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YAHIAOUI-Lamia phd
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INTRODUCTION
1
REPUBLIQUE ALGERIENNE DEMOCRATIQUE ET POPULAIRE
MINISTERE DE L’ENSEIGNEMENT SUPERIEUR ET
DE LA RECHERCHE SCIENTIFIQUE
UNIVERSITE M’HAMED BOUGARA BOUMERDES
FACULTE DES HYDROCARBURES ET DE LA CHIMIE
Département : Gisements Miniers et Pétroliers
LABORATOIRE DE RESSOURCES MINERALES ET ENERGETIQUES
(LRM&E)
MEMOIRE DE MAGISTER Présenté par :
YAHIAOUI LAMIA EN VUE DE L'OBTENTION DU TITRE DE
MAGISTER EN RESSOURCES MINERALES ET ENERGETIQUES
Option : Recherche et prospection des hydrocarbures et des minéraux utiles
THEME
ANALYSE COMPLEXE ET EVALUATION DES PROGRAMMES
DES SHORT RADIUS ET DES HORIZONTAUX A HASSI
MESSAOUD ASPECT GEOLOGIQUE ET APPLICATION
Soutenu devant le jury :
Pr DJEDDI Mabrouk Professeur ...............….(UMBB)……...Président
Dr CHAOUCH Rabah Maître de conférences (A)…. UMBB)……...Rapporteur
Dr LOUMI Khaled Maître de conférences A)…(UMBB)….......Examinateur
Dr SADAOUI Moussa Maître de conférences(A)…(UMBB)…...Examinateur
Dr ASSES Amar Maître de conférences (B)…. .(UMBB)…..Examinateur
ANALYSE COMPLEXE ET EVALUATION DES PROGRAMMES DES
PUITS EN SHORT RADIUS ET HORIZONTAUX A HASSI MESSAOUD
ASPECT GEOLOGIQUE ET APPLICATION DANS LA PARTIE SUD
INTRODUCTION
2
Boumerdes 2010
42002
650350
32
[Tapez une citation prise dans le
document ou la synthèse d'un
passage intéressant. Vous pouvez
placer la zone de texte n'importe
où dans le document. Utilisez
l'onglet Outils de zone de texte
pour modifier la mise en forme de
la zone de texte de la citation.]
INTRODUCTION
3
Résumé
Le champ de Hassi Messaoud est considéré de part ses dimensions et ses réserves,
comme l’un des plus grands au monde. Il s’étend sur une superficie d’environ 4200 Km2
produisant ainsi de l’huile dans le réservoir Cambro-Ordovicien.
Il se présente comme un vaste dôme anticlinal orienté Nord Nord Est-Sud Sud Ouest,
situé dans la partie centrale du bassin triasique, à environ 650 Km au Sud Sud Est d’Alger et à
350 Km de la frontière tunisienne.
Les dépôts du Cambrien constituent les réservoirs R3, R2, Ra, et Ri de Hassi
Messaoud liés aux grès quartzitiques fissurés, érodés sous la discordance hercynienne et de
couverture assurée par un épais dépôt du Trias.
Ce réservoir gréseux est caractérisé par une hétérogénéité qui se traduit par les
variations extrêmes des propriétés pétro-physiques entraînant la variation de la production
d’une zone à une autre et d’un puits à un autre. L’étendue de ce champ implique une
variabilité de la production dans ses différentes parties. Ceci est nettement attesté par
l’histoire de la production cumulée à ce jour.
Malgré cela, le champ de Hassi Messaoud a atteint un degré de déplétion très élevé
mais non encore définitif. Ces réservoirs ont subi une longue et complexe évolution
géologique qui a généré une hétérogénéité difficile à localiser et à évaluer spatialement.
Ces dernières années de vastes programmes de développement sont tracés pour
soutirer encore plus de pétrole. Parmi ces programmes, le Short Radius qui prend une place
assez importante.
Cette étude s’inscrit dans cette nouvelle dynamique d’exploration du champ de Hassi
Messaoud et porte sur le Cambrien qui constitue le réservoir principal. Elle s’articule autour
des objectifs suivants qui sont : une évaluation des programmes des puits en Short Radius, un
traitement des données géologiques choisies (porosité, perméabilité et épaisseur utile) du
complexe productif R1 (Ra+Ri) de la partie sud du champ, une caractérisation et
modélisation des différents paramètres pétrophysiques du réservoir Cambrien du secteur
d’étude sur la base du logiciel géostatistique «Grid-Stat» et enfin la réalisation d'un
programme de reprise en Short Radius.
INTRODUCTION
4
Mots clefs : Hassi Messaoud, le Cambrien, géostatistique, Short Radius, puits horizontaux et
modélisation.
Abstract
The field of Hassi Messaoud, with its area (4200 km²) and its hydrocarbon reserves in
the Combo-Ordovician reservoirs, is considarated as one of the largest in the world.
It looks like a wide anticline dome oriented North North East – South South West and
located in the central part of the Triasic Basin, at almost 650 km South South East of Algiers
and 350 km from the border of tunisia.
The Cambrian deposits are the R3, R2, Ra and Ri reservoirs made of splited quartzites
that are eroded under the hercynian uncorformity.
The seal is done by the thick Triasic deposits, these sandstone reservoirs are
characterized by an extreme heterogenous petrophysics properties, that is the reason of the
variation of the production from one zone to another and from one well to another.
This is testified by the history of the cumulative production up today; nevertheless, the
Hassi Messaoued field has reached a high degree of depletion but not final.
The reservoirs underwent a long and complex geologic evolution that has given an
heterogenous distribution of the petrographic material, hard to assess.
These last decades great programs of development have been drawn to produce more
oil. Among these programs is the short radius which is taking an important part.
This study could be integrated in the framework of the new dynamic of exploration of
the field of Hassi Messaoud and aims the cambrian that is the main reservoir. The purpose of
this study is an estimation of the program of the wells candidate for the short radius, a
INTRODUCTION
5
processing of geologic data (Porosity, permealibity and useful thickness…) of the productive
system R (Ra+Ri) of the south part of the field.
Beside of that a characterisation and modelling of the different petrophysic parameters
of the Cambrian reservoir based on the geostatistic hard war (Grid-Stat); and finally, the
reaslisation of a program of wells taken again into short radius.
Key words: Hassi Messaoud, Cambrian, geostatistic, Short Radius, horizontal wells and
modeling.
