage) que pour les échos arrivant plus tard de l’interface espace annulaireformation, comme illustré sur la figure 5.37. Grâce à cette caractéristique, la technique donne une image radiale des interfaces à l’intérieur de l’espace annulaire tout en conservant la résolution azimutale rendue possible par la nature haute fréquence du signal. Cette caractéristique permet également une estimation aisée du temps de transit et de l’amplitude des échos, et valide la propagation planaire du front d’onde illustrée sur la figure 5.F ainsi que l’interprétation géométrique par rayons représentée sur la figure 5.37.

3 500

3 000

2 500

2 000

Dispersion, vitesses de phase et de groupe

5

48

1 000

500

Vitesse, m/s

Le mode de flexion est dispersif : sa vitesse dépend de la fréquence. Cela signifie que les fréquences différentes d’un signal à large bande se propagent à des vitesses différentes. En général, la dispersion conduit à un étalement de l’impulsion dans le temps. Cependant, les caractéristiques de dispersion de ce mode sont telles que, lorsqu’il se propage, le paquet d’ondes (transportant l’énergie des ondes) reste compact dans le temps. Cela peut aisément être déduit des diagrammes de dispersion des vitesses de phase et de groupe du mode de flexion tels qu’illustrés sur la figure 5.E. Dans la bande de fréquences la plus pertinente (100-400 kHz), la vitesse de groupe représentant la vitesse à laquelle le

1 500

0

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

Fréquence, Hz Vitesse de groupe Vitesse de phase Vitesse de cisaillement dans l'acier Figure 5.E : Vitesses de phase et de groupe du mode de flexion dans une plaque d’acier épaisse de 8 mm immergée dans l’eau.


Propagation dans le ciment Tandis que l’onde de flexion se propage dans le cuvelage, elle ne peut rayonner sous forme d’ondes volumiques de compression (P) et de cisaillement (S) dans la gaine de ciment que si elle est supersonique par rapport à ces ondes. À la fréquence centrale du paquet d’ondes de flexion (200 kHz pour un cuvelage de 8 mm d’épaisseur), cela signifie que les vitesses des ondes P et S (respectivement Vp et Vs) dans le ciment doivent être inférieures à environ 2 650 m/s (la vitesse de phase de l’onde de flexion à cette fréquence), une condition qui peut être établie à partir de la loi de Descartes. Pour les ciments pétroliers,

Eau

Ciment lent

Ciment rapide

P S

Vs est toujours inférieure à 2 650 m/s. Par conséquent, une onde S est toujours rayonnée dans la gaine de ciment. Cependant, la Vp du ciment peut être soit supérieure, soit inférieure à 2 650 m/s, selon le type et la contamination du ciment. À titre d’exemple, pour un ciment de classe G complètement durci, Vp est supérieure à 2 650 m/s (ciment rapide) et les ondes P ne sont pas rayonnées dans le ciment, ce qui conduit à une diminution de l’atténuation de l’onde de flexion comme illustré sur la figure 5.38. Pour un ciment contaminé par de la boue ou certains ciments légers (ciments lents), Vp est inférieure à 2 650 m/s. Pour un espace annulaire rempli de fluide, seule une onde de compression (de pression) y est rayonnée. Les différents cas de rayonnement et de propagation sont représentés sur la figure 5.F pour les fluides et les ciments lents et rapides.

Échos de réflexion provenant de l’interface espace annulaire-formation

P S

Cuvelage

Cuvelage

Cuvelage

Figure 5.F : Rayonnement de l’onde de flexion dans un espace annulaire rempli d’eau (à gauche), d’un ciment lent (au milieu) et d’un ciment rapide (à droite). Les fronts d’onde de compression (P) sont

Les ondes qui se propagent dans l’espace annulaire se réfléchissent sur l’interface espace annulaire-formation et donnent lieu à des échos de réflexion dont le nombre et le type diffèrent selon le remplissage annulaire : un écho PP pour un espace annulaire rempli de fluide, un écho SS pour un ciment rapide et trois échos, PP, SS et PS/SP, pour un ciment lent (analogie avec la théorie de la réflexion d’ondes planes dans la propagation d’ondes sismiques). Les échos réfléchis frappent le cuvelage et produisent leurs propres ondes de flexion, qui se propagent tout en rayonnant vers les transducteurs récepteurs. Des réflexions multiples entre le cuvelage et la formation peuvent également se produire.

représentés en bleu et ceux de cisaillement (S) en rouge.

5

49


(t1)

(t2)

T

R

Fluide

T

Cuvelage

Espace annulaire

Troisième interface

R

Fluide

Cuvelage

Espace annulaire

2

1

3


Formation

(t3)

Formation

(t4)

T

R

Fluide

T

Cuvelage

Espace annulaire

1

3

2


R 1

Fluide Espace annulaire

Cuvelage 2


3

Formation

Formation

Arrivée de cuvelage

(t5) Signal (t)

Écho de la paroi de la formation 2+3+...

1 T T

Fluide Espace annulaire

R

R 1

2

3

Cuvelage Troisième interface Formation

Fluide

1

Cuvelage 2

3

Espace annulaire Formation

Figure 5.G : Évolution du signal à cinq instants différents (t1, t2, t3, t4 et t5) pour illustrer pourquoi l’écho de réflexion de la paroi de la formation est fort. Cet écho est dû à des réflexions en interférence constructive se produisant sur une superficie importante de l’interface ciment-formation. (t1) : rayonnement par l’émetteur ; (t2) : propagation et rayonnement de l’onde de flexion ; (t3) : réflexion provenant de la paroi de la formation ; (t4) : insonification du récepteur par le 1er front d’onde générant l’arrivée de cuvelage et interaction de la réflexion de la paroi de la formation avec le cuvelage où chaque partie du front d’onde se comporte comme l’impulsion incidente représentée à t1 ; (t5) : retransmission dans le fluide et insonification du récepteur par des fronts d’ondes arrivant simultanément et générant le fort écho de paroi de formation. Le dernier panneau (en bas à droite) donne une interprétation géométrique par rayons des échos formant le signal total.

5

50


On peut se demander pourquoi l’écho de réflexion provenant de l’interface ciment-formation est important alors qu’il est considérablement réduit dans la mesure d’émission-réception. La réponse réside dans le fait que l’écho se développe à partir de réflexions se produisant sur une zone étendue de l’interface réfléchissante et arrivant sur l’ouverture du récepteur au même instant, comme représenté et expliqué sur la figure 5.G. En fait, cet écho est communément plus fort que l’arrivée de cuvelage. Cependant, à la différence de l’arrivée de cuvelage, qui est toujours présente dans le signal excepté lorsque l’état du cuvelage est détérioré, il existe des conditions dans lesquelles l’écho espace annulaire-formation est petit et indétectable. Les facteurs affectant défavorablement son amplitude sont, par ordre de probabilité décroissante : I L’excentration du cuvelage à l’intérieur du trou de forage. Le long de la direction d’excentration, la paroi du cuvelage et la paroi de la formation sont parallèles. Cependant, dans les autres directions, elles ne sont pas parallèles, et l’écho d’interface espace annulaire-formation n’est pas réfléchi dans la direction optimale pour la détection des signaux par le récepteur, ce qui conduit à une chute de l’amplitude (fig. 5.H). I L’atténuation dans le remplissage annulaire. Bien que l’eau ou les ciments durcis non contaminés présentent une faible atténuation, des boues lourdes ou des ciments contaminés, non durcis, ou des ciments-mousses peuvent présenter une forte atténuation. I Le contraste acoustique entre le matériau de l’espace annulaire et la formation. Si le contraste est faible, l’amplitude de l’écho est faible. C’est le cas, par exemple, entre ciment léger et argiles. Au contraire, dans les doubles cuvelages, le contraste est très prononcé, ce qui conduit à des échos plutôt forts. I La rugosité du trou de forage, à une échelle supérieure ou égale à celle de la longueur d’onde acoustique, réduit l’amplitude d’écho. I Une distance importante (supérieure à environ 75 mm) entre le cuvelage et la formation, due à un grand trou ou à des lessivages, déplace l’écho au-delà de la fenêtre enregistrée et au-delà de l’espacement optimal émetteurrécepteur. Lorsque l’écho de réflexion est présent dans le signal acquis, une amplitude significative de l’écho permet une détection moins problématique et une estimation exacte de son temps de transit et de son amplitude.

Inversion : vitesse d’onde du ciment et forme du trou de forage Grâce aux propriétés de dispersion de l’onde de flexion, la différence de temps de transit entre l’arrivée de cuvelage et l’écho de réflexion espace annulaireformation ne dépend pas de l’espacement émetteur-récepteur, du retrait du transducteur par rapport au cuvelage ni des propriétés du fluide à l’intérieur du cuve-

Cuvelage excentré dans le puits

Réflexion du faisceau du transducteur par la paroi de la formation

Outil centré dans le cuvelage

Arrivée de cuvelage 60° 30° 90°

Écho de l'interface ciment-formation

0° 120°

330°

150°

300° 180°

270°

210° 240°

Figure 5.H : Géométrie d’un cuvelage excentré dans le trou de forage mettant en lumière une réflexion non optimale sur la paroi du trou de forage aux azimuts où les parois du cuvelage et du puits de forage ne sont pas parallèles.

lage. Elle n’est fonction que de l’épaisseur de l’espace annulaire et de la vitesse de l’onde. La connaissance de l’un permet le calcul de l’autre. Par exemple, si la taille du trou de forage est connue, la vitesse de l’onde dans le matériau annulaire peut être calculée : soit la vitesse d’onde de compression pour un fluide, soit à la fois les vitesses d’ondes de compression et de cisaillement pour un ciment lent, soit uniquement la vitesse d’onde de cisaillement pour un ciment rapide. De même, si la vitesse d’onde de l’espace annulaire est connue, par exemple à partir d’une zone voisine au diamètre nominal, la taille d’un agrandissement modéré du trou de forage peut être estimée.

5

51


Gestion de la récupération assistée des hydrocarbures La production d’huile en Algérie est largement soutenue par des procédés de récupération assistée, l’injection d’eau étant mise en œuvre sur la plupart des champs. Le champ de Hassi Messaoud utilise toutefois l’injection de gaz miscible depuis les années 1960 en tant que technique principale de soutien à la production. La récupération assistée des hydrocarbures (EOR) par injection de gaz et celle par injection d’eau ont le même but, mais diffèrent par leur mécanisme. Grâce à un rapport de mobilité plus favorable, l’injection d’eau assure une efficacité de balayage vertical et superficiel importante, mais les forces capillaires existantes tendent à engendrer une forte saturation résiduelle en huile. De son côté, l’injection de gaz miscible donne une injection microscopique maximale mais présente un rendement géométrique plus faible. De plus, sa viabilité est directement liée à la disponibilité et à la valeur marchande du gaz d’injection. En combinant les deux procédés, l’approche d’injection alternée d’eau et de gaz (WAG) profite du déplacement miscible du gaz, qui est poussé par le fluide plus visqueux, pour obtenir un rendement géométrique plus élevé. La complexité du procédé WAG est directement liée à l’hétérogénéité du réservoir, à la qualité des fluides et aux caractéristiques des bouchons injectés, dont le contrôle détermine l’intégrité des conditions miscibles ainsi que la taille optimale des bouchons injectés.

réussit, le coût du projet pilote est insignifiant comparé aux bénéfices qu’il procure. Quand une compagnie pétrolière s’engage dans une stratégie d’EOR, il n’existe souvent pas de deuxième chance d’améliorer la récupération. Soit la bonne décision est prise, soit la compagnie passe les quelques années qui suivent à essayer d’atténuer les conséquences d’un choix hâtif ou peu judicieux. Le Groupement Berkine, un joint-venture entre Sonatrach et Anadarko, confronté à une telle décision à quitte ou double dans la région synclinale de l’Est algérien, a décidé d’engager un projet pilote pour essayer de simuler le programme d’injection d’eau à petite échelle dans l’espoir qu’il accomplisse le résultat souhaité lorsqu’il serait appliqué sur tout le champ. Le problème auquel la compagnie faisait face était complexe. Le Trias inférieur cible est un réservoir de grès argileux caractérisé par de nombreux changements de faciès, des zones productrices multicouches et de nombreuses barrières de perméabilité. La porosité varie largement à travers le réservoir, de 6 à 22 %, de même que les perméabilités, qui vont de 10 à 1 000 mD. Cependant, l’huile à 42° de densité API qui occupe la zone productrice représente une contrepartie appréciable. La compagnie estimait qu’elle pourrait améliorer sensiblement le facteur de récupération du réservoir et minimiser les coûts de production en mettant en œuvre une injection d’eau efficace et d’un bon rendement, présentant une efficacité de balayage élevée. Cette dernière exigence a amené la compagnie à envisager l’utilisation d’une technique d’injection WAG, qui améliorerait la récupération globale de l’huile en réduisant la mobilité du gaz. En contenant

PROD

31°04’ INJ

L’injection WAG fait aujourd’hui l’objet d’essais sur le champ de Hassi Messaoud, où un projet pilote a été lancé sur une zone précédemment balayée au gaz miscible. Dans le bassin de Berkine, des réservoirs récemment développés – plus précisément Hassi Berkine Sud et Ourhoud – ont déjà fait l’expérience des bénéfices de l’injection miscible. Les opérateurs considèrent à présent les avantages de l’utilisation du gaz disponible ainsi que des technologies améliorées en trou tubé pour améliorer et maintenir la production à partir de ces champs.

31°02’

PROD

Faille

Les projets pilotes consistent en fait à tester une technique ou une stratégie à petite échelle dans l’espoir de la valider pour une application à grande échelle. S’il

5

52

0

30°58’ 30°56’

HBNS-26

30°54’

HBNS-1b HBNS-9

HBNS-11 30°52’ HBNS-6

Pilote WAG

30°50’ 8°00’

Une nouvelle technique d’interprétation valide le programme d’injection

OBS

Faille

31°00’

8°04’

8°08’

Puits producteur actif Puits producteur inactif Puits d’injection d’eau Puits sources d’eau (eau provenant de l’aquifère du Crétacé) Puits d’injection de gaz Puits sec Emplacements implantés Figure 5.45 : Zone pilote WAG – Berkine.

HBNS-34 8°10’

8°14’

HBNS-46 HBNS-48 WAG OBS HBNS-19 HBNS-25

1 km


5

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Démarrage de l’écoulement de gaz À la suite de l’acquisition des diagraphies de référence RST C/O et CHFR dans le puits d’observation, le programme pilote WAG a commencé. Dans le premier cycle complet, 945 x 106 pieds cubes de gaz ont été injectés sur 45 jours, suivis de 756 x 103 barils d’eau sur une période de trois mois. Pendant la phase d’injection de gaz, des diagraphies en modes RST C/O et Sigma ont été exécutées dans le puits d’observation à intervalles réguliers. Comme le puits d’observation était complètement tubé, il n’existait aucun risque pour les outils de diagraphie, et un soin méticuleux a été apporté à l’acquisition de données continues et représentatives de diagraphies sur l’ensemble des unités du réservoir.

À la suite de la première phase d’injection de gaz, il était raisonnable de supposer que toute variation de la saturation en gaz était due à l’injection et que la saturation en eau était essentiellement constante. À l’aide de deux techniques indépendantes – la porosité-neutron RST PNC (TPHI) échelonnée dans le temps et l’analyse de saturation RST C/O –, les volumes de gaz et d’huile ont été estimés (fig. 5.47). En raison de la bonne correspondance entre les volumes estimés à partir des données indépendantes de diagraphie, une hypothèse a été formulée selon laquelle, une fois que l’injection d’eau commencerait, la même technique fonctionnerait bien que le pourcentage de saturation en eau soit modifié dès l’arrivée du front d’eau injectée au puits d’observation (fig. 5.48).

RST C/O de l’eau

Une fois la phase d’eau commencée, les diagraphies RST ont été accompagnées de l’acquisition de diagraphie CHFR sur les mêmes intervalles. Des corrélations de données CHFR avec les diagraphies CHFR et AIT de référence indiqueraient des variations de saturation et de salinité de l’eau à mesure que les eaux d’injection entreraient dans le réservoir. La combinaison des diagraphies RST et CHFR s’est poursuivie pendant les 30 premiers jours de la deuxième phase de gaz, qui consistait en une injection de 1 487 x 106 pieds cubes de gaz sur les deux mois et demi suivants. Une fois réalisée la corrélation entre le volume d’eau injecté dans le temps et l’effet sur la saturation et la salinité, la diagraphie CHFR a été interrompue, à l’exception de contrôles ponctuels périodiques dans la dernière partie du programme. La fréquence des contrôles par RST C/O et Sigma planifiés a été portée à des intervalles d’environ 4 à 5 semaines à mesure que les spécialistes de l’interprétation gagnaient en confiance dans la capacité de la simulation à reproduire les conditions dynamiques réelles du réservoir. En tout, trois cycles de gaz et deux d’eau ont été pompés. Le dernier cycle d’eau suivait immédiatement le deuxième cycle de gaz décrit précédemment et consistait en 894 x 103 barils d’eau sur 14 semaines. Le dernier cycle de gaz consistait en 9 x 109 pieds cubes de gaz injectés sur une période de huit mois. À la suite du dernier cycle de gaz, le puits d’observation a été perforé et des essais d’injection de traceur radioactif ont été effectués pour confirmer les résultats du programme de surveillance.

RST C/O du gaz RST C/O de l’huile

TPHI du gaz RST C/O du gaz Saturations en gaz

TPHI du gaz Base de TPHI 0,3 MD 1 : 200 0,3 (m)

(m3/m3)

PHIE en trou ouvert 0,3

SG RST TPHI 0 0

(m3/m3)

TPHI, 9 janv. 03

SG RST C/O Alpha

(m3/m3)

(m3/m3)

0 0

(m3/m3) VUOI Alpha base

1 0,3

(m3/m3)

1 0,3

(m3/m3)

3 190

3 200

3 210

3 220

5

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Figure 5.47 : Estimations de saturation en gaz à partir d’analyses RST C/O et RST TPHI échelonnées dans le temps.

0

VUOI Alpha, 9 janv. 03

Élaboration d’une solution élégante En faisant appel au facteur CDV des hydrocarbures comme un résultat de l’interprétation, l’équipe a pu éliminer la nécessité de mesurer précisément les volumes et les propriétés de chaque phase d’hydrocarbures.

0

0


RST eau, 15 fév. RST gaz, 15 fév. RST huile, 15 fév.

MD 1 : 200 0,3 (m)

PHIE en trou ouvert 0 0,3

0 0,3 (m3/m3)

0

3 190

Quelques constatations clés ont aidé l’équipe à aboutir à cette conclusion : I les techniques RST C/O et TPHI échelonnées dans le temps ont donné des indications claires de l’injection de gaz ; I l’utilisation combinée des techniques RST C/O et TPHI échelonnées dans le temps a bien réagi aux variations de saturation en eau, indépendamment de la salinité de l’eau ; I la diagraphie CHFR s’est avérée fournir des informations précieuses sur la résistivité de la formation dans l’environnement dynamique d’injection ainsi qu’une identification précoce du front d’eau d’injection approchant.

Problème avec les détails

3 200

3 210

3 220 Figure 5.48 : Analyse de saturation à l’aide des données RST C/O et de la variation de TPHI, dans l’hypothèse d’un environnement à 3 phases.

Une fois l’eau douce d’injection arrivée, une tentative a été effectuée pour analyser la saturation en résolvant deux équations simultanées à l’aide des données CHFR et RST Sigma, qui aboutissent à la saturation en eau dans l’environnement dont la salinité est inconnue en pratique, ou variable. Cependant, l’utilisation des données CHFR et RST Sigma pour calculer couramment les saturations en eau a été finalement écartée, en raison des grandes différences de résolution verticale et de la profondeur d’investigation des dispositifs. Du fait que l’outil CHFR utilise le tubage lui-même comme électrode de retour, il peut « voir » un banc d’eau douce approchant longtemps avant l’outil RST à vision peu profonde. Pour réduire les incertitudes, les interprétations ont été menées à l’aide de l’analyse ELANPlus de Schlumberger, utilisée dans ce cas pour tirer une réponse optimisée de mesures de saturation multiples dans l’environnement multifluides. L’interprétation résultante des volumes d’huile, de gaz et d’eau a été considérée comme assez fiable pour recommander la technique en vue de son utilisation dans le contrôle et l’exploitation du programme de récupération améliorée d’huile (IOR) sur le réservoir complet.

En dépit des résultats favorables de l’interprétation initiale des données du programme pilote, l’équipe était préoccupée par la « quantifiabilité » de la technique. Pourrait-elle vraiment fournir les détails exacts nécessaires au Groupement Berkine pour exécuter le programme d’injection sur l’ensemble du champ ? Même si les estimations étaient considérées comme fiables, l’utilisation de la technique dans des analyses quantitatives pouvait être problématique. Certaines des relations utilisées pour les fluides étaient basées sur des hypothèses de propriétés constantes des fluides, et on savait qu’en raison de la miscibilité du gaz d’injection avec l’huile ces propriétés changeraient certainement. De plus, lorsque les propriétés des fluides changent, la continuité du balayage est altérée car les fluides d’injection traversent différents chemins de conductivité. La situation est plus compliquée lorsque l’on considère les effets de la ségrégation des phases par gravité. Compte tenu de ces complications, les valeurs de densité et la composition d’hydrocarbures du modèle variaient largement, ce qui affectait alors les propriétés individuelles des phases comme l’indice d’hydrogène et le CDV. Par suite, les hypothèses initiales étaient fausses. L’équipe d’interprétation a tenté de réduire ces différences en utilisant les propriétés prédites par le modèle de simulation pour en tirer des valeurs de saturation corrigées. Lorsque les estimations de saturation basées sur le modèle ont été comparées à celles calculées à l’aide des hypothèses d’immiscibilité, il a été observé que la stabilité de la solution diminuait lorsque le contraste entre les propriétés de l’huile et du gaz se réduisait.

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Néanmoins, la saturation en gaz calculée augmentait comme prévu et la saturation en eau restait stable. Les propriétés modélisées des hydrocarbures semblaient gouverner les résultats, ce qui équivalait à une logique circulaire.

pouvait fournir un calcul des saturations de phases individuelles ; en variante, le CDV des hydrocarbures pouvait être calculé à partir des propriétés et des saturations simulées, puis comparé à la valeur du CDV dérivée des diagraphies. Pour ce projet WAG, la deuxième solution s’est avérée optimale tant

Eau initiale

Changements apportés au processus Comme il a été jugé peu pratique d’effectuer ces analyses à chaque itération, une nouvelle approche a été développée. Une observation fondamentale faite pendant les premières phases du programme pilote était que la saturation en eau pouvait être calculée avec exactitude à l’aide des données RST C/O et TPHI. Le rapport C/O, comme son nom l’indique, réagit aux quantités d’oxygène et de carbone provenant de l’huile. Le rapport C/O pouvait être relié à la saturation réelle en hydrocarbures provenant de la base de données d’hydrocarbures de la compagnie (construite à l’aide de carburant diesel) et le CDV utilisé pour compenser les différences entre le diesel et l’huile réelle de la formation. En conséquence, comme les propriétés réelles de la formation étaient connues et fixes, la saturation apparente en huile calculée à partir des données RST C/O ne serait gouvernée que par la valeur de CDV. Par conséquent, le CDV pouvait être calculé avec exactitude, étant donné l’analyse de l’huile produite.

Augmentation eau Gaz Huile

0,3

RST V hyd de base

V huile de base

()

(m3/m3)

V huile C/O CDV 0,4 0,3

(m3/m3)

MD PHIE en trou ouvert 1 : 200 0,3 (m3/m3) (m)

0 0,3

En effectuant des passes de traitement multiples sur les données RST C/O de la première étape, une relation mathématique simple entre le volume d’huile et le CDV a été observée, ce qui a conduit à établir deux formules qui approchaient le CDV s’il se situait à l’intérieur de la plage de caractérisation. La valeur finale du CDV pouvait alors être facilement combinée avec les propriétés de phases prédites par le simulateur (fig. 5.49), ce qui

5

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0 0

Analyse fluides par RST 0 0,3

(m3/m3)

0 0,3

(m3/m3)

3 190

3 210

3 220

3 230

Figure 5.49 : Estimation du CDV global des hydrocarbures.

(g/cm3)

1

CDV modèle huile 0 0

PHIE en trou ouvert

3 200

Comme la saturation en eau, et par conséquent la saturation totale en hydrocarbures, pouvait être établie indépendamment du CDV, le CDV global des hydrocarbures pouvait être estimé. En conséquence, si le volume apparent d’huile calculé à partir des données RST C/O (avec une certaine valeur de CDV) était égal au volume total des hydrocarbures calculé indépendamment, la valeur du CDV utilisée pouvait être validée en tant que caractérisation correcte des hydrocarbures. Une solution itérative pouvait être mise en œuvre à l’aide d’un ordinateur pour réduire l’incertitude statistique à des niveaux négligeables. Cependant, une solution simplifiée a été développée, qui donnait une approximation adéquate.

CDV modèle gaz

(g/cm3)

1

Estimation CDV RST 0 0

(g/cm3)

1


pour l’équipe de simulation de réservoir du Groupement Berkine que pour le groupe d’interprétation de diagraphies de Schlumberger.

Mise en évidence des bénéfices L’avantage de l’utilisation d’un CDV estimé est son indépendance vis-à-vis des résultats du modèle de simulation. Il reflète les propriétés volumiques globales des hydrocarbures sans considérer chaque phase. I Elle fournit une nouvelle façon de comparer les résultats avec le modèle de simulation pour le calage de l’historique. I Elle ajoute de la stabilité et de la robustesse à la réponse finale, à l’aide de transformations simples avec des mesures et des paramètres clés d’interprétation vérifiables. I

Augmentation SW RST gaz, 9 juil. 04 Eau initiale Augmentation eau

Base SW 0

(m3/m3)

RST gaz, 9 juil. 04

1

RST huile, 9 juil. 04

SW, 9 juil. 04 Base SIGM 50

(c.u.)

1 0

SIGM douce PERF 50 PIFL 4 ( ) 0,1 50

(c.u.)

(m3/m3)

0

0

(m3/m3)

SIGM saline

SHyd échelonnée dans le temps

(c.u.)

(m3/m3)

0 1

Volumes fluides par RST (m3/m3)

0,3

SO, 9 juil. 04

0

Conclusions Le projet pilote a été conclu en avril 2004 et le puits d’observation a été perforé dans la zone « U ». Des essais de traceur chimique sur puits unique (SWCT) ont été réalisés et une évaluation « log-inject-log » du Sigma par RST a été effectuée pour confirmer l’exactitude des résultats précédemment dérivés des seules mesures de diagraphie en trou tubé. La diagraphie résultante a montré une très bonne concordance (fig. 5.50).

RST huile, 9 juil. 04

Saturations

Les calculs de phases individuelles peuvent être effectués à l’aide d’une transformation linéaire. I Le recalcul du CDV directement à partir des données du modèle de simulation dans un environnement triphasique s’est avéré être la démarche optimale et a été mis en œuvre. Une comparaison entre le CDV dérivé des diagraphies et le CDV dérivé du modèle a illustré une bonne correspondance. I

0

RST V huile, 9 juil. 04

1

(m3/m3)

0,3

0

PHIE en trou ouvert 0 0,3

(m3/m3)

0

Le projet a duré 18 mois et impliqué 24 passes de RST et 13 passes de CHFR. Les objectifs finaux du programme pilote WAG ont été atteints, avec une diminution moyenne de la saturation résiduelle en huile de 15 %. D’autres réussites ont également été notées : I une nouvelle technique a été développée pour comparer les résultats de diagraphies et de modélisation dans un environnement de fluide miscible ; I les variations de saturation observées étaient en accord avec les résultats modélisés et ont été confirmées par les essais SWCT ; I il existe un bon potentiel pour développer plus avant la technique de caractérisation des propriétés des hydrocarbures en combinant les techniques PNC et C/O ; I la combinaison RST/CHFR fonctionne bien et fournit une caractérisation précieuse et exacte des systèmes multifluides complexes.

Figure 5.50 : Relevé RST du 9 juillet 2004 (zone U perforée). Comparaison des saturations « non miscibles » et de la saturation en hydrocarbures d’après le Sigma « log-inject-log ».

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Tin Abanhar (tassili des Ajjer). Peint de rouge et de blanc, on imagine ce petit troupeau de quatre girafes adultes et un girafon évoluant dans un paysage de brousse, saisis sur le vif par la main experte du peintre qui, à l’occasion, se transforme en chasseur.

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5

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Parvenir à l’efficacité par une gestion de projet intégrée Integrated Project Management (IPM), une entité de services relativement jeune de Schlumberger, a déjà une longue histoire en Algérie. Début 2000, des travaux substantiels ont été menés avec Sonatrach pour préparer le projet d’optimisation de réservoir des Zones 2 et 4. En parallèle, un projet pilote d’optimisation de forage a été entamé avec la division Forage. Aucun des deux projets n’a été mené à sa pleine maturité, mais les enseignements tirés ont apporté une contribution significative au développement d’IPM en tant qu’organisation en Algérie. Depuis lors, IPM a encore évolué en termes de modèles économiques et de processus de travail conçus pour la planification, l’exécution et la clôture réussies des projets d’optimisation de la construction et de la production de puits pour ses clients. L’histoire moderne d’IPM en Algérie a commencé avec l’exécution réussie d’un projet de forage de deux puits pour Rosneft-Stroytransgaz en 2003-2004, qui a prouvé la compétence d’IPM en tant qu’organisation de gestion de projet dans le pays. La réussite du projet, qui est maintenant entré dans une deuxième phase impliquant trois puits supplémentaires, a marqué la maturité d’IPM en tant que maître d’œuvre pour gérer les opérations de forage en Algérie. La mi-2006 a vu le lancement d’un nouveau projet collaboratif pour lequel une équipe de Schlumberger assurera une assistance technique et de gestion opérationnelle pour des chantiers exploités par Sonatrach Division Forage.

Opérations de forage externalisées en Algérie pour Rosneft-Stroytransgaz Rosneft-Stroytransgaz s’est vu attribuer des droits d’exploration dans le Bloc 245 Sud au cours de la troisième tranche d’attribution de licences et a conclu un contrat de partage de production avec Sonatrach en mars 2001, avec une période initiale d’exploration de trois ans. La compagnie est un joint-venture entre Rosneft, la compagnie pétrolière russe d’État, et Stroytransgaz, une grande compagnie de construction de pipelines pétroliers et gaziers ayant déjà des contrats en Algérie. Le joint-venture a été créé spécifiquement pour développer des intérêts algériens et fonctionne comme une unité commerciale autonome. Suite à une campagne sismique 3D en 2002, RosneftStroytransgaz a sélectionné deux emplacements cibles

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pour des puits d’exploration. La compagnie ne disposait d’aucune équipe de forage en Algérie et d’aucune expérience antérieure dans la gestion de l’approvisionnement, de la planification et de l’exécution du forage de puits dans le pays. Rosneft-Stroytransgaz a donc choisi d’externaliser les opérations de forage à un unique maître d’œuvre, bénéficiant ainsi de son expérience locale et se donnant la possibilité de gérer la campagne avec une équipe d’encadrement réduite. La compagnie a choisi un contrat au forfait car elle souhaitait traiter avec une société de services jouissant d’un haut degré de confiance quant à sa compétence technique et sa capacité à fournir les prestations convenues. En juin 2003, Rosneft-Stroytransgaz Ltd. a attribué un contrat pour le forage de deux puits d’exploration dans le sud de l’Algérie à Schlumberger. L’étendue des travaux couvrait non seulement le forage mais également la construction des deux sites de forage ainsi que des routes d’accès, une piste d’aviation et un puits d’eau. Établi de longue date en Algérie, Schlumberger a apporté à RosneftStroytransgaz l’expertise technique et la connaissance locale nécessaires pour identifier et traiter les risques potentiels pendant la phase de planification du projet et éviter les retards au démarrage. Un échéancier strict a été élaboré pour la préparation et l’exécution des deux puits.

Phase opérationnelle 1 Équipe de projet, rôles et responsabilités Suite à l’attribution du contrat, des concertations détaillées ont eu lieu pour clarifier la répartition des rôles et des responsabilités (R&R) au sein de l’équipe de projet constituée de personnel de Schlumberger et de RosneftStroytransgaz. Rosneft-Stroytransgaz a conservé le contrôle du choix des objectifs géologiques, des spécifications techniques des puits et du programme de forage ; elle souhaitait de plus garder le contrôle opérationnel sur les décisions clés liées à l’évaluation des puits, s’agissant de puits d’exploration. Les décisions opérationnelles pour la préparation et l’exécution des activités de forage programmées ont été prises en charge par Schlumberger. Cette répartition claire des R&R a permis une contribution harmonieuse et productive de la part de tous les membres de l’équipe. Schlumberger a apporté à l’équipe de projet une organisation de construction de puits, comprenant les fonctions de gestion technique, opérationnelle et logistique (fig. 5.51). Bien que Rosneft-Stroytransgaz n’ait eu que trois représentants sur place, ils ont été activement impliqués dans toutes les prises de décision susceptibles d’avoir un impact sur les objectifs des puits. Une communication étroite entre l’équipe IPM, les représentants locaux de Rosneft-Stroytransgaz et l’équipe de direction à Moscou a permis de prendre des décisions rapides sur des points clés tels que les profondeurs finales de tubage, le choix des points de MDT et le choix des points de carottage. Malgré la présence discrète de la compagnie en Algérie, elle a maintenu un contrôle total et permanent sur les décisions liées à l’atteinte des objectifs des puits.


Premier directeur général adjoint

Chef de projet Ingénieur responsable du forage

Géologue en chef Rosneft Représentant sur le site de forage

Comptable

Géologue

OLC sur le site de forage

Rosneft-Stroytransgaz

Construction

Superviseur (jour)

Superviseur (nuit)

Achat / logistique (SDS partagé)

Ingénieur de forage

Équipe de projet Schlumberger

Figure 5.51 : Organisation des équipes pour le projet Rosneft-Stroytransgaz du Bloc 245 Sud.

Communication structurée La circulation optimisée de l’information était une exigence clé du projet, en particulier du fait que l’équipe de direction du client était située à Moscou, en Russie. L’équipe de projet avait la responsabilité de distribuer des comptes rendus d’opérations quotidiens à toutes les parties concernées. Un plan de communications structuré a été inclus dans le Manuel de gestion de projet pour aider les membres de l’équipe tout au long des phases du projet dans la distribution de l’information aux destinataires appropriés. Une technologie avancée a été utilisée pour améliorer la communication pendant les phases critiques de l’opération ; celle-ci comprenait la transmission par satellite de données d’évaluation des formations et l’utilisation d’espaces collaboratifs basés sur le Web pour partager des données entre les locaux situés sur les sites de forage, à Hassi Messaoud et à Moscou. L’équipe de projet a également apporté une assistance technique à Rosneft-Stroytransgaz concernant l’ingénierie de forage pour aider à la préparation des réunions de Comité Technique avec leur partenaire Sonatrach.

Démarrage du projet La planification exhaustive a probablement été la plus importante fonction remplie par l’équipe de projet, et l’exécution réussie du projet a reposé en grande partie sur cet aspect de la gestion du projet. La planification comprenait la sélection du personnel, les approvisionnements, la conception, la programmation, la gestion et le reporting des opérations, l’évaluation et la revue des actions. Un Manuel de gestion de projet détaillait les processus et la structure du projet avant le démarrage. L’équipe de projet a été sélectionnée et mobilisée de façon précoce pour le démarrage, le chef de projet étant le lien principal depuis la phase d’appels d’offres jusqu’à l’exécution. Quatre mois du temps du personnel clé ont été consacrés à la période initiale de planification, qui comprenait la commande de tous les matériaux à long délai de livraison deux mois avant la mobilisation de l’appareil de forage. Un audit de démarrage technique et procédural du projet a été effectué, avec examen par des pairs des bases de la conception. L’interaction avec des opérateurs existants dans la zone des emplacements de puits prévus a accéléré la compréhension par l’équipe des pratiques dans la région. Un « forage de puits sur le papier » (DWOP) et un exercice de renforcement d’équipe ont été menés, ce qui a renforcé la motivation et l’engagement et a généré quelques idées excellentes.

QHSE, documentation de projet et responsabilité sociale d’entreprise Un Manuel de gestion de projet, un Plan de réaction d’urgence et un Plan environnemental ont été élaborés, et le Document de coordination a été achevé. Le Document de coordination définissait les normes opérationnelles auxquelles il fallait se tenir, l’interface entre Rosneft-Stroytransgaz et Schlumberger, et les normes et procédures à l’usage des sous-traitants. Une étude de référence environnementale du site a été menée à bien dans le cadre de l’audit initial, ainsi qu’une étude d’impact après le projet. Le site a été nettoyé et reconditionné après l’abandon des puits.

Planification et évaluation des risques Une évaluation des risques du projet a déterminé les zones potentielles de déficience ou celles nécessitant une attention particulière. Les douze risques les plus importants ont été identifiés au début du projet. Le document Bases de conception a été modifié en conséquence et évalué par des pairs issus du personnel d’assistance de la zone.

Sélection de l’appareil de forage L’appareil de forage SDS 48 de Schlumberger a été sélectionné pour le forage. L’équipe de forage avait déjà prouvé sa compétence technique ; la culture et les valeurs de Schlumberger existaient déjà parmi le personnel. Les systèmes de sécurité courants, tels que le Reporting d’identification des risques (RIR) et le système Quest de collecte de données et de reporting QHSE basé sur le Web, étaient déjà en place, ce qui rendait la gestion de la sécurité et son reporting plus simples et plus efficaces. La localisation commune du personnel de forage et de l’équipe IPM renforçait encore l’interaction et un esprit de travail coopératif.

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Stratégie d’approvisionnements L’exposition au risque de retard du fait d’articles à long délai de livraison a été gérée en achetant des tubulaires auprès d’opérateurs existant en Algérie, et une configuration de tête de puits disponible commercialement a été utilisée comme équipement de surface.

Infrastructure et assistance Schlumberger sur place L’organisation North Africa GeoMarket (NAG) de Schlumberger a son siège à Alger et entretient une large gamme de fonctions d’assistance technique et logistique et de bases opérationnelles dans la région. L’équipe de projet partageait les locaux avec d’autres groupes de Schlumberger, et de nombreux services partagés étaient accessibles, dont certains ont contribué à optimiser la logistique du projet – par exemple un avion affrété pour le transport du personnel. La logistique de puits et l’infrastructure des bases existantes de Schlumberger en Algérie ont été particulièrement bénéfiques pour les travaux de forage.

Exécution du projet Le premier puits a été attaqué en novembre 2003, conformément à la planification du projet. Le temps non productif (NPT) était de 4 % sur le premier puits et de 9 % sur le deuxième. Les deux puits ont été achevés en avance sur

F6

ACP 3 IV-3 IV-2

ACP 2

ACP 1 IV-1

le calendrier sans incident majeur. L’équipe IPM a mené avec succès deux essais de puits. La communication avec Rosneft-Stroytransgaz et Sonatrach a été structurée, explicite et appréciée par chacune des parties. Aucun accident n’a été à déplorer et tous les événements catastrophiques, majeurs ou sérieux ont fait l’objet d’un suivi et d’un traitement adéquat, avec une analyse des causes premières et un rapport de clôture. Les défauts de qualité de service ont été identifiés avant toute perte. Des rapports d’identification de risques ont été élaborés, avec une clôture et un suivi complets des points d’action.

Regroupement d’un large spectre de services Schlumberger Il s’agissait d’un projet portant la marque de Schlumberger, impliquant une large variété de ses services et de ses technologies. Celles-ci comprenaient une évaluation avancée sur câbles incluant l’outil FMI (Fullbore Formation MicroImager), le tester MDT (Modular Formation Dynamics Tester), l’outil de carottage MSCT (Mechanical Sidewall Coring Tool) et l’outil CMR (Combinable Magnetic Resonance) avec caractérisation des fluides par MRF (Magnetic Resonance Fluid). Les puits ont été cimentés à l’aide du système LiteCRETE de laitier à basse densité. Les essais de puits ont été réalisés par la division Well Completions & Productivity (WCP) de Schlumberger. M-I SWACO, un joint-venture de Smith International et de Schlumberger, a fourni la boue, la saumure et les services techniques, tandis que WesternGeco, la division sismique de Schlumberger, prenait en charge le forage et le relevé de positionnement du puits d’eau.

Contrôle opérationnel par le client Rosneft-Stroytransgaz maintenait un petit bureau de représentation à Alger. Elle a affecté un géologue en chef et un responsable de chantier au site de forage pour coordonner les prises de décisions clés du projet. Le chef de projet et son équipe technique sont restés à Moscou. Ils recevaient des comptes rendus chaque matin ainsi que des informations géologiques et de diagraphies. Grâce à l’usage de systèmes de communication modernes (VSAT, e-mail, partage de fichiers via le Web), Rosneft-Stroytransgaz a pu mettre en place une « équipe technique virtuelle » qui a soutenu les opérations en Algérie depuis Moscou et a contrôlé activement l’avancement opérationnel, de telle sorte que les décisions opérationnelles clés ont pu être prises rapidement et efficacement. Pour Rosneft-Stroytransgaz, cela représentait une réduction significative des coûts de locaux et de logement ainsi que des dépenses de personnel qui auraient été nécessaires pour établir un important bureau des opérations sur place. L’exécution du projet s’est déroulée jusqu’au bout et sans accroc, avec une implication du client à tous les niveaux par une interaction étroite et une analyse clairement formulée des options envisageables. La clarté des données et la façon dont elles étaient présentées ont permis au client de prendre des décisions généralement dans les 48 heures suivant la réception des données. Grâce à cette méthode de travail, les décideurs ont acquis une confiance croissante en l’équipe de projet Schlumberger et ont réagi rapidement pour apporter le soutien requis en vue d’atteindre les objectifs du projet.

Difficultés opérationnelles Figure 5.52 : Complétion de puits sur le Bloc 245 Sud dans l’intervalle productif naturellement fracturé non cimenté de l’Ordovicien.

5

62

Les puits ont été forés avec un système de boue à base d’eau. La densité de boue a été soigneusement contrôlée pour éviter des pertes et maintenir la stabilité du puits de forage. Les densités de boue proposées étaient approuvées


par Rosneft-Stroytransgaz pour assurer l’atteinte des objectifs des puits (minimiser l’invasion de boue dans le réservoir). Le réservoir de l’Ordovicien a été foré avec des trépans PDC. Un liner de 7 pouces a été posé et cimenté avec trois packers chimiques annulaires (ACP, figure 5.52). L’intervalle de l’Ordovicien a été laissé non cimenté pour éviter de boucher des fractures naturelles. Deux zones indépendantes ont été testées entre les ACP.

Technologie et services Schlumberger

Figure 5.53 : Image FMI dans la formation de l’Ordovicien indiquant des fractures naturelles conductrices.

Phase opérationnelle 2 La planification de la Phase 2 du projet RosneftStroytransgaz dans le Bloc 245 Sud a commencé en juillet 2005. La campagne de forage comprenait un puits d’exploration et deux puits d’évaluation. Pour ce projet, l’Entreprise nationale de forage (ENAFOR), la société nationale algérienne de forage, a été contactée pour fournir un appareil de forage. L’appareil nouvellement construit ENF-35, alors en cours de réception, a été choisi pour la campagne.

Nouveaux défis Démarrage de l’appareil de forage L’appareil ENF-35 venait, tout comme son équipe, d’être mis en place. En raison d’une pénurie d’ouvriers compétents en matière de forage résultant d’une hausse d’activité,

-2 Gaz -3 Eau -4 DClm -5

Log D (cm2/s)

Le champ du Bloc 245 Sud avait été exploré auparavant ; il comprenait trois puits, dont le plus récent avait été foré en 1996. Pour Schlumberger, le principal objectif du nouveau projet d’exploration était de mettre à disposition une technologie adaptée pour réaliser une évaluation améliorée des puits dans les limites du budget du projet. De nouvelles technologies ont été appliquées pour renforcer l’évaluation des puits et minimiser l’impact écologique, ce qui incluait la protection des aquifères d’eau douce. Ces technologies ont été soigneusement choisies pour donner la solution présentant le meilleur rapport coût/efficacité. Rosneft-Stroytransgaz est très engagé dans l’application des nouvelles technologies pour obtenir les meilleurs résultats d’évaluation des puits et a approuvé la plupart des technologies proposées après une évaluation en interne de leurs avantages. Des exemples clés sont donnés ci-dessous. I Cimentation : des systèmes de laitier LiteCRETE ont été utilisés pour les sections de surface et intermédiaires. Cette formulation du ciment a été choisie pour minimiser le volume et l’éventuel impact sur les intervalles contenant de l’eau douce dans les deux puits. Le système LiteCRETE autorise de très basses densités de laitier, en l’occurrence avec une gravité spécifique de 1,3, ce qui minimisait les pertes de fluide dues à l’invasion de la formation. Après durcissement, la qualité de l’étanchéité du ciment LiteCRETE a été évaluée à l’aide de l’imageur ultrasonique USI combiné avec le logiciel CBL Adviser d’évaluation des diagraphies d’adhérence du ciment. I Évaluation des formations : les puits ont été creusés dans une zone où des variations de la salinité de l’eau rendent difficile l’interprétation des diagraphies conventionnelles. En concertation avec Rosneft-Stroytransgaz, Schlumberger a adapté le programme d’acquisition de données pour incorporer une technologie de diagraphie plus avancée qui permettrait de mieux évaluer la formation. Les données d’imagerie de résistivité du trou de sonde issues du FMI ont montré que la zone de perméabilité extrêmement faible de l’Ordovicien était naturellement fracturée (fig. 5.53) et la combinaison CMR/MRF a révélé que la zone contenait de l’huile (fig. 5.54). Le module de pompage MDT a été utilisé pour puiser des fluides dans la formation et l’analyseur de fluides bruts LFA a quantifié la mobilité de cette huile. Certaines des zones que la combinaison CMR/MRF a identifiées comme contenant des hydrocarbures n’auraient pas été détectées en utilisant une technologie de diagraphie conventionnelle. I Complétion : à la demande de Rosneft-Stroytransgaz, Schlumberger a rapidement conçu et mis en œuvre une complétion alternative de l’interface puits / formation. Cette solution évitait la cimentation des fractures naturelles tout en permettant l’isolement d’autres réservoirs situés plus haut dans le puits de forage. Les résultats d’essais de puits successifs ont prouvé la réussite de cette approche.

-6 Huile -7

-3

-2

-1

0

Log T2 (s) Figure 5.54 : La présence d’huile dans la formation du Dévonien est confirmée à l’aide de l’outil CMR avec une caractérisation par MRF.

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63


70,0

20,0 16,0 12,3 12,0

50,0

11,5

44,8

44,0

Take-1

Takw-1

40,0

9,9

30,0

8,0

20,0 4,0 0,0

Take-1

Takw-1

Ten-1

Heures

Longueurs par heure

64,8

60,0

10,0 0,0

Ten-1

Figure 5.55 : Comparaison des performances de manœuvre (à gauche) et du temps de manipulation des BOP (à droite) pour les puits d’exploration du Bloc 245 Sud.

l’équipe présentait des niveaux d’expérience inégaux, la plupart des membres de l’équipe étant plus habitués aux travaux de reconditionnement (workover). Pour cette raison, les opérations ont d’abord avancé lentement et avec un risque d’incidents excessivement élevé. La figure 5.55 montre que les vitesses de manœuvre pendant les opérations de forage étaient 15 % à 20 % plus faibles que celles observées pour les deux puits de la première campagne de forage. La figure 5.55 montre que le temps de manipulation des BOP par puits était 45 % plus élevé que la valeur de référence. Schlumberger a réagi immédiatement en mobilisant deux formateurs de forage expérimentés issus de l’organisation pour assurer une formation pratique à l’équipe de forage. Cela s’est poursuivi par l’établissement d’une grille QHSE de formation à la sécurité pour tous les membres de l’équipe. Un responsable QHSE issu d’IPM sur le site a aidé ENAFOR à atteindre un niveau acceptable de comportement proactif en matière de sécurité, y compris des briefings appropriés avant les opérations et d’autres pratiques établies chez Schlumberger telles que le programme Safety Training Observation (STOP), qui forme chaque agent de maîtrise à devenir un observateur qualifié des pratiques de travail préjudiciables à la sécurité. Grâce à un effort soutenu et concentré et à l’engagement démontré par le personnel ENAFOR chargé de l’opération, les performances des équipes ont fait apparaître des améliorations sensibles. Par exemple, les six premiers mois des opérations de démarrage se sont terminés sans dommages corporels.

de réalisation des raccords pour minimiser le risque d’endommagement des tubes, qui pourrait finalement aboutir à une rupture du train. Là encore, l’expertise de Schlumberger en matière de formation s’est avérée très utile, en fournissant des vidéos axées sur le sujet.

Difficultés techniques des puits Carottage La deuxième campagne de puits comprenait un important programme de carottage pour les trois puits afin de réunir des échantillons provenant des formations du Dévonien et de l’Ordovicien. La pénétration du carottage dans l’Ordovicien était très lente, à des taux aussi bas que 0,3 m/h. Des travaux ont été menés avec le sous-traitant chargé du carottage pour tenter d’optimiser la tête et l’ensemble de carottage en vue de meilleures performances. L’amélioration obtenue est cependant restée minime. En conséquence, Rosneft-Stroytransgaz a décidé de retirer l’exigence de carotter le troisième puits (fig. 5.56).

Essais dans l’Ordovicien Atteindre un bon débit lors de la phase d’exploration à partir de la formation non stimulée de l’Ordovicien constituait une difficulté de conception majeure, la réussite en la matière dépendant largement de la présence, dans cette formation de faible perméabilité, d’un système de fractures naturelles et de la capacité à produire à partir de celui-ci. À la demande de Rosneft-Stroytransgaz, la même conception de liner que celle utilisée lors de la première campagne de forage a été adoptée pour les puits de la deuxième campagne. Cela impliquait un liner partiellement cimenté avec une section non cimentée à travers l’Ordovicien. Dans le premier puits de la Phase 2, un autre puits d’exploration, l’image du FMI a indiqué la présence de fractures conductrices et la conception de liner choisie a démontré sa valeur ; l’Ordovicien a produit à des débits suffisants pour permettre à Rosneft-Stroytransgaz de déclarer le puits en tant que découverte.

Intégrité du train de tiges Au cours des opérations de forage, des problèmes ont été rencontrés avec des tubes de forage arqués et des vrillages du train de tiges, ce qui a conduit à une rupture du train nécessitant une opération subséquente de repêchage dans le premier puits. Un plan a été établi pour élaborer un programme d’inspections avec ENAFOR et, dans le même temps, l’accent a été mis sur la sensibilisation des équipes de forage aux pratiques appropriées

5

64

IPM envisage l’avenir – Une initiative d’optimisation de forage dans le champ de Hassi Messaoud Contrat d’intégration de services Sonatrach prévoit de forer un nombre accru de puits verticaux et horizontaux dans le champ de Hassi Messaoud pour atteindre ses objectifs de production pour 2010. La compagnie a sollicité l’assistance de sociétés de services car ses ressources internes sont déjà actuellement en suractivité. Sonatrach Division Forage et la direction de Schlumberger ont mené des concertations


avec l’objectif de formaliser leurs relations. Ces concertations ont conduit au lancement, à la mi-2006, d’un projet collaboratif dans lequel une équipe Schlumberger assure une assistance à intégration de services pour trois appareils de forage exploités par l’Entreprise nationale des travaux aux puits (ENTP), une des deux filiales de services de forage de Sonatrach. Le principal objectif du projet est d’augmenter le nombre de puits forés par appareil et par an. Les enseignements tirés d’autres projets dans le monde entier, y compris un projet antérieur d’optimisation de forage avec Sonatrach, ont été incorporés dans le périmètre de travail élaboré conjointement et présentés à l’équipe de projet lors d’une séance de travail tenue au démarrage du projet. L’équipe de projet comprend des spécialistes de la QHSE, de la logistique et du forage en plus des responsables de chantier et des ingénieurs de forage. Dans la phase actuelle, le choix des sous-traitants de services reste du ressort de Sonatrach ; Schlumberger bénéficie toutefois d’une priorité pour les services qu’elle peut assurer pour les trois appareils de forage pris en charge. Les points clés du projet comprennent : I l’accord préalable sur un processus de « prise de décision concertée », comprenant l’implication des représentants d’IPM sur les chantiers dans les décisions opérationnelles et l’établissement d’un comité de pilotage pour l’approbation des modifications du périmètre de travail et la résolution des questions de haut niveau ; I l’introduction d’un modèle d’intéressement par partage des profits pour les performances exceptionnelles des équipes, dont une partie est destinée au personnel du prestataire de forage. Les obligations de l’équipe Schlumberger comprennent : I la fourniture d’une assistance technique et opérationnelle aux puits pour les opérations de forage et de complétion à Hassi Messaoud à partir du bureau de Sonatrach à Hassi Messaoud ; I la fourniture d’une assistance technique et de supervision sur site pour les services de Schlumberger et de prestataires tiers afin d’assurer une exécution économique des programmes de forage et de complétion sur le terrain ; I la contribution à la fourniture, en temps opportun et de façon économique, de matériaux et services nécessaires au projet ; I la coordination des services et des activités de forage et de complétion avec les groupes de construction et de logistique ;

A 20,0 15,0 10,0 5,0

Forage jusqu’au 1er point de carottage

1er point de carottage

Forage jusqu’au 2e point de carottage

Opérations de diagraphie intermédiaires

Sous réserve d’un aboutissement favorable de cette phase de collaboration, Schlumberger et Sonatrach sont susceptibles d’engager des concertations en vue d’une relation de gestion de projet complète, dans laquelle Schlumberger prendrait davantage de responsabilités dans la planification et l’exécution des opérations.

Conclusions L’exécution réussie de la première phase du projet de forage du Bloc 245 Sud pour le compte de RosneftStroytransgaz et l’attribution de la deuxième phase ont fermement établi la position d’IPM en tant qu’organisation compétente en gestion de projets pour les opérations de forage en Algérie. L’attribution par Sonatrach de services d’assistance intégrés pour le forage dans le champ de Hassi Messaoud constitue une occasion de démontrer le potentiel d’amélioration de la sécurité et du rendement des forages dans le pays. L’organisation IPM est impatiente d’apporter une valeur ajoutée aux actifs d’autres opérateurs travaillant en Algérie par la combinaison unique de la technologie et de l’expertise mondiales de Schlumberger couplées à sa connaissance approfondie du contexte local et à son infrastructure substantielle déjà établie.

B

Carottage dans la formation du Dévonien

25,0

la production de comptes rendus quotidiens et de prévisions hebdomadaires pour les opérations de forage et de complétion ; I la coordination de la préparation des factures et de l’administration ; I la contribution à la préparation d’un rapport de fin de puits pour chaque puits mettant en lumière les enseignements tirés et les possibilités d’amélioration ; I l’élaboration et la mise en œuvre d’un système de gestion de la QHSE, d’un document de coordination. I

2e point de carottage


Carottage dans la formation de l’Ordovicien 3e point de carottage


4e point de carottage

Manœuvre de racleur avant diagraphie

Jours

0,0 -5,0 Phases Temps cumulé réel

Temps cumulé prévu

Écart

Figure 5.56 : Analyse des temps de carottage dans les puits de la Phase 2 du Bloc 245 Sud.

5

65


IPM pour des solutions industrielles efficaces Jusqu’à la fin des années 1980, les grandes compagnies pétrolières et gazières géraient typiquement tout le spectre des services liés à leurs projets et faisaient appel à des sociétés de services comme Schlumberger pour assurer des services individuels spécifiques pour leurs opérations de puits. La demande croissante générant une pression en faveur d’une production accrue, la dynamique du marché des services a commencé à changer au début des années 1990, lorsque d’importantes compagnies pétrolières ont commencé à externaliser plus de tâches auprès de sociétés de services. À la même époque, un nombre croissant de détenteurs majeurs de ressources pétrolières et gazières – agences gouvernementales et compagnies pétrolières nationales (NOC) – ont commencé à s’écarter des accords de partage de production (PSA) établis de longue date et ont plutôt encouragé les compagnies pétrolières à instaurer des relations de travail collaboratif avec les sociétés de services ou se sont tournés directement vers les sociétés de services pour solliciter leur assistance dans la gestion plus efficace de leurs ressources pétrolières et gazières nationales.1 Prenant acte de ces changements dans l’industrie pétrolière et gazière, Schlumberger a établi en 1996 son groupe Integrated Project Management (IPM), qui a prouvé sa capacité à augmenter sensiblement l’efficacité opérationnelle et à améliorer les performances. Le principal objectif d’IPM est de travailler avec les opérateurs sur la planification, la mise en œuvre et la gestion de leurs projets d’exploration, d’évaluation, de développement, de production et d’abandon. En tant que bras opérationnel de Schlumberger Oilfield Services (OFS), IPM entreprend des projets collaboratifs et externalisés pour le compte de compagnies pétrolières et gazières en intégrant les services de Schlumberger et de prestataires tiers pour fournir une solution industrielle efficace et optimisée. En plus d’un accès direct à la technologie et à l’expertise mondiales de Schlumberger, IPM compte quelque 2 000 employés en propre, parmi lesquels plus de 850 ingénieurs, dotés de compétences et d’une expérience spécia-

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66

Opérateur de champs pétroliers

Schlumberger

Technologie

Bénéficie de l’investissement de Schlumberger dans une technologie propriétaire de champs pétroliers

Occasions d’appliquer et de valider de nouvelles technologies dans de nouveaux domaines

Expertise

Met à profit l’expertise mondiale et la connaissance locale de Schlumberger sans augmentation d’effectifs

Positionné de façon unique pour intégrer et appliquer des services, de la technologie et des connaissances Réduction des coûts par un rendement amélioré des contrats intégrés à long terme

la production et les réserves Performances Accroît tout en conservant le capital

Le partenariat avec IPM assure un résultat gagnant-gagnant à Schlumberger et aux opérateurs de champs pétroliers.

Traditionnel

Alliance

Services intégrés

Alliance intégrée

Compagnie pétrolière

Compagnie Oil company pétrolière

Compagnie pétrolière

Équipe de projet intégrée

Équipe intégrée

Société de services Société de services Service Société decompany services Société de services

Société de services

Société de services

Société de services Société de services

Évolution de l’environnement industriel intégré.

lisées en conception et en gestion de projet. Cette équipe d’experts est un avantage concurrentiel clé qui permet à IPM de participer de façon constructive aux activités de planification et de programmation dès les premières phases d’un projet et, par là même, d’être plus efficace dans sa mise en œuvre.


Services de développement des gisements

Système de production

Optimisation intégrée des réservoirs

Construction des puits

Projets de production

ce ptio n C o n ifi c a t et n ion pla

Appareils de forage

on

a lu

Services d’intervention sur les puits

ti

Év

Complétion

Exécu

a ti o n

Logistique

Optimisation de la production

Services de forage intégrés

Services aux puits intégrés

Cimentation Fluides de forage MWD LWD Forage directionnel Diagraphies d’analyse des boues Essais Trépans

Interventions sur tube enroulé Stimulation Fluides de conformité Fluides de complétion Services à la production Travail au câble

Gestion des données

Acquisition de données Diagraphies Services de données

Périmètre des activités d’IPM.

+ Maximiser le taux de production Supprimer les goulots d’étranglement Maximiser la récupération

Certains opérateurs se sont montrés réticents à envisager même des offres de services groupés de la part d’une société de services unique, ce qui constitue l’extrémité inférieure du spectre d’intégration des services, alors que d’autres ont totalement adopté le concept d’alliance collaborative pour les aider à réaliser leurs objectifs ambitieux d’E&P. Lorsqu’elle est correctement exécutée, la gestion de projet intégrée apporte des avantages et des gains significatifs, en particulier dans des lieux où il existe un manque d’expérience et une pénurie de ressources – un résultat gagnant-gagnant. Ayant investi tôt dans les services intégrés et connu une croissance soutenue sur le marché en constante évolution de la fourniture de services, Schlumberger est bien positionné pour assurer des services allant de la construction et de l’intervention sur les puits à la réhabilitation et à la gestion des gisements. Cela correspond bien à la stratégie et au rôle en cours de redéfinition des compagnies pétrolières traditionnelles qui souhaitent mettre à profit une expérience externe en gestion de projet pour un rendement et une valorisation accrus des champs pétroliers. Dans de nombreux endroits du monde, Schlumberger apporte une abondance de réponses par un accès direct et intégré à ses systèmes, à son expérience et à sa technologie par le biais d’IPM. Schlumberger a conscience que, lorsqu’un opérateur externalise un projet au profit d’IPM, il confie à IPM ses performances et sa réputation. Le partenariat avec IPM apporte aux compagnies pétrolières et gazières l’expertise mondiale de toute l’organisation de Schlumberger combinée avec la connaissance locale de leurs opérations sur les champs pétroliers.

Accélérer la production

Cash-flow

Temps

Minimiser les dépenses d’investissement

Minimiser les dépenses de fonctionnement

Différer l’abandon

Développement traditionnel Optimisation des réservoirs

IPM est capable d’améliorer la valeur actuelle nette (VAN) des actifs en réduisant le cash-flow négatif tôt dans le cycle de vie du projet et en utilisant une technologie de pointe pour accélérer la production.

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67


Les sections de ce chapitre ont été écrites par les auteurs et contributeurs† suivants Évaluation des formations en puits tubé Sonatrach : Nabil MOKRANI, Abdelhakim BENAOUDA, Noureddine BOUNOUA Schlumberger : Mohamed TCHAMBAZ, Alexander SYNGAEVSKY, Jallel BENDJABALLAH, Pierre ROUELLE

Remerciements Abdelkader DELHOMME (Schlumberger) Contrôle de la production – Mesures d’écoulements multiphasiques en surface Sonatrach : Ahcene HENNICHE, Belkheir BOUBLAL In Salah Gas (Sonatrach, Statoil et BP) : Hani AGHAR, Salah BENYOUB Schlumberger : Pietro CASTELLI, Elie TAKLA, Jean-Michel MOUCHOUS, Shaker SHANTA, Bruno PINGUET, Jaime F. MENDIETA

Remerciements Frederic MILENKOVIC, Nadege HOPMAN (Schlumberger) Échantillonnage et analyse de fluides de gisement Organisation Ourhoud : Ahmed HADBI, Ahcene BENAMARA, Mohamed BOUKRAA Schlumberger : James FOSTER

Surveillance de la production – Mesures des écoulements multiphasiques en fond de puits Rédigé à partir d’un article référencé dans Oilfield Review Intégrité des puits – Évaluation de la cimentation Sonatrach : Noureddine BOUNOUA Schlumberger : Smaine ZEROUG, Pierre ROUELLE

Remerciements Benoit FROELICH, Robert VAN KUIJK, Douglas MILLER (Schlumberger) Gestion de la récupération assistée du pétrole Groupement Berkine : Abdelhafidh FEKKANE, Don KILGORE, John ROWNEY, Joel THILLIEZ Schlumberger : Alexander SYNGAEVSKY, Tom BAIRD, Javad TAYEBI, Abdelkader DELHOMME Parvenir à l’efficacité par une gestion de projet intégrée Schlumberger : Gino THIELENS, Ali BAKICI † Personnes


des données.

5

68

Références

Références Évaluation des formations en puits tubé 1. Bellman et al., « Evaluating and Monitoring Reservoirs Behind Casing », Oilfield Review 15, no 2 : 2, été 2003. Contrôle de la production – Mesures d’écoulements multiphasiques en surface 1. Atkinson et al., « New Generation Multiphase Flowmeters from Schlumberger and Framo Engineering AS », Proc., 17th International North Sea Flow Measurement Workship, East Kilbride, Scotland, National Engineering Laboratory, 1999. 2. Atkinson et al., « Qualification of a Nonintrusive Multiphase Flow Meter in Viscous Flows », article SPE 63118 présenté au SPE Annual Technical Conference & Exhibition, Dallas, Texas, USA, 1 – 4 octobre, 2000. 3. Atkinson DI, « High-Accuracy Wet-Gas Multiphase Well Testing and Production Metering », article SPE 90992 présenté au SPE Annual Technical Conference & Exhibition, Houston, Texas, USA, 26 – 29 septembre, 2004. 4. Henniche A et Loicq O, « Essais en Algérie du debimetre multiphasique Schlumberger », 4th Journees Scientifiques et Techniques (JST), Sonatrach, Alger, Algérie, avril 2000. Surveillance de la production – Mesures des écoulements multiphasiques en fond de puits 1. Baldauff et al., « Profiling and Quantifying Complex Multiphase Flow », Oilfield Review 16, no. 3 : 4, automne 2004. Intégrité des puits – Évaluation de la cimentation 1. Havira RM, « Ultrasonic techniques in oil well logging », in Proc. IEEE Ultrason. Symp., 563–571, novembre 1986. 2. Hayman A, Parent P, Cheung P et Verges P, « Improved borehole imaging by ultrasonics », article SPE 28440, présenté au 69th SPE Annual Technical Conference, New Orleans, LA, 1994. 3. Miller D et Stanke FE, « Method of analyzing waveforms », US Patent 5,859,811, 12 janvier, 1999. 4. van Kuijk R, Zeroug S, Froelich B, Allouche M, Bose S, Miller D, le Calvez J-L, Schoepf V et Pagnin A, « A Novel Ultrasonic Cased-Hole Imager for Enhanced Cement Evaluation », article 10546-PP, présenté au International Petroleum Technology Conference, Doha, Qatar, 21-23 novembre, 2005. 5. Zeroug S et Froelich B, « Ultrasonic Leaky-Lamb Wave Imaging through a Highly Contrasting Layer », Proc. IEEE Ultrason. Symp., 794–798, novembre 2003. Parvenir à l’efficacité par une gestion de projet intégrée 1. Bourque et al., « Business Solutions for E&P Through Integrated Project Management », Schlumberger Oilfield Review 9, no 3 : 34–49, automne 1997.