Sommaire INTRODUCTION___________________________________________________________
___1
CHAPITRE I : GENERALITES SUR LE CHAMP DU HASSI MESSAOUD
I. HISTORIQUE DU CHAMP DE HASSI
MESSAOUD____________________________3
II. SITUATION GEOGRAPHIQUE
___________________________________________5
III. SITUATION GEOLOGIQUE
_____________________________________________ 5
IV. ZONATION DU CHAMP ET NUMEROTATION DES PUITS
_____________________8
V. STRATIGRAPHIE DU CHAMP
___________________________________________9
V.1) Le socle
____________________________________________________10
1
3
5
5
8
9
10
10
15
18
18
19
19
22
23
23
24
24
INTRODUCTION
6
V.2) Le Paléozoïque
_________________________________________________10
V.3) Le Mésozoïque
______________________________________________15
V.4) Le Cénozoïque
________________________________________________18
VI. TECTONIQUE DU CHAMP
_______________________________________________18
VI.1) Structuration du champ de HASSI
MESSAOUD_______________________
VI.1.1) Structuration anté-triasique
___________________________________19
VI.1.2) Structuration post-triasique
___________________________________22
VI.1.3) Structuration
actuelle________________________________________23
VI.1.4) Les paléo vallées hercyniennes
_______________________________23
VI.2) Les déformations tectoniques
_____________________________________24
VI.2.1) Les déformations
cassantes__________________________________24
VI.2.2) Les intrusions intra
cambriennes___________________________29
VII. ASPECTS SEDIMENTOLOGIQUES
_____________________________________31
VII.1) Stratifications
obliques__________________________________________31
VII.2) Stratifications horizontales
_______________________________________31
VII.3) Constituants pétrographiques
____________________________________32
VII.4) Géométrie des corps gréseux
______________________________________33
INTRODUCTION
7
VII.5) Conclusions
___________________________________________________35
VIII. ASPECT PETROLIER
_________________________________________________36
VIII.1) Roche mère
________________________________________________36
VIII.2) Roches couvertures
__________________________________________36
VIII.3) Pièges
_____________________________________________________36
IX. DESCRIPTION DU RESERVOIR
________________________________________39
IX.1) Description des drains
________________________________________39
IX.2) Subdivision diagraphique
_______________________________________40
IX.3) Subdivision pétrophysique ______________________________________
CHAPITRE II : EVALUATION DES PROGRAMMES DES PUITS EN SHORT
RADIUS ET DES PUITS HORIZONTAUX A HASSI MESSAOUD
I. GENERALITES SUR LE FORAGE
DIRIGE__________________________________
I-1)
Introduction_________________________________________________________
I-2) Théorie sur le forage
dirigé____________________________________________
I-3) Applications des forages
dirigés_________________________________________
I.3.1) Réservoirs
fracturés _________________________________________
I.3.2) Réservoirs
multicouches_______________________________________
I.3.3) Réservoirs à basse
perméabilité _________________________________
44
44
46
46
47
47
47
47
47
48
48
48
48
49
49
51
51
42
INTRODUCTION
8
I.3.4) Formations non consolidées (contrôle des
sables)___________________
I.3.5) Conning de gaz et de
l’eau ___________________________________
I-4) Classification des puits
dirigés________________________________________
I.4.1) Les puits à long
rayon ______________________________________
I.4.2) Les puits à moyen rayon
____________________________________
I.4.3) Les puits à rayon court ou ultra
court__________________________
I.4.4) Les puits
multilatéraux__________________________________
I.4.5) Les puits en ré-entrée (Short
radius)____________________________
II. LES PUITS EN SHORT
RADIUS ____________________________________________
II.1)
Introduction _____________________________________________________
II.2) Historique du Short
Radius__________________________________________
II.3) Intérêt du Short Radius à Hassi
Messaoud_______________________________
II.4) Sélection (Puits / Drain /
Azimut) ____________________________________
II.4.1) Sélection des
Puits______________________________________
II.4.2) Choix des drains à cibler_______________________________
II.4.3) Choix de
l’azimut ______________________________________
II.5) Architecture d’un Short
Radius______________________________________
INTRODUCTION
9
II.6) Détermination du profil de la
trajectoire _________________________________
II.6.1) Critère du choix du
profil ________________________________
II.6.2) Détermination des principaux termes d’un Short Radius_______
II.7) Choix de
l’azimut_________________________________________________
II.7.1) la
perméabilité ________________________________________
II.7.2) La porosité___________________________________________
II.7.3) la saturation __________________________________________
II.7.4) l’argilosité ___________________________________________
II.7.5) la
production ___________________________________________
II.7.6) les contraintes IN –
SITU _________________________________
II.8) Particularités de réalisation liées aux double drains___________________
III. EVALUATION DES PROGRAMMES DES PUITS EN SHORT RADIUS ET
DES PUITS HORIZONTAUX A HASSI
MESSAOUD__________________________________
III-1)
Introduction _______________________________________________________
III-2) Objectifs et
avantages_______________________________________________
III-3) Evolution de la
production____________________________________________
III.3.1 Courbe de l’évolution de l’indice de productivité
(IP)________________
III.3.2) Courbe de l’évolution du débit
initial___________________________
III.3.3) Courbe de l’évolution de la
production__________________________
62
62
63
64
64
67
67
67
67
68
68
68
72
73
74
75
77
78
83
83
INTRODUCTION
10
III.3.4) Courbe de l’évolution des puits complétés par
an___________________
III.3.5) Courbe de l’évolution des puits cumulés
__________________________
Conclusion___________________________________________________________
CHAPITRE III : APPLICATION DE L’ANALYSE DES TENDANCES A LA PARTIE
SUD
SUD DU CHAMP ET INTERPRETATION DES RESULTATS
I. INTRODUCTION____________________________________________________
___
II. LISSAGE PAR LA METHODE DES MOINDRES
CARREES_____________________74
II.1) Analyse de tendance _________________________________________
II.2) Ecart des moindres carrées ____________________________________
III. REALISATION DES DIFFERENTS TRENDS ET CALCULS
____________________78
IV. INTERPRETATION DE L’ANALYSE DE TENDANCE DU COMPLEXE
R1 (Ra+Ri) DU CHAMP DE HASSI
MESSAOUD________________________
IV.1) Description de la loi de distribution de la porosité___________________
IV.2) Description de la loi de distribution de la
perméabilité__________________
IV.3) Description de la loi de distribution de l’épaisseur utile______________
V. ANALYSE COMPLEXE DES ANOMALIES LOCALES DES
CHANGEMENTS DES CARACTERISTIQUES
RESERVOIRS______________________________
Conclusion ______________________________________________________________
INTRODUCTION
11
CHAPITRE IV : PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
I. GENERALITES SUR LA ZONE
1B_____________________________________100
I.1)
Introduction______________________________________________________
I.2) Localisation de secteur
d’étude______________________________________
I.3) Description du réservoir
Ra________________________________________
I.4) Aspect structural de la zone
d’étude__________________________________
I.4.1) Les cartes
structurales____________________________________
- Carte en Isobathes au toit du drain
D5________________________4
- Carte en Isobathes au toit du drain
D4________________________105
- Carte en Isobathes au toit du drain
D3________________________105
- Carte en Isobathes au toit du drain
D2________________________105
- Carte en Isobathes au toit du drain D1 et
ID____________________106
I-4-2) Les cartes en
Isopaques__________________________________
- Carte en Isopaques du drain
D5_____________________________106
- Carte en Isopaques du drain
D4_____________________________106
- Carte en Isopaques du drain
D3_____________________________106
100