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69

Tin Abotéka (tassili des Ajjer). Environ 1 500 ans avant J.-C., alors que les temps préhistoriques s’achèvent, la période du char et du cheval succède aux Bovidiens noirs et blancs. Les Libyens sahariens, contemporains des pharaons, constituent une société guerrière et aristocratique. Debout sur la plate-forme, un aurige conduit un char attelé à trois chevaux superposés. À ses côtés, se tient une femme, et autour d’eux, divers personnages ainsi qu’un chien du type lévrier ou tessem.

6. L’hygiène, la sécurité et l’environnement Résumé

2

QUEST : une base de données mondiale qui supporte le QHSE Management System

4

Évaluation et modélisation de l'intégrité des puits pour l'injection du CO2

14

Opérations d’abandon de puits sur le champ d’Ohanet

20

WEC Algérie 2007 / L’hygiène, la sécurité et l’environnement

Résumé es risques relatifs à la sécurité et à l'environnement inhérents à l'industrie pétrolière et gazière, compliqués par l'accroissement des activités d'exploration et de production, ont amené les questions de gestion de la qualité, de l'hygiène, de la sécurité et de l'environnement (QHSE) au premier rang des préoccupations des compagnies exploitantes et de services. Reflet de cette prise de conscience, la troisième édition de la Conférence sur l'évaluation des puits contient trois sections choisies pour leur pertinence en Algérie. La première concerne une base de données qui soutient un système de gestion de la QHSE. La deuxième et la troisième concernent l'évaluation du stockage de CO2 sur les sites de forage et l'abandon des puits.

L

La première section explique l'architecture et les divers modules du système mondial structuré de rendu de comptes et de gestion QHSE de Schlumberger (QUEST) (p. 6.4 à 6.13). Des exemples de la manière dont le système est utilisé en pratique par les employés et les responsables sont présentés. Sa mise en œuvre en Algérie s’appuie sur l'augmentation de la consignation et de l'identification des risques, et sur la réduction des indicateurs de risque tels que les incidents avec arrêt de travail et la durée des arrêts – données statistiques qui démontrent l'efficacité du système QUEST. Déployé en 2000, le système a considérablement réduit le besoin de rendu de comptes QHSE et le temps qui lui est consacré, tout en fournissant à l'encadrement un outil pour surveiller les performances et soutenir les efforts d'amélioration continue. La description met également en lumière l'importance de l'engagement déterminé de l'encadrement et de son leadership pour le succès d'un tel outil.

6

2

Résumé

Sous la pression d'une réglementation environnementale de plus en plus contraignante, le stockage et la séquestration de CO2 suscitent un intérêt croissant dans le monde entier et en particulier en Algérie. S'assurer qu'une fois injecté le CO2 restera définitivement dans le sous-sol est une préoccupation clé qui nécessite une évaluation du site et une prédiction de la capacité de stockage du site à long terme. La deuxième section de ce chapitre décrit une étude en cours sur l’évaluation de puits et le processus de modélisation en vue du stockage de CO2 produit sur le champ de Hassi Touareg, dans le cadre du projet intégré de Gassi Touil (p. 6.14 à 6.19). Les étapes clés de ce processus, qui comprennent une évaluation initiale de l'intégrité de la gaine de ciment et du tubage, s'étendent à la modélisation prédictive de la perméabilité du ciment et de la dégradation du tubage. La description se conclut par un programme prévisionnel pour mener une analyse de sensibilité, attribuer des niveaux de risque et identifier des solutions d'atténuation économiquement viables pour résoudre les problèmes où qu'ils surviennent. En décrivant un puits abandonné sur le champ d'Ohanet, la troisième section met l'accent sur l'importance croissante d'adopter de bonnes pratiques d'abandon de puits en Algérie (p. 6.20 à 6.27). Les procédures générales d'abandon de puits pratiquées par Sonatrach sont présentées et le commentaire met en lumière le caractère critique de l'opération de cimentation d'origine pour assurer une isolation zonale durable compte tenu des difficultés environnementales et le rôle clé joué par les outils de diagnostic.

6

3



Le fait de disposer d’une base de données pour les activités QHSE a largement contribué à la mise en œuvre du MS et au développement de la culture QHSE de l’entreprise. Cela a facilité la participation de l’organisation et des soustraitants dans les processus QHSE, tout en réduisant sensiblement la charge

Événement HSE Accident, quasi-accident, situation dangereuse Événement lié à la qualité de service Non-conformité, quasi-manqué

4

rm

do n n é es fo de

QU QUEST

Plan de mesures correctives

Statistiques

Rapport de réunion Notifications Rapport de reconnaissance Certification QHSE Suivi de la formation

Figure 6.1 : Schéma de QUEST.

6

Pr

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Demande d’exemption

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Audit, inspection ou évaluation

até

ée

Suggestion/QIP Programme SQM

Rapports

uct

Les enseignements tirés d’un événement ont souvent de la valeur dans d’autres secteurs géographiques de l’orga-

Au cours de la mise en œuvre du management system et de QUEST, les performances QHSE de l’entreprise se sont améliorées chaque année. Bien qu’il soit difficile d’établir quelles parties de l’application ont contribué à cette amélioration, il est manifeste que QUEST est devenu une composante significative des activités QHSE quotidiennes de l’entreprise.

od

Selon le risque et le champ de responsabilité, suivant les différents niveaux de l’encadrement hiérarchique (line management), et avec le soutien de l’organisation QHSE, ces enregistrements sont revus. Chaque type d’enregistrement se traduit par la définition, l’acquisition et l’attribution d’éléments d’action, QUEST aidant ainsi au suivi et au contrôle de l’action jusqu’à sa fermeture. Le système transmet également des notifications par e-mail aux personnes responsables des actions.

QUEST permet également le suivi des formations et des compétences. L’application s’interface avec la base de données des ressources humaines (RH). Les RH vont attribuer les descriptions de postes et les tâches à effectuer par les employés. Ainsi, les plannings de formation seront mis en place en fonction des responsabilités des employés.

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Une méthode pour gérer efficacement les risques se fait à travers un système de gestion (management system ou MS) structuré, ce qui nécessite des outils afin de soutenir et faciliter la gestion des risques. La base de données QUEST remplit cette fonction dans le processus QHSE. Elle acquiert tous les enregistrements QHSE liés aux risques tels que des rapports d’événements (accidents, non-conformités, quasi-accidents/incidents, situations dangereuses, comportements à risques et suggestions des employés). Les audits, évaluations et inspections, la gestion du changement (management of change) / les exemptions, les réunions et les encouragements sont également enregistrés dans la base de données. La sensibilisation aux risques, à l’échelle de l’entreprise, est favorisée par une application directement accessible à tous les employés via le Web, et encourage un haut niveau d’engagement et de participation aux programmes QHSE.

nisation. Par l’intermédiaire de QUEST, les utilisateurs peuvent s’abonner au système et recevoir des alertes par e-mail. Le line management, les employés et le personnel du QHSE peuvent alors utiliser les informations dans le but de comprendre les risques potentiels inhérents aux processus de travail et au lieu de travail, et s’assurer que les actions appropriées sont entreprises pour mettre en œuvre et maintenir les mesures de maîtrise des risques.

les

Les grandes entreprises qui opèrent à l’échelle mondiale sont constamment confrontées à des défis dans l’identification, l’évaluation et la maîtrise de l’exposition aux risques. Les responsabilités en termes d’action doivent être identifiées, attribuées et contrôlées pour le suivi. Les enseignements tirés doivent être communiqués à l’ensemble des services d’exploitation. Pour faire face à ce besoin, Schlumberger a mis en œuvre une base de données mondiale pour la Qualité, l’Hygiène, la Sécurité et l’Environnement (QHSE), nommée QUEST et utilisant le Web.


de la gestion QHSE. QUEST fournit également des informations tant analytiques que statistiques sur lesquelles sont basées d’importantes décisions financières, tout en gardant le contrôle des activités QHSE.

Contexte En 1998, Schlumberger a mis en œuvre un QHSE Management System composé de 8 éléments principaux et de 28 sous-éléments. À la suite de révisions annuelles, la structure du MS a évolué en 8 éléments et 26 sous-éléments. Mis en œuvre pour la première fois en 2000, QUEST a également progressé au fil du temps pour soutenir activement tous les éléments et sous-éléments. Concentré à l’origine sur les processus liés au HSE et aux statistiques QHSE sur les chantiers, QUEST englobe à présent l’organisation tout entière et supporte aussi les événements liés à la qualité de service (QS), les formations et les certifications QHSE, le suivi des objectifs QHSE et de nombreuses autres activités. Sa popularité durable et sa facilité relative d’utilisation ont favorisé son extension pour couvrir les processus du MS à l’échelle de l’entreprise.

Architecture du système La figure 6.1 représente un diagramme simplifié du système QUEST. Une base de données centrale est accessible en temps réel par l’intermédiaire d’un navigateur Web. Tout employé ayant accès à un ordinateur et disposant d’un compte dans l’annuaire de l’entreprise peut se connecter au système. L’annuaire de l’entreprise utilise le Lightweight Directory Access Protocol (LDAP). De plus en plus populaire, LDAP a été conçu pour fournir une interface standardisée de type navigateur pour un accès intégré à des annuaires multiples à travers les réseaux d’entreprises et Internet. L’ouverture d’une session nécessite la saisie d’un pseudonyme LDAP et d’un mot de passe par l’utilisateur. L’application QUEST compare alors les données d’ouverture de session à des tableaux internes pour attribuer à l’utilisateur des prérogatives d’accès. L’ouverture d’une session LDAP de base permet à l’utilisateur de créer de nouvelles entrées de données à l’aide de formulaires de saisie formatés. Des privilèges supplémentaires, tels que la modification d’enregistrements existants et des fonctions générales de gestion de données, sont attribués selon les profils des utilisateurs. L’« arborescence des sites » QUEST est organisée géographiquement pour reproduire la structure de gestion de l’entreprise. Cette arborescence des sites est décomposée en dossiers et en nœuds (nodes). Les sites sont les points d’entrée des données. Les dossiers agissent comme points de consolidation/cumul (fig. 6.2).

SLB Services à l’industrie pétrolière et WesternGeco Opérations OFS et WG ECA CAG – Caspienne CEU – Europe continentale Siège ECA Navires ECA WG NAG – Afrique du Nord Algérie ALG – Alger HBK - Hassi Berkine HMD - Hassi Messaoud OFS - Hassi Messaoud WS - Hassi Messaoud WTS - Hassi Messaoud AL - Hassi Messaoud D&M - Hassi Messaoud DCS - Hassi Messaoud REW - Hassi Messaoud SIS - Hassi Messaoud INA - In-Amenas IPM Algérie RES Algérie Figure 6.2 : Nœuds « dossiers » (triangle bleu) et nœuds « sites » dans l’arborescence des sites QUEST.

Reliée à des serveurs de messagerie qui traitent un important volume de trafic, l’application QUEST tient les utilisateurs informés de leur implication dans des plans d’action et les informe lorsque des enregistrements d’une nature particulière ont été créés ou modifiés, etc. L’arborescence des sites et les comptes de profils d’utilisateurs sont tenus par un réseau géographique/organisationnel d’administrateurs QUEST. Chaque site QUEST défini est configuré comme une unité opérationnelle géographique et un segment d’activité de l’entreprise, de telle sorte que toutes les données qui y sont saisies puissent être filtrées pour donner des statistiques et des rapports pertinents. Selon la complexité des données à rassembler et à analyser, et selon le besoin de l’organisation, les statistiques et les rapports peuvent être calculés et présentés en temps réel ou en lisant des tableaux mis à jour à un temps T planifié. QUEST s’interface avec d’autres applications de gestion de l’entreprise pour faciliter la saisie des données et un partage efficace. Parmi ces applications se trouve le lien vers l’application RH de l’entreprise. Les RH fournissent à QUEST des informations sur le personnel, ce qui facilite l’attribution des certifications basées sur la description

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des postes et autres critères. L’application QUEST s’interface également avec d’autres systèmes « d’acquisition de données de chantier ». Les utilisateurs remplissent leurs fonctions normales à l’aide de ces applications spécifiques aux processus, et l’interface alimente QUEST en données pertinentes liées au QHSE pour créer les enregistrements appropriés. QUEST s’interface également avec des applications de gestion qui fournissent au management des tableaux de bord pour contrôler les performances générales de l’entreprise.

Module d’événement HSE La responsabilité de chacun est de signaler avec honnêteté tous les risques potentiels et réels observés au sein de l’organisation. Cet esprit de responsabilité a pour but de signaler tous les risques capables de provoquer des dommages aux personnes, à l’environnement, aux actifs ou aux processus, y compris ceux associés aux presta-

Risque potentiel -25 à -20 Non exploitable Évacuer la zone et/ou la région / le pays -16 à -10

Intolérable

Ne pas prendre ce risque

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Indésirable

Démontrer ALARP avant de poursuivre

-4 à -2

Acceptable

Poursuivre prudemment avec amélioration continue

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Négligeable

Sécurité assurée pour poursuivre

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Grave

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Majeur

Peu vraisemblable

Possible

Vraisemblable

Probable

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Catastrophique

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-4

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Multi-catastrophique

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-5

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Figure 6.3 : Matrice des risques.

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Sévérité

Léger

1

Probabilité

Prévention

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Signaler et gérer les événements est la source des informations de nonconformité, qui sont mises en place pour déclencher le cycle d’amélioration continue. Par conséquent, ce module était un composant vital du développement initial du système QUEST. Les utilisateurs peuvent soumettre des enregistrements directement via l’interface en ligne ou en téléchargeant le Lightweight Browser Client (assistant) qui leur permet de créer des enregistrements hors ligne puis de les télécharger plus tard vers le serveur. Les sites où les employés n’ont pas d’ordinateur attitré fournissent un poste de travail partagé afin qu’ils puissent saisir leurs enregistrements. Lors de la saisie des enregistrements, les utilisateurs classifient l’événement QHSE selon l’un de ces trois types : I situation dangereuse I quasi-accident I accident. La classification initiale comprend une description de l’événement et la sélection des catégories qui pourraient engendrer des pertes. Elle indique aussi la gravité de l’événement. Sur la base de ces informations, la page principale crée des onglets supplémentaires où l’utilisateur saisit les détails des pertes, les investigations, la révision de l’événement par le management et les plans d’action. Les utilisateurs peuvent également télécharger des fichiers joints en appendice. Les enregistrements sont par la suite classifiés selon des normes définies par l’entreprise, normes qui s’appuient sur des données à la fois internes et reconnues dans le secteur de notre industrie. Le line management et le personnel QHSE contrôlent les entrées dans la base de données et, par leurs privilèges d’accès, peuvent ainsi rectifier des classifications inappropriées et s’assurer que les événements sont correctement gérés afin de réduire l’exposition aux risques dans le futur.

Improbable

Atténuation

Mesures de maîtrise

tions de service au profit des clients. Par sa nature même, QUEST contribue au développement de cette culture, l’entreprise encourageant et récompensant la participation des employés.

Un risque potentiel est estimé pour tout événement à l’aide de la matrice illustrée sur la figure 6.3. La définition du potentiel de perte dépend du niveau d’intérêt que le line management apportera dans le suivi des événements. Les managers, avec le soutien de l’organisation QHSE, peuvent alors filtrer la base de données de telle sorte que, en plus de réagir à des événements entraînant des pertes significatives, ils puissent également agir de façon proactive sur des événements classifiés comme ayant un haut potentiel (HiPo) de risque. HiPo couvre tous les risques qui se situent dans les sections noire (non exploitable) et rouge (intolérable).


Une enquête supplémentaire est basée sur le modèle DNV Loss Causation Model et se concentre sur la détermination : I des incidents I des causes immédiates (conditions) I des causes premières (facteurs personnels / facteurs liés au travail) I manque de maîtrise par le MS (éléments et sous-éléments du MS QHSE). Un plan d’action basé sur l’enquête est alors développé (les plans d’action sont évoqués plus loin). Après le processus de maîtrise des risques, comprenant l’enquête et la mise en œuvre d’un plan de mesures correctives, le risque résiduel peut également être estimé à l’aide de la même matrice que celle illustrée sur la figure 6.3.

Le module permet aux utilisateurs de créer un rapport d’observation / intervention. Les observations relatives à des comportements spécifiques sont enregistrées ainsi que les interventions associées. Un format de page HTML sert de source pour générer un fichier PDF à partir duquel des fiches papier sont produites. Ces fiches peuvent être utilisées par les employés sur leur lieu de travail pour les guider dans l’application du processus d’observation / intervention et enregistrer les résultats qui vont alimenter le rapport en ligne.

Module de suggestions Le management revoit les rapports, l’enquête et la responsabilité de chacun pour vérifier qu’ils ont été appliqués et que les plans d’action appropriés sont mis en place afin de réduire le potentiel de pertes futures. Les pièces jointes (images, documents, rapports, etc.) peuvent être téléchargées vers ou depuis le serveur pour partager les bonnes pratiques entre sites (locations). Un événement ne peut pas être fermé tant que tous les éléments d’action compris dans le plan de mesures correctives n’ont pas été marqués comme fermés.

Module d’événements QS Le module d’événements QS, qui fonctionne de la même façon que le module HSE, permet aux utilisateurs de signaler : I les situations dangereuses I les quasi-manqués I les non-conformités. Sur la base de la classification de l’enregistrement de l’événement et de la configuration du site QUEST où il est enregistré, on attend des utilisateurs qu’ils enregistrent davantage de détails spécifiques au processus pour décrire le contexte de l’événement.

L’entreprise favorise des processus généraux de gestion de la qualité qui encouragent les employés à suggérer des améliorations de tous les processus existants. L’application QUEST va fournir un cadre à l’intérieur duquel on va pouvoir gérer ces suggestions et enregistrer les projets permettant l’amélioration de la qualité. Tous les employés peuvent soumettre une suggestion dans le système et estimer l’impact que sa mise en œuvre pourrait avoir pour l’entreprise. Ces suggestions sont régulièrement examinées par le Quality Steering Committee (QSC) du site, qui décide si : I la suggestion sera mise en œuvre localement sans nécessiter d’évaluation supplémentaire I la suggestion sera transférée à un niveau supérieur de l’organisation I une équipe permettant l’amélioration de la qualité sera constituée pour étudier la suggestion et formuler des recommandations au QSC du site. À tout moment, une information peut être envoyée directement à l’employé qui a formulé la suggestion. Cette information permet le suivi de la suggestion, comme le fait de savoir si une équipe permettant l’amélioration de la qualité a été constituée ou si la suggestion a été mise en œuvre.

Module d’observation / intervention Le module d’observation / intervention soutient le processus de l’entreprise basé sur le comportement. En quête d’un changement des performances QHSE, l’entreprise a développé des programmes centrés sur le comportement pour encourager tous les employés (et en particulier les superviseurs) à observer et à intervenir sur les comportements des employés pendant le travail afin d’encourager les comportements corrects et décourager les comportements inappropriés.

Ensuite, un plan d’action (détaillé plus loin) est développé. Des pièces jointes (images, documents, rapports, etc.) peuvent être téléchargées vers ou depuis le serveur pour partager les bonnes pratiques entre sites. La suggestion ne peut être fermée tant qu’une équipe permettant l’amélioration de la qualité est en activité et tant que tous les éléments d’action, y compris le plan de mesures correctives, n’ont pas été mis en œuvre.

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Créer / télécharger un audit

Module de gestion du changement / exemptions

Veuillez sélectionner une des options suivantes listées ci-dessous. 1. Créer un audit Créer un rapport d’audit dans QUEST. 2. Télécharger un audit vers le serveur Cette option permet la création d’un audit en téléchargeant une feuille Excel préformatée ou un fichier XML. Un certain nombre d’audits spécialisés sont créés en tant que masques QUEST pour une saisie de données et un compte rendu améliorés. Les données peuvent être saisies dans des masques d’audits par l’une des méthodes suivantes : • directement en ligne en sélectionnant l’option 1. • en téléchargeant une feuille Excel de masque à compléter localement et à télécharger ultérieurement vers le serveur en sélectionnant l’option 2. Les masques d’audits peuvent être téléchargés en cliquant sur ce lien Télécharger un audit depuis le serveur VEUILLEZ NOTER QUE TOUS LES MODÈLES NE CONTIENNENT PAS DES FEUILLES DE CALCUL TÉLÉCHARGEABLES

Figure 6.4 : Page de sélection « Créer / télécharger un audit ».

Module d’audit / inspection Tous les sites conduisent en interne un audit annuel du MS afin de contrôler leurs propres performances par rapport aux exigences du QHSE MS. Des audits officiels sont effectués sur la base des risques tous les trois ans. Des évaluations sont menées pour contrôler le respect des normes internes à l’entreprise. Toutes les installations et les sites opérationnels subissent des inspections régulières. Ce module permet à l’utilisateur de créer un enregistrement soit en saisissant directement dans des champs préformatés du système, soit en téléchargeant une check-list Microsoft® Excel qui remplit automatiquement les champs appropriés (fig. 6.4). Les auditeurs, évaluateurs et inspecteurs peuvent télécharger des check-lists spécifiques aux processus à partir de QUEST. Une fois complétées, ces check-lists peuvent être téléchargées vers le serveur et la page HTML correspondante, avec des scores et des éléments d’action qui ont été consignés hors ligne. Des pièces jointes (images, documents, rapports, etc.) peuvent être téléchargées vers ou depuis le serveur pour partager les bonnes pratiques entre sites. Un enregistrement ne peut pas être fermé tant que tous les éléments d’action compris dans le plan de mesures correctives n’ont pas été mis en œuvre.

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Schlumberger a mis en œuvre un système de gestion du changement (management of change ou MOC) / exemptions pour prendre en charge l’évolution continuelle des risques au cours des opérations. QUEST gère ce standard grâce à des formulaires qui enregistrent le processus de gestion du changement / exemptions. Des écarts par rapport aux standards, aux procédures de travail, aux accords contractuels, etc., se produisent souvent dans un environnement de travail où le risque change continuellement. Tous les sites en exploitation ont la capacité de formuler une requête si une déviation est repérée dans la manière d’opérer au niveau de l’application « standard ». Des standards et des procédures spécifient les limites du champ d’action que les employés doivent respecter. S’il est nécessaire de s’écarter de ces limites, une demande de MOC / exemptions doit être faite auprès d’un line manager et des experts de la spécialité. L’accord dépend de la démonstration faite par le demandeur d’une compréhension exhaustive des risques résultant de la déviation. La demande doit également pouvoir montrer que des mesures supplémentaires appropriées de maîtrise des risques seront mises en œuvre pour s’assurer que les opérations seront menées avec un niveau de risque acceptable. Le demandeur utilisera la matrice des risques comme celle illustrée sur la figure 6.3 pour établir les niveaux de risque. Lorsqu’une demande d’approbation de déviation est soumise, toutes les personnes habilitées à l’approuver reçoivent une notification par e-mail. Le système met à disposition des liens dans le menu principal vers une page exemptions où tous les managers peuvent se rendre pour se tenir au courant des MOC / exemptions qu’ils doivent approuver. Ensuite, un plan d’action (détaillé plus loin) est élaboré.

Module de réunions Le système peut également être utilisé pour enregistrer les réunions liées au QHSE. La page de saisie préformatée permet au coordinateur de la réunion de renseigner l’ordre du jour de la discussion, les thèmes et les décisions prises. Les plans d’action (détaillés plus loin) sont également enregistrés.

Module de plan de mesures correctives Au cœur du système se trouve le module de plan de mesures correctives, qui reçoit des données d’entrée des modules précédemment décrits. Ce n’est qu’en mettant en œuvre un plan de mesures correctives à partir des enregistrements QHSE associés que l’entreprise peut éliminer des défauts et mettre en œuvre un processus efficace d’amélioration continue. Un système de noti-


fication assure un suivi jusqu’à ce que toutes les actions attribuées aux employés soient clôturées. Un plan de mesures correctives est composé d’un ensemble d’éléments d’action, chacun doté des attributs suivants : I sommaire de l’action I responsabilité – personne responsable de la mise en œuvre de l’action (une recherche peut être effectuée dans l’annuaire de l’entreprise pour trouver le nom et l’adresse e-mail de tout employé) I date de fin pour la mise en œuvre de l’action I priorité (haute, moyenne ou basse) I catégorie (n’importe lequel des 26 éléments du QHSE MS) I description détaillée de l’action I suivi par la personne responsable I notification par e-mail (case à cocher) I fermé (case à cocher). Si la notification est sélectionnée, la personne responsable de l’action reçoit un e-mail comprenant un lien vers le rapport, qui peut être consulté sans avoir à ouvrir une session sur le système QUEST. Des rappels réguliers sont envoyés automatiquement à mesure que la date de fin approche, jusqu’à ce que l’action soit mise en œuvre et l’élément d’action fermé.

Modifier l’abonnement Information d’abonnement Description : SLB C&M Nœud supérieur : SLB Critères de souscription Ligne de produits : Segment d’activité : Client : Sévérité réelle :

Risque potentiel :

HSE/SQ :

Souscriptions Les fonctionnalités du système permettent à tout utilisateur de souscrire à tout type d’enregistrement (à condition qu’il ne soit pas soumis à un contrôle d’accès). Cette fonction envoie une notification par e-mail à l’abonné si un enregistrement est fait avec les critères spécifiés dans l’abonnement. Les utilisateurs peuvent s’abonner à tout type d’enregistrement décrit précédemment. Cet e-mail comprend un lien vers le rapport, qui peut être consulté sans avoir à ouvrir une session sur le système QUEST. Le système est utilisé pour notifier à tous les senior managers de l’entreprise les événements et processus QHSE dans leur domaine de responsabilité.

? Actif

Changer de nœud

(ANY) (ANY) (ANY) Catastrophique Majeur Grave Léger Faible Moyen Élevé

Des souscriptions multiples peuvent également être créées. Par exemple, les managers d’un site peuvent souscrire pour recevoir une notification de tout événement QHSE signalé sur leur site, ainsi que des événements catastrophiques et majeurs signalés n’importe où dans le monde. Cette fonctionnalité de partage des connaissances est une composante clé du processus de prévention des pertes. La figure 6.5 est un exemple de souscription aux événements catastrophiques et majeurs à l’échelle mondiale.

Classification :

HSE SQ All

Le lien « My actions items » du menu principal des applications donne un accès direct à tous les éléments d’action attribués à l’utilisateur QUEST. Un plan de mesures correctives, importé à partir d’une feuille de calcul Microsoft® Excel, peut être téléchargé depuis le serveur. Une fois complété, il peut être téléchargé à nouveau vers le serveur dans n’importe quel module.

Autres :

Accident / défaillance Quasi-accident Situation dangereuse Toute catégorie ci-dessus

SLB impliqué Reconnu dans le secteur Signalement réglementaire

Certification QHSE

Catégorie : Personnel Blessure Santé

Automobile Léger Lourd

Actifs Équipement Produits Tierce partie Ordinateur

Environnement Rejet accidentel Dommages physiques Sanctions et examen Élimination inappropriée

Information Client Schlumberger Tierce partie

Effacer les critères

Autres : Réputation Amende / pénalités Processus Revenus

Temps Client Schlumberger Tierce partie Retour à la liste

OK

Annuler

L’entreprise entretient un catalogue de formations et de certifications QHSE. Chaque élément du catalogue est lié à un thème QHSE (audit, premiers secours, lutte contre l’incendie, etc.) et est doté d’un niveau de maîtrise (1 à 4) et d’une période de validité. QUEST reçoit quotidiennement des données sur les employés provenant du système RH de l’entreprise. Le dossier de l’employé indique le type de poste alloué.

Figure 6.5 : Formulaire d’abonnement.

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Pour chaque type de poste, les exigences de certification QHSE ont été configurées et sont attribuées à l’aide de QUEST. Au-delà de cette attribution systématique à l’échelle de l’entreprise, le line management peut assigner des certifications supplémentaires suivant les spécifications du site et du segment (privilèges d’accès).

les événements automobiles catastrophiques, majeurs et sérieux, puis en divisant par les kilomètres parcourus (donnée saisie mensuellement).

Chaque employé possède donc un dossier de certification QUEST qui montre les certifications attribuées, la date de validation et le statut actuel.

Des décomptes montrant le nombre d’enregistrements créés dans le système sont continuellement mis à jour en temps réel. Les calculs d’indicateurs sont exacts à la clôture du mois précédent. Des valeurs par défaut des effectifs, des heures travaillées et du kilométrage sont annotées comme données auxiliaires pour permettre le calcul des meilleures estimations jusqu’à ce que des données effectives validées soient saisies au début de chaque mois.

Le module permet aux utilisateurs de créer des liens directs vers le catalogue de formations et de certifications QHSE, où est affichée une fiche de contrôle qui contient tous les détails concernant les exigences. Les utilisateurs peuvent également accéder à des tests en ligne, là où cela est spécifié. Un « coefficient de formation à la sécurité » affiche le pourcentage de certifications valides par rapport aux certifications requises. La formation QHSE peut être planifiée sur la base de ces profils QHSE pour s’assurer que tous les employés ont l’expertise QHSE requise pour leur poste de travail. Ce module est également utilisé pour les affectations et le suivi de formation et de certification à l’échelle de l’entreprise dans des domaines comme les finances, la conformité aux règlements, l’éthique et le respect des engagements.

Safety Net peut être affiché pour présenter les KPI suivant divers protocoles, c’est-à-dire par exemple normalisés par 200 000 heures travaillées ou 1 000 000, en incluant les employés et les sous-traitants ou les employés seuls.

Des exemples d’indicateurs affichés dans Safety Net comprennent : I la fréquence des blessures avec arrêt de travail • par 1 000 employés et par an • par 200 000 heures I le taux d’accidents automobiles • par 1 000 véhicules et par an • par 1 000 conducteurs et par an • par 1 000 000 miles parcourus I le nombre d’événements QHSE signalés par employé et par an I le nombre de sites avec des audits valides du QHSE MS I le score moyen des audits du QHSE MS I le nombre de sites avec des audits d’environnement valides I le score moyen des audits d’environnement I le coefficient de formation à la sécurité.

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Statistiques QHSE La fonctionnalité permettant de présenter les résultats par rapport à des indicateurs clés de performances (KPI) est une composante vitale de l’application QUEST. Un rapport intitulé « Safety Net » donne des statistiques et des indicateurs QHSE à jour pour toutes les divisions de l’organisation. Ce rapport rassemble des informations provenant de divers enregistrements dans les modules QUEST et les combine avec des données auxiliaires qui sont saisies mensuellement dans le système pour chaque nœud de site (location node) QUEST. Par exemple, le taux d’accidents automobiles est calculé en rassemblant tous

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598

4 79

9

378

616

Catastrophique Majeur Grave Léger Quasi-accident / situation dangereuse Figure 6.6 : Triangle de cumul annuel 2006 des accidents dans le monde arrêté à août.

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Pour produire les rapports de fin de mois, chaque site a très peu d’entrées à saisir : I effectif • employés (à partir du système RH) • sous-traitants • travailleurs temporaires I heures travaillées I distance parcourue (miles / kilomètres) I nombre de véhicules I nombre de conducteurs. Des rapports administratifs donnent l’état de la saisie des données mensuelles. Un type de rapport similaire, intitulé « Service Quality Net », se concentre sur les enregistrements et indicateurs liés à la qualité.

Rapports produits La production de rapports analytiques à partir de QUEST est abondante et variée. Certains rapports présentent des décomptes directs de types d’enregistrements, tandis que d’autres sont basés sur les champs de données enre-

Absence d’avertissement / d’intervention Absence de mise en sécurité / de protection Levage incorrect

gistrés. Certains rendent compte de l’avancement de processus de prévention liés au QHSE, tandis que d’autres se concentrent sur des indicateurs basés sur les conséquences. La gamme de rapports produits n’est limitée que par le niveau des données d’entrée et le besoin d’indicateurs spécifiques tels que requis. La figure 6.6 représente un rapport triangulaire des accidents. Ce rapport présente les données d’identification des risques sous le format familier d’un triangle ou d’une pyramide (théorie de Heinrich). Ce rapport est conçu avec des caractéristiques destinées à faciliter l’interaction de l’utilisateur avec la base de données et, lorsqu’on clique sur un nombre quelconque, il affiche une liste de tous les enregistrements détaillés correspondants. Le champ des données inclus dans les rapports produits est défini par la position fixée dans l’arborescence des sites. Fixer la session sur le dossier intitulé « Algeria » assure que tous les enregistrements qui ont été créés sur des sites QUEST placés sous le nœud Algeria dans la hiérarchie arborescente sont inclus. Des filtres peuvent être appliqués pour se concentrer sur un segment d’activité ou un type de site selon les attributs de configuration QUEST. La figure 6.7 présente un exemple de rapport analytique d’investigation. Cet exemple représente un rapport qui se concentre sur des sélections de champs de données à l’intérieur de chaque rapport. Dans ce cas, il compte le nombre de fois où un certain choix a été fait dans le processus d’investigation, puis trace des tendances pour faire apparaître les causes premières qui se produisent le plus fréquemment ou, par exemple, le manque de contrôle du MS.

Position incorrecte pour la tâche Chargement incorrect Positionnement incorrect Fonctionnement à vitesse incorrecte Utilisation d’équipement défectueux Entretien d’équipement en fonctionnement Absence de réaction / de correction Absence de respect de la ligne de conduite / des normes / des procédures / des consignes de travail / des pratiques / des règles

Contrôle des performances QHSE

Absence d’identification du danger / du risque

Les performances de Schlumberger par rapport aux indicateurs QHSE généraux, tels que les taux combinés d’incidents avec arrêt de travail et les taux d’accidents automobiles, ont été en nette amélioration chaque année depuis la mise en œuvre de QUEST. Il n’est pas facile de faire apparaître clairement le rôle qu’a eu la

Absence de vérification / de contrôle / d’observation Absence de communication / coordination Manutention incorrecte Classement / archivage / tenue de dossiers incorrect(e) 0

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8

12 16 20 24

Figure 6.7 : Rapport analytique d’investigation.

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mise en œuvre de QUEST dans la contribution à cette amélioration des performances, mais il est clair que QUEST a joué un rôle significatif dans le soutien apporté à tous les processus du QHSE MS et dans la promotion d’une culture QHSE.

L’amélioration des performances est affectée par de nombreux facteurs. Par conséquent, dans les limites des performances QHSE consolidées à l’échelle de l’entreprise, il existe des variations dans l’amélioration mise en évidence par chaque sous-organisation de l’entreprise. Les différences de culture nationale, le niveau de mise en œuvre du MS, la législation, l’influence des clients, toutes ces variations jouent un rôle significatif affectant l’état d’amélioration du lieu de travail. Comme le montrent les graphiques de la figure 6.9, on constate une amélioration des performances QHSE sous l’influence de QUEST. L’augmentation du nombre de rapports de risques à l’échelle du GeoMarket/pays est considérable depuis le lancement de QUEST. Le graphique montre non seulement que le nombre général de

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225 000 150 000

Connexions

75 000 0 Oct. Fév. Juin Oct. Fév. Juin Oct. Fév. Juin Oct. Fév. Juin Oct. Fév. Juin Date

Par mois Figure 6.8 : Connexions à QUEST par mois, d’octobre 2000 à août 2006.

rapports est en augmentation mais aussi que le taux de rapports par individu est en nette progression. Cette augmentation nette et continue fournit la base d’une gestion proactive QHSE comprenant la planification d’actions préventives. Quand la prise de conscience, l’amélioration des rapports, les plans d’action et un suivi appropriés sont en place, cela permet un meilleur contrôle de la fréquence des incidents (fig. 6.10).

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2000

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2005

2006 Août

0 RIRs

La figure 6.8 montre la tendance croissante des connexions à QUEST, indiquant une croissance continue depuis le lancement.

300 000

Taux de RIR, signalements / employé / année

C’est une opinion largement répandue que les performances QHSE sont directement liées au niveau de prise de conscience dont font preuve les employés en termes de dangers et de risques sur le lieu de travail. La participation au programme de rapports des risques, portant sur les « quasi-manqués » et les situations dangereuses, donne une indication du nombre de personnes impliquées et peut facilement être orientée vers une hausse de la prise de conscience. Le nombre de rapports de risques créés par employé est en augmentation constante et, de plus, les résultats d’enquêtes internes sur les applications informatiques montrent que QUEST est régulièrement élu par les employés comme étant la plus populaire en termes de facilité d’utilisation et d’applicabilité aux tâches quotidiennes.

375 000

Année RIR / taux RIRs Figure 6.9 : Tendances du rapport d’identification des risques en Afrique du Nord (majoritairement en Algérie).


Conclusions Les QHSE MS ont prouvé par leurs processus l’amélioration continuelle des performances QHSE. La large diversité des données et des informations traitées dans un tel MS nécessite un réel support des applications. L’application QUEST soutient le QHSE MS et va impliquer le plus grand nombre possible de personnes. En utilisant la conception via le Web, l’accès est ouvert à tous ceux qui ont un compte dans l’annuaire LDAP de l’entreprise. Les processus d’entrée des données sont conçus pour être relativement faciles à utiliser par tous les employés, et les mécanismes de notification assurent que les parties responsables et intéressées sont tenues au courant des développements. Le système de notification est très apprécié des managers, car ils sont informés immédiatement de ce qui se passe dans leur domaine de responsabilité sans avoir à se connecter au système QUEST. En rendant les informations provenant de tous les modules aisément accessibles, le partage des connaissances est facilité à tous les niveaux de l’organisation. Le système QUEST a considérablement réduit le besoin de rédaction de rapports QHSE mensuels et le temps qui y était consacré, tout en fournissant au management un outil pour contrôler les performances, assurer le suivi des actions liées au QHSE et soutenir l’amélioration continue.

20 18 16

Cette base de données mondiale a été lancée en janvier 2000 comme une application HSE centrée sur les chantiers ; son étendue et son adoption par les utilisateurs n’ont cessé de croître avec les années. En 2000, 200 000 connexions ont été enregistrées. À l’heure actuelle, le système a connu plus de 11 millions de connexions et contient plus de 2 millions d’enregistrements QHSE liés aux risques. QUEST est devenu un outil de management qui permet d’évaluer les divers processus de l’entreprise liés au QHSE et qui permet aussi de contrôler la mise en œuvre des plans de mesures correctives qui leur sont associés. De cette façon, la base de données QUEST contribue fortement au processus d’amélioration continue. L’application n’apporte pas à elle seule l’amélioration continue. Son succès ne peut se faire que si les processus documentés et communiqués trouvent le support nécessaire. Sans ces processus, la conception de l’outil serait hasardeuse. Un outil comme celui-ci est à son maximum d’efficacité lorsqu’il est intégré à un MS structuré et à des programmes basés sur les risques, qui définissent clairement comment les informations produites doivent être utilisées dans le processus d’amélioration continue.

14 12 10 8 6 4 2 0

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006 Cumul annuel arrêté en août

Par-dessus tout, la réussite d’un outil comme QUEST découle de l’engagement convergent et du leadership du line management ainsi que de l’importance apportée aux performances QHSE. La promotion et le développement d’une forte culture QHSE dans toute l’organisation et un management system structuré avec des responsabilités définies pour les employés se combinent pour créer un lieu de travail dans lequel la valeur d’un outil comme QUEST peut être reconnue et partagée par tous.

CLTIF : Fréquence combinée des incidents avec arrêt de travail (CLTI/1 000 000 hommes-heures) LTIR : Taux d'incidents avec arrêt de travail (LTI /1 000 emp./an) Figure 6.10 : Tendances CLTIF et LTIR en Afrique du Nord (majoritairement en Algérie).

6

13


Évaluation et modélisation de l'intégrité des puits pour l'injection du CO2 Dans diverses parties de l’Algérie, le gaz produit à partir des horizons les plus profonds contient souvent du CO2. Le projet intégré de Gassi Touil (GTIP) a établi que deux des champs gaziers avaient une teneur en CO2 de 8 % à 10 %. Pour des raisons environnementales et, dans une moindre mesure, en raison de réglementations à l’export, les partenaires ont décidé de séparer et de stocker le CO2 produit dans une des zones épuisées du champ de Hassi Touareg. Un important critère de conception est d’assurer et de démontrer à l’administration et à la communauté que le CO2 restera sous terre, au moins jusqu’à ce qu’il soit définitivement piégé par divers mécanismes, comme la dissolution dans l’eau et la minéralisation. Les réservoirs de pétrole et de gaz épuisés sont intéressants pour le stockage de CO2 en raison de l’étanchéité prouvée de leur couverture. GTIP est actuellement en train de déterminer la description du réservoir de Hassi Touareg pour quantifier sa capacité de stockage et évaluer l’injectivité du CO2 supercritique. La continuité des couches, les failles et les réactions chimiques avec les roches sont parmi les questions clés abordées. Un autre défi consiste à s’assurer que la roche de couverture et les failles régionales conserveront leurs propriétés d’étanchéité lorsqu’elles seront remises en pression au cours du processus d’injection.

Méthodologie La méthodologie proposée consiste en une étude de la performance et du risque d’intégrité des puits à l’aide d’un modèle numérique, selon des principes directeurs établis et documentés.1 Cette méthodologie est décrite de façon adéquate par le workflow représenté sur la figure 6.11.

Évaluation initiale de l’intégrité des puits par des mesures et la modélisation Une évaluation de l’intégrité des puits commence par un examen complet des données disponibles comprenant des diagraphies de ciment, des rapports de forage et de complétion, des rapports de production et des analyses pétrophysiques existantes. Pour chaque puits et chaque tronçon de puits, les cotes de ciment théoriques sont calculées à l’aide du logiciel CemCADE de conception et d’évaluation de la cimentation, puis comparées aux valeurs déduites de diagraphies. Une analyse de base de l’état initial des ciments dans le puits est tirée de la synthèse de toutes les données disponibles. Lors de la deuxième étape, les conditions dans le puits au cours des opérations sont analysées à partir d’essais de puits, de variations de pression et de température pendant l’injection ou la production, ou encore de chantiers de stimulation. Une analyse de l’état d’intégrité le plus probable de chaque gaine de ciment est effectuée. Une évaluation des fractures et de la qualité d’adhérence du ciment est menée à l’aide du logiciel CemSTRESS d’analyse des contraintes dans la gaine de ciment. La caractérisation détaillée de l’intégrité globale du ciment, basée à la fois sur les mesures et sur la modélisation, rend possible l’estimation de la perméabilité moyenne horizontale et verticale pour chaque tronçon de ciment, ainsi que du niveau d’incertitude correspondant.

Modélisation de puits En parallèle, des travaux sont nécessaires pour quantifier les fuites potentielles à partir des puits existants dans un environnement d’injection de CO2. Hassi Touareg possède 14 puits. Certains d’entre eux sont d’anciens producteurs (production arrêtée en 2001), d’autres sont fermés et quelques-uns sont bouchés. Le plus ancien a 46 ans. Dans ce contexte, les partenaires prévoient d’évaluer la possibilité de convertir des puits existants en puits d’injection de CO2 ou de déterminer s’ils doivent forer de nouveaux puits. De plus, les fuites et les impacts associés doivent être maintenus à un niveau raisonnable par l’optimisation des options d’atténuation. Cette section décrit la méthodologie utilisée pour répondre aux préoccupations des partenaires et présente les résultats actuels de l’étude en cours.

6

14

Dans cette phase, un modèle descriptif d’un puits d’injection représentatif est construit à partir d’une analyse qualitative à l’aide d’une technique d’homogénéisation. Des données géologiques sont utilisées pour compléter le modèle de puits par une description des formations environnantes. Le modèle statique final consiste en un réseau de composantes comprenant la formation, le ciment et le matériel tubulaire. Concernant le ciment, le modèle est renseigné avec les propriétés estimées à partir de l’étape précédente. Ce modèle statique combiné (puits/formation) sert de base pour modéliser la dégradation du puits sous attaque de CO2 et les fuites associées. La modélisation dynamique nécessite des données d’entrée en termes de pression, de température, de saturation en eau et en CO2 du réservoir, qui sont utilisées comme conditions aux limites. Les modèles de dégradation spécifiques permettent la prédiction de l’évolution de la porosité et de la perméabilité des diverses composantes du puits sous attaque de CO2. Le modèle de dégradation de la complétion est couplé à un code de transport dans un produit nommé SIMEOTM Well, élaboré par OXAND SA (www.oxand.com) pour

Évaluation et modélisation de l'intégrité des puits pour l'injection du CO 2

Modèle statique

Modèle dynamique

1 2

10 10

11 11

3 99

4

Dégradation du ciment Corrosion du tubage par CO2 Conditions aux limites de migration

5 6 7

88

k(t) CO2(t) H2O(t)

77

8

66

9

44

10

33

11

55

2

12 11

Données et entrée Ampleur et probabilité de fuite

Diagraphies de caractérisation du ciment Rapports de forage Géométrie du puits

Workflow d’évaluation d'intégrité des puits

Conclusions Peut-on réutiliser des puits existants ? Nécessité de plus de données ? Probabilité de fuites Type de fuites à prévoir

x

Analyse de sensibilité. Options d’atténuation des risques. Classement coût/bénéfice 20 15 10

11

Grille de conséquences et fonction de transfert Cartographie des risques et classement des risques

B = 50

13

1

2

3

4

5

5

5

0

0 Faible

Moyen

Élevé

Critique

4

A F B Financiers Fiabilité et Actif disponibilité

Évolution de la détection

C Sécurité

...

Personnes Tierce partie Envir.

=

2 3

Mineur

Niveau

6

1

8

Enjeux

1: mineur 2: marginal

<0,2 M¤

3: grave

<1 M¤

4: majeur

<5 M¤

5: critique

<20 M¤

5 6

6: catastroph. >20 M¤

Figure 6.11 : Déroulement d’évaluation d’intégrité des puits développé par Schlumberger et OXAND SA.

estimer les chemins probables de fuites et les taux de fuites de CO2 associés. Les phénomènes et les taux de dégradation peuvent être estimés par des expériences et une modélisation du transport réactif ou par des mesures d’intégrité de puits échelonnées dans le temps.1,2 En plus des simulations purement déterministes, des analyses probabilistes peuvent être faites qui tiennent compte des incertitudes dans la caractérisation des propriétés du système puits/formation. Cela se traduit par l’estimation d’une distribution probable des quantités de CO2 pouvant s’échapper en un point précis de la complétion (par ex. des fuites vers un aquifère) ou vers la surface. Une analyse de sensibilité permet l’identification des composants critiques de l’intégrité des puits.

Évaluation et traitement des risques À l’étape suivante, les taux ou volumes de fuites de CO2 sont convertis en niveaux de risque au moyen d’une série de fonctions de transfert et d’une grille des conséquences, définies conjointement avec les partenaires d’exploi-

tation. Ce processus de conversion est soutenu par le logiciel SIMEOTM STOR d’OXAND SA. Divers scénarios d’atténuation des risques peuvent être évalués pour vérifier si l’intégrité peut être améliorée et comment. La comparaison de ces scénarios à l’aide d’un critère coût/bénéfice signifie que des recommandations optimales peuvent être formulées ; par exemple, une caractérisation supplémentaire par acquisition de données, un contrôle de l’intégrité ou des fuites, un reconditionnement du puits ou bouchage. Cette méthodologie a été appliquée pour comparer les puits de Hassi Touareg du point de vue de l’intégrité de puits avec pour objectif d’identifier le meilleur candidat pour une conversion en puits d’injection de CO2. Un exemple est utilisé pour illustrer cette méthodologie.

6

15


Application au champ de Hassi Touareg

Données de diagraphie disponibles

Collecte des données

Puits

13 3⁄8 pouces

9 5⁄8 pouces

7 pouces

Diagraphie

Hassi Touareg a été développé et mis en production entre 1960 et 2001. Pendant toute cette période, quatorze puits verticaux ont été forés, présentant tous des géométries, des complétions et un historique de production très similaires. Tous étaient initialement considérés comme des puits d’injection de CO2 potentiels.

HTG-1

Aucune

Aucune

0-1 473

GR-CCL-CBL-VDL

Aucune

1 514

773-1 667

CCL-TT-CBL

TG5

Aucune

Aucune

1 553,0

GR-CCL-TT-CBL

TG6

65-735

1 583-275

1 542-1 768

GR-CCL-TT-CBL

TG7

Aucune

1 517-516

1 476,0-1 664

GR-CCL-TT-CBL-VDL

TG8

50-647

1 442

1 426-1 587

GR-CCL-TT-CBL-VDL

TG9

65-652

18-1 545-648

1 490-1 691

CCL-TT-CBL-VDL

TG10

Aucune

1 339

1 360-1 507

GR-CCL-CBL-VDL-TT

TG11

Aucune

Aucune

1 337-1 570

GR-CBL-CCL-TT-VDL

649

1 450

1 392-1 596

GR-CCL-CBL-VDL

Quatre puits ont été retirés de l’étude parce qu’ils avaient été bouchés (TG2, TG3 et TG4) ou parce qu’ils ne rencontraient pas le réservoir (TG12). Seuls les dix puits restants ont été pris en considération. Les rapports de forage, de complétion et de reconditionnement des puits étaient disponibles. Une géométrie de puits typique, incluant la complétion, est présentée sur la figure 6.12. Les diagraphies disponibles sont listées dans le tableau 6.1.

TG2 TG3 TG3b TG4

TG12 TG13

Principes et résultats d’interprétation des diagraphies de cimentation

Tableau 6.1 : Diagraphies de Hassi Touareg utilisées dans l’étude.

En l’absence d’évaluation avancée du ciment à l’aide des technologies de diagraphie les plus récentes (voir « Intégrité des puits – Évaluation de la cimentation », p. 5.36), seules

les mesures Cement Bond Log (CBL) et Variable Density Log (VDL) ont été interprétées à l’aide d’une technique standard pour évaluer les conditions initiales du ciment (tableau 6.2). Les diagraphies étaient au format papier (fig. 6.13), ce qui signifie que le processus d’interprétation a été effectué manuellement. Pour chaque puits, sept zones géologiques différentes ont été identifiées, chacune correspondant à plusieurs faciès stratigraphiques, toutefois similaires. Pour 9 des 10 puits restants, les composants de la complétion étaient positionnés de façon similaire par rapport aux zones géologiques. Par conséquent, ces puits ont été segmentés en 11 zones (fig. 6.14) correspondant soit à un changement de complétion, soit à un changement de géologie. Pour chacune de ces zones, les résultats d’évaluation du ciment sont présentés dans le tableau 6.3, qui repré-

13 3⁄8 pouces J55 61 lb/pied

à 613,50 m 10

11

12

13 14

Temps de transit

Amplitude CBL VDL

Interprétation

Normal

Élevée

Arrivées de tubage Généralement pas d'arrivées de formation

Tube libre

Élevé / bruité

Faible

Pas d'arrivées de tubage Arrivées de formation

Bonne adhérence au tubage et à la formation

Élevé, peut être bruité

Faible

Pas d'arrivées de tubage Bonne adhérence au tubage Pas d'arrivées de formation Pas à la formation

Normal

Moyenne

Fortes arrivées de tubage Adhérence médiocre Pas d'arrivées de formation au tubage

Normal

Moyenne

Arrivées de formation Arrivées de tubage

Micro-espace annulaire

Normal

Moyenne

Arrivées de formation Arrivées de tubage

Cheminements préférentiels

Faible

Élevée

Arrivées de formation Pas d'arrivées de tubage

Non concluant

Faible

Faible

15 16 17 18 T/L 1 356,20 m 9 5⁄8 pouces P110 47 lb/pied

à 1 425,5 m

1 486 m TAGS 1 512 m T/CMT 7 pouces VAM N80 26 lb/pied

à 1 560,10 m à 1 561 m

Figure 6.12 : Géométrie de puits typique. Le puits TG5 est représenté ici.

6

16

Tableau 6.2 : Méthodologie d’interprétation qualitative des CBL.

Non concluant (outil excentré)


sente les conditions initiales des différentes zones au moment de la complétion des puits.

10

Méthodologie pour estimer la perméabilité du ciment des puits de Hassi Touareg

9

11

Cette étape a évalué la perméabilité de chaque zone de ciment en tenant compte de l’historique des puits. Pour tous les puits, chaque zone de ciment a été subdivisée en couches représentatives de 1 à 10 m d’épaisseur présentant une réponse homogène en diagraphie du ciment. Pour chaque couche, les effets des cycles de pression et de température pendant la période de production ont été évalués à l’aide de l’outil de modélisation CemSTRESS. Cette analyse a conclu qu’il était probable qu’un micro-espace annulaire (d’une épaisseur égale ou supérieure à 20 µm) s’était formé dans le tronçon inférieur du puits jusqu’au packer du tubage de production.

8

7

6 4 3

5

2 Temps de transit émetteur-récepteur 400

(microsecondes)

200

Gamma ray 0

(gAPI)

100

MD 1:200

Amplitude sonique 0

(millivolts)

1

Amplitude en densité variable 50 200

(μs)

1 000 Albien Roche de couverture 1 Roche de couverture 2 TAGS TAGI

X 490

X 500

Figure 6.14 : Géométrie de puits typique et définition des zones de ciment.

Puits de Hassi Touareg – Interprétation moyenne du ciment par zone Zone de ciment

X 510

TG3b TG5 TG6 TG7 TG8 TG9 TG10 TG11 TG12

1 2 3

X 520

4

NA

5 6 X 530

7 8

X 540

9 10 11

X 550

Figure 6.13 : Diagraphie typique CBL et en densité variable évaluée selon l’audit des données. Pour

Mauvaise CBL (cimentation médiocre, cheminements préférentiels ou espace annulaire) Moyenne Bonne CBL (isolation zonale probable) Aucune donnée disponible NA : zone inexistante

le puits TG7, la diagraphie fait apparaître le temps de transit sur la piste 1 (à gauche), l’amplitude CBL sur la piste 2 et les données en densité variable sur la piste 3.

Tableau 6.3 : Résumé d’interprétation du ciment pour 11 zones sélectionnées.

6

17


Les perméabilités horizontale et verticale pour chaque couche de ciment ont été estimées à partir de l’interprétation de données de diagraphie combinée avec des résultats de simulation CemSTRESS. Les valeurs de perméabilité et les plages d’incertitude ont été classifiées en onze cas représentatifs (tableau 6.4). Les valeurs de perméabilité assignées furent tirées d’expériences et de la littérature existante.2

Cas

Description

1

Les couches de ciment ont alors été recombinées à l’intérieur de chaque zone. La perméabilité verticale de la zone a été obtenue en calculant la moyenne harmonique des perméabilités verticales de chaque sous-couche. La perméabilité horizontale de la zone a été calculée comme la moyenne des perméabilités horizontales de chaque souscouche. Les incertitudes des valeurs de perméabilité ont été estimées de façon similaire (tableau 6.5), montrant clairement l’impact sur la perméabilité verticale du microespace annulaire initial du ciment du tubage de 7 pouces (zones 1, 2, 3 et 4) et de la partie inférieure du ciment du tubage de 9 5⁄8 pouces (zone 5).

khmin

khmax

kv

kvmin

kvmax

Excellente adhérence ou bonne adhérence continue – pas 0,010 d’isolation de micro-espace annulaire

0,001

0,050

0,010

0,001

0,050

2

Tube libre – mais du ciment a été injecté

0,100

0,010

0,500

2 000

1 000

5 000

3

Tube libre et absence de ciment dans une partie de la zone

50 000 50 000

50 000

5 000

5 000

5 000

4

Adhérence médiocre – pas de micro-espace annulaire

0,100

0,010

0,500

100

0,100

5 000

5

Bonne adhérence – micro-espace annulaire

0,010

0,001

0,050

10

1

50

6

Adhérence bonne à moyenne (50 % à 100 %), pas d’isolation, 0,100 pas de micro-espace annulaire

0,010

0,500

1

0,100

100

7

Adhérence bonne à moyenne (50 % à 100 %), isolation, pas de micro-espace annulaire

0,100

0,010

0,500

0,100

0,050

0,500

8

Adhérence moyenne – micro-espace annulaire

0,100

0,010

0,500

10

1

50

9

Adhérence médiocre – micro-espace annulaire

0,100

0,010

0,500

100

10

5 000

10

Pas de CBL, tubage de 13 3⁄8 pouces

0,100

0,010

0,500

2 000

1 000

5 000

11

Pas de CBL, partie supérieure du tronçon de 9 5⁄8 pouces

0,100

0,010

1 000

1

0,100

50

Modèle statique L’analyse qualitative des dix puits considérés comme des puits d’injection potentiels a été utilisée pour établir une représentation générique d’un puits d’injection dans le champ de Hassi Touareg. Le modèle de puits a été complété par des informations sur les propriétés des couches et de la formation (répartition de pression et de température). L’épaisseur du ciment dans chaque espace annulaire a été estimée, en tenant compte d’une excentricité moyenne du tubage (des données de calibrage réelles, lorsqu’elles étaient disponibles, ont été utilisées).

Modélisation de la dégradation du ciment Une étape clé pour la modélisation dynamique consistait à évaluer la dégradation possible du ciment dans des conditions d’injection de CO2. Plusieurs hypothèses importantes ont été formulées. Premièrement, le ciment dans chaque espace annulaire, comprenant la présence éventuelle d’un micro-espace annulaire, a été modélisé comme un milieu poreux pouvant contenir deux phases : une phase riche en CO2 et une phase riche en H2O. La saturation irréductible en CO2 a été fixée à zéro (hypothèse de mouillabilité à l’eau). Les courbes de pression capillaire pour le système (ciment, CO2 et H2O) ont été estimées à partir de l’expérience du terrain et de modèles éprouvés provenant du secteur du génie civil. Deuxièmement, le ciment (et ses perméabilités horizontale et verticale correspondantes) a été considéré comme

6

18

kh

Tableau 6.4 : Affectation des perméabilités pour Hassi Touareg en mD (kh : perméabilité horizontale ;

kv : perméabilité verticale).

se dégradant principalement dans l’environnement de CO2 du fait de processus physico-chimiques (lixiviation ionique, dissolution et précipitations). Un front d’altération vertical et horizontal peut attaquer chaque cellule de ciment du modèle numérique. En présence d’eau, un tel front progresse selon une loi de

Estimation des perméabilités verticales moyennes (mD) Zone de TG3b ciment

TG5

TG6

TG7

TG8

TG9

TG10

TG11

TG13

1

10

124

10

10

10

10

10

10

10

2

10

12

10

10

11

10

10

10

28

3

10

10

10

12

28

10

10

47

100

4

0,027

11

10

12

NA

10

1,000

100

100

5

10

10

10

10

10

10

10

10

10

6

0,100

1,000

0,069

0,157

0,030

0,037

0,150

0,102

0,011

7

0,011

1,000

0,087

0,100

0,019

0,011

0,186

1,000

0,025

8

0,002

1,000

1,000

0,247

0,061

0,132

1,000

1,000

13 462

9

100

1,000

1,236

0,155

0,052

4,286

1,084

1,000

0,330

10

686

1,000

0,047

0,232

0,231

0,361

1,246

5,661

0,056

11

100

100

8,190

2 510

0,349

0,067

2 171

100

0,308

Perméabilités supérieures ou égales à 10 mD Perméabilités entre 0,1 mD et 10 mD Perméabilités inférieures ou égales à 0,1 mD Tableau 6.5 : Résumé des perméabilités verticales moyennes pour les puits de Hassi Touareg avant injection.


Épaisseur du front d’altération, mm

14

le métal doivent être pris en compte une fois qu’il est au contact du tubage. La corrosion survient typiquement une fois que le ciment a été dégradé et cesse d’isoler et de protéger le tubage. Le modèle de dégradation décrit sur la figure 6.16 a été sélectionné et calé selon les conditions d’injection et la nuance du tubage par la société OXAND SA.

12 10 8 6 4 2 0

0

500

1 000

1 500

2 000

Temps, heures

Conclusions et étapes futures

Fluide : CO2 supercritique humide Fluide : eau saturée en CO2 Figure 6.15 : Épaisseur du front d’altération du CO2 sur le ciment de Portland à 90 °C et 280 bars en immersion dans une cellule de laboratoire.3

diffusion (en fonction du temps) à une vitesse influencée par la température, la pression et la concentration en CO2 environnantes. Cette cinétique a été évaluée à partir d’expériences en l’état (fig. 6.15).3 À Hassi Touareg (60 °C, 140 bars), il a été évalué qu’une fois que le CO2 atteindrait le ciment de Portland, le front d’altération progresserait vers le haut à une vitesse atteignant quelques millimètres par an en l’absence de tout micro-espace annulaire. En présence d’un micro-espace annulaire, la vitesse de progression du CO2 serait très supérieure du fait des effets combinés de la convection et de la diffusion.

Modélisation de la dégradation du tubage Une autre tâche essentielle dans la modélisation de l’intégrité des puits consiste à évaluer la façon dont les matériaux du tubage sont affectés par les phénomènes de corrosion et d’érosion dus au CO2. Une documentation et des archives considérables provenant de puits antérieurs peuvent être utilisées pour caler de tels modèles. La corrosion due au CO2 est la plus significative en présence de CO2 dissous dans l’eau mais devient insignifiante dans les écoulements supercritiques secs.4,5 Par conséquent, lorsque du CO2 supercritique sec est injecté, le côté intérieur du chemisage ou du tubage d’injection n’est pas corrodé. Au contraire, sur les côtés extérieurs du tubage, où le CO2 a une probabilité d’être humide ou dissous dans de l’eau de formation, ses effets corrosifs sur

Épaisseur de corrosion

Heure de mise en place

Amorçage

Trous d’épingle

Cheminements préférentiels

vpiquage

Une méthodologie basée sur le modèle pour prédire le taux de fuites à partir d’un puits d’injection de CO2 dans le champ de Hassi Touareg a été adoptée. De plus, des modèles statique et dynamique ont été construits pour ce puits. Les étapes suivantes du projet consisteront à calculer l’estimation des fuites et les niveaux d’incertitude correspondants pour chacun des principaux trajets de fuites identifiés. Une attention particulière sera accordée à l’évaluation des fuites potentielles vers la formation de l’Albien. Ensuite, une grille des conséquences sera construite pour classer la gravité des événements potentiels liés aux fuites. La grille servira de matrice de conversion pour évaluer le risque à partir de la probabilité de fuites. Les sources de risque seront identifiées via une analyse de sensibilité. Les paramètres clés pris en considération comprennent : I la température d’injection, qui pourrait affecter la création d’un micro-espace annulaire dans la partie inférieure du puits ; I l’impact de la géométrie du puits et en particulier la distance du sommet de la couche TAGS au sabot de 9 5⁄8 pouces ; I l’impact relatif de la qualité du ciment dans chaque espace annulaire ; I l’impact des niveaux d’incertitude sur le risque.

Vdisparition

Temps

Figure 6.16 : Modèle pour l’épaisseur de corrosion du tubage sous attaque de CO2 (avec l’aimable autorisation d’OXAND SA).

La cartographie des risques dus à l’intégrité des puits de Hassi Touareg sera l’un des résultats de cette analyse de sensibilité. Des options d’atténuation des risques seront alors envisagées, telles que des diagraphies supplémentaires, une ou plusieurs réparations de zone cimentaire, des réparations du tubage ou des diagraphies régulières pendant l’injection. Une analyse coût/bénéfice de ces options sera le critère principal de décision sur la possibilité d’une reconversion d’un ou plusieurs de ces puits en injecteur de CO2.

6

19


Opérations d’abandon de puits sur le champ d’Ohanet Les hydrocarbures sont souvent piégés dans le sous-sol à des profondeurs de quelques kilomètres. La quasi-totalité de ces réserves se trouve dans des bassins sédimentaires qui se présentent comme un empilement de couches de lithologies différentes : grès, argile, calcaire, sel, etc. Certaines de ces couches renferment des hydrocarbures ou de l’eau, élément indispensable à la vie.

La structure d’Ohanet, située à 120 kilomètres au nord-ouest d’In Amenas, est un gisement de pétrole avec un gas cap important. Le réservoir principal est le Dévonien F6, suivi de l’Ordovicien et du Dévonien F2 par ordre d’importance. La première phase de développement du champ a commencé dans les années soixante et s’est concentrée sur la production de l’anneau d’huile. Cette phase est actuellement terminée ; une seconde phase a été lancée qui comprend l’abandon des puits d’huile et le développement du gas cap.

Au cours des temps géologiques, un équilibre s’est établi entre ces couches.

Comme les puits d’huile ont été utilisés pendant une longue période et sont généralement affectés par une corrosion avancée, il a été décidé de les abandonner et de forer de nouveaux puits, producteurs de gaz. La figure 6.17 illustre la sévérité de la corrosion du cuvelage, dans les premières dizaines de mètres à partir de la surface, d’un des puits sélectionnés en vue de l’abandon.