100
102
103
104
104
104
105
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105
106
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112
112
113
114
114
115
119
119
119
121
122
INTRODUCTION
12
- Carte en Isopaques du drain
D2_____________________________106
- Carte en Isopaques du drain
ID______________________________106
I-5 L’effet de la discordance hercynienne._______________________________
I-6 Détermination du plan
d’eau___________________________________________
I-7 Approche sédimentologique (milieu de
dépôt)____________________________
CHAPITRE V : ANALYSE GEOSTATISTIQUE ET MODELISATION
I. INTRODUCTION____________________________________________________
__114
II. NOTION DE
GEOSTATISTIQUE________________________________________114
III. NOUVELLE METHODE
GEOSTATISTIQUE_____________________________115
III.1) Semi variogramme
vertical_______________________________________119
III.2) Semi variogramme
horizontal_____________________________________
III.3) Ellipse de recherche ___________________________________________
III.4) Application de l’estimation locale en caractérisation des réservoirs_______
III.5) Application de la simulation en caractérisation des réservoirs
(Simulation conditionnelle)
_______________________________________
IV. APPLICATION DU GRID STAT POUR LA MODELISATION DE LA ZONE
D’ETUDE__________________________________________________________
___
IV.1)
Introduction ___________________________________________________
125
125
125
125
125
125
126
126
126
INTRODUCTION
13
IV.2)
Méthodologie_______________________________________________________
IV.2.1) Variogramme des paramètres
pétrophysiques______________125
- Variogramme
vertical_____________________________________125
- Variogramme
horizontal___________________________________125
- Ellipse de recherche de
l’anisotropie_________________________126
IV.2.2) Variogramme des paramètres par le krigeage
ordinaire____________
- Modèle en
3D____________________________________________126
- Etablissement des
cartes____________________________________126
- Etablissement des
profils___________________________________126
IV.3) Variographie des paramètres
pétrophysiques_________________________
A- La
porosité_________________________________________________ 127
- Résultat de la
variographie_________________________________127
- Analyse
statistique________________________________________127
- Coupe du changement latéral de la
porosité____________________9
- Interprétation des résultats obtenus par le
krigeage______________1
B- La
perméabilité_____________________________________________142
- Résultat de la
variographie_________________________________142
INTRODUCTION
14
- Analyse statistique
_______________________________________142
- Coupe du changement latéral de la
perméabilité____________________144
- Corrélation entre la porosité et la perméabilité_________________
C- La saturation en
huile._______________________________________164
- Résultat de la
variographie_________________________________164
- Analyse
statistique________________________________________164
- Interprétation des cartes en Iso-saturation en
huile_______________164
- Coupe du changement latéral de la saturation en
huile____________165
Conclusion___________________________________________________________
__
CHAPITRE VI : EXEMPLE D’APPLICATION DU SHORT RADIUS A LA ZONE 1B
I. EVALUATION DES PUITS EN SHORT RADIUS DANS LA ZONE
1B_____________
II. CHOIX DE L’AZIMUT POUR LE PUITS MD72___________________________
II.1)
Introduction__________________________________________________
179
184
184
184
187
187
187
187
187
188
INTRODUCTION
15
II.2) Historique du puits
MD72____________________________________
II.3) Critères du choix du drain pour le puits
MD72____________________187
II.4) Critères du choix de l’azimut pour le puits
MD72___________________187
- Statut d’implantation des puits
voisins______________________187
-
L’anisotropie__________________________________________187
- Répartition de la
porosité________________________________187
- Influence des
contraintes_________________________________188
- La
production_________________________________________88
- La
saturation__________________________________________88
-
L’argilosité___________________________________________188
Conclusion ___________________________________________________________
___
CONCLUSION
GENERALE _____________________________________________________
RECOMMANDATIONS _____________________________________________________
______
INTRODUCTION
16
INTRODUCTION
Le champ de Hassi Messaoud est considéré comme l’un des plus grands au
monde ; il apparaît comme un vaste anticlinal aplatit près de la terminaison nord
orientale du bassin triasique sud algérien.
Le réservoir de ce champ correspond aux grès quartzitiques du Cambrien érodé
sous la discordance hercynienne et couvert par le Trias argilo-salifère. Quatre unités
constituent de bas en haut le réservoir principal Cambrien (R3, R2 et R1) avec une
épaisseur totale des formations productives qui oscille entre 175 et 240 m.
Depuis sa mise en production en 1958, le champ de Hassi Messaoud pose des
problèmes importants généralement liés à l’hétérogénéité de la distribution des
paramètres pétrophysiques et pétrographiques.
Il est tellement compliqué qu’il est à considérer comme une mosaïque de
gisements délimités par des barrières de perméabilité avec des porosités variables
permettant des régimes de production différents dans les divers compartiments. Au vu
de cette hétérogénéité, le schéma d’exploitation du champ est subdivisé en 25 blocs, le
maintien d’une certaine pression de couche se fait grâce au complexe de puits
d’injection se trouvant sur la périphérie des blocs ; par contre les puits d’exploitation
forés dans les parties centrales, caractérisent la nette amélioration de la qualité
réservoir.
INTRODUCTION
17
Actuellement plusieurs techniques ont été établies pour une meilleure
exploitation de l’huile en place (acidification, fracturation hydraulique et Short
Radius)
Parmi ces techniques, la plus utilisée actuellement à Hassi Messaoud et celle de la
reprise des puits en Short Radius, où plusieurs d’entre eux ont pu être repris après
l’arrêt de leur production à cause de leur très faible débit. Dans cette étude, nous allons
établir une évaluation des programmes des puits en Short Radius et des puits
horizontaux à l'échelle du champ.
Elle se basera sur le traitement des données en notre possession qui sont la
porosité, la perméabilité et la saturation en huile avec le logiciel « Grid-Stat ». Un
modèle pétrophysique en 3D sera réalisé et exploité pour tous les puits existants et
recommandés pour les futurs forages afin d’optimiser la production.
La méthodologie appliquée dans cette étude s’appuie sur :
l’acquisition des données (structurales et pétrophysiques).
l’analyse des cartes établies.
l’évaluation et l’estimation des programmes des puits en Short Radius dans le
champ étudié.
l’analyse des cartes de distribution des différents paramètres étudiés à travers le
réservoir.
le calcul et l’établissement des cartes de trend de ces différents paramètres.
le traitement des données pétrophysiques par le logiciel « Grid-Stat » pour la
modélisation du secteur d’étude.
CHAPITRE I
Généralités sur le champ de
Hassi Messaoud
Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
3
I- HISTORIQUE DU CHAMP DE HASSI MESSAOUD
Le gisement de Hassi Messaoud fut découvert le 16 Janvier 1956 par la société
nationale de la recherche pétrolière en Algérie (SN REPAL). Le premier sondage
Messaoud 1 (Md1) a rencontré une accumulation d’huile dans le réservoir Cambrien
Ra à 3338 m de profondeur.
En 1957, la compagnie française du pétrole en Algérie (C.F.P.A) à la suite de
l’obtention de la partie septentrionale du champ confirmait ce résultat par le forage
OM1 situé à environ 7 Km au Nord - Nord Ouest du puits MD1.
Le champ de Hassi Messaoud a été divisé en deux concessions distinctes
attribuées à la C.F.P.A pour la partie Nord et, la partie Sud à la SN.REPAL à laquelle
revient la paternité de la découverte.
La mise en production avait commencé en 1958 avec 20 puits d’exploitation
Depuis la découverte du gisement de Hassi Messaoud plusieurs travaux lui ont été et
lui sont encore consacrés.