Dans l’industrie du pétrole, au cours du forage de puits, différentes phases de cuvelage cimenté sont utilisées pour éviter la communication entre les couches et maintenir l’équilibre préexistant. Après complétion, un puits est mis en production si l’analyse technico-économique du projet indique que celui-ci est viable. Dans le cas contraire, il sera abandonné. L’abandon se produit également en fin de vie (après la période de production) de chaque puits. Pour assurer une étanchéité parfaite entre les couches, en particulier pour empêcher une éventuelle pollution des nappes aquifères ou la dissolution des couches de sel qui peuvent produire un effondrement catastrophique des terrains, les compagnies pétrolières ont adopté des procédures d’abandon rigoureuses et précises. Un bon abandon est réalisé quand les isolations entre couches présentes avant le forage sont reconstituées de manière permanente. Bien que coûteuses et non directement génératrices de revenu, ces opérations sont obligatoires et d’importance primordiale pour la protection à long terme de l’environnement. Cette section présente les procédures générales d’abandon des puits pratiquées par Sonatrach. Elles sont illustrées par un exemple avec quelques spécificités du champ. En conclusion, des commentaires et recommandations sont proposés afin d’améliorer l’aspect pratique d’un bon abandon.

Figure 6.17 : Exemple de corrosion externe constatée sur les colonnes à faible profondeur (quelques douzaines de mètres) et touchant les deux cuvelages : celui de 9 5⁄8 pouces et celui de 7 (ou 5) pouces. Le premier cuvelage (de 9 5⁄8 pouces) est plus endommagé que le cuvelage de 7 pouces, indiquant une corrosion externe.

6

20


L’abandon s’effectue en deux phases : I L’abandon provisoire consiste à sécuriser le puits, à isoler les zones de venues de fluides et à permettre une éventuelle reprise en sécurité. Cette première phase est suivie d’une période d’une année pendant laquelle le puits est mis sous surveillance et fait l’objet de contrôles périodiques par des mesures de pressions en tête de puits. I L’abandon définitif survient après une année d’observation. Si aucune venue en surface ni aucune anomalie de pression au niveau de l’annulaire et du tubing ne sont constatées, on procède à la pose des bouchons de ciment intermédiaire et de surface, et au montage de la tête de puits.

Abandon provisoire Pour chaque puits proposé à l’abandon, une étude de son historique et de sa situation actuelle est menée afin d’établir un programme d’intervention en toute sécurité, avec l’appareil de workover. L’étude comprend les étapes suivantes : 1. L’analyse des pressions en tête de puits permet de prévoir l’existence éventuelle de zones de fuite. Dans ce cas, un programme d’investigation est appliqué pour localiser et identifier le type de fuites, que les observations comme celle décrites ci-dessous peuvent aider à identifier : a. Un équilibre permanent entre les pressions annulaires et du tubing indique la présence d’une zone de fuite au-dessus du packer hydraulique (voir la fig. 6.18 indiquant la complétion utilisée dans les puits d’huile d’Ohanet). Une descente du « Gauge Cutter » et d’une empreinte permet de savoir s’il s’agit d’une déchirure, d’un déboîtement ou de la présence d’un trou dans le tubing. b. Si la pression à l’intérieur du tubing et le rapport gaz/huile (GOR) augmentent brutalement alors que la pression annulaire demeure proche de zéro, c’est qu’il existe une fuite localisée entre les packers hydraulique et permanent (fig. 6.18). c. Si la pression de l’espace annulaire augmente et diminue brutalement lorsqu’on décomprime l’espace annulaire, une mauvaise étanchéité du packer hydraulique peut être incriminée. 2. Vérifier la qualité de la cimentation au niveau des réservoirs à gaz en particulier. Si celle-ci est mauvaise ou totalement absente, une réparation par injection de ciment sous pression de ces intervalles avec un packer de cimentation sous pression (cement retainer) ou le packer de test sera programmée. 3. Neutraliser le puits. 4. Installer un appareil de workover.

5. Retirer le tubing et le fraisage du packer permanent. Parfois, certaines colonnes peuvent être fortement corrodées, des opérations longues et coûteuses d’instrumentation et de fraisage sont alors nécessaires pour libérer le puits. ess.

Trou de 12 1⁄4 pouces Cuvelage de 9 5⁄8 pouces

Cuvelage de 5 1⁄2 pouces N 80 Colonne de 2 7⁄8 pouces N 80

Sabot à 405 m Foré jusqu'à 407 m Trou de 7 7⁄8 pouces Sommet du ciment à 1 840 m

Raccord X à 2 166 m 2 176 m

2 186 m

Mandrins

Packer hydraulique à 2 198 m 2 209 m

2 307 m 2 322 m Tube renforcé 2 323 m Raccord XN à 2 337 m 2 348 m

Packer non récupérable à 2 338 m

2 351 m

2 378 m

Sabot à 2 398 m Foré jusqu’à 2 400 m

Figure 6.18 : Complétion typique des puits producteurs de pétrole du champ d’Ohanet.

6

21


Amplitude -500,0000 -5,6000 -4,8000 UCAZ

-4,0000

0 (degrés) 360

-3,2000

AZEC

-2,4000

0 (degrés) 360

-1,6000 -0,8000

CS

-0,5000

Rayon intérieur Rayon intérieur minimal minimal

0 (M/hr) 1 000 (----)

RSAV

Amplitude maximale

-8 (Rps) -6 CCL

0

RSAV 6

(Rps)

8

ECCE 0 (pouces) 0,5

UFLG 0,50 1,50 2,50 3,50 6,50 (----)

0

Rayon intérieur Rayon intérieur maximal maximal

Rayon intérieur Rayon intérieur moyen moyen

(Db) 75 4,5 (pouces) 3 3 (pouces) 4,5 Amplitude minimale

0

4,5 (pouces) 3 3 (pouces) 4,5

(Db) 75 4,5 (pouces) 3 3 (pouces) 4,5 Amplitude moyenne

-20 (----) 20

Épaisseur

Rayon intérieur

Rayon extérieur Rayon extérieur moyen moyen

(Db) 75 4,5 (pouces) 3 3 (pouces) 4,5

-500,0000

-0,0680

-0,0680

-0,0520

-0,0520

-500,0000

-0,0360

-0,0360

1,0000

-1000,0000

-0,0200

2,0000

0,3000 3,0000

Épaisseur maximale

-0,0040

0,1 (pouces) 0,6

-0,0040

3,0000

Épaisseur moyenne

-0,0120

4,0000

-0,0280

-0,0440

0,1 (pouces) 0,6

-0,0440

-0,0600

-0,0600

-0,0760

Épaisseur minimale

-0,0760

(----)

0,1 (pouces) 0,6

(----)

-0,0120 -0,0280

X 810

X 820

X 830

X 840

X 850

Figure 6.19a : Identification d’une zone corrodée présentant des fuites à 1 823 m au moyen de l’outil USI.

22


-0,0200

X 800

6

Image de microdécollement par impédance acoustique

-500,0000

4,0000

5,0000

Microdécollement

6,0000

Liquide

6,0000

7,0000

7,0000

8,0000

Espace microannulaire à gaz ou sec

(----)

Adhérent

(----)

5,0000

8,0000


Indice de cimentation 0 Localisateur de joint de cuvelage -20

(---)

20

Prof. (m)

100

(-----) Δt

140

Phase

(μs/pied)

40

1 800

0

Phase

Prof. (degrés) 180 (m) 90

(degrés)

270

1 800

Δt

Δt réf. (57 μs/pied)

Indice lié à l’amplitude

1 850

1 850

Figure 6.19b : Diagraphie d’adhérence du ciment indiquant une zone de mauvaise cimentation vers

Figure 6.19c : Diagraphie de corrosion indiquant que le cuvelage était

1 823 m.

intact 16 ans avant la date d’abandon. La corrosion subséquente doit être liée à une cimentation initiale peu résistante à cette profondeur.

6. Scrapage du cuvelage et enregistrement systématique des logs de corrosion de cimentation. Cette technique permet de localiser les zones corrodées de taille supérieure à deux centimètres. La figure 6.19a est un exemple d’enregistrement de l’USIT (Ulrasonic Imager Tool) réalisé en 2004 lors de l’abandon du puits. Une zone corrodée est identifiée à la cote 1 820 m. Le log de cimentation enregistré en 1988 (fig. 6.19b) indique qu’à cette cote la cimentation était déjà mauvaise. Le log de corrosion (fig. 6.19c) de cette même période indique que le cuvelage était intact à l’époque. Cela indique que la

corrosion externe observée à une faible profondeur (fig. 6.17) serait due à une mauvaise cimentation ou free pipe. 7. Injection de ciment sous pression (squeeze) de toutes les zones perforées. Pour certains puits, notamment ceux produisant avec un fort water cut, le niveau R2 à gaz du réservoir dévonien F6 est perforé pour faire de l’auto-gas lift (fig. 6.18).

6

23


8. Pose d’un bouchon de ciment au fond de 100 à 150 m, qui couvre les intervalles perforés de production d’huile et de gaz. 9. Test de l’intégrité du cuvelage comme indiqué sur la figure 6.20. Pour ne pas fragiliser le cuvelage et préserver la cimentation, la pression de test est limitée à 1 000 psi. En cas de fuite, sa localisation se fera par des changements progressifs de la position du packer. Cet essai confirmera également les résultats de l’inspection par le log de corrosion et permettra de repérer d’autres zones de fuites éventuelles de taille inférieure à deux centimètres. 10. Injection de ciment sous pression dans les zones de fuites repérées. 11. Test de l’intégrité du cuvelage du sommet du ciment jusqu’en surface. 12. Si l’essai est positif (aucune fuite), la boue est remplacée par de la saumure en KCl inhibée, dans le cas contraire l’injection de ciment sous pression est répétée. 13. Descente d’une colonne suspendue (kill string) de diamètre 2 7⁄8 pouces à la cote 1 200 m. 14. Démontage de l’obturateur d’éruption (BOP) et mise en place de la tête de puits.

4. Mettre en place un bouchon de ciment de 50 à 150 m de hauteur à 50 m de la surface. 5. Démonter le BOP et monter la tête de puits. 6. Clôturer le puits. Le diagramme final d’un puits abandonné est donné à la figure 6.21.

Premier essai Injection de saumure à travers la tige de forage pour tester la zone au-dessous du packer

Sabot de cuvelage de 9 5⁄8 pouces à 400 m

Des contrôles mensuels des pressions annulaires et de tubing sont effectués. Si, au terme d’une année, aucune anomalie de pression ni fuite ne sont constatées, une demande d’abandon définitif est soumise au ministère de l’Énergie et des Mines.

Abandon définitif Le procédé est accompli par les opérations suivantes : 1. Démonter la tête de puits, monter le BOP et le tester. 2. Tester la pression annulaire avec 500 psi et le cuvelage à 1 000 psi, puis vérifier les fuites. 3. Placer un bouchon de ciment intermédiaire de 100 m de hauteur à une profondeur de 1 200 m.

6

24

Deuxième essai Injection de saumure à travers l’espace annulaire pour tester le tronçon au-dessus du packer

Packer EA à 1 200 m

Zone de fuite identifiée à l’aide de l’outil USI à 1 823 m

Sabot de cuvelage de 5 1⁄2 pouces à 2 400 m

Figure 6.20 : Essai d’intégrité du cuvelage.


Commentaires et propositions

Surface

Suspension de colonne

Une revue de tous les puits abandonnés dans le champ d’Ohanet montre qu’un nombre significatif de zones de fuites ont été identifiées avec l’inspection du cuvelage. La plupart de ces zones sont situées au-dessus du sommet du ciment du cuvelage de 5 1⁄2 pouces. Une isolation avec un double cuvelage des couches aquifères avec une cimentation jusqu’à la surface pour les deux phases réduit le risque de corrosion et facilite l’opération d’abandon définitif.

Bouchon supérieur à 50 m

Pour des applications immédiates et afin de réduire le coût des opérations, l’utilisation d’un coiled tubing au lieu d’un appareil de workover serait plus avantageuse avant la mise en place du bouchon de ciment de surface, la perforation simultanée du tubing et du cuvelage étant suivie par l’injection du ciment sur tout l’intervalle. L’inspection de l’intégrité du puits dans ce cas pourrait être réalisée par l’utilisation de la combinaison d’outil Slim CBL (SCMT) et d’un outil à bras multiples (multifinger) (PMIT). En conclusion, rappelons que le succès d’une opération d’abandon avec un coût optimal dépend fortement de la qualité originelle de la cimentation, des matériaux utilisés et de la manière avec laquelle les travaux de construction du puits ont été accomplis. En effet, la présence d’un gâteau de boue résiduel entre la formation et le ciment constitue des zones potentielles de fuite, particulièrement pour le gaz. Un nettoyage complet de la boue pendant l’opération de cimentation réduit ce risque. L’utilisation d’un ciment ayant un bon coefficient d’élasticité, telle la technologie FlexSTONE (voir section « Cimentation des puits – Applications des technologies avancées », p. 4.54), et la bonne distribution des centraliseurs réduira l’apparition des micro-fissures et microespaces annulaires pouvant être provoqués par des variations de pression pendant le forage ou lors de la mise en production du puits. En plus, l’évaluation complète du ciment est nécessaire juste après sa mise en place et de façon périodique pendant la vie du puits, pour réduire au minimum les complications liées aux problèmes de fuite (voir section « Intégrité des puits – Évaluation de la cimentation », p. 5.36). L’installation d’une tête de puits et d’une clôture du puits après abandon définitif aide à localiser le puits. Une inspection régulière permettrait de détecter à temps une éventuelle fuite ou anomalie et de prendre les mesures réparatrices appropriées.

Tête de puits

Bouchon supérieur à 1 200 m

Fenêtre de cuvelage de 5 1⁄2 pouces à 1 800 m, avec injection de ciment sous pression Sommet du ciment à 1 840 m derrière un cuvelage de 5 1⁄2 pouces

Bouchon supérieur de ciment à 2 250 m

2 322 m Zone gazéifère 2 323 m

2 348 m Zone pétrolifère 2 351 m

Sabot de cuvelage de 5 1⁄2 pouces à 2 398 m Foré jusqu'à 2 400 m en 7 7⁄8 pouces

Sommet initial du ciment à 2 378 m

Figure 6.21 : Schéma final d’un puits abandonné sur le champ d’Ohanet.

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Ce chapitre a été écrit par les auteurs et contributeurs† suivants QUEST : une base de données mondiale qui supporte le QHSE Management System Schlumberger : Paul LINKIN, Roberto ASTENASI Sonatrach : Boubekeur MALEK Évaluation et modélisation de l'intégrité des puits pour l'injection du CO2 Schlumberger : Arnaud VAN DER BEKEN, Patrick PERRIN, Laurent JAMMES, Jean DESROCHES

Remerciements Guillermo JALFIN (Repsol) ; Bruno GERARD (Oxand S.A) Opérations d’abandon de puits sur le champ d’Ohanet Sonatrach : Noureddine BOUNOUA, Djamel BELARBI, Nacereddine MAALI, Mohamed CHIKAR

Remerciements Sonatrach Division Production – Ohanet † Personnes

qui ont examiné les documents, contribué au traitement des résultats ou fourni une aide tangible concernant la diffusion ou l’utilisation

des données.

6

26

Références

Références Évaluation et modélisation de l'intégrité des puits pour l'injection du CO2 1. Gerard B, Frenette R, Auge L, Barlet-Gouedard V, Desroches J et Jammes L, « Well Integrity in CO2 Environments: Performance and Risk, Technologies », CO2 SC Symposium 2006, Lawrence Berkeley National Laboratory, Berkeley, California, USA, 20 – 22 mars, 2006. 2. Boukhelifa L, Monori N, James SG, Le Roy-Delage S, Thiercelin MJ et Lemaire G, « Evaluation of Cement Systems for Oil and Gas Well Zonal Isolation in a Full Scale Annular Geometry », article SPE 87195 présenté au IADC/SPE Drilling Conference, Dallas, Texas, USA, 2-4 mars, 2004. 3. Barlet-Gouédard V, Rimmelé G, Coffé B et Porcherie O, « Mitigation Strategies for the Risk of CO2 Migration Through Wellbores », article SPE 98294 présenté au IADC/SPE Drilling Conference, Miami, Florida, USA, 21-23 février, 2006. 4. Woollam RC et Hernández SE, « Assessment and Comparison of CO2 Corrosion Prediction Models », article SPE 100673 présenté au SPE International Oilfiled Corrosion Symposium, Aberdeen, Scotland, UK, 30 mai, 2006. 5. Carbon Dioxide Capture for Storage in Deep Geologic Formations-Results from the CO2 Capture Vol 2, S. Benson and D.C. Thomas (eds.), Oxford, UK, Elsevier, 937-953, 2005.

6

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Tamadjert (tassili des Ajjer). Fins et élancés, les Libyens sahariens sont d’une grande élégance. Ici, deux hommes, à tunique courte, et deux femmes, à robe longue, se tiennent côte à côte comme s’ils exécutaient un pas de danse. Les vêtements sont en cuir, mais le tissage était également connu.

7. Vers l’avenir – des partenariats pour relever les défis

WEC Algérie 2007 / Vers l’avenir

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2

Vers l’avenir – des partenariats pour relever les défis

La définition et l’achèvement du contenu de la troisième édition de l’ouvrage de la Conférence d’évaluation des puits ont rassemblé les ingénieurs de Sonatrach et de Schlumberger dans de nombreux ateliers. La plupart de ceux-ci ont eu lieu à Alger et à Hassi Messaoud, tandis que d’autres se sont tenus au centre produit Riboud de Schlumberger à Clamart, France (ci-dessus à droite). Ci-dessus à gauche : le groupe geosteering avec quelques membres du groupe d’imagerie des puits. Page précédente, en haut : le groupe de géomécanique, qui a apporté plusieurs contributions au chapitre 4, se réunit au Schlumberger Cambridge Research à Cambridge, Royaume-Uni (à gauche). Page précédente, en bas : des membres du groupe de géologie évaluant leurs documents remaniés pour le chapitre 1 dans un centre de conférences à Alger.

Vers l’avenir – des partenariats pour relever les défis Cette troisième édition de l’ouvrage de la Conférence d’évaluation des puits (WEC) représente un jalon important dans la longue relation entre Sonatrach et Schlumberger. Elle relate la mise en œuvre réussie de la technologie utilisée pour explorer et développer les vastes gisements d’hydrocarbures de l’Algérie et permet de faire le point sur les nombreux défis techniques identifiés auxquels il faudra faire face à l’avenir. Au cours de la décennie écoulée, le forage horizontal et la caractérisation des réservoirs ont été des catalyseurs de première importance pour la mise en œuvre d’une nouvelle technologie. Les dix prochaines années seront à coup sûr caractérisées par la production de champs matures, qui représentera de nouveaux défis technologiques. Le futur proche verra également le développement très attendu d’un nouveau domaine : les grès compacts. La mise en œuvre de la technologie a rassemblé Sonatrach et Schlumberger dans un effort commun qui a renforcé leur relation commerciale. L’élaboration en commun de cet ouvrage a également accéléré la dynamique en faveur

d’une poursuite de leur collaboration pour le développement et l’utilisation de la technologie dans des domaines tels que les grès compacts, les réservoirs non conventionnels, la gestion des réservoirs, l’exploration en eau profonde, l’hygiène, la sécurité et l’environnement (HSE), ainsi que le développement et la gestion des ressources humaines. Pour maintenir l’élan et assurer la poursuite des progrès, les directions des deux entreprises doivent continuer à travailler ensemble pour définir les priorités de développement et sélectionner les projets clés selon les préoccupations et les intérêts des deux parties. Au-delà, elles devront promouvoir l’établissement d’un environnement – assorti des ressources et processus nécessaires – qui soit propice à une étroite collaboration entre les ingénieurs et scientifiques de Sonatrach et de Schlumberger.

7

3

WEC Algérie 2007 / Vers l’avenir

Tirer profit des synergies pour des bénéfices mutuels Afin de relever les défis techniques qui s’annoncent, Sonatrach et Schlumberger doivent adopter une approche intégrée de mise en œuvre des technologies les plus récentes. Par moments, ces défis nécessiteront également le développement de technologies et de solutions sur mesure. Pour Sonatrach, cela implique de proposer des projets ainsi que d’y participer activement. En travaillant avec Schlumberger, Sonatrach peut s’assurer que les technologies en cours de développement répondront aux exigences des projets et s’intégreront harmonieusement dans les systèmes technologiques et de gestion existants.

Recherche 336

Technologie 4 147

Fabrication 2 847

Boston, Ridgefield

153

Une collaboration à chaque phase du processus Schlumberger est actuellement engagé dans plus de 60 projets communs avec ses clients, allant d’études de terrain sur une échelle relativement petite à une collaboration élargie et au développement de produits. Ce genre de coopération mutuelle apporte souvent de nombreux bénéfices réciproques : I formulation et spécification claires des questions d’exploration et de production I identification rapide des approches et solutions pour résoudre ces questions I développement accéléré par l’accès à l’expertise mondiale de Schlumberger en R&D (fig. 7.1) I développement accéléré par l’accès aux données et aux connaissances des clients

Cambridge

104

Moscou

30

Stavanger

20

Dhahran

26

Sugar Land

1 281

Clamart

531

Fuchinobe

184

Rosharon

448

Oslo

308

Pékin

129

Houston

280

Stonehouse

266

Princeton

119

Abingdon

126

Edmonton

74

Stavanger

93

Calgary

72

Novosibirsk

91

Gatwick

75

Bartlesville

370

Belfast

240

Singapour

668

Houston

305

Tyumen/Ufa

220

Shanghai

295

Lawrence

158

Aberdeen

130

Edmonton

102

Abbeville

97

Barrow

91

Southampton

76

Figure 7.1 : Portée et assise mondiales des centres Schlumberger de recherche-développement et de fabrication. Un fort engagement en faveur de la technologie à travers une organisation géographiquement diversifiée qui tire parti des forces régionales dans les sciences, la technologie et la fabrication, ainsi que de la proximité des marchés. Ces centres sont harmonieusement intégrés pour développer, déployer et soutenir la technologie et les services dans le monde entier (les statistiques concernant les employés reflètent la situation de septembre 2006).

7

4

Vers l’avenir – des partenariats pour relever les défis

Réduire les risques Concept Résumé du concept Plan d’affaires préliminaire

Faisabilité Exigences Caractéristiques Plans d’affaires et de conception

Validation du concept

Développer Prototype technique Plan d’essais

Essais Dossier produit Comptes rendus d’essais de terrain et de tests d’approbation des clients

Lancement du projet

Commercialiser Présérie Bases logicielles

Commercialisation

Pérenniser

Première livraison au client Revue après le projet

Figure 7.2 : Les risques et les coûts afférents sont très différents à chaque phase du processus de développement.

accélération des essais pertinents grâce au soutien des clients et à l’accès aux opérations sur le terrain I évaluation rapide de la valeur de mesures ou services nouveaux et intégrés I validation plus rapide des outils et services par la confrontation au marché I échange d’expertise complémentaire entre les équipes collaborant aux projets I développement des ressources humaines I financement optimisé de la recherche et réduction du risque lié à l’investissement technologique. I

Ces collaborations permettent à Schlumberger et à ses clients de partager les risques et les profits ; lorsque des projets de R&D sont couronnés de succès, les deux parties partagent les bénéfices de la commercialisation.

Surmonter les obstacles à la réussite d’une recherche commune La recherche est un processus qui implique essais et apprentissage. Des opportunités de collaboration se présentent à chaque phase du processus de développement (fig. 7.2), mais les risques et les coûts afférents à chacune d’elles sont très différents. Pendant la recherche initiale, les risques sont élevés car le concept ou l’équipement n’a pas fait ses preuves, mais les coûts de poursuite du projet sont relativement faibles. Pendant la phase de développement, en revanche, les risques sont moindres car l’outil ou la solution a fait l’objet d’essais exhaustifs. A contrario, le coût des essais sur le terrain est souvent très supérieur car la technologie peut être appliquée dans des environnements

commerciaux tels que des puits complexes ou des platesformes offshore où les coûts quotidiens peuvent être significatifs. Il existe des éléments de risque même lors des dernières phases de développement, aussi les équipes collaborant au projet et leurs directions respectives doivent-elles se mettre d’accord sur des attentes réalistes. Lorsque l’environnement de R&D adéquat est mis en place, les divergences finissent par décroître et les enseignements tirés sont inévitablement appliqués au développement de solutions dignes d’intérêt. La recherche-développement collaborative nécessite respect et confiance mutuels, et la R&D réussie exige un haut niveau d’engagement de toutes les parties. En plus de la coopération technique, un soutien des échelons supérieurs d’encadrement pris en charge par un comité de pilotage de haut niveau serait bénéfique. Les bénéfices mutuels, le calendrier et les débouchés prévus pour chaque projet doivent être clarifiés, et les projets doivent être réalistes et pertinents. Toutes les parties concernées doivent clairement comprendre les livrables et reconnaître leur valeur, puis adhérer à un processus convenu d’enclenchement des projets (fig. 7.3). Toutefois, lorsque les circonstances changent, une flexibilité intrinsèque peut garantir la survie des projets.

Barrières Engagement mutuel des échelons supérieurs de direction pour une collaboration stratégique

Problèmes de financement Manque de ressources Attentes irréalistes Barriers

Amorçage des projets

Présélection des projets

Peur de l’échec

Mise en œuvre

Mandate Valeur commerciale

Mandat

Figure 7.3 : Processus d’enclenchement des projets communs.

7

5

Ouan Bender (tassili des Ajjer). A la période du cheval et du char, succède la période cameline très proche de la civilisation touarègue; au Sahara central, elle remonte au troisième siècle après J.-C. Ici, un méhariste est assis sur une selle placée à l’avant de la bosse du dromadaire. Il appuie les pieds sur le cou de l’animal pour le conduire par la pression des orteils et pour assurer son propre équilibre.

8. À propos des auteurs et contributeurs

WEC Algérie 2007

À propos des auteurs Lhocine ABDOUS est chef de département à la

Malik AIT MESSAOUD est chef du département

division Exploration de Sonatrach. Ses responsa-

Géophysique à la division Petroleum Engineering

bilités couvrent les bassins de Tindouf, Reggane

and Development de SONATRACH. Il est titulaire

et Sbâa dans la région occidentale du Sahara. Il

d’un diplôme d’État en géophysique de l’université

est titulaire d’un diplôme de géologie de l’univer-

des sciences et de la technologie Houari-

sité des sciences et de la technologie Houari-

Boumediene (USTHB), Alger, Algérie. Dans sa

Boumediene (USTHB), Alger, Algérie. Il a travaillé

dernière affectation, il était chef des services

auparavant sur des études géologiques régionales de la plupart des bassins

géophysiques au sein de PED, chargé de tous les programmes de sismique

de la plate-forme saharienne.

3D sur tous les champs, notamment sur Hassi Messaoud et Hassi R’mel. Auparavant, il était chargé des études sismiques au sein du département

Brahim ACHI est ingénieur pétrolier à la division

Études et Surveillance sismiques du Centre de recherches en astronomie,

Production de Sonatrach à Hassi Messaoud. Il tra-

astrophysique et géophysique (CRAAG). Il a rédigé plusieurs articles avec la

vaille sur la stimulation des puits et l’évaluation

Sonatrach et le CRAAG.

des performances des puits horizontaux. Il est titulaire d’un diplôme d’ingénieur en forage et pro-

Roberto ASTESANI est directeur QHSE pour

duction de l’Institut algérien du pétrole (IAP),

l’Afrique du Nord chez Schlumberger, basé en

Boumerdès, Algérie, et détient un certificat profes-

Algérie. Il a auparavant travaillé au Tchad comme

sionnel de maîtrise en ingénierie des réservoirs de Petroskills Inc. Ses centres

directeur QHSE. Il a obtenu un diplôme d’ingé-

d’intérêt actuels sont les puits horizontaux, la stimulation des puits, l’analyse

nieur en physique nucléaire de l’université de

des transitoires de pression, la caractérisation des réservoirs, la simulation

Milan, Italie, en 1994, puis a travaillé dans le

des réservoirs, ainsi que l’optimisation et la gestion de la production.

domaine pétrolier comme releveur en gravimétrie et spécialiste du contrôle qualité pour les opérations sismiques. Il a déve-

Sissani AGOUNIZERA est directeur de l’explora-

loppé une compétence en gestion de la QHSE et a été affecté aux opéra-

tion pour la région Est à Sonatrach Exploration. Il est

tions sismiques en Italie, en Égypte, au Koweït, en Allemagne et au Tchad,

titulaire d'un diplôme d’ingénieur d’État en géo-

en se concentrant sur la mise en œuvre du système de gestion de la QHSE

physique de l’Institut algérien du pétrole (IAP),

chez Schlumberger, Geco-Prakla et WesternGeco. Il a assuré des formations

Boumerdès, Algérie, et termine actuellement un

à la conduite et aux postures/manipulations/manutention en sécurité et une

MBA de l’Université du Québec, Montréal,

assistance en tant qu’auditeur environnemental, auditeur du SG QHSE MS

Canada. Il a 21 ans d’expérience de l’exploration

et auditeur AIS.

des bassins algériens. Il a travaillé auparavant comme chef du bassin d’Amguid Messaoud, où il a conçu et mis en œuvre un programme efficace

Youcef AZOUG est ingénieur réservoir à la divi-

de travaux géologiques et géophysiques dans la zone, dont le palmarès

sion Petroleum Engineering and Development de

comprend la découverte de plusieurs réserves pétrolières rentables de taille

Sonatrach au département Hassi R’mel, qu’il a

appréciable. Il est actuellement chargé de la sélection des zones promet-

rejoint en mars 2003. Il est titulaire d’un diplôme

teuses et de la gestion du portefeuille de prospects pour les bassins de la

d’ingénieur en production et forage de l’Institut

région Est.

algérien du pétrole (IAP), Boumerdès, Algérie (1999), et d’une maîtrise (M.S.) en génie pétrolier de l’Université d’Oklahoma, États-Unis (2003). Auparavant, il a travaillé comme infographiste. Ses centres d’intérêt actuels concernent les réservoirs de gaz étanches, le développement et la surveillance des champs gaziers géants ainsi que la caractérisation et la simulation des champs gaziers.

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2

À propos des auteurs et contributeurs

Salim BACHIRI est chef d’équipe réservoir à Hassi

Cherif BAKHOUKHE est ingénieur réservoir

Messaoud pour la division Petroleum Engineering

senior à la division Petroleum Engineering and

and Development de Sonatrach. Il est titulaire

Development de Sonatrach. Il est titulaire d’une

d’une licence en ingénierie de production de

licence en génie pétrolier de l’Institut national des

l’Institut national des hydrocarbures et de la chimie

hydrocarbures et de la chimie (INHC), Boumerdès,

(INHC), Boumerdès, Algérie (1987). Auparavant, il

Algérie (1996). Ses centres d’intérêt actuels

a travaillé au laboratoire miscibilité du centre de

concernent l’étude intégrée des réservoirs, la

recherche-développement de Sonatrach de 1993 à 1995, et comme ingé-

simulation et le développement des projets du champ de Berkine. Il est

nieur de production sur le champ de Hassi Messaoud de 1987 à 1993.

membre de la SPE.

Madjid BADSI a été recruté par Sonatrach

Ali M. BAKICI est Business Development

Exploration en 1983. Il est titulaire d’un diplôme

Manager chez Schlumberger Integrated Services

d’études supérieures en physiques (1981), d’un

(IPM) en Afrique du Nord. Il a obtenu un diplôme

diplôme d’ingénieur en géophysique de l'Institut

de génie mécanique de l’Université technique du

algérien du pétrole (1983), d’un diplôme d’études

Moyen-Orient, Ankara, Turquie. Dans sa dernière

approfondies en géosciences à l'Institut français du

affectation, il était chef de projet pour IPM en

pétrole, (1994) et un doctorat de l’université Pierre et

Russie. Avant cela, il a travaillé comme directeur

Marie Curie en géosciences (1998). Il a travaillé comme ingénieur géophysicien

de la formation en ingénierie de puits chez Schlumberger NeXT. Il est

junior dans le domaine minier Nord Algérie (1983-1988) puis comme géo-

membre de la SPE depuis 1992 et a été fondateur de la section et président

physicien senior dans la plate-forme saharienne, dans les bassins du Sud-Ouest

du programme en Sibérie occidentale (2004).

algérien (1988-1993). Ses études post doctorales ont été ponctuées par des thématiques traitant de la fracturation naturelle des roches dans les bassins

Abdesslem BAMOUN est ingénieur réservoir à la

du Sud-Ouest algérien et d’Illizi (1994-1998). Durant la période 2000-2005, il a

division Petroleum Engineering and Development

réalisé plusieurs projets d’exploration qui ont mis en évidence des découvertes

de Sonatrach. Il est titulaire d’un diplôme en génie

commerciales dans des zones inexplorées jusque-là. Il est membre de l’EAGE

pétrolier de l’université de Boumerdès (2001) et d’une

et a publié plusieurs articles dans des revues internationales (Tectonophysics,

maîtrise (M.S.) en génie pétrolier de l’Université

EAGE, AAPG) et nationales (JST, SGP).

d’Oklahoma, États-Unis (2005). Son centre d’intérêt actuel est la simulation des réservoirs.

Tom BAIRD est Account Manager chez Schlumberger Reservoir Evaluation Wireline. Il

Kheir-Eddine BEDJAOUI est ingénieur réservoir

est titulaire d’une licence (B.S.) en génie pétrolier

et chef d’équipe réservoir pour la région Sud à la

de l’Université de Virginie-Occidentale aux États-


Unis. Il a auparavant travaillé comme ingénieur de

de Sonatrach. Il est titulaire d’un diplôme en ingé-

diagraphie aux États-Unis et en Afrique de

nierie de production de l’Institut algérien du pétrole

l’Ouest, puis a été affecté à un poste d’analyste

(IAP), Boumerdès, Algérie (1987). Auparavant, il a

de diagraphies où il a travaillé surtout dans le domaine de l’interprétation

travaillé comme ingénieur réservoir au sein du

pétrophysique en Angola, au Congo, en Algérie et au Nigeria. Il a passé 5 ans

bureau des études de simulation à PED. Ses centres d’intérêt actuels por-

à Aberdeen dans diverses fonctions de marketing et de direction, notam-

tent sur le suivi des performances des champs pétroliers et gaziers dans la

ment celles de directeur des services de données. Avant ces affectations, il

région de Rhourde Nouss, ainsi que sur l’établissement de profils de produc-

assurait une assistance aux associés étrangers à Hassi Messaoud. Il est

tion à long terme et sur l’optimisation de la production de gaz, de conden-

membre de la SPE depuis 1997 et a été membre de la SPWLA.

sat et de fluides pétroliers.

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3

WEC Algérie 2007

Karim BELABED est pétrophysicien chez Sonatrach

Mohamed BENAMEUR dirige le laboratoire de

Petroleum Engineering and Development à Alger.

mécanique des roches du centre de recherche-

Il a obtenu un diplôme de géophysique de l’univer-

développement (CRD) de Sonatrach. Il est titulaire

sité des sciences et de la technologie Houari-

d’un diplôme d’ingénieur pétrolier de l’Institut

Boumediene (USTHB), Alger, Algérie (2000). Il a 6 ans

algérien du pétrole (IAP), Boumerdès, Algérie

d’ancienneté dans le secteur pétrolier et ses prin-

(1987). Auparavant, il a travaillé comme ingénieur

cipaux domaines d’intérêt concernent l’évaluation

réservoir au sein du CRD. Il a pris part à trois pro-

par diagraphies sur câbles en trou ouvert ou tubé, l’analyse des données de

jets principaux : la modélisation pétrophysique du gisement de gaz de Tin

pression, la diagraphie en cours de forage, les défis du pilotage géologique

Fouye Tabankort, la modélisation de réservoirs du Cambrien sur la base de

des sondages, l’analyse de la perméabilité et l’intégration des données de

mesures en laboratoire et la modélisation mécanique (MEM) pour le champ

carottage et de diagraphie. Il a également été concerné par les aspects

de Hassi Messaoud.

pétrophysiques des études intégrées de réservoirs et leurs implications pour l’évaluation des réserves.

Fayçal BEN AMOR est géologue senior pour Schlumberger Data and Consulting Services (DCS) Djamel BELARBI est ingénieur réservoir à

au Nigeria. Avant juillet 2006, il travaillait pour

Sonatrach, division Production, Ohanet. Il est titu-

DCS en Afrique du Nord. Il est titulaire d’un di-

laire d’une licence en génie pétrolier de l’Institut

plôme d’ingénieur en géologie de l’École nationale

national des hydrocarbures et de la chimie (INHC),

d’ingénieurs de Sfax, Tunisie (2000), d’un diplôme

Boumerdès, Algérie (1991). Récemment, il a tra-

d’études approfondies de l’Institut français du

vaillé 3 ans comme ingénieur de simulation des

pétrole, France, et d’un master de l’École nationale supérieure des mines,

réservoirs dans les domaines de la complétion,

Paris, France (2001). Il est membre de l’AAPG.

des reconditionnements et de l’interprétation des réservoirs. Abdelhakim BENAOUDA est titulaire d’une Kamel BELKHEIR est ingénieur de forage senior

licence et d’une maîtrise de génie pétrolier et

à Sonatrach, division Forage. Il est titulaire d’un

d’ingénierie des réservoirs de l’Institut algérien du

diplôme d’ingénieur et d’une maîtrise de génie

pétrole (IAP), Boumerdès, Algérie, et de

civil de l’École nationale polytechnique, Alger,

l’Université d’Oklahoma, États-Unis, respective-

Algérie, et d’une maîtrise en production et explo-

ment. Pendant sa carrière professionnelle de 19 ans,

ration de l’Institut français du pétrole, France.

il a eu des responsabilités diverses et croissantes

Avant sa présente affectation, il a travaillé

dans les domaines du génie pétrolier et de l’ingénierie des réservoirs. Il a

comme spécialiste en géomécanique chargé d’études sur la stabilité des

travaillé pour Sonatrach comme ingénieur terrain senior dans une équipe

trous de sonde pour les forages en dépression.

multidisciplinaire de sous-sol sur les champs du Sud-Est algérien. Actuellement, il dirige une équipe travaillant sur un projet pétrolier et gazier

Ahcene BENAMARA est ingénieur réservoir à

intégré incluant tous les segments de la chaîne des hydrocarbures.

Sonatrach-Organisation Ourhoud, qu’il a rejoint en 2001. Il est titulaire d’une licence de l’Institut

Amina BENBATTA a obtenu en 1994 un diplôme


d’ingénieur en hydrogéologie à l’université des

Boumerdès, Algérie (1997), et d’une maîtrise

sciences et de la technologie Houari-Boumediene

(M.S.) de l’Université d’Oklahoma, États-Unis

(USTHB), Alger, Algérie. Elle a rejoint Sonatrach en

(2001). Ses centres d’intérêt actuels portent sur

1996 en tant qu’ingénieur dans l’équipe d’évalua-

les essais de puits, la diagraphie en production, les analyses PVT, et la sur-

tion des essais de puits de la branche Exploration.

veillance et l’interprétation des relevés MDT. Il est membre de la SPE.

En 1999, elle a suivi une formation de 15 semaines en gestion intégrée des réservoirs à l’Institut de Delft, Pays-Bas, à l’Institut français du pétrole, France, et à l’Imperial College, Royaume-Uni. Elle travaille sur les tight reservoirs depuis plus de quatre ans et s’occupe de tout ce qui a trait aux tests (design, interprétation…) en effort propre et en association avec la division Exploration.

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4


Jallel BENDJABALLAH est gestionnaire de

Fadila BEN RABAH, géologue, travaille sur la

comptes marketing et ventes chez Schlumberger

caractérisation et la modélisation des réservoirs à

au Caire, Égypte. Il est titulaire d’un diplôme d’in-

la division Petroleum Engineering and Development

génieur de conception mécanique et de génie

de Sonatrach. Elle est titulaire d’une licence en

industriel de l’université de Constantine, Algérie,

géologie (exploration pétrolière) de l’Institut algé-

et de l’Institut mécanique d’Oum El Bouaghi,

rien du pétrole (IAP), Boumerdès, Algérie.

Algérie. Il prépare actuellement un master en génie pétrolier avec Schlumberger NeXT. Dans sa dernière affectation, il

Auparavant, elle a travaillé à la division Exploration comme géologue et géochimiste.

était Account Manager REW à Alger, Algérie. Avant cela, il a occupé divers postes comme coach en qualité de service pour l’Arabie Saoudite, le

Belkheir BOUBLAL est chef des services d’es-

Bahreïn, le Koweït et le Pakistan, comme ingénieur d’exploitation et direc-

sais de puits à Sonatrach Engineering and

teur de base pour le Royaume-Uni, à terre et pour le sud de la mer du Nord,

Production, Hassi Messaoud. Il est titulaire d’un

et comme General Field Engineer et ingénieur en chef pour Shell Expro,

diplôme d’ingénieur en production de l’Institut

Royaume-Uni. Il est membre de la SPE.

national des hydrocarbures et de la chimie (INHC), Boumerdès, Algérie. Auparavant, il a travaillé

Said BENELKADI est chef des services de stimu-

comme ingénieur d’exploitation, opérations d’es-

lation des puits à Sonatrach. Il est titulaire d’un

sais. Il a occupé divers postes au sein de Sonatrach comme analyste de dia-

diplôme d’ingénieur en forage de l’Institut natio-

graphies, conducteur de travaux de reconditionnement et de complétion, et

nal des hydrocarbures et de la chimie (INHC),

ingénieur de production terrain. Ses centres d’intérêt actuels concernent

Boumerdès, Algérie (1994), et d’une maîtrise (M.S.)

l’optimisation de la production et l’introduction de la technologie de comp-

en génie pétrolier de l’Université d’Oklahoma,

tage multiphasique sur le champ de Hassi Messaoud. Il est membre de

États-Unis (2001). Auparavant, il a travaillé comme

l’Arabic Petroleum Engineer Organization.

conducteur de travaux de reconditionnement pour Sonatrach à Hassi Messaoud.

Fatima BOUCHENAK est géologue en chef à la division Petroleum Engineering and Development Walid BEN-ISMAIL est ingénieur géomécanicien

(PED) de Sonatrach dans le Groupe de gisements

senior pour Schlumberger Data and Consulting

du Centre-Est (2001-2006). De 1995 à 2001, elle a

Services en Afrique du Nord. Il a obtenu un docto-

été géologue senior du Groupe Berkine pour PED,

rat en physique des roches à l’université de

impliquée dans de nombreux projets de dévelop-

Montpellier, France (1999). Depuis 1999, Walid a

pement de gisements. Elle est titulaire d’un

occupé plusieurs postes de recherche à l’universi-

diplôme d’ingénieur d’État en géologie pétrolière de l’Institut national des

té de Montpellier et à l’université de Manchester,

hydrocarbures et de la chimie, Algérie (1977).

Royaume-Uni. Ses activités de recherche ont porté notamment sur la caractérisation des relations entre l’anisotropie sismique et acoustique, les pro-

Mohammed BOUKRAA est ingénieur réservoir

cessus de déformation par le biais des hautes températures et des expé-

à Sonatrach. Il est titulaire d’un diplôme d’ingé-

riences en laboratoire sur la pression de confinement.

nieur en production des réservoirs de l’Institut national des hydrocarbures et de la chimie (INHC),

Mohand Sadek BENKHANNOUCHE est géo-

Boumerdès, Algérie, et d’une maîtrise en ingénie-

logue senior à la division Exploration de Sonatrach

rie des réservoirs de l’Institut français du pétrole,

où il travaille avec l’équipe du bassin de Sbâa.

France. Ses centres d’intérêt concernent les

Auparavant, il a travaillé comme géologue de

essais de puits et l’interprétation des diagraphies en production, les

chantier. Il est titulaire d’un diplôme d’ingénieur

mesures MDT, la surveillance des puits et les analyses PVT.

de l’Institut algérien du pétrole (IAP), Boumerdès, Algérie (1986).

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5

WEC Algérie 2007

Noureddine BOUNOUA est directeur du départe-

Pietro CASTELLI est affilié au segment Testing

ment de l’Évaluation des formations à Sonatrach. Il

de Schlumberger. Il est titulaire d’une licence et

est titulaire d’un diplôme d’ingénieur en géophy-

d’une maîtrise de génie mécanique des structures

sique de l’Institut algérien du pétrole (IAP),

du Politecnico di Milano, Italie, et d’un MBA en

Boumerdès, Algérie (1984), et d’un diplôme de doc-

développement de la gestion internationale de

teur ingénieur en géologie appliquée de l’universi-

Lausanne, Suisse. Dans sa dernière affectation, il

té de Bordeaux I, France (1988). Avant de rejoindre

était Engineer in Charge, WCP Testing Algérie, et

Sonatrach, il était pétrophysicien senior chez Schlumberger, Algérie. Avant

Knowledge Champion, WCP Testing Afrique du Nord. Avant cela, il a tra-

cela, il a travaillé comme maître de conférences en diagraphies de puits à

vaillé dans le développement commercial pour de nouvelles technologies

l’Institut algérien du pétrole (IAP), Boumerdès, Algérie. Ses centres d’inté-

comme le comptage multiphasique des puits de gaz et la débitmétrie

rêt professionnels et scientifiques actuels concernent l’intégration de nou-

Coriolis. Il est membre de la SPE et de l’Albo degli Ingegneri della provincia

velles technologies et la surveillance des grès et réservoirs étanches.

di Bergamo (Italie).

Nadia BOURENNANE-OUABBAS travaille pour

Ahmed CHEBBI est géologue de réservoir chez

Sonatrach à la division Petroleum Engineering and

Sonatrach-Organisation Ourhoud, Algérie (la

Development à Alger. Elle a travaillé comme pétro-

société du bassin de Berkine composée de

physicienne, géophysicienne et dans l’équipe

Sonatrach, Anadarko, Burlington et Cepsa). Il a tra-

d’ingénieurs réservoir du projet HBN Equity, et

vaillé sur la caractérisation des réservoirs, acqué-

travaille à présent sur le bloc 404 du bassin de

rant notamment une connaissance exhaustive des

Berkine. Elle a obtenu un diplôme de géologue-

activités de développement et de production

sédimentologue de l’université des sciences et de la technologie Houari-

depuis la planification des puits jusqu’à la planification du développement

Boumediene (USTHB), Alger, Algérie (2000), et est titulaire d’une maîtrise de

des gisements sur plusieurs champs, dont ceux de Hassi Messaoud et

géologie pétrolière de l’Institut algérien du pétrole (IAP), Boumerdès,

Ourhoud. Ses principales tâches portent sur la construction de modèles de

Algérie (2004).

réservoirs statiques géocellulaires 3D à l’aide de données issues de carottages, de diagraphies sur câbles et d’imagerie. Mohamed Seghir BRAHAM CHAOUCH est ingénieur réservoir, Sonatrach-Amont, division

Kahina CHENNA est ingénieur géologue à la divi-

Petroleum Engineering and Development, Alger. Il

sion Exploration de Sonatrach. Elle est titulaire

a obtenu un diplôme d’ingénieur en génie civil de

d’un diplôme de géologie de l’université des

l’École nationale polytechnique, Alger, Algérie


(1990). Dans sa dernière affectation, il était ingé-

(USTHB), Alger, Algérie. Auparavant, elle était géo-

nieur des roches-réservoir (fracturation hydrau-

logue chez British Petroleum, où elle a développé

lique), Sonatrach, division Production, Hassi Messaoud. Ses centres d’intérêt

des logiciels pour la modélisation des réservoirs.

actuels sont le génie pétrolier, la stimulation, l’ingénierie des réservoirs, le

Ses centres d’intérêt concernent la géologie structurale de l’Algérie du Nord.

forage, la mécanique des roches, l’informatique, la gestion des données et les réseaux neuronaux.

Mohamed CHIKAR est assistant à la division Petroleum Engineering and Development de Sonatrach. Il a obtenu un diplôme de géologie pétrolière de Nour Eddine BRAHMI est géologue de réservoir,

l’Institut algérien du pétrole (IAP), Boumerdès, Algérie, avec une spécialisa-

Sonatrach. Il a obtenu un diplôme de géologue-

tion en essais et complétion des puits (1976). Ses centres d’intérêt actuels

ingénieur réservoir de l’Institut algérien du pétrole

concernent la géophysique, le forage, les essais de puits, la diagraphie de

(IAP), Boumerdès, Algérie (1988). Il a travaillé

puits, l’ingénierie des réservoirs et l’économie.

comme géologue de 1988 à 2006 sur différents champs à la division Petroleum Engineering and Development.

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6


Guillaume COFFIN est Real-Time Champion char-

Nour Eddine DAOUDI est géologue senior à la

gé du développement commercial des systèmes

division Exploration de Sonatrach. Il est titulaire

temps réel pour Schlumberger Afrique du Nord. Il

d’un diplôme d’ingénieur en géologie structurale de

est diplômé de l’École polytechnique, Palaiseau, et

l’université des sciences et de la technologie

de l’École nationale supérieure des télécommuni-

Houari-Boumediene (USTHB), Alger, Algérie (1988).

cations de Paris. Il termine actuellement une maî-

Ses centres d’intérêt concernent le réservoir de

trise (M.Sc.) à l’université Heriot-Watt, Édimbourg,

l’Ordovicien (quartzites de Hamra) du bassin

Écosse. Dans sa dernière affectation, il était chef de projet pour divers pro-

d’Amguid-Messaoud, en particulier autour du champ de Hassi Messaoud. Il est

jets de développement logiciel dans les systèmes de transport pour

actuellement en charge du Département Amguid/Amguid.

Schlumberger Tests and Transactions. Il a auparavant travaillé comme chef de projet pour les systèmes d’acquisition en temps réel chez WCP dans les

Abdelkader DELHOMME est directeur du déve-

domaines des logiciels d’acquisition pour les essais de puits et des cartes

loppement commercial pour Schlumberger Oilfield

d’acquisition sous-marines pour les projets Snorre-B et Dalia. Ses centres

Services, Afrique du Nord. Il est titulaire d’une

d’intérêt portent sur la mise en œuvre de solutions de bout en bout pour la

licence de mathématiques de l’université d’Alger,

prise de décisions en temps réel. Il est membre de PMP (depuis PMI).

Algérie, et d’un diplôme d’ingénierie de la production de l’Institut algérien du pétrole (IAP), Alger

John COOK est Scientific Advisor pour la

(1970 et 1971, respectivement). Auparavant il diri-

recherche en géomécanique et forage au départe-

geait la division Petroleum Engineering and Development de Sonatrach.

ment Forage et Télémétrie de Schlumberger

Avant cela, il a dirigé le département Réservoirs de Hassi Messaoud. Ses

Cambridge Research (SCR), Royaume-Uni. Il est

centres d’intérêt portent sur le développement des réservoirs. Il est membre

titulaire d’une licence (B.A.) de science des maté-

de la SPE.

riaux et d’un doctorat de physique, tous deux de l’université de Cambridge, Royaume-Uni (1975 et

Jean-Michel DENICHOU est Global Well

1980, respectivement). Il a travaillé à SCR depuis qu’il a rejoint

Placement Domain Champion chez Schlumberger,

Schlumberger en 1983 à l’exception du second semestre 2004, qu’il a passé

basé au siège Drilling and Measurements à Sugar

au pôle technologique de Schlumberger à Moscou en tant que spécialiste

Land, Texas, États-Unis. Il est titulaire d’une maî-

de la géomécanique. Ses centres d’intérêt actuels portent sur l’optimisation

trise de sédimentologie de l’Institut géologique

des forages, la production de sable et son contrôle, et la géomécanique des

Albert-de-Lapparent à Paris, France. Jean-Michel

réservoirs. Il est membre des comités de pilotage du programme international

est entré chez Schlumberger en 1996 au Nigeria

de forage scientifique continental et du projet de cartographie mondiale des

comme analyste de diagraphies, puis a été transféré en Algérie en 1999

contraintes. Il est membre de la SPE et de la Société internationale de

comme ingénieur d’interprétation et de développement LWD. En 2001, il a

mécanique des roches.

pris la direction de l’équipe de positionnement des puits pour la mer du Nord, basé à Stavanger, Norvège. Il a pris son poste actuel en 2005. Il est Ahmed DAOUD est géologue opérationnel au

le coauteur de divers articles pour la SPE et est membre de l’AAPG, de la

Groupement Sonatrach-Agip. Il est titulaire d’un

SPWLA et de la SPE.

diplôme d’ingénieur en géologie pétrolière de l’Institut algérien du pétrole (IAP), Boumerdès,

Kamel DERGUINI est géologue senior à la divi-

Algérie. Il a travaillé comme géologue de chantier

sion Exploration de Sonatrach. Il est titulaire d’un

de forage de 1972 à 1999 puis comme géologue

diplôme d’ingénieur en géologie pétrolière de

de chantier en chef (géologue opérationnel)

l’Institut algérien du pétrole (IAP), Boumerdès,

depuis 1999 au Groupement Sonatrach-Agip.

Algérie, et d’une maîtrise en production et exploration de l’Institut français du pétrole, France. Il travaille sur des projets d’exploration et se concentre en particulier sur les aspects liés à la sédimentologie et aux réservoirs.

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7

WEC Algérie 2007

Noura DIB est à Sonatrach Exploration Algérie.

Abdelouafi DRAOU fait partie de Sonatrach. Il a

Elle a travaillé sur la stratigraphie et la modélisa-

travaillé 8 ans comme ingénieur de production

tion des réservoirs et travaille maintenant avec

dans les champs gaziers et pétroliers du sud de

des géophysiciens QI dans l’équipe de caractéri-

l’Algérie et travaille maintenant à la division

sation et de biseautage des réservoirs. Elle est

Petroleum Engineering and Development comme

titulaire d’un diplôme d’études supérieures en

chef des réservoirs du Sud-Ouest. Il est titulaire

sédimentologie de l’université des sciences et de la technologie Houari-Boumediene (USTHB), Alger, Algérie.

d’une licence en ingénierie des réservoirs et génie de la production de l’Institut algérien du pétrole (IAP), Boumerdès, Algérie, et d’une maîtrise (M.S.) en génie pétrolier de l’Université

Zahia DJEBBAR-HASNAOU est géophysi-

d’Oklahoma, États-Unis.

cienne senior au département de Géophysique de la division Petroleum Engineering and Development

François DUBOST est Product Champion pour

de Sonatrach. Elle est titulaire d’un diplôme d’in-

les solutions de réservoirs chez Schlumberger

génieur en géophysique de l’Institut des sciences

Wireline et Data Consulting Services, basé à

de la Terre, université des sciences et de la tech-

Clamart, France. Il est titulaire d’un diplôme d’in-

nologie Houari-Boumediene (USTHB), Alger,

génieur de l’École spéciale des travaux publics,

Algérie (1995). Elle a auparavant participé à des études de sol en génie civil

Paris, France, et d’une maîtrise avec mention en

et a occupé un poste de maître de conférences en géophysique à l’USTHB.

ingénierie des réservoirs de l’université Heriot-

Ses centres d’intérêt actuels portent sur la sismique appliquée au domaine

Watt, Édimbourg, Écosse. Auparavant, François était Reservoir Domain

pétrolier (acquisition, traitement et interprétation), et plus particulièrement

Champion au Mexique et en Amérique centrale, et Field Service Manager

sur la sismique de puits. Elle est membre de l’Association des industries

au Koweït pour Schlumberger Wireline Services. Il possède une expertise

de gaz.

en essais et fluides de formation et est membre de la SPE et de la SPWLA. Mounira DJEBRI fait partie de la division

Tamir

Exploration de Sonatrach en tant que pétrophysi-

Measurements

EL-HALAWANI

est

cienne depuis 1993. Elle est titulaire d’un diplôme

Schlumberger pour l’Afrique du Nord. Il est titu-

de géophysique de l’université des sciences et de

laire d’une licence en génie électrique et électro-

la technologie Houari-Boumediene (USTHB),

nique de l’Université du pays de Galles (1997). Sa

Alger, Algérie. Elle a pris part à plusieurs études

dernière affectation était en tant que Product

Operations

Drilling

and

Manager

chez

et évaluations de réservoirs de diverses zones des

Champion pour l’outil multifonctions EcoScope de

bassins pétroliers algériens. Ses centres d’intérêt en matière de recherche

diagraphie en cours de forage (LWD), basé à Paris. Avant cela, il a travaillé

se concentrent actuellement sur l’évaluation et la caractérisation des grès

pour Schlumberger LWD comme ingénieur et foreur directionnel en

gazéifères étanches.

Louisiane, États-Unis, et au Nigeria. Ses centres d’intérêt professionnels sont orientés vers le forage de performances. Il est membre de la SPE. George DOZIER est Domain Champion de la stimulation de la production, Schlumberger Data

Fethi ELAROUCI est géologue réservoir spécialiste à Sonatrach

and Consulting Services (DCS). Il est titulaire

Exploration. Il a été impliqué dans les activités d’évaluation des réservoirs

d’une licence (B.S.) en génie mécanique de

et d’essais aux puits chez Sonatrach pendant les 20 dernières années. Il est

l’Université du Wyoming, États-Unis, et d’un MBA

titulaire d’une licence en géologie pétrolière de l’Institut national des hydro-

de l’université de Rotterdam, Pays-Bas. Dans sa

carbures et de la chimie (INHC), Boumerdès, Algérie (1986), et a suivi une

dernière affectation, il était chef de projet PDO

formation de caractérisation et modélisation des réservoirs à l’Imperial

pour l’amélioration de la production, Schlumberger DCS, à Oman. Avant cela, il a travaillé comme chef de projet Kerr McGee, Vicksburg Production Enhancement, Schlumberger DCS, au Texas. Ses centres d’intérêt portent sur des projets d’évaluation et d’amélioration de la production basés sur l’intégration de la caractérisation des réservoirs pour améliorer les prédictions et les performances de production après stimulation. Il est ingénieur professionnel certifié dans l’État du Texas, États-Unis, et ingénieur principal pour l’évaluation et l’amélioration de la production, Schlumberger. Il est membre de la SPE.

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College, Royaume-Uni, et à l’Institut français du pétrole, France, en 1998.


Arnaud ETCHECOPAR est Scientific Advisor au

John FULLER est Geomechanics Domain Leader

centre produit Riboud de Schlumberger (SRPC) à

pour l’Europe, l’Afrique et la région de la

Clamart, France, et géologue senior travaillant au

Caspienne chez Schlumberger. Il est titulaire

développement de produits d’interprétation

d’une licence (B.Sc.) de physique du Portsmouth

d’images de trous de sonde. Arnaud a participé au

Polytechnic, Royaume-Uni (1980). Il a rejoint

développement de StrucView, SideView, BorStress

Schlumberger comme ingénieur de diagraphie au

et HosAna qui sont utilisés dans le logiciel

Moyen-Orient et a travaillé sur des projets d’ex-

GeoFrame de Schlumberger pour l’analyse des structures tectoniques et

ploration HPHT. Avant cela, il a travaillé comme ingénieur en géoméca-

sédimentaires et des contraintes. Auparavant, Arnaud a travaillé 8 mois en

nique. Il travaille actuellement sur la stabilité des puits de forage et la pro-

Algérie, en 1999 et 2000, comme géologue d’interprétation à Hassi

duction de sable. Il est membre de la SPE et de la SPWLA.

Messaoud. Arnaud est titulaire d’une maîtrise de géologie structurale et d’un doctorat de troisième cycle en géologie, tous deux de l’université de

Fella GHENNAI est ingénieur réservoir à la divi-

Nantes, France (1971 et 1974, respectivement), et d’un doctorat d’État en


géologie de l’université de Montpellier, France (1984). Il est membre de

Sonatrach. Elle est titulaire d’un diplôme d’ingé-

l’AAPG, de la SGF et de l’Association française des techniciens du pétrole

nieur de génie industriel de l’École nationale poly-

(AFTP). Il est également conseiller scientifique pour l’IPGP, l’AFTP et le GPF.

technique, Alger, Algérie (1997). Dans sa dernière

Il a remporté le prix Gosselet 1995 de la Société française de géologie.

affectation, elle était ingénieur réservoir à la division DRC de Sonatrach (1999-2003). Avant cela,

Abdelhafidh FEKKANE est ingénieur réservoir à

elle était ingénieur d’études au Centre des techniques de l’information et de

la

and

la communication, Boumerdès, Algérie (1998-1999). Ses centres d’intérêt

Development de Sonatrach. Il est titulaire d’un

professionnels actuels concernent les quartzites de Hamra et la simulation

diplôme d’ingénieur de l’Institut national des

des réservoirs du Trias, les problèmes de dépôts de sels et le calcul des

hydrocarbures et de la chimie (INHC), Boumerdès,

réserves.

division

Petroleum

Engineering

Algérie (1997), et d’une maîtrise (M.S.) en génie pétrolier de l’Université d’Oklahoma, États-Unis

Fathi GHODBANE est Sales Engineer pour

(2001). Il a travaillé 3 ans comme ingénieur de simulation des réservoirs

Schlumberger Testing Services en Afrique du

dans le joint-venture de Sonatrach et Anadarko (Groupement Berkine). Ses

Nord. Il est titulaire d’une maîtrise de physique de

centres d’intérêt actuels concernent le développement des réservoirs de

l’Institut national des sciences appliquées,

pétrole et de gaz, la simulation des réservoirs, la récupération assistée du

France, et d’une maîtrise en génie pétrolier de

pétrole, l’injection WAG et l’injection de gaz miscible.

l’École nationale supérieure du pétrole et des moteurs à l’Institut français du pétrole, France. Il

James FOSTER est Business Development

a commencé sa carrière chez Schlumberger en 1997 comme Rig Engineer au

Manager pour Schlumberger Fluid Sampling and

Pakistan, au Congo, en Angola et à Dubaï, puis a travaillé comme Rig

Analysis en Europe, Afrique et dans la région de

Manager au Gabon (2002) et en Algérie (2003). Il est membre de la SPE.

la Caspienne. Il est titulaire d’une licence (B.Sc.) en chimie et en océanographie de l’université de

Habiba GHOUL est géologue pétrolier à la divi-

Southampton, Royaume-Uni. Il a travaillé aupara-

sion Exploration de Sonatrach depuis 1994. Elle a

vant à la gestion des opérations pour Expro avant

obtenu un diplôme d’études approfondies de l’uni-

de rejoindre Schlumberger pour gérer les opérations de prélèvement et

versité des sciences et de la technologie Houari-

d’analyse de fluides en Afrique du Nord. Il prépare actuellement une maîtrise

Boumediene (USTHB), Alger, Algérie en 1994. Elle

(M.Sc.) en génie pétrolier à l’université Heriot-Watt, Édimbourg, Écosse.

a auparavant pris part au projet d’Illizi du département Association en 1995. En 1999, elle a effectué des évaluations géologiques de blocs et de bassins, de la génération de prospects et des expéditions sur le terrain dans la province de l’ouest de l’Algérie (Reggane et Tindouf). Depuis début 2006, elle étudie la génération de prospects dans le bassin de Berkine.

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WEC Algérie 2007

Robert GODFREY est Fracture Characterization

Nicholas HEATON travaille chez Schlumberger

Champion, thème carbonates, chez Schlumberger

en tant que Global Account Manager de Wireline

WesternGeco. Il est titulaire d’une licence (B.Sc.)

auprès de Shell. Il est titulaire d’une licence (B.Sc.)

de l’Université de Colombie-Britannique, Canada

de chimie de l’université de Leeds, Royaume-Uni

(1975), et d’un doctorat (Ph.D.) de l’université de

(1983) et d’un doctorat (Ph.D.) en chimie de l’uni-

Stanford, États-Unis (1979). Auparavant, il a tra-

versité de Southampton, Royaume-Uni (1986).

vaillé comme Inversion Services Manager à

Dans sa dernière affectation, il était ingénieur

Londres (2004-2006) et Reservoir Services Manager au Caire (2002-2004),

senior (technologies à résonance magnétique), centre produit Schlumberger

dans les deux cas pour WesternGeco. Ses centres d’intérêt techniques tour-

de Sugar Land, États-Unis (1998-2004). Avant cela, il a travaillé comme

nent autour de la technologie d’inversion structurale et stratigraphique. Ses

attaché de recherche à l’Institut de la science et de la technologie des poly-

centres d’intérêt structuraux incluent la migration 3D en profondeur, la

mères, Madrid, Espagne (1994-1997). Ses centres d’intérêt actuels concer-

construction de modèles vitesse-profondeur et l’imagerie des structures com-

nent l’évaluation des formations, la technologie sur câbles et la diagraphie

plexes. Ses centres d’intérêt stratigraphiques incluent l’AVO, la caractérisa-

à résonance magnétique nucléaire. Il est membre de la SPE, de la SPWLA

tion des réservoirs et la surveillance 4D. Il est membre de la SEG et de l’EAGE.

et de l’American Chemical Society.

Samia GUESSOUM est pétrophysicienne à la divi-

Mohamed HEDIR est ingénieur géologue à la



Sonatrach. Elle est titulaire d’une licence en génie

de Sonatrach, Hassi R’mel. Il fait partie de Sonatrach

pétrolier de l’Institut national des hydrocarbures et

depuis 2001. Il est titulaire d’un diplôme d’ingénieur

de la chimie (INHC), Boumerdès, Algérie. Ses

en géologie de l’Institut algérien du pétrole (IAP).

centres d’intérêt actuels concernent l’évaluation et

Dans sa dernière affectation, il était géologue,

la caractérisation des paramètres des réservoirs.

région HRM, et avant cela géologue, CRD HMD.