En 1960, Millot et al. ont étudié l’évolution des grés cambro-ordoviciens du
Sahara central
En 1963, A.Tillous et J.Malenfer ont détaillé les aspects stratigraphiques,
structuraux et de réservoir
Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
4
Dans la même année, Montadert apporta les premières réflexions d’ordre
sédimentlogiques applicables aux réservoirs de Hassi Messaoud.
En 1970, A.Balduchi et G.Pommer ont précisé la structure de Hassi Messaoud
en la plaçant dans un contexte régional
En 1971, S.Beuf et al.ont établi une synthèse de l’évolution sédimentlogique et
paléogéographique du Paléozoïque inférieur du sahara.
En 1972, J.Gautier, D.Massa et al. ont étudié la fracturation du réservoir du
champ, retraçant ainsi les grandes phases tectoniques qui ont affecté la région.
En 1979, L’ IFP a réalisé plusieurs travaux qui ont abouti à la délimitation dans
le champ de Hassi Messaoud de 25 zones productives.
Il existe également des rapports internes de la SONATRACH. On peut citer
l’étude réalisée par R. Kerdali et N.Hadibi sur les Quartzites de Hamra en Novembre
1996.
Les universitaires ont contribué également avec des mémoires d’ingéniorats nous
citerons par exemples :
- Une étude sédimentlogique du cambro-ordovicien du gisement de Hassi Messaoud
fait par Ait Ali et Hammouche en 1997.
- Une étude sur l’influence de la mise en place des intrusions intra-cambriennes sur
les qualités réservoirs dans le secteur Sud Ouest du champ de Hassi Messaoud à été
réalisée par O.Bendjeda en 1998.
- Une caractérisation sédimentlogique diagénétique et pétrophysique du cambro-
ordovicien du gisement de Hassi Messaoud faite par Amirouche en 2000.
Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
5
- Une étude des ciments argileux des réservoirs cambro-ordoviciens du champ de
Hassi Messaoud par la diffraction aux rayons X et les diagraphies spectrométriques,
faite par Djoudi et Kharroubi en 2005.
- Une étude sédimentologique et diagénétique du Cambrien du secteur Nord - Est de
Hassi Massaoud faite par A.Mostefai en 2007.
II- SITUATION GEOGRAPHIQUE
Le champ de Hassi Messaoud est un important gisement d’hydrocarbure. Il
contribue pour plus de 50 % de la production algérienne. Il se situe à 650 km Sud –
Sud-Est d’Alger, à 350 km de la frontière tunisienne, et à 80 Km à l’Est de Ouargla.
La concession du champ de Hassi Messaoud dont la superficie est de l’ordre de 4200
Km², avait été octroyée à la société SN REPAL et la compagnie CFP(A) (Fig.1).
Ses coordonnées Lambert sont :
X : 790.000 @ 840.000 EST
Y : 110.000 @ 150.000 Nord
III- SITUATION GEOLOGIQUE
La structure de Hassi Messaoud correspond au prolongement vers le Nord du
môle d’Amguid-El Biod, elle occupe la partie centrale de la province triasique.
(Fig.2).
Ce gisement est limité :
Au Nord, par la structure Djemâa-Touggourt.
Au Sud, par le haut-fond d’Amguid-El Biod.
A l’Est, par les dépressions de Dahar et de Ghadamès.
A l’Ouest, par la dépression d’Oued Mya.
Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
6
Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
7
FFiigguurree 11 :: Situation géographique du champ de Hassi Messaoud (WEC. 2007)
Figure 2 : Situation géologique du champ de Hassi Messaoud (WEC. 2007)
Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
8
IV- ZONATION DU CHAMP ET NUMEROTATION DES PUITS
L’évolution des pressions des puits en fonction de la production a permis de
subdiviser le gisement de Hassi Messaoud en 25 zones, dites de production,
d’extension variable. Ces zones sont relativement indépendantes et correspondent à un
ensemble de puits communiquant entre eux et non pas avec ceux des zones
avoisinantes, Elles ont chacune un comportement propre du point de vue pression de
gisement. Les puits d’une même zone drainent conjointement une quantité d’huile en
place bien établie. Toutefois il est important de souligner que le facteur de pression ne
peut être le seul critère de caractérisation des zones (Fig.3).
Le champ de Hassi Messaoud est divisé en deux parties distinctes : la zone
Nord et la zone Sud, chacune ayant sa propre numérotation établie par les premières
sociétés détectrices du champ.
1) Champ Nord : comporte une numérotation géographique complétée par
une numérotation chronologique, exemple : Omn 43.
O : Majuscule, permis d’Ouargla.
m : Minuscule, carreau de 1600 km²
n : Minuscule, carré de 100 km²
4 : Abscisse, et 3 : ordonnée
2) Champ Sud : Elle est principalement chronologique complétée par une
numérotation géographique basée sur des abscisses et des ordonnées
d’intervalle égale à 1,250 km et harmonisée avec les coordonnées Lambert.
Ex: Md10 (33) – (15) .
Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
9
Figure 3 : Carte de zonation du champ de Hassi Messaoud
(Sonatrach / Division Production – Rapport interne 2002)
V- STRATIGRAPHIE DU CHAMP
La série stratigraphique du champ de Hassi Messaoud reposant sur le socle a
environ 4393m d’épaisseur. Elle est marquée par l’absence du Silurien, Dévonien,
Carbonifère et Permien ; elle est de ce fait incomplète. La discordance hercynienne est
manifestement plus accentuée au centre de la structure, où les dépôts argilo-gréseux et
salifères du Trias reposent directement sur le Cambrien. En allant vers la périphérie,
cette discordance tronque des termes ordoviciens de plus en plus récents (Fig.4 et 5).
La série stratigraphique de Hassi Messaoud se présente comme suit : (Fig. 6 et 7)
Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
10
V.1) LE SOCLE :
Il est formé essentiellement de granite porphyroïde rose.
V.2)LE PALEOZOIQUE :
a) L'infra-Cambrien :
C'est l'unité lithologique la plus ancienne rencontrée par les forages de la région
notamment au Nord de la structure, il est constitué de grès argileux rouge.
Les formations paléozoïques reposent en discordance sur le socle à travers la
discordance panafricaine.
De la base au sommet on distingue :
b) Le Cambrien :
Il est essentiellement constitué de grès hétérogènes, fins à très grossiers
entrecoupés de passées de siltstones argilo-micacés.
On y distingue trois (3) lithozones [R1 (Ra +Ri), R2, R3]
Lithozone R3 : Son épaisseur moyenne est de 370 mètres.
Elle se compose de grès, feldspathiques et micacés à grains moyens à très
grossiers conglomératiques à la base, à ciment argileux abondant, ayant des passées de
grès ferrugineux et d'argile silteuse.
Lithozone R2 : Son épaisseur moyenne est de 100 mètres.
Elle se compose de grès moyens à grossiers micacés, mal classés, à ciment
argileux assez abondant avec des intercalations de silts. Les stratifications sont souvent
obliques.
Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
11
Figure 4 : Coupe géologique du champ de Hassi Messaoud
(Sonatrach / Division Production – Rapport interne 1998)
Figure 5 : Bloc diagramme de l’écorché géologique sous la discordance hercynienne du
champ de Hassi Messaoud (Sonatrach / Division Production – Rapport interne 1998)
Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
12
Figure 6 : Colonne stratigraphique type du champ de Hassi Messaoud -Modifiée
(Sonatrach / Division Exploration – Rapport interne 2005)
Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
13
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Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
14
Lithozone Ra : Son épaisseur moyenne est de 125 mètres.
Elle se compose de grès à grès quartzites anisomètriques moyens à grossiers, à
ciment argileux et siliceux, possédant de nombreuses passées de silts centimétriques et
décimétriques. Les stratifications sont souvent obliques à entrecroisées, parfois
horizontales. Les Tigillites sont présentes dans la partie supérieure de la série.
L'ensemble du Ra a été érodé au centre du champ.
Lithozone Ri : Son épaisseur moyenne est de
42 mètres.
Le passage entre le Cambrien et l'Ordovicien n'est pas net, c'est pourquoi on
peut distinguer une zone de passage appelée " cambro-ordovicien ". La transition est
brutale puisqu'on passe à des grès bien classés.
Il se compose de grès quartzitiques isométriques fins bien classés glauconieux,
à ciment argileux et siliceux, avec présence abondante de Tigillites.
Zone des alternances : Son épaisseur moyenne est de 20 mètres.
Désignée ainsi en raison de la présence de nombreuses passées d'argiles
indurées alternant avec des bancs de quartzites fins isométriques.
c) L'Ordovicien :
On distingue de la base au sommet trois (03) unités lithologiques.
Argiles d'El Gassi : Son épaisseur moyenne est d'environ 50 mètres.
Cette formation est constituée d'argile schisteuse, indurée présentant une
couleur verte à noire, rarement rouge. Cette argile peut être glauconieuse ou
carbonatée présentant une faune (Graptolites) indiquant un milieu de dépôts marin.
Cette formation est surtout rencontrée sur les zones périphériques du champ.
Les grès d'El Atchane : Ils ont une épaisseur moyenne qui varie de 12 à
25 mètres.
Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
15
Cette formation est constituée de grès fin à très fin, de couleur gris-beige à gris-
sombre. Ce grès peut être argileux ou glauconieux avec de nombreuses passées
argileuses et silteuses.
Les quartzites de Hamra : Leur épaisseur moyenne varie de 12 à 75
mètres.
Ce sont des grès quartzitiques fins, à rares intercalations d'argiles.
V.3) LE MESOZOIQUE :
a) Le Trias :
Il repose en discordance sur le Cambrien, au centre et sur l'Ordovicien vers les
flancs de la structure .C'est un faciès très varié résultant de la transgression qui fût à
caractère laguno-marin, accompagnée par des coulées éruptives. Il est subdivisé en
trois (3) unités:
Le Trias gréseux :
Il constitue le premier remplissage du relief paléozoïque et se subdivise en
plusieurs unités qui diffèrent les unes des autres par leur lithologie et leur réponse
diagraphique. Il est accompagné par des coulées éruptives. Son épaisseur varie de 0 à
75 m
Le Trias argileux :
Il est constitue d’argiles plus au moins silteuses, brun rouge a bariolés,
dolomitiques et anhydritiques avec des intercalations de banc de sel au sommet.
Son épaisseur moyenne est de 113m.
Le Trias salifère :
Il est constitue de bancs de sel massif présentant au sommet des intercalations
d’anhydrite et des bancs d’argile légèrement silteuse et dolomitique, son épaisseur
moyenne est de 340m.
Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
16
o Le Trias salifère « S3 » (TS3) :
C’est une alternance d’argiles grises sombres, moyennement dures, avec des
niveaux de sel massif jaunâtre à rosâtre, parfois translucide. Il a une épaisseur
moyenne de 200 m.
o Le Trias salifère « S2 » (TS2) :
C’est une succession d’argiles grises brunes, tendres avec des bancs de sel
massif translucide.
o Le Trias salifère « S1 » (TS1) :
D’une épaisseur de 46 m, il est formé par une argile grise verte parfois rougeâtre,
tendre, intercalée de bancs d’anhydrite moyennement dure, microcristalline et de sel
massif translucide.
Note sur l’éruptif du Trias :
Il se situe approximativement entre la discordance hercynienne et le mur du
trias argilo –gréseux.
On le localise rarement dans le Ra, sa rencontre est difficilement prévisible dans
la partie Sud-Ouest et Ouest du champ, avec des épaisseurs variables de 0 m à 90 m et
le potentiel du- réservoir se trouve réduit lors de sa présence.
b) Le Jurassique : Son épaisseur moyenne est 844 mètres.
Le Jurassique est un ensemble argilo-grèseux à intercalations de calcaire au
sommet ( Malm ) et à alternances de faciès lagunaires et marins à la base ( Dogger et
Lias ) .
Le Lias : Son épaisseur moyenne est de 300 mètres.
Le passage du Trias au Lias est caractérisé par une zone de marne dolomitique
connue sous le terme de l'horizon B qui est un repère sismique. Le Lias est subdivisé
en cinq (5) niveaux bien distincts s'intercalant entre eux sur toute l’épaisseur.
Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
17
Le Dogger : Son épaisseur moyenne est de 320 mètres.
Le Dogger est subdivisé en deux (2) formations, le Dogger lagunaire à la base
et le Dogger argileux au sommet.
Le Malm : Son épaisseur moyenne est de 225 mètres.
Il est caractérisé par les dépôts d'argiles et de marne avec des intercalations des
bancs de calcaire et dolomie accompagnés de quelques traces d’anhydrite.
c) Le Crétacé : Son épaisseur moyenne est de 1620 mètres.
Il est constitué de sept étages, de la base au sommet on distingue :
Le Néocomien :
Il comprend deux niveaux, à la base un terme gréseux constitué de grès et de
quelques passées d'argiles avec des passées de grès, au sommet un terme argileux
représenté par des argiles avec nombreuses intercalations de calcaire et de dolomie.
Le Barrémien : Son épaisseur moyenne est de 280 mètres.
Il est formé de grès fins à moyens carbonatés à plages d’anhydrite, alternant
avec des niveaux d'argile gréseuse et dolomitique.
L'Aptien : Son épaisseur est de 25 mètres.
Il est représenté par deux bancs dolomitiques encadrant un niveau argileux .La
limite Aptien-Barrémien coïncide avec la barre calcaro-dolomitique qui représente un
bon repère sismique.
L'Albien : Son épaisseur moyenne est de 350 mètres.
Constitué de grès et sable fin, avec des intercalations d'argile silteuse, il
représente une immense nappe aquifère.
Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
18
Le Cénomanien : Son épaisseur moyenne est de 145 mètres.
Alternance d'anhydrite et d'argile rouge-brune, de marnes grises et de dolomie.
La limite Cénomanien-Albien coïncide avec le passage des séries évaporitiques aux
séries plus gréseuses de l’Albien.
Le Turonien : Son épaisseur moyenne varie de 70 à 120 mètres.
C’est une alternance de calcaire argileux, calcaire dolomitique et calcaire
crayeux ; Au sommet apparaissent les bancs de calcaire. Le Turonien contient une
nappe d'eau salée.
Le Sénonien : Son épaisseur moyenne est de 230 mètres.
A la base , une série lagunaire présentant des bancs massifs de sel et des
alternances d'anhydrite , dolomie et d'argile grise , au sommet une série carbonatée
présentant des bancs de calcaire dolomitique argileux et des bancs d'anhydrite .
V.4) LE CENOZOIQUE : Son épaisseur moyenne est de 360 mètres.
Il est constitué de calcaire dolomitique à l'Eocène et d'un recouvrement de type
sableux au Mio-Pliocène.
VI- TECTONIQUE DU CHAMP (Fig. 8-9)
Le champ de Hassi Messaoud se trouve sur la partie extrême Nord de la zone haute
d’El Biod - Hassi Messaoud. Il se présente comme un vaste dôme anticlinal aplati, de
direction générale Nord-Est – Sud-Ouest. Les accidents affectant le réservoir sont de
deux types :
Les failles de directions subméridiennes Nord - Nord-Est – Sud - Sud-Ouest
ainsi que d’autres failles qui leurs sont perpendiculaires de direction Nord - Ouest
– Sud-Est, ceci fait ressortir le caractère tectonique en horst et graben.
Les cassures sans rejets qui ont eu un grand effet sur la fracturation du
réservoir.
Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
19
VI.1) STRUCTURATION DU CHAMP DE HASSI-MESSAOUD
L‘évolution structurale du gisement est le résultat de plusieurs phases
tectoniques que l’on peut résumer chronologiquement comme suit :
VI.1.1) Structuration anté-triasique
Phase panafricaine :
C’est une phase compressive de direction Est – Ouest, due a une collision
continentale entre le craton ouest africain rigide et le bloc est africain plastique
(Bertand et R.Caby 1978), provoquant une tectonique cassante, représentée par un
réseau de failles de directions Nord-Est – Sud-Ouest, Nord-Ouest – Sud-Est suivie
d’une érosion intense qui s’est installée jusqu’au Cambrien conduisant à la formation
d’une surface de pénéplanation appelée surface infra-tassiliènne. Cette pédiplaine
marque le début d’une histoire cratonique du Sahara.
Des mouvements distensifs de directions Nord-Ouest – Sud-Est interviennent
au Cambro-Ordovicien; qui sont à l’origine de l’étirement de la croûte continentale
suivie d’une subsidence tectonique et plus tard thermique ; cette distension provoque
un jeu de faille normales (Nord-Est – Sud-Ouest) préexistant dans le socle
accompagnée de volcanisme ; BEICIP, FRANLAB. (1979).
Phase eo-calédonienne précoce ou phase anté-tremadocienne
(500 M.A) :
Datée d’environ 500 millions d’années, cette phase est marquée par la
transgressivité des grés isométriques (Ri) connus sur les flancs du champ, après la
mise en place du dépôt du réservoir (Ra).
Une structure tardi-cambrienne s’est produite avec érosion et failles s’établissant déjà
suivant une direction Nord-Est – Sud-Ouest et accompagnée de volcanisme ; BEICIP,
FRANLAB. (1979).
Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
20
Figure 8 : Phases tectoniques majeures ayant affectés le Sahara Central
(Boudjemâa.1987)
Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
21
Figure 9 : Carte structurale du champ de Hassi Messaoud
(Sonatrach / Division Production – Rapport interne 2002)
Phase calédonienne (400 M.A) :
Datée d’environ de 400 millions d’années, cette phase est régionalement connue
par l’absence de sédiments du Dévonien et du Carbonifère sur toute la surface du
haut fond d’El Biod. A noter qu’une hypothèse de non dépôt de ces sédiments a été
retenue plutôt que celle de l’érosion hercynienne du fait que les faciès remaniés à la
base du Trias gréseux proviennent du Cambro-Ordovicien. Cette phase aurait
débutée au Silurien ou au Dévonien inférieur
Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
22
Phase hercynienne (225 à 250 M.A) :
Du Nord-Est au Sud-Ouest, elle est accompagnée du jeu des failles de même
orientation, qui compartimentent le réservoir en blocs ayant leur comportement propre
(horst, graben).
Au cours de cette phase, on assiste à un serrage de direction Nord-Ouest – Sud-
Est, c’est à dire, perpendiculaire aux accidents majeurs.
VI.1.2) Structuration post-triasique :
Les effets de cette phase sont relativement faibles et ne correspondent qu’à 50 à
100 m de fermeture structurale (2950 - 3050 m). Ces déformations s’accompagnent
d’un basculement vers le Nord-Ouest d’environ 200 m entre la partie Sud-Est et Nord-
Ouest; ce basculement a eu lieu au Mésozoïque. La fermeture Nord-Sud est beaucoup
plus importante que la fermeture Ouest-Est, ce qui pourrait être due aux mouvements
d’âge Eocène qui sont dus à la phase tectonique atlasique avec une direction de
compression Nord-Nord-Ouest – Sud-Sud-Est ; BEICIP, FRANLAB. (1979)
Phase autrichienne (100 M.A) :
Datée d’environ de 100 millions d’années, cette phase est un raccourcissement Est-
Ouest, elle a accentué la fermeture structurale et a provoqué des fracturations le long
des failles anciennes qui ont probablement rejoué.
Elle est presque synchrone de la mise en place des hydrocarbures, car leur
formation a débuté au Jurassique et s’est poursuivie pendant le Crétacé.
Phase atlasique (Eocène) :
C’est une phase dont la compression est de direction Nord-Nord-Est – Sud-Sud-
Ouest, postérieure à la formation des hydrocarbures, donc elle est probablement à
l’origine des barrières de perméabilité dues à un décalage des niveaux réservoirs.
Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
23
VI.1.3) Structuration actuelle :
Cette structuration montre une fermeture de 300 m entre les bordures et le top
du gisement, elle est compressive à raccourcissement Nord-Sud, elle a subit un faible
réajustement épirogénique. Cette dernière à un allongement général Nord-Est – Sud-
Ouest, et montre des culminations locales d’amplitude de l’ordre de la centaine de
mètres, le rejet connu des failles ne dépasse pas 70 à 80 mètres ; BEICIP, FRANLAB.
(1979).
VI.1.4) Les paléo-vallées hercyniennes (Fig.10) :
D’après des études précédemment faites, il a été mis en évidence l’existence de
paléo vallées qui sont caractérisées par un remplissage plus épais du Trias, avec une
série éruptive à la base. Elles sont contrôlées par les niveaux d’érosion, plus profonds
au niveau des axes par apport aux inters flancs.
Six paléo vallées ont été détecté au champ de Hassi Messaoud. Dans certains
cas, les flancs de ces paléo vallées forment des falaises et canyon étroits avec un tracé
pouvant être parfois méandriforme.
Figure 10 : Exemple de vallée hercynienne (Champ de Hassi Messaoud)
(Sonatrach / Division Production – Rapport interne 2002)
Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
24
VI.2) LES DEFORMATIONS TECTONIQUES :
A Hassi Messaoud il n’est possible de montrer la présence de faille qu’à partir
de décalage de profondeur entre des niveaux identiques, lorsqu’ils sont faciles à
identifier, suffisamment marqués et corrélables entre puits voisins.