Lynda HACHEMI travaille comme pétrophysi-

Ahcene HENNICHE est à la division Production

cienne pour la division Exploration de Sonatrach

et Forage de Sonatrach à Hassi Messaoud. Il est

depuis 10 ans. Elle est titulaire d’un diplôme de

titulaire d’une licence en génie pétrolier et ingé-

géophysique de l’université des sciences et de la

nierie de forage de l’Institut algérien du pétrole

technologie Houari-Boumediene (USTHB), Alger,

(IAP), Boumerdès, Algérie. Il a 36 ans d’expérience

Algérie. Elle a participé à plusieurs évaluations et

professionnelle dans la gestion et le génie de la

études de réservoirs de différentes zones sur tous

production, l’analyse du forage des puits et l’opti-

les bassins d’Algérie et dans d’autres régions du monde, en particulier au

misation de la production. Il a suivi plusieurs stages et formations industriels.

Niger et en Libye. Muhammad IDREES est géophysicien principal Ahmed HADBI est ingénieur réservoir pour

pour Schlumberger Reservoir Evaluation Wireline,

Sonatrach-Organisation Ourhoud. Il est titulaire d’un

Afrique du Nord. Il est titulaire d’une licence

diplôme d’ingénieur de génie pétrolier de l’Institut

(B.Sc.) de mathématiques et de physique de


l’Université du Punjab à Lahore, Pakistan, et d’une

Boumerdès, Algérie. Dans sa dernière affectation,

maîtrise (M.Sc.) de géophysique de l’université

il était chef des services aux puits pour Sonatrach à Hassi Messaoud. Il est membre de la SPE.

Quaid-e-Azam, Islamabad, Pakistan. Dans sa dernière affectation, en tant que géophysicien d’encadrement au Royaume-Uni, il a supervisé le groupe de traitement de sismique de puits et a apporté une assistance à l’acquisition dans la conception et les recommandations de relevés de PSV pour des clients basés en mer du Nord et au Royaume-Uni. Avant cela, il a travaillé au Moyen-Orient, où ses responsabilités couvraient l’évaluation et les essais des données acquises par de nouveaux outils de sismique de puits. Ses centres d’intérêt scientifiques sont orientés vers la sismique surface-puits simultanée multicomposants, les PSV 3D, la délimitation structurale, l’anisotropie et les réservoirs fracturés.

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Laurent JAMMES a rejoint Schlumberger en

Don KILGORE est le conseiller pétrophysique

1988 pour travailler en bureau d’études sur des

international en exploration et production pour

techniques de mesure nucléaire pour l’évaluation

Anadarko Petroleum Corporation de The

des formations. Il a contribué à la conception et

Woodlands, Texas, États-Unis. Il est titulaire

au développement de l’outil Platform Express. Il a

d’une licence (B.S.) de géologie de l’Université

ensuite travaillé au développement d’un logiciel

d’Alabama du Sud, États-Unis. Avant Anadarko, il

pour l’analyse avancée des données de résistivité

a travaillé comme pétrophysicien senior pour

de puits pour améliorer l’estimation des réserves. Par la suite, en tant que

Marathon Oil Corporation et comme ingénieur et analyste de diagraphie

Discipline Manager, il a contribué à développer des logiciels d’interpréta-

pour Schlumberger. Il est membre de l’AAPG, de la SPWLA et de la SPE.

tion pour diverses applications en géomécanique. Il a été récemment affecté à Schlumberger Carbon Services, où il est chargé du marketing et des

Steve KIMMINAU est Domain Champion en

techniques et où il coordonne les développements techniques liés au stoc-

pétrophysique pour Schlumberger Afrique du Nord,

kage géologique du CO2 et suit des projets de recherche connexes.

basé à Hassi Messaoud. Il a rejoint Schlumberger comme ingénieur terrain en 1979 et a travaillé à

Khelil KARTOBI est ingénieur géomécanicien à

des postes de Field Engineer et de chercheur en

la division Petroleum Engineering and Development

Extrême-Orient, en Chine, au Moyen-Orient, en

de Sonatrach. Après avoir rejoint Sonatrach en

Europe et en Amérique du Nord. De 1989 à 1999,

1993 comme ingénieur réservoir, il a travaillé

il a travaillé chez BP et Shell comme chef d’équipe pétrophysique et spécia-

comme pétrophysicien au centre de recherche-

liste de l’évaluation des formations. Plus récemment, il a travaillé dans le

développement puis au laboratoire de mécanique

domaine des capteurs de fond à demeure et de la surveillance des réser-

des roches. Il est titulaire d’un diplôme d’ingé-

voirs. Steve a obtenu une maîtrise (M.A.) de physique de l’université

nieur de génie civil de l’université des sciences et de la technologie Houari-

d’Oxford, Royaume-Uni, et une maîtrise d’ingénieur (M.Eng.) en génie pétro-

Boumediene (USTHB), Alger, Algérie.

lier de l’université Heriot-Watt, Écosse. Il est l’auteur ou le coauteur de plus de 20 articles techniques et a obtenu 5 brevets. Il est membre de la SPWLA

Hocine KHEMISSA est géologue à la division

et de la SPE, et a été invité à présenter des exposés sur la qualité et l’incer-

Petroleum Engineering and Development de

titude des mesures et dans le domaine de l’évaluation des formations en

Sonatrach. Il a été impliqué dans les aspects géo-

trou tubé.

logiques du développement des réservoirs, et de la caractérisation et de la modélisation des réser-

Andreas LAAKE est géophysicien principal pour

voirs. Il est titulaire d’un diplôme d’ingénieur en

Schlumberger WesternGeco. Il est titulaire d’une

géologie de l’université des sciences et de la

licence (B.Sc.) de physique de l’université de

technologie Houari-Boumediene (USTHB), Alger, Algérie (1990).

Hanovre, Allemagne, et d’une maîtrise (M.Sc.) et d’un doctorat (Ph.D.) de l’université de Kiel,

Naima KHERFI est géologue de développement

Allemagne. Auparavant, Andreas a été attaché de

à la division Petroleum Engineering and

recherche à l’institut Max-Planck de recherche

Development de Sonatrach. Elle travaille à

hydrodynamique de Göttingen, Allemagne et directeur de l’hydrodynamique

Sonatrach depuis 1999. Elle est diplômée de l’uni-

et de la fabrication pour Prakla-Seismos à Hanovre. Il a fait fonction de coor-

versité des sciences et de la technologie Houari-

dinateur mondial des essais sur le terrain pour l’étude du système d’acqui-

Boumediene (USTHB), Alger, Algérie (1994). Son

sition propriétaire Q-Land de WesternGeco, et a été Product Champion de

mémoire d’ingénieur portait sur le thème de la

l’acquisition à multicomposants pour WesternGeco. Récemment, il s’est

sédimentologie et les aspects diagénétiques du Cambrien de Hassi

concentré sur l’intégration des données de télémétrie avec les données de

Messaoud. En 2003, elle a travaillé à Londres, Royaume-Uni, en association

sismique de surface pour la caractérisation élastique au voisinage de la sur-

avec l’entreprise BHP pour le développement du projet de l’Ordovicien

face avec des applications en technologie sismique à récepteurs ponctuels.

d’Ohanet. En 2004, elle a participé à la phase d’exploitation de ce projet.

Il est membre de l’EAGE, de la SEG et de l’AGU.

Depuis 2005, elle est impliquée dans le projet du Trias de Berkaoui où elle est responsable du suivi de la partie diagénétique du Cambrien d’El Agreb el Gassi en association avec Sonahess.

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WEC Algérie 2007

Leila LASSOUANI-LAMANI travaille au dépar-

Toufik MADDI est ingénieur d’exploitation pour

tement Berkine de la division Exploration de

Petroceltic International. Il est titulaire d’un diplô-

Sonatrach. Elle est titulaire d’un diplôme d’ingé-

me d’ingénieur en génie de la production d’hydro-

nieur de géologie de l’université des sciences et

carbures de l’Institut national des hydrocarbures

de la technologie Houari-Boumediene (USTHB),

et de la chimie (INHC), Boumerdès, Algérie.

Alger, Algérie.

Auparavant, il a travaillé comme ingénieur de production à la division Petroleum Engineering and Development de Sonatrach. Avant cela, il a travaillé comme ingénieur pro-

Paul LINKIN est chef de projet et Champion com-

duction/stimulations pour la division Production de Sonatrach à Hassi

mercial du système QUEST pour Schlumberger,

Messaoud.

poste qu’il occupe depuis 3 ans. Il est titulaire d’une licence (B.Eng.) avec mention en génie élec-

Boubekeur MALEK est chef du département Atlas / Sud-Est Constantinois

trique et électronique du Portsmouth Polytechnic,

à la division Activités amont de Sonatrach. Il est titulaire d'un diplôme d'in-

Royaume-Uni (1989). Auparavant, il a été affecté

génieur d'État en géologie pétrolière (1982) de l'Institut national des hydro-

pendant 3 ans au poste de directeur QHSE pour le

carbures de Boumerdès (Algérie). Après avoir exercé six années en qualité

Venezuela, Trinidad et Tobago, Schlumberger Oilfield Services. Avant cela, il

de géologue de puits exploration dans différentes régions du domaine

a travaillé comme directeur des programmes QHSE pour Schlumberger

minier algérien, il est passé comme géologue exploration dans différent

Oilfield Services in US Land (États-Unis). Il est actuellement impliqué dans

bassins de l'Ouest. Les sept dernières années ont été consacrées aux projets

tous les aspects du développement de systèmes de gestion de la QHSE d’en-

Ahnet en sa qualité de chef de projets exploration.

treprise et des processus et applications de soutien. Il est membre de la SPE. Hamid MAMMERI est ingénieur réservoir et Étienne LOUBENS est géophysicien en chef pour le projet Touat, équipe

directeur de champ à la division Petroleum

Afrique du Nord, pour la division Exploration et Production de Gaz de France.

Engineering and Development de Sonatrach. Il a

Il est diplômé de l’École nationale de géologie, Nancy, France, et de l’école

obtenu à l’Université de Louisiane, États-Unis,

de l’Institut français du pétrole, France. Auparavant, il a travaillé comme

une licence (B.S.) en génie pétrolier. En tant que

géophysicien senior. Ses centres d’intérêt concernent l’anisotropie, les

chef de projet, il supervise actuellement le travail

mesures soniques full-wave et la fracturation. Il est membre de l’EAGE.

d’équipe sur des études multidisciplinaires de développement de champs et de réservoirs (modélisation géologique et de

Rabih LOUNISSI est chef de département

réservoirs).

Réservoirs et Réserves à la division Exploration de Sonatrach. Il est chargé de l’évaluation opération-

Rob MARSDEN, Reservoir Geomechanics Advisor

nelle de l’activité. Il est titulaire d’un diplôme d’in-

pour Schlumberger, travaille sur les services et les

génieur d’État en géologie de l’université des

nouvelles technologies en géomécanique pour les


questions de durée de vie des champs.

(USTHB), Alger, Algérie (1984). Auparavant, il était

Auparavant, il était directeur de la géomécanique

chef des services d’hydrogéologie et d’essais de puits, après avoir travaillé

pour les régions Moyen-Orient et Asie-Pacifique.

sur les aspects hydrodynamiques des bassins algériens au sein de la même

Rob a obtenu un diplôme de génie civil au

division.

Sunderland Polytechnic, Royaume-Uni, et est titulaire d’une maîtrise (M.Sc.) et d’un diplôme DIC en Engineering Rock Mechanics de l’Imperial College,

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Nacereddine MAALI est pétrophysicien à la

Londres, Royaume-Uni. Avant de rejoindre Schlumberger, il s’occupait de


conseil en mécanique des roches, de projets de terrain et de recherche pour

de Sonatrach. Il est titulaire d’une licence en

un certain nombre d’entreprises pétrolières, minières et de génie civil. Il a

génie pétrolier de l’Institut national des hydrocar-

été professeur (Senior Lecturer) et chef des laboratoires de mécanique des

bures et de la chimie (INHC), Boumerdès, Algérie.

roches et du groupe de recherche en mécanique des puits à l’Imperial

Ses centres d’intérêt actuels portent sur l’évalua-

College. Rob est ingénieur certifié (Royaume-Uni) et ingénieur certifié euro-

tion pétrophysique en trou ouvert.

péen, Fellow de l’Energy Institute et membre de la SPE.


Philippe MARZA est géologue senior pour

Graham MILNE est Reservoir Services Manager,

Schlumberger Data and Consulting Services en

Afrique du Nord, pour Schlumberger RSS/DCS,

France. Il est titulaire d’un doctorat de l’université

Londres, Royaume-Uni. Il est titulaire d’une licence

de Montpellier, France. Il a travaillé dans l’inter-

(B.Sc.) en sciences de la terre (géologie-géophy-

prétation des images de puits sur les champs

sique) et d’un diplôme de troisième cycle (P.Dip.)

pétroliers de la mer du Nord (Norvège), du Sahara

en géostatistique, tous deux de l’université de

algérien et au large de l’Angola.

Kingston, Londres (1980 et 1985, respectivement). Il a 25 ans d’expérience dans le secteur chez Schlumberger dans des

Jaime F. MENDIETA travaille pour Schlumberger

domaines tels que l’acquisition sismique, le traitement des données, l’inter-

depuis 23 ans. Il a été impliqué dans les opéra-

prétation, les évaluations de terrain, les data rooms et la gestion de projet.

tions, le management, la QHSE, le personnel, le

Actuellement, il travaille sur d’importantes études d’interprétation Q-Land

recrutement et le marketing. À présent, il est

et de caractérisation des réservoirs en Algérie et en Libye pour les compa-

chargé de promouvoir et de soutenir les technolo-

gnies pétrolières nationales de ces pays. Il est membre de la Société d’ex-

gies de pompage multiphasique en Europe et en

ploration pétrolière de Grande-Bretagne.

Afrique. Il est titulaire d’un diplôme technologique du SENA, Colombie, et a bénéficié d’un programme de formation exhaustif

Giovanni Luca MINNECI est actuellement

en interne.

directeur de la géologie opérationnelle du Groupement

Sonatrach–Agip

(GSA),

Hassi

Abdenour MERABET dirige le département

Messaoud, Algérie. Dans sa précédente affecta-

Opérations, division Associations de Sonatrach. Il

tion, il était chef d’équipe géologie opérationnelle

est titulaire d’une licence (B.Sc.) en géophysique

dans le district ENI de Gela, en Italie du Sud.

de l’université des sciences et de la technologie

Après avoir obtenu un diplôme en sciences géolo-

Houari-Boumediene (USTHB), Alger, Algérie

giques de l’université de Catane, Italie (1988), il a rejoint le département

(1993). Auparavant, il était analyste réservoirs

Sous-sol d’AGIP en 1989, travaillant comme géologue de chantier sur

senior à la division Associations de Sonatrach.

diverses zones italiennes offshore et à terre, suivant des puits de pétrole et

Avant cela, il a travaillé comme pétrophysicien à la division Exploration de

de gaz dans des séquences grès-argile et des environnements carbonatés.

Sonatrach. Ses centres d’intérêt actuels concernent l’intégration de nou-

Il a travaillé comme géologue opérationnel chez ENI pour la campagne de

velles technologies et analyses d’imagerie pour l’étude des réservoirs pro-

forage en eau profonde du golfe de Guinée (Nigeria), pour la campagne de

ductifs d’hydrocarbures à faible porosité.

forage dans le bassin de Tarim (nord-ouest de la Chine) et en Tunisie.

Farid MEZALI est ingénieur géologue réservoir à

Nabil MOKRANI est ingénieur géophysicien à la

la

and

division Production de Sonatrach, Hassi Messaoud.

Development de Sonatrach. Il est engagé dans le

Il est titulaire d’un diplôme d’ingénieur en géophy-

développement des champs gaziers et pétroliers

sique de l’université des sciences et de la techno-

du bassin d’Illizi en Algérie. Il est titulaire d’une

logie Houari-Boumediene (USTHB), Alger, Algérie,

licence en géologie pétrolière de l’Institut algé-

et d’un master en géophysique de surface et de

rien du pétrole (IAP), Alger, Algérie. Il a travaillé

sous-sol de l’Institut de physique du globe de

récemment à la construction d’un modèle géologique et de réservoir d’un

Paris, université Pierre-et-Marie-Curie, France, ainsi que d’un diplôme

champ pétrolier à basse pression sous injection d’eau.

d’études approfondies en géodynamique et en physique du globe (option

division

Petroleum

Engineering

géophysique) de l’École normale supérieure de Paris, France. Ses centres d’intérêt professionnels actuels concernent la pétrophysique, la géomécanique, la modélisation des réservoirs et les problèmes directs et inverses.

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WEC Algérie 2007

Philippe MONTAGGIONI est géologue principal

Dzevat OMERAGIC a obtenu une licence (B.S.)

pour Schlumberger en Algérie, où il supervise

et une maîtrise (M.S.) de l’université de Sarajevo,

l’acquisition et l’interprétation d’images de puits

Bosnie-Herzégovine, et un doctorat (Ph.D.) de

pour le marché géographique d’Afrique du Nord.

l’université McGill, Montréal, Canada, le tout en

Philippe a 21 ans d’expérience des champs pétro-

génie électrique. Il a rejoint Schlumberger Oilfield

liers comme géologue, dont les 19 dernières

Services en 1997 comme physicien d’instrumenta-

années chez Schlumberger dans divers pays parmi

tion pour SPC, travaillant sur la conception d’ou-

lesquels la France, l’Angola, l’Écosse, l’Indonésie et l’Arabie Saoudite.

tils de diagraphie électromagnétique. Il est actuellement Program Manager

Avant de rejoindre Schlumberger en 1987, il a travaillé 2 ans au départe-

du programme technologies de modélisation et d’inversion à Schlumberger-

ment de Géologie de l’Institut vénézuélien du pétrole. Philippe est titulaire

Doll Research, basé à Boston, Massachusetts, États-Unis, où il travaille

d’une maîtrise de géologie de l’université Paris XI (1980) et d’un diplôme de

dans le domaine de l’électromagnétique numérique, de l’évaluation des for-

troisième cycle en informatique de l’Institut d’électronique de Paris (1984).

mations dans les puits fortement déviés et horizontaux, du calcul à hautes

Il a rédigé son mémoire de maîtrise à l’Institut français du pétrole sur le

performances, de la conception des antennes basse fréquence, de l’optimi-

thème de la relation entre la réduction de porosité due aux stylolites et les

sation et des problèmes inverses. Il est le coauteur de 27 brevets des États-

contraintes. Il est membre de l’AAPG, de la SPE et de l’EAGE.

Unis, 23 communications dans des conférences et 19 articles dans des revues à comité de lecture.

Erik NELSON est titulaire d’une licence (B.S.) et d’une maîtrise (M.S.) en chimie de l’École des

Patrick PERRIN a rejoint Schlumberger en 1979

mines du Colorado à Golden, États-Unis. Il a rem-

comme Field Engineer en Wireline au Venezuela.

pli pendant de nombreuses années la fonction de

Il a occupé des postes de marketing et d’encadre-

conseiller technique chez Schlumberger aux

ment sur les cinq continents dans le domaine du

États-Unis et en France, développant des produits

travail au câble. Après avoir dirigé l’activité de

chimiques pour la cimentation, la fracturation et

Wireline Openhole à l’échelle mondiale, il a tra-

le contrôle du sable. Erik a quitté Schlumberger en 2004 après 27 ans de

vaillé pour OFS et DCS, où il était VP pour l’Europe

service et est maintenant consultant indépendant à Houston. Il est membre

et l’Afrique. Basé à Madrid, il s’occupe actuellement des opérations de

du Comité 10 de l’API, qui travaille sur la normalisation des ciments pour

Repsol pour l’Algérie.

puits et des procédures d’essais de ciment. Bruno PINGUET est Worldwide Multiphase Zohra NENNOUCHE est ingénieur géologue de

Domain Champion pour Schlumberger Testing. Il

développement et géologue des réservoirs à la

est titulaire d’un doctorat (Ph.D.) avec félicitations


du jury en mécanique des fluides de l’École nor-

de Sonatrach. Elle est titulaire d’une licence en

male supérieure de Paris, et d’un diplôme de troi-

géologie des mines de l’université des sciences et

sième cycle avec mention en physique des

de la technologie Houari-Boumediene (USTHB),

liquides de l’université Pierre-et-Marie-Curie,

Alger, Algérie. Ses centres d’intérêt portent sur la

Paris. Il est titulaire d’une maîtrise en physique avec mention ainsi qu’en

caractérisation et la modélisation des réservoirs, les études pétrophysiques

électronique et en génie nucléaire. Dans sa dernière affectation, il était

et sédimentologiques, et la stratigraphie. Elle est membre de l’AAPG.

conseiller technique et directeur principal de l’activité production multiphasique pour Schlumberger Oilfield International, Schlumberger OilphaseDBR, à Aberdeen, Écosse, et Bergen, Norvège. Avant cela, il a travaillé comme directeur du développement produit, Schlumberger International Three-Phase Measurements AS, à Bergen, Norvège.

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Taieb RADJA est géologue spécialiste à la divi-

David SALAHUB, P. Eng., est coordinateur des

sion Exploration de Sonatrach. Il est titulaire d’un

opérations pour First Calgary Petroleum Limited. Il

BTS de l’Institut national des hydrocarbures et de

est titulaire d’une licence (B.Sc.) avec mention en

la chimie (INHC), Boumerdès, Algérie (1971), et

génie chimique de l’université de Calgary, Canada.

d’un diplôme d’ingénieur de l’Institut algérien du

Son expérience passée comprend 16 ans chez

pétrole (IAP), Boumerdès, Algérie (1983). Auparavant,

Anadarko Canada Corporation et ses compagnies

Taieb était géologue au département Operations

devancières dans diverses fonctions techniques à

de Sonatrach Exploration (suivis et relevés de forages) et géologue senior

l’ouest du Canada et en Amérique du Sud. Il totalise également 5 ans d’ex-

dans la région nord de l’Algérie où il a participé à différentes études et

périence technique et d’encadrement sur des projets à grande échelle en

généré des prospects. Récemment, il a été géologue spécialiste sur le Tell

stimulation et réhabilitation des puits en Sibérie occidentale. Il est membre

marin (nord de l’Algérie).

de l’APEGGA et de la SPE. Sherif REFAAT est Worldwide Wireline en éva-

Shaker SHANTA travaille pour Schlumberger

luation des formations chez Schlumberger. Il est

Well Testing Services, Algérie, comme Field

titulaire d’une licence (B.Sc.) de génie mécanique

Services Manager et Oilfield Services Base

de l’Université américaine du Caire (1995). Il était

Manager, In-Amenas, Algérie. Il est titulaire d’une

auparavant Wireline Account Manager pour

licence en génie des communications de l’univer-

Schlumberger Afrique du Nord. Ses centres d’in-

sité Al-Fatah, Libye. Dans sa dernière affectation,

térêt professionnels actuels portent sur l’évaluation des formations, les mesures de pression avancées et les réservoirs

il était Field Services Manager, Schlumberger Well Testing, Hassi Messaoud, Algérie.

complexes. Il est membre de la SPE et de la SPWLA. Philippe SIMON est Operations Manager chez Pierre ROUELLE est consultant en évaluation

Schlumberger Data and Consulting Services,

des formations par diagraphie au câble pour

Afrique du Nord. Il est titulaire d’une maîtrise en

Schlumberger et NeXT. Il est diplômé de l’Institut

géologie de l’université de Caen, France. Dans sa

supérieur d’électronique de Paris, France. Il a tra-

dernière affectation, il était géologue principal et

vaillé pour Schlumberger pendant 32 ans au

directeur des opérations, Schlumberger Data and

Moyen-Orient, en Afrique du Nord et en Europe,

Consulting Services, Émirats arabes unis, Qatar,

et a occupé divers postes de terrain dans l’enca-

Oman et Yémen (2000-2004). Avant cela, il a travaillé comme géologue prin-

drement et la formation avant de travailler comme analyste de diagraphies,

cipal, Business Development Manager, Schlumberger Data and Consulting

géophysicien régional et ingénieur commercial. Il est membre de la SAID.

Services, Europe-Afrique-CEI (1995-2000). Ses centres d’intérêt portent sur le développement de solutions technologiques appropriées pour la compré-

John ROWNEY est directeur sous-sol au

hension et le développement des réservoirs et sur les projets de renforce-

Groupement Berkine, association Sonatrach-

ment de la production. Il est membre de l’AAPG, de la SPE et de la PESGB.

Anadarko, Hassi Messaoud. Il est titulaire d’une licence (B.Sc.) en génie chimique de l’Imperial

Mourad STASAID est chef pétrophysicien à la

College, Londres, Royaume-Uni, et d’un doctorat


(Ph.D.) en génie chimique de l’université de

de Sonatrach où il est chargé de l’évaluation des

Houston, Texas, États-Unis. Sa dernière affecta-

puits horizontaux. Il est titulaire d’un diplôme

tion était en tant que directeur de l’ingénierie des réservoirs, Groupement

d’ingénieur de l’université des sciences et de la

Berkine. Avant cela, il a travaillé comme conseiller WAG, Organisation


Ourhoud. Ses centres d’intérêt couvrent la simulation des réservoirs, l’EOR, l’injection WAG, l’analyse des traceurs, les analyses PVT et la modélisation

Algérie. Ses centres d’intérêt portent sur l’imagerie de puits de forage et la détection des fractures.

EOS. Il est membre de la SPE.

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WEC Algérie 2007

Alexandre SYNGAEVSKY est Petrophysics

Javad TAYEBI est pétrophysicien au centre de

Team Leader chez Schlumberger Data Consulting

technologie EMI de Schlumberger, États-Unis. Il est

and Services (DCS) au Nigeria. Avant d’occuper ce

titulaire d’une maîtrise de l’université de Téhéran,

poste, il a travaillé 3 ans pour DCS en Afrique du

Iran (1979), et a rejoint Schlumberger en 1980.

Nord et plusieurs années à divers postes en

Dans sa dernière affectation (2005), il était pétro-

Russie. Il est titulaire d’une maîtrise de pétrophy-

physicien chez SPC dans le groupe Interpretation

sique de l’Université russe d’État Gubkin du pétrole et du gaz, Russie. Il est membre de la SPE.

Rapid Response. Avant cela, il a travaillé comme Petrophysics Domain Champion au géomarché d’Afrique du Nord (NAG) de 2002 à 2004. Il a récemment rejoint le groupe Cross Well au centre de tech-

Ahmed Tayeb TADJINE est géologue senior à la

nologie EMI. Il est membre de la SPE et de la SPWLA.

division Exploration de Sonatrach. Il a pris part à des études dans le nord de l’Algérie pendant

Mohamed TCHAMBAZ est Principal de la phy-

20 ans. Il est titulaire d’un diplôme de l’Institut

sique des réservoirs et travaille comme Data


Services Manager pour Schlumberger Afrique du

Boumerdès, Algérie. Il a participé à différentes

Nord. Auparavant, il était Reservoir Solutions

études internationales et a généré des prospects.

Coordinator et Production Domain Champion pour

Il est chargé de l’organisation des expéditions sur le terrain dans le nord de

Schlumberger en Iran. Mohamed est titulaire d’un

l’Algérie.

doctorat en pétrophysique de l’université de Bordeaux. Il est membre de la SPE et de la SPWLA. Asma TAHI est pétrophysicienne pour Schlumberger Data and Consulting Services en Algérie. Elle est

Gino THIELENS est Operations Manager d’IPM

impliquée dans l’évaluation des formations et se

chez Schlumberger pour l’Afrique du Nord. Il est

concentre actuellement sur le traitement et l’in-

titulaire d’une maîtrise (M.Sc.) en physique appli-

terprétation des mesures soniques avancées de

quée de l’université d’Eindhoven, Pays-Bas (1995),

puits dans les réservoirs fracturés et soumis à des

et d’une maîtrise (M.Sc.) en génie pétrolier de

contraintes en Algérie. Asma a obtenu un diplôme

l’ENSPM, Institut français du pétrole, France

d’ingénieur géophysicien de l’université des sciences et de la technologie Houari-Boumediene (USTHB), Alger, Algérie.

(1996). Il a occupé diverses fonctions dans l’ingénierie des complétions et l’amélioration de la production, ainsi que dans la gestion de projets intégrés de construction de puits. Il est membre

Elie TAKLA est Technical Support and Sales

de la SPE.

Engineer, Schlumberger Well Testing, Algérie. Il se concentre sur la technologie de mesures multi-

Andrey TIMONIN est Reservoir Engineer chez

phasique. Il est titulaire d’une licence (B.Sc.)

Schlumberger en Algérie. Il a travaillé dans les

d’études pétrolières, d’un diplôme de Business

essais et prélèvements de fluides de formations,

Administration de l’Université américaine de

la diagraphie de production et l’évaluation des

Beyrouth, Liban, et d’une maîtrise (M.Sc.) en génie

essais de puits au sein de Data and Consulting

pétrolier de l’Imperial College, université de Londres, Royaume-Uni. Sa der-

Services. Andrey est titulaire d’une licence (B.Sc.)

nière affectation était en tant que Service Quality Coach, SchlumbergerWCP, en Iran. Avant cela, il a travaillé comme instructeur dans le domaine des mesures multiphasiques au centre de formation de WCP en France. Ses centres d’intérêt actuels sont la surveillance des réservoirs et l’optimisation de la production. Il est membre de la SPE.

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en ingénierie du pétrole et du gaz naturel de l’Université technique du Moyen-Orient, Turquie.


Achille TIRIBELLI est titulaire d’un diplôme en

Badaoui ZATTOUTA est géologue pétrolier à la

génie minier de l’université de Rome (La

division Exploration de Sonatrach. Il travaille dans le

Sapienza), Italie (1991). Après avoir rejoint AGIP

secteur amont de la plate-forme saharienne occi-

en 1991, il a travaillé : sur la modélisation 3D des

dentale. Ses domaines d’activité portent principale-

réservoirs, les essais de puits et l’optimisation de

ment sur la génération de prospects et l’analyse des

la production, s’impliquant directement dans les

objectifs. Il est titulaire d’un diplôme d'ingénieur

opérations de chantier, en particulier pour la modélisation de la déposition d’asphaltène sur le champ de Trecate, Italie ;

d’État en géologie pétrolière de l’Institut national des hydrocarbures et de la chimie (INHC), Boumerdès, Algérie (1988).

sur le démarrage de champs, les essais de puits et la gestion des réservoirs en Algérie ; sur la gestion des réservoirs et l’optimisation de l’extraction

Rabah ZEGHOUANI dirige le département

artificielle par ESP au Congo. À présent, il dirige les services de réservoirs

Technologie des puits de la division Production de

au Groupement Sonatrach-Agip (GSA) à Hassi Messaoud, Algérie, où il est

Sonatrach à Hassi Messaoud. Il est titulaire d’un

impliqué dans la gestion des réservoirs et l’optimisation de la production.

diplôme d’ingénieur en géologie de l’Institut national des hydrocarbures et de la chimie (INHC), Boumerdès, Algérie. Auparavant, il était

Arnaud VAN DER BEKEN est actuellement chargé de développer la branche Carbon Services

chef des services, géologue de surveillance.

de Schlumberger dans les régions Europe du Sud

Avant cela, il a travaillé comme chef de projet optimisation de la produc-

et Afrique du Nord. Il est titulaire d’un diplôme de

tion à Hassi Messaoud.

l’École polytechnique de Paris, France, ainsi que d’un master en génie pétrolier de l’Institut fran-

Smaine ZEROUG est Principal Scientist chez

çais du pétrole, France. Arnaud a travaillé dans

Schlumberger, actuellement désigné comme direc-

l’industrie pétrolière et gazière pendant plus de 12 ans, assumant une large

teur du projet de la Well Evaluation Conference

gamme de responsabilités dans les domaines de la recherche, de l’ingénie-

Algeria 2007. Avant cette affectation, il a travaillé

rie de terrain, de l’encadrement technique, du conseil et du développement

12 ans dans la recherche à Schlumberger-Doll

commercial. Récemment, il s’est consacré pleinement à la promotion des

Research, États-Unis, où il a occupé plusieurs

services et des technologies qui permettent l’évaluation, la conception et le développement des projets d’injection de CO2.

postes en tant que Senior Scientist (1992-2000), Principal Scientist et directeur du programme applications de modélisation et d’inversion (2000-2005). Ses activités de recherche se sont centrées sur

Frank VAN KLEEF est géophysicien senior à Gaz

le développement de technologies d’imagerie ultrasonique au câble et de

de France. Il est titulaire d’une maîtrise (M.Sc.) en

diagraphie sonique de puits, qui ont débouché sur les outils Isolation

géologie et géophysique de l’université d’Utrecht,

Scanner et Sonic Scanner récemment introduits. Il est titulaire : d’un diplô-

Pays-Bas. Il est membre de la SEG, de l’EAGE et

me d’études supérieures en physique de l’état solide de l’université des

de la PESGB.

sciences et de la technologie Houari-Boumediene (USTHB), Alger, Algérie (1985) ; d’une maîtrise (M.S.) et d’un doctorat (Ph.D.), tous deux en électrophysique, de la Polytechnic University, New York, États-Unis (1989 et 1993, respectivement) ; d’un MBA in-company Schlumberger de l’université

Safia YAHIA-OUAHMED est ingénieur géologue

Erasmus, Pays-Bas (2006). Il est l’auteur ou le coauteur de plus de 50

à la division Petroleum Engineering and

articles techniques et détient 8 brevets (accordés/déposés). Ses centres

Development de Sonatrach. Safia a obtenu ses

d’intérêt actuels concernent l’intégration des services technologiques et

diplômes à l’université des sciences et de la tech-

l’interfaçage de la R&D et des opérations. Il est membre senior de l’Institute

nologie Houari-Boumediene (USTHB), Alger,

of Electrical and Electronics Engineers, membre de l’Acoustical Society of

Algérie (1999), et à l’Institut algérien du pétrole

America et de la Sigma Xi Honor Society, et remplit depuis 2002 les fonc-

(IAP), Alger, Algérie (2004).

tions de rédacteur associé des Transactions on UFFC (Ultrasonics) de l’IEEE.

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WEC Algérie 2007

À propos des contributeurs Hakima ALIOUCHE est ingénieur géologue chez

Ted BORNEMANN est consultant auprès de

Schlumberger Data Consulting and Services

Schlumberger après avoir travaillé pendant 23 ans

(DCS), Calgary, Canada, et travaille au sein du

comme géologue pour Schlumberger aux États-

groupe d’imagerie de puits. Elle est titulaire d’un

Unis et au Moyen-Orient. Il est titulaire d’un doc-

diplôme d’ingénieur en géologie et en géologie

torat (Ph.D.) en géologie de l’université de

structurale de l’université des sciences et de la

Syracuse, New York, États-Unis, et a été associé


à la commission géologique du Kansas pendant

Algérie. Auparavant, elle a travaillé cinq ans comme géologue pour DCS à

plusieurs années. Après avoir travaillé deux ans pour Petrobras à la réalisa-

Hassi Messaoud.

tion d’études intégrées de gisements, il a rejoint Schlumberger où il est devenu un expert mondial de l’analyse des images de puits de forage. Son Nouri BASHIR est géologue senior chez

dernier poste a été celui de Worldwide Technical Advisor pour la géologie

Schlumberger dans la région du golfe Persique qui

des puits. Ted est membre de l’AAPG et de la Geological Society of America.

couvre Oman, le Yémen, les Émirats arabes unis et le Qatar. Il est titulaire d’une licence (B.S.) de

Ernie BROWN est Advisor pour les services de

l’Université du Colorado du Sud, États-Unis (1981).

stimulation chez Schlumberger Cambridge Research,

Auparavant, il a travaillé neuf ans pour une impor-

Cambridge, Royaume-Uni. Il remplit également

tante compagnie pétrolière libyenne comme géo-

les fonctions de Domain Career Leader pour le

logue régional chargé notamment de l’évaluation des prospects et comme

domaine production et ingénierie de complétion. Il

coordinateur de la géologie opérationnelle. Il a rejoint Schlumberger en 1991

a rejoint Dowell en 1979 comme Field Engineer et

en tant que géologue d’interprétation et a acquis une vaste expérience de

a travaillé dans divers lieux à travers les États-

l’interprétation d’imagerie de puits de forage en travaillant dans de nom-

Unis à des postes techniques et d’encadrement. En 1986, il est devenu le

breuses régions du monde, parmi lesquelles le Gabon, l’Algérie, l’Égypte, le

spécialiste en stimulation pour le Texas de l’Ouest et a ensuite occupé le

Soudan, la Syrie, l’Iran et l’Indonésie. Ses centres d’intérêt scientifiques

même poste pour l’Amérique du Nord, l’Europe, la Russie et le golfe du

portent sur l’évaluation des réservoirs et des socles fracturés en plus de la

Mexique. En 1995, Ernie a rejoint l’équipe de développement de produits

caractérisation des roches des réservoirs carbonatés.

travaillant au développement de produits et de services à Tulsa, Oklahoma, et a suivi le déménagement de ce groupe à Sugar Land, Texas. Tout récem-

Mohamed BELHOUCHET est analyste de dia-

ment, il a été directeur du domaine de la fracturation, responsable au niveau

graphies en géomécanique chez Schlumberger

mondial de l’activité de fracturation du segment Services aux puits. Il

Data and Consulting Services en Algérie. Il est

détient 18 brevets liés à diverses techniques de stimulation. Ernie est titu-

titulaire d’un diplôme d’ingénieur en géologie

laire d’un diplôme de géologie de l’Université d’État du Colorado à Ft.

pétrolière de l’Institut des hydrocarbures et de la

Collins, Colorado, États-Unis.

chimie (INHC), Boumerdès, Algérie (2001). Il est actuellement impliqué dans l’équipe de géoméca-

Paolo Saverio DAMIANI est Senior Borehole

nique de Schlumberger Algérie qui travaille à la construction de modèles

Geologist chez Schlumberger à Hassi Messaoud.

mécaniques (MEM) 1D et 3D.

Il est titulaire d’une licence (B.A.) de géologie avec mention de l’université de Bari, Italie, et

Amal BENBAKIR est chef d’équipe de géologie

d’une maîtrise (M.Sc.) en géosciences pétrolières

au département Évaluation de la division

avec mention de l’université d’Oxford Brookes au

Petroleum Engineering and Development de

Royaume-Uni. Auparavant, Paolo a été Field

Sonatrach. Elle est titulaire d’une licence en géo-

Engineer pour Schlumberger Testing and Completion de 2002 à 2004, où il a

logie (exploration pétrolière) de l’Institut algérien

acquis une expertise et une expérience dans le domaine des essais aux

du pétrole (IAP), Boumerdès, Algérie (1993).

puits. Ses centres d’intérêt actuels portent sur la caractérisation des ana-

Auparavant, elle a travaillé au département

lyses texturales clastiques à l’aide de diagraphies d’images de résistivité,

Sédimentologie du centre de recherche-développement de Sonatrach.

d’analyses de sédiments, de comparaisons d’images carotte-puits, et d’analyse des fractures et de leur orientation.

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Benoît FROELICH est actuellement Engineering

Amar HADDADI est responsable du service

Advisor au centre produit Schlumberger Riboud de

Géologie du bassin de Berkine pour la division

Clamart, France. Il est titulaire d’un diplôme de

Petroleum Engineering and Development (PED) de

l’École supérieure de physique et chimie de Paris,

Sonatrach. Auparavant, il a travaillé sept ans comme

France, et d’un doctorat de l’université Paris VI,

géologue-explorateur à la division Exploration de

France. Employé depuis 1978 chez Schlumberger,

Sonatrach, d’abord dans la ceinture de chevau-

il a occupé divers postes dans l’ingénierie et la

chement du Nord puis dans le bassin prolifique de

recherche dans lesquels il a contribué au développement des techniques

Berkine. En 1990, il est passé à PED en tant que géologue et a été nommé

acoustiques et ultrasoniques pour la diagraphie des puits de pétrole et le

par la suite à son poste actuel. Il est titulaire d’un diplôme d’ingénieur

comptage du gaz. Il est membre de l’Institute of Electrical and Electronics

d’État en géologie de l’université des sciences et de la technologie Houari-

Engineers, de l’Acoustical Society of America et de la SPE.

Boumediene (USTHB), Alger, Algérie, ainsi que d’une maîtrise (M.Sc.) en analyse et dynamique des bassins du Royal Holloway College, université de

Dominique GUILLOT est Research Champion chez

Londres, Royaume-Uni.

Schlumberger-Doll Research à Cambridge, ÉtatsUnis. Il est titulaire d’un diplôme technique de

David Linton JOHNSON est Scientific Advisor

l’École nationale des ponts et chaussées, Paris,

et directeur du programme physique-acoustique

France, ainsi que d’un DEA et d’un doctorat, tous

des capteurs chez Schlumberger-Doll Research à

deux en géologie de l’ingénieur, du laboratoire de

Cambridge, Massachusetts, États-Unis. Il est titu-

géologie de l’ingénieur, Paris. Il a auparavant rem-

laire d’une licence (B.S.) (avec mention – Magna

pli les fonctions de Department Manager pour la technologie d’intégrité des

Cum Laude) de physique de l’université de Notre

puits et de Métier Manager en chimie au centre produit Schlumberger Riboud

Dame, Indiana, États-Unis. Il a une maîtrise (M.S.)

de Clamart, France. Ses centres d’intérêt scientifiques et professionnels

et un doctorat (Ph.D.) en physique théorique de l’université de Chicago,

actuels concernent la cimentation, le forage de puits pétroliers et leurs proces-

États-Unis. Avant de rejoindre Schlumberger en 1979, David était membre

sus de cimentation, l’acoustique, la rhéologie et les écoulements de fluides

du corps professoral du département de Physique de la Northeastern

non newtoniens. Il est membre de la SPE et critique technique pour SPEDE.

University, Boston, États-Unis. Ses thèmes de recherche concernent l’acoustique linéaire et non linéaire des roches, en particulier les applications dans

Tarek HABASHY a obtenu un doctorat (Ph.D.) en

les puits. Son activité couvre également d’autres aspects des propriétés

génie électrique au MIT, États-Unis (1983). Il a

pétrophysiques des roches. Il est membre de l’American Physical Society

rejoint Schlumberger en 1983 et est actuellement

(APS), de l’Acoustical Society of America, de la SPWLA et de l’American

Schlumberger Fellow et directeur de recherche

Geophysical Union. Il a été élu Fellow de l’APS en 1986.

du département Mathématiques et Modélisation de Schlumberger-Doll Research à Cambridge,

Hacene KAMLI est Technical Manager de Well

Massachusetts, États-Unis. Il est rédacteur en

Services chez Schlumberger pour l’Afrique du Nord.

chef de Radio Science et membre des comités de rédaction d’Inverse

Il est titulaire d’un diplôme d’ingénieur en génie

Problems et du JEWA. Il est également Fellow de l’IOP et de l’IEEE, et

mécanique de l’université d’Oum El-Bouaghi,

membre de plein droit de l’URSI. Il détient 13 brevets des États-Unis et a

Algérie. Il a rejoint Schlumberger en 1997 et a été

publié neuf chapitres d’ouvrages, plus de 70 articles scientifiques et 60

chargé de l’assistance technique aux clients pour

communications dans des actes de conférences.

le projet de Sibérie occidentale de 2000 à 2005. Actuellement spécialisé principalement en fracturation hydraulique, il s’occupe des questions d’intégrité des puits et de stimulation pour des clients en Algérie et en Tunisie. Il est membre de la SPE.

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WEC Algérie 2007

Mourad KOURTA est Borehole Geologist chez

Samia MEDJDOUB est actuellement Senior

Schlumberger Data and Consulting Services, qu’il

Coordinator du projet Well Evaluation Conference

a rejoint en 2002. Il est titulaire d’un diplôme d’in-

Algeria 2007 pour Schlumberger. Avant cette

génieur en géologie structurale de l’Institut des

affectation, elle a été Account Manager chez

sciences de la Terre, université des sciences et de

Schlumberger Information Solutions et Support

la technologie Houari-Boumediene (USTHB),

System Coordinator. Elle est titulaire d’un diplôme

Alger, Algérie. Il travaille actuellement sur l’imagerie des puits de forage et ses applications en géologie structurale, sédi-

d’ingénieur du second cycle de l’Institut national d’informatique, Alger, Algérie.

mentologie, évaluation des fractures et orientation des contraintes, pour des clients de Schlumberger en Algérie et en Tunisie.

Salah MEKMOUCHE est responsable de gisement pour Sonatrach-Anadarko Groupement

Fikri J. KUCHUK est Schlumberger Fellow et

Berkine, Algérie. Il est titulaire d’un diplôme d’ingé-

Chief Reservoir Engineer pour Schlumberger

nieur en géologie de l’Institut algérien du pétrole

Testing Services. Auparavant, il était Chief

(IAP), Boumerdès, Algérie. Il a été chef du départe-

Reservoir Engineer pour Schlumberger au Moyen-

ment Géologie de Sonatrach Production Hassi

Orient et en Asie, et Senior Scientist et Program

Messaoud de 1996 à juin 2006, chargé de la géo-

Manager au centre de recherche Schlumberger-

logie et de la caractérisation des puits horizontaux et de la gestion de l’ex-

Doll à Ridgefield, Connecticut, États-Unis. Il a été

ploitation des puits. Avant cela, il était ingénieur géologue chargé de la

professeur associé au département de Génie pétrolier de l’université de

modélisation et de la caractérisation géologique du champ de Hassi

Stanford de 1988 à 1994 et a enseigné les essais de puits avancés. Il détient

Messaoud, et du lancement du projet de base de données multi-puits et de

une maîtrise (M.Sc.) de l’université technique d’Istanbul, Turquie, et une

la mise en œuvre du système d’information pour l’ingénierie et la production

maîtrise et un doctorat (Ph.D.) de l’université de Stanford, Californie, États-

sur le champ de Hassi Messaoud. Ses centres d’intérêt concernent la géolo-

Unis, tous en génie pétrolier. Fikri a été directeur international hors cadre de

gie, la géophysique, la pétrophysique, l’ingénierie des réservoirs et de la pro-

la SPE de 2001 à 2004, a présidé de nombreuses réunions de la SPE et a

duction, les systèmes de gestion des données et les technologies innovantes.

siégé dans de nombreux comités de la SPE. Il est actuellement rédacteur associé du Journal of Petroleum Science and Engineering. Il a publié plus de

Souhir MERABET est géologue senior (sédimen-

100 articles dans des revues scientifiques et techniques, et rédigé des cha-

tologiste) à Sonatrach, division Petroleum

pitres pour des ouvrages sur l’écoulement des fluides dans les milieux

Engineering and Development (PED). Ayant passé

poreux, l’évaluation des formations, les essais de pression transitoire dans

15 ans chez Sonatrach, elle a travaillé dans l’équi-

les puits, la diagraphie en production, les essais de formations au câble, le

pe de caractérisation des réservoirs de PED et,

positionnement et les performances des puits horizontaux et multilatéraux,

avant cela, pour la division Exploration au dépar-

la surveillance permanente des réservoirs, la conformité et le contrôle des

tement Géologie. Elle est titulaire d’une licence

eaux, et l’ingénierie et la gestion des gisements. Il publie la revue Middle

en géologie (sédimentologie) de l’université des sciences et de la technolo-

East & Asia Reservoir Review deux fois par an.

gie Houari-Boumediene (USTHB), Alger, Algérie (1991).

Ibrahim MAAROUF travaille à la division

Mohamed MERAD travaille pour Schlumberger

Exploration de Sonatrach comme chef d’équipe

comme Training Development and Staffing Manager,

sur plusieurs projets visant à évaluer le potentiel

Data Consulting and Services, Moyen-Orient et

pétrolier de différents blocs et bassins d’Algérie.

Asie. Il est titulaire d’une maîtrise (M.Ss.) de

Il a obtenu un diplôme d’études supérieures de

génie pétrolier de l’université A&M du Texas,

l’université de Damas, Syrie (1973) et a suivi une

États-Unis (2001), d’une maîtrise d’ingénierie des

formation de spécialisation en hydrogéologie

réservoirs de l’Institut français du pétrole, France,

pétrolière à l’Institut national des hydrocarbures et de la chimie (INHC),

et d’une maîtrise de géophysique de l’Institut algérien du pétrole (IAP),

Boumerdès, Algérie (1979). Il a travaillé comme assistant dans ce même ins-

Boumerdès, Algérie (1997). Dans sa dernière affectation, il était Data

titut de 1974 à 1979. Il a alors rejoint la division Exploration de Sonatrach.

Services Manager à Hassi Messaoud (2005). Avant cela, il a été Senior

Il a pris part à plusieurs projets multidisciplinaires étudiant l’état hydrody-

Geomechanics Expert à Londres (2003). Ses centres d’intérêt portent sur les

namique et hydrochimique de différents bassins sédimentaires algériens.

applications pétrotechniques, le développement du personnel et la géomécanique des réservoirs. Il est membre de la SPE.

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20


Baya MEZIANE BETTAHAR fait partie de la

Bernard PIOT est Cementing Sustaining Project

division Exploration de Sonatrach. Elle travaille

Manager au centre produit Schlumberger Riboud

sur la sédimentologie et la caractérisation des

de Clamart, France. Il est titulaire d’un diplôme

réservoirs. Elle est titulaire d’une licence de géo-

technique en chimie de l’École européenne de chi-

logie de l’université des sciences et de la techno-

mie polymères et matériaux de Strasbourg, France

logie Houari-Boumediene (USTHB), Alger, Algérie.

(1973). Il a été affecté à divers postes d’ingénieur de terrain pour Schlumberger Well Services en Algérie, en Libye et en Argentine de 1973 à 1979 dans le domaine des

Douglas MILLER, qui a rejoint Schlumberger en

services d’essais, de cimentation et de stimulation. Il a dirigé le groupe

1981, est actuellement Scientific Advisor au

ingénierie de cimentation de Schlumberger à Saint-Étienne, France,

département Mathématiques et Modélisation de

de 1979 à 1985 ; il a été Cementing Business Development Manager pour

Schlumberger-Doll Research. Il est titulaire d’une

Schlumberger en dehors de l’Amérique du Nord, basé à Paris, France, de

licence (B.S) de l’université de Princeton, New

1985 à 1986. Il a été responsable du groupe ingénierie d’acidification matri-

Jersey, États-Unis (1971) et d’un doctorat (Ph.D.)

cielle de Schlumberger à Saint-Étienne, France, de 1986 à 1988. Il a soute-

en mathématiques de l’Université de Californie,

nu le groupe de développement d’applications logicielles de Schlumberger

Berkeley, États-Unis (1976). Avant de rejoindre l’encadrement professionnel

à Saint-Étienne, France, de 1988 à 1991. Il a été Cementing Business

de Schlumberger-Doll Research en 1981, il enseignait les mathématiques à

Development Manager de Schlumberger pour la région Europe, CEI et

l’université Yale dans le Connecticut, États-Unis, et à l’Université d’Illinois,

Afrique, basé à Montrouge, France (1991-1998), puis à Aberdeen, Royaume-

Chicago, États-Unis. Chez Schlumberger, il a travaillé principalement sur des

Uni (1998-2000), et enfin à Clamart, France (2000-2003). Depuis 2003, il tra-

questions théoriques et pratiques liées à des problèmes inverses en propa-

vaille sur des projets d’ingénierie à court terme visant à étendre le domaine

gation des ondes. Membre du groupe de recherche qui a démarré l’activité

et à élargir les applications de la technologie commerciale actuelle de

d’imagerie sismique de Schlumberger au début des années 1980, il est le

cimentation des puits. Il est membre de la SPE (depuis 1977) et de

co-inventeur (avec Michael Oristaglio et Gregory Beylkin) de la théorie de

l’American Chemical Society.

l’imagerie sismique par transformation de radon généralisée (GRT). La communication sur la théorie de la GRT et ses applications qu’il a présentée à

Bikash SINHA est Scientific Advisor au dépar-

la réunion de 1985 de la Society of Exploration Geophysicists a été le résu-

tement Mathématiques et Modélisation de

mé le plus largement cité de l’histoire des conférences de la SEG. Ses

Schlumberger-Doll Research (SDR), Cambridge,

centres d’intérêt professionnels comprennent les radars à pénétration dans

Massachusetts, États-Unis. Il a rejoint SDR en

le sol, la sismologie exploratoire, l’imagerie et la modélisation sismiques et

1979 et a contribué à la recherche-développement

ultrasoniques, la théorie mathématique des modèles, les tomographies cal-

sur les capteurs de pression à quartz en tant que

culées, le traitement du signal et l’anisotropie sismique.

Program Manager du programme mesures de pression à SDR et comme Technical Advisor chez Schlumberger K.K., Japon,

Taofeek A. OGUNYEMI est Senior and Lead

de 1986 à 1989. Bikash a obtenu une licence technologique (B.Tech) avec

Geologist chez Schlumberger Data Consulting and

mention à l’Institut indien de technologie, Kharagpur, Inde, et une maîtrise

Services en Algérie. Il est titulaire d’une licence

(M.A.Sc.) à l’université de Toronto, Canada, toutes deux en génie méca-

(B.Sc.) avec mention en géologie de l’Université

nique, ainsi qu’un doctorat (Ph.D.) en mécanique appliquée au Rensselaer

d’État d’Ogun, Nigeria (1997) et d’une maîtrise

Polytechnic Institute, New York, États-Unis. Il est l’auteur ou le coauteur de

(M.Sc.) en géologie et sédimentologie pétrolière

plus de 140 publications techniques et a obtenu 23 brevets aux États-Unis.

de l’université d’Ibadan, Nigeria. Dans sa dernière

Il est Fellow de l’IEEE, membre de la SEG et de la SPE et lauréat de

affectation, il était Geology Team Leader chez Schlumberger DCS, Port-

l’Outstanding Paper Award de 1993 pour son travail sur le développement

Harcourt, Nigeria. Il s’intéresse à l’architecture des faciès et l’analyse des

des capteurs de pression à quartz pour des applications au puits dans les

fractures. Il est membre de l’American Association of Petroleum Geologists

IEEE Transactions sur l’UFFC.

et de la Nigerian Association of Petroleum Explorationists.

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WEC Algérie 2007

Rachid SOULALI est spécialiste à la direction

Robert VAN KUIJK est Project Manager au

Études et Synthèse de Sonatrach, division

centre produit Schlumberger Riboud de Clamart,

Exploration. Auparavant, il a travaillé huit ans

France. Il est titulaire d’une maîtrise (M.Sc.) à la

pour le centre de recherche-développement. Il fait

fois en génie électrique et en informatique, avec

actuellement partie de l’équipe des projets inter-

une spécialisation en mécatronique (1989-1992).

nationaux. Ses centres d’intérêt actuels portent

Dans sa dernière affectation, il était chef de pro-

sur la modélisation des bassins et l’évaluation de

jet source pour PSV sur câble, WesternGeco, OTC,

la géochimie, l’investigation des bassins orientaux du Sahara algérien, en

Oslo, Norvège. Avant cela, il a travaillé comme responsable de projet

particulier les zones entourant le champ pétrolier de Hassi Messaoud, et la

sources terrestres, Geco-Prakla, OTC, Oslo, Norvège. Ses centres d’intérêt

conception de nouveaux scénarios intercalaires. Il a présenté ses travaux à

actuels portent sur l’architecture et la conception des systèmes, la sis-

plusieurs conférences (AAPG, EAGE et SH-JST).

mique, les diagraphies sur câbles, le traitement du signal, les logiciels et l’acoustique. Il est membre de la SPE.

Lisa STEWART est Advisory Editor pour le périodique Oilfield Review de Schlumberger. Elle est

Michel VERLIAC est Domain Champion en géo-

titulaire d’une licence (B.A.) de géophysique de

physique chez Schlumberger Wireline Services,

l’Université de Californie, Berkeley, États-Unis, et

Clamart, France. Il y est impliqué dans le dévelop-

d’une maîtrise (M.S.) et d’un doctorat (Ph.D.), éga-

pement de produits, la formation à la sismique de

lement en géophysique, de l’université Yale,

puits et les nouvelles technologies. Après avoir

Connecticut, États-Unis. Elle a rejoint Schlumberger

rejoint Schlumberger Wireline en 1991 en tant

en 1985 en tant que chercheuse chez Schlumberger-Doll Research à

que géophysicien en sismique de puits en Afrique

Ridgefield, Connecticut. Avant cela, elle occupait un poste de recherche

de l’Ouest et du Sud, il a occupé divers postes en Russie et en Amérique

postdoctorale en sismologie à la Brown University, Rhode Island, États-Unis.

latine. Avant de prendre son poste actuel en 2002, il a passé trois ans au

Elle est membre de la SEG et de l’EAGE.

Mexique et en Amérique centrale à développer des services de sismique de puits. Michel est titulaire : d’une maîtrise (M.Sc.) de géophysique et géochi-

Eugene TOUKAM est Operations Manager chez

mie de l’université des sciences Louis-Pasteur de Strasbourg, France ; d’un

Schlumberger Well Services pour l’Afrique de

diplôme d’ingénieur, également en géophysique et géochimie, de l’Institut

l’Ouest et du Sud, basé à Luanda. Il est titulaire

de physique du globe à Strasbourg ; d’un diplôme d’ingénieur en géophy-

d’une maîtrise technique de l’École polytechnique,

sique exploratoire de l’École nationale supérieure du pétrole et des moteurs

Cameroun (1991). Sa dernière affectation était en

à Rueil-Malmaison, France. Ses engagements scientifiques comprennent la

tant que Well Construction Services Manager, en

présidence de Geophysique (2005-2008), la qualité de membre à vie de

Algérie. Avant cela, il a travaillé comme Well

l’association ENSPM et de membre actif de la SEG, de l’EAGE, de l’AAPG et

Construction Services Manager pour l’Alberta du Centre et du Nord-Est à Red

de la SPE.

Deer, Alberta, Canada. Il est membre de la SPE et de l’Association des ingénieurs et géologues professionnels de l’Alberta.

Jamal ZAKARIA est Sales and Marketing Manager de Well Services, Schlumberger, en

Henri-Pierre VALERO est Program Manager du

Afrique du Nord. Il est titulaire d’une licence tech-

programme d’applications de modélisation et

nique (B.Sc.) avec mention en génie mécanique de

d’inversion, et Principal Scientist à Schlumberger-

l’université de Sheffield, Royaume-Uni, et d’un

Doll Research, Cambridge, États-Unis (depuis

diplôme de gestion intégrée des réservoirs de

2004). Il est titulaire d’un doctorat de l’Institut de

l’Institut français du pétrole, France. En 24 ans

physique du globe de Paris, France (1997) et d’un

d’expérience internationale des champs pétroliers chez Schlumberger, il a

master de géosciences de l’École nationale supé-

occupé plusieurs postes de direction dans les opérations, le personnel, la

rieure des pétroles et des moteurs, Paris, France (1993). Dans sa dernière

formation, la technique et le marketing, principalement au Moyen-Orient, en

affectation, il était ingénieur projet à Schlumberger K.K., Japon, chargé du

Afrique du Nord et en Europe. Certains de ses postes l’ont amené à tra-

développement d’algorithmes pour les applications d’acoustique des puits

vailler pour Integrated Project Management, Merak Value Management

de forage. Avant cela, il a travaillé comme chef de groupe à Schlumberger

Software, Information Management, et Consulting and Systems Integration.

K.K., Japon, chargé du développement d’algorithmes pour l’outil Sonic

Il est membre de la SPE depuis 1983.

Scanner. Ses centres d’intérêt portent sur le traitement du signal et de l’image, l’acoustique des puits de forage et les algorithmes rapides. Il est membre de la SEG et de la SPWLA.

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À propos des contributeurs aux illustrations du livre Malika HACHID est préhistorienne. Ancienne directrice du parc national

Mohamed-Arslane LERARI est professeur d’arts

du Tassili (inscrit au Patrimoine mondial et Réserve de l’homme et la bio-

graphiques à l’École supérieure des beaux-arts

sphère par l’Unesco), elle assure actuellement la direction du projet franco-

d’Alger, Algérie, peintre et acteur. Il est diplômé

algérien pour la datation directe de l’art rupestre saharien et la création

en arts graphiques de l’École supérieure des

d’un musée de l’art rupestre à Alger. Archéologue de terrain dans un désert

beaux-arts d’Alger (1975) et du Conservatoire

qu’elle parcourt depuis près de 30 ans, M. Hachid est l’auteur de divers

d’Alger (1973).

articles et de trois ouvrages sur la préhistoire et l’art rupestre du Sahara. Elle est membre fondateur de la Fondation Sonatrach Tassili dont elle a assuré la co-vice-présidence.

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ABC (Analysis Behind Casing), AIT (Array Induction Imager Tool), APS (Accelerator Porosity Sonde), APWD (Annular Pressure While Drilling), ARI (Azimuthal Resistivity Imager), BorSeis (borehole processing and interpretation package), CBL Adviser (cement bond log evaluation software), CDR (Compensated Dual Resistivity tool), CemCADE (cementing design and evaluation software), CemCRETE (concrete-based oilwell cementing technology), CemNET (advanced fiber technology to control losses), CemSTRESS (cement sheath stress analysis software), CFA (Composition Fluid Analyzer), CHFD (Cased Hole Formation Density service), CHFP (Cased Hole Formation Porosity service), CHFR (Cased Hole Formation Resistivity tool), CHFR-Plus (Cased Hole Formation Resistivity tool), CMR (Combinable Magnetic Resonance tool), CMR-Plus (CMR logging tool with high-logging-speed capability), CNL (Compensated Neutron Log), CoilLIFE (coiled tubing life prediction model), DataFRAC (fracture data determination service), DecisionXpress (petrophysical evaluation system), DensCRETE (slurry system), DepthLOG (CT depth correlation log), Dipmeter Advisor (dipmeter processing), DMR (Density–Magnetic Resonance Interpretation Method), DrillMAP (drilling management and process software), DSI (Dipole Shear Sonic Imager), ECLIPSE (reservoir simulation software), EcoScope (multifunction logging-while-drilling service), ECS (Elemental Capture Spectroscopy sonde), ELAN, ELANPlus (advanced multimineral log analysis), FDC (Compensated Formation Density), FIV (Formation Isolation Valve tool), FlexSTONE (advanced flexible cement technology), FloScan Imager (horizontal and deviated well production logging system), FloView (holdup measurement tool), FMI (Fullbore Formation MicroImager), FMS Image Examiner (Formation MicroScanner software application package), FracCADE (fracturing design and evaluation software), GeoFrame (integrated reservoir characterization system), GeoMarket, geoVISION (imaging-while-drilling service), GHOST (Gas Holdup Optical Sensor Tool), GVR (geoVISION resistivity sub), HSD (High Shot Density gun system), IMPULSE (measurement while perforating), InDepth (velocity analysis and depth conversion), InterACT (real-time monitoring and data delivery), IPTT, Isolation Scanner (cement evaluation service), LFA (Live Fluid Analyzer for MDT tool), LiteCRETE (slurry system), MaxTRAC (downhole well tractor system), MDT (Modular Formation Dynamics Tester), MRF (Magnetic Resonance Fluid characterization method), MR Scanner (expert magnetic resonance service), MSCT (Mechanical Sidewall Coring Tool), NODAL (production system analysis), OBMI (Oil-Base MicroImager), Periscope (directional, deep imaging while drilling), Periscope 15, Petrel (seismic-to-simulation software), PhaseWatcher (fixed multiphase well production monitoring equipment), PLT (Production Logging Tool), PMIT (Miltifinger Imaging Tool), PNG (pulse neutron generator), PowerJet (deep penetrating shaped charge), PowerSTIM (well optimization service), PressureXpress (reservoir pressure while logging service), ProductionWatcher (real-time remote surveillance of producing assets), PS Platform (new-generation production services platform), PURE (perforating system for clean perforations), PVT Express (onsite well fluid analysis service), Q-Borehole (integrated borehole seismic system), Q-Land (single-sensor land seismic system), Q-Technology (single-sensor seismic hardware and software), Quicksilver Probe (wireline sampling-tool probe), RAB (Resistivity-at-the-Bit tool), RFT (Repeat Formation Tester), RST (Reservoir Saturation Tool), RSTPro (Reservoir Saturation Tool), Sand Management Advisor, SCMT (Slim Cement Mapping Tool), SigmaView (interactive near-surface modeling software), Sonic Scanner (acoustic scanning platform), SpectroLith (lithology processing of spectra from neutron-induced gamma ray spectroscopy tools), StimMAP (hydraulic fracture stimulation diagnostics), StrucView (GeoFrame structural cross section software), UBI (Ultrasonic Borehole Imager), Ultra LiteCRETE (very low density cement system), USI (UltraSonic Imager), Variable Density (cement bond quality), Variable Density log, VDN (VISION Density Neutron), VIVID (package of seismic imaging services), VSI (Versatile Seismic Imager), Vx (multiphase well testing technology), WFL (Water Flow Log), sont des marques de Schlumberger.

© Les photographies légendées de peintures et de gravures rupestres ainsi que les vues de paysages de la région du tassili N'Ajjer ont été choisies par Malika HACHID dans sa collection personnelle et sont imprimées dans cet ouvrage avec son autorisation. Ces photographies ne peuvent être reproduites sans l'autorisation écrite préalable de Malika HACHID.

Wec French Dvd

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