Les failles laissent aussi de nombreuses empreintes sur les roches tel que :
Les brèches (Fig.11) : elles correspondent au remplissage d’espaces vide créés par
la faille tel que fractures et fissures ; ceci avec le produit de rabotage des parois lors
du déplacement des blocs, elles sont constituées par des éléments broyés
Généralement un puits caractérisé par une forte densité de brèches est faillé ou
situé à proximité d’une faille.
Les fissures (Fig.12) : elles correspondent à des discontinuités au sein des roches,
engendrées par la distension ou la compression, parfois il est difficile de
reconnaître une fissure originelle d’une fissure artificielle. En effet, le carottage et
les différentes opérations réalisées sur les carottes peuvent engendrer la formation
de fissures artificielles dites induites, créant ainsi une ambiguïté entre elle et les
fissures vides originelles.
Les stylolithes (Fig.13) : ce sont des structures en colonnettes au sein de certaines
roches, dessinant des joints irréguliers, généralement soulignés par un résidu
noirâtre ou brunâtre .Les figures correspondent à des surfaces de pression –
dissolution, permettant notamment de déterminer la direction de la compression qui
leur a donné naissance et qui est parallèle à l’allongement des colonnettes.
VI.2.1) Les déformations cassantes (Fig.14 et 15) :
L’ensemble du môle de Hassi Messaoud est caractérisé par un important réseau
de flexures de failles délimitant des zones en horst et graben d’orientation Nord-Nord-
Est – Sud-Sud-Ouest.
Les panneaux sont longs. Ils peuvent atteindre 10 km de longueur ; leur rejet
peut aller jusqu’à 150m. Les failles sont généralement méridiennes et /ou sub
méridiennes et leur jeu est normal, rarement inverse si les contraintes sont
Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
25
perpendiculaires à leur direction, ou alors, en décrochement lorsqu’elles sont obliques.
Une faille majeure est de direction Nord-Est – Sud-Ouest.
Filon brèchique dans une matrice argilo-bitumineuse
Brèche tectonique
Brèche tectonique colmaté par de la pyrite
Figure 11 : Exemple du comportement des zones tectonisées au niveau du champ de Hassi
Messaoud – Puits; OMO-31, OMN-11 et OMN-53 (Brèches : Indicateurs de failles)
(Sonatrach / Division Production - Rapport interne / 2002)
Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
26
Figure 12 -13 : Exemple du comportement des zones tectonisées au niveaux
du champs de Hassi Messaoud - Puits OMLZ-36 (Brèches : Indicateurs de failles)
(In : MERZOUK, A. 2008)
Fissures horizontales
Joints stylolithiques
Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
27
Figure 14 : Bloc diagramme shématisant les déformations tangentielles du réservoir
Cambrien du champ de Hassi Messaoud
(La rosace rapelle l’orientation préferentielle des accidents).
(Rhuland et Massa, 1972 : Etude structurale et de la fracturation du champ de Hassi
Messaoud – Edition technips, Paris)
Orientation Nord Est – Sud Ouest prédominante
Indices de mouvements tangentiels par décrochement sont prédominants
Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
28
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Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
29
VI.2.2) Les intrusions intra cambriennes (Fig.16)
Laccolites : Se sont des massifs de roches magmatiques, plutoniques en grosses
lentilles de plusieurs km de longueur, à surface supérieur convexe, l’ensemble est
pratiquement parallèle aux structures de l’encaissant, il est parfois nommé massif
concordant. Ces laccolites se situent principalement au niveau du secteur Sud-
Ouest du champ de Hassi Messaoud. Dans la série stratigraphique, les laccolites
occupent généralement la partie centrale du Ra, D3 (MD282 zone 24 a un
épaississement de 26 m dans le D3).
Les filons couches : Ce sont des sills, correspondant à une lame de roche
magmatique intrusives, parallèle aux structures de l’encaissant. L’épaisseur varie
de 1m à quelques dizaines de mètres. Leur longueur atteint plusieurs km. les sills
s’infiltrent à la faveur d’un niveau argileux ; écartent deux couches préférentielles
et s’étalent entre elles.
Les dykes : Leur épaisseur peut atteindre 100m. Ce sont des roches magmatiques
qui recoupent les structures de l’encaissant transversalement par rapport aux
couches sédimentaires.
Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
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Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
31
VII- ASPECTS SEDIMENTOLOGIQUES (Fig. 17)
Les études sédimentologiques effectuées sur le champ de Hassi Messaoud,
n’ont pas pu à ce jour définir avec précision les différents types d’environnements
sédimentaires caractérisant les différentes unités lithologiques constituant le réservoir.
Des études de comparaison ont été établies entre les grés de Hassi Messaoud et
ceux affleurant au Tassili des N’Ajjers ; BEICIP, FRANLAB. (1995).
En effet, des similitudes ont été découvertes entre ces deux grés et les structures
suivantes ont été observées :
VII.1) STRATIFICATIONS OBLIQUES :
La base des grés des Tassilis N’Ajjer présente deux types de stratifications
obliques :
1. Type arqué : résultant de la migration des dunes hydrauliques, le même type est
présent au D1.
2. Type tabulaire : correspond à une migration de barres hydrauliques, qu’on
retrouve au D2 et D 4.
VII.2) STRATIFICATIONS HORIZONTALES :
Elles sont associées à des dépôts fins à très fins ; ce type de stratifications est
due à un régime hydraulique calme, à écoulement laminaire, caractérisé par un bon
classement ; le ciment argileux est plus important dans ce cas qu’on retrouve dans la
zone fine médiane du Ra.
Les litages en flaser :
Ce sont des lentilles de silstones alternant avec des lits d’argile.
On observe ces figures dans la zone fine médiane du Ra, elles indiquent un milieu
marin calme.
Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
32
Les diasthèmes :
Ils correspondent à des interruptions courtes de la sédimentation, avec des surfaces
d’érosion quartzifiées et diaclasées.
Lors des reprises des dépôts, les tubes tigillitiques sont remplis de sables grossiers.
Les diasthèmes figurent dans des massifs grossiers et plus fréquemment dans le Ra
supérieur.
Les structures festonnées :
Ces structures sont associées à des tigillites, leur présence est signalée dans les grés
isométriques.
Les tigillites :
Ce sont des remplissages des terriers creusés par des organismes vivants sous une
faible tranche d’eau.
On les retrouve en quantité importante dans le Ri qui semble fournir les conditions
écologiques pour leur épanouissement, à savoir : milieu marin peu profond à régime
hydraulique calme.
VII.3) CONSTITUANTS PETROGRAPHIQUES :
L'étude au microscope a montré que les différents niveaux cambriens ont les
mêmes constituants pétrographiques, mais avec des proportions plus ou moins
différentes d'un niveau à un autre. Les principaux constituants sont :
Le Quartz :
Le Quartz est considéré comme le constituant majeur, il représente une teneur
moyenne de 75% de la roche .Les grains sont arrondis à subanguleux. Le contact entre
les grains et généralement concavo-convexe.
Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
33
Fragments de roches :
Les fragments de roches sont très fréquents dans le Ra .Ils sont liés aux zones
grossières et comportent des fragments de quartzites et de brèches tectoniques.
Micas :
La fréquence des micas ne dépasse pas les 2%, ils sont plus fréquents dans les
passées silteuses et représentés le plus souvent par de la moscovite ou de la biotite.
Minéraux lourds :
Les minéraux lourds se présentent en inclusion dans les grains de quartz dont on
cite l'oxyde de fer, le zircon et la pyrite.
Les carbonates :
Ils sont représentés dans le réservoir sous forme de ciment authigène, qui
colmatent les fissures et leurs alentours .Il est à noter que la principale fraction
carbonatée est la sidérite et à degré moins la calcite.
Ciments :
* Silice secondaire : elle se présente essentiellement sous forme d'un ciment de
nourrissage des grains de quartz. Elle est plus répandue dans le Ra que dans le R2.
* Argiles : très répandu dans les niveaux inférieurs du Cambrien, le ciment
argileux est représenté d'une part par une fraction détritique, qui semble être composée
en grande partie par l'Illite et d'autre part, par une fraction authigène qui est la
Kaolinite.
VII.4) GEOMETRIE DES CORPS GRESEUX :
On peut résumer le réservoir de Hassi Messaoud comme un milieu hétérogène
(sur le plan vertical et sur le plan horizontal), anisotrope et discontinu. Et, pour donner
un modèle représentatif, l'étude des différentes disciplines géologiques est absolument
nécessaire.
Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
34
o La sédimentologie (dépôts et diagenèse).
o La tectonique (fissures et failles).
o La géomorphologie (surface d’érosion).
Cette hétérogénéité verticale se manifeste par une extrême variabilité des
valeurs de perméabilité, se distribuant en " dents de scie ", avec des valeurs de 0,1 à
plus de 1000 md. Elle est expliquée par le mode de dépôts des grès cambriens,
compliquée par les effets diagénétiques.
Le réservoir est constitué par un empilement d'unités lithologiques élémentaires
centimétriques à décimétriques. Chaque unité lithologique a ses caractéristiques
lithologiques propres (granulométrie, argilosité). L'agencement de ces unités
lithologiques est très complexe et correspondrait au mode de dépôts " en gouttières ",
caractéristiques de certains milieux continentaux fluviatiles de type anastomosé, en
tresse.
La gouttière est composée d’un assemblage complexe de feuillets élémentaires
de dépôts, d’épaisseurs centimétriques et disposés en oblique. Ce sont des structures
obliques qui caractérisent les grès du réservoir vue sur carottes.
L'extension des corps gréseux est limitée à une centaine de mètres, tandis que
les silts minces, mais imperméables ne dépassent pas les cinquante (50) mètres. Il faut
noter l'absence de corrélation des perméabilités entre les puits.
Ces prévisions de la perméabilité sont aléatoires (Il faut prévoir la porosité et
l'argile totale). La porosité est liée à la silice, au classement et à l'argile. Il faut, dans ce
cas, accorder une signification aux variations tendancielles de la perméabilité.
Le contrôle des qualités de réservoir impose la connaissance de la
granulométrie, le classement, la morphoscopie, la teneur et la nature des argiles et les
effets induits par la diagenèse, en plus des aspects structural et tectonique.
Donc, ces grès cambriens ont été modifiés dans leurs structures et dans leurs
caractéristiques pétro-physiques, à la suite de leur profondeur d'enfouissement. Le
stade ultérieur de la compaction se manifestera par l'engrenage des grains.
Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
35
VII.5) CONCLUSION
Il faut souligner que l’évolution de cette série réservoir traduit :
D’une part, la superposition des variations des niveaux fluviatiles à marin
d’amplitudes modérées témoignant des tendances plus marines de l’inter-
drain et surtout du drain D3.
D’autre part des variations d’amplitudes plus fortes témoignant de
l’évolution de la série de l’environnement fluviatile vers un marin franc
soulignant la tendance transgressive généralisée qui se continue au dessus
dans le drain D5.
Figure 17 : Séquence sédimentaire comparative entre les grés de HASSI-MESSAOUD
et ceux du TASSILI N’AJJERS (BEICIP, FRANLAB - 1995).
Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
36
VIII- ASPECT PETROLIER
VIII.1) ROCHE MERE
Silurien :
Les argiles du Silurien constituent la roche mère, source génératrice des
hydrocarbures à l’échelle de toute la plate forme saharienne.
Cette source est représentée par les argiles noires, carbonatées et radioactives, très
riches en matière organique, d’une épaisseur qui varie de 20 à 70 m.
La matière organique est de nature amorphe. La présence de Tasmanacés
confirme l’origine marine de cette matière et son apport pétrolier est évident.
Actuellement, on peut dire qu’après la dismigration des hydrocarbures générés
au Paléozoïque, il y a eu une deuxième phase de génération plus importante qui a
cessé à la fin du Crétacé suite à la diminution de la subsidence.
Le Silurien est préservé au Nord du champ de Hassi Messaoud, à l’Ouest
(dans le bassin d’Oued Mya), au Sud-Ouest (bassin de Mouydir) et à l’Est (Bassin de
Berkine).
VIII.2) ROCHES COUVERTURES :
La couverture des réservoirs ordoviciens est assurée respectivement par
l’épanchement des roches éruptives ainsi que par les épaisses séries d’évaporites
d’âges triasique ou jurassique.
VIII.3) PIEGES :
Les pièges désignent les zones les plus favorables à la présence des
accumulations d’hydrocarbures, caractérisés par une faible pression et une plus basse
température que celle des roches mères, et par une barrière qui oblige les
hydrocarbures à s’accumuler. Il existe trois types de pièges :
Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
37
Pièges structuraux :
Ces pièges sont le résultat de mouvements tectoniques tels que les anticlinaux
ou pièges par failles.
Pièges stratigraphiques :
C’est la combinaison de deux milieux différents correspondant au passage d’un
milieu perméable à un autre imperméable tel que les lentilles gréseuses et les biseaux.
Pièges mixtes :
Ils sont à la fois structuraux et stratigraphiques, comme par exemple la structure
de Hassi Messaoud (anticlinal tronqué par la discordance Hercynienne).
Au niveau du bassin d’Oued Mya au Nord-Est de Hassi Messaoud, les pièges
reconnus, jusqu’à présent, sont de type stratigraphique et structural (mixtes).
Caractéristiques du fluide (Fig.18) :
Huile légère.
Densité moyenne en surface : do = 0,8.
La pression de gisement est variable : Pg = 120-400 Kgf /cm2
La température du gisement est de : T°=118°C
Le rapport Gaz / Huile : GOR = 219 m3/m
3
La porosité est faible : ø = 5-10%
La perméabilité est très variable
La viscosité : µ = 0,2 Cp.
Le facteur volumétrique de fond : Bo = 1,7 m3 /m
3
Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
38
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Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
39
IX- DESCRIPTION DU RESERVOIR
IX.1) DESCRIPTION DES DRAINS :
Du point de vue sédimentologique, le réservoir est subdivise en trois zones
suivant les critères granulométrique :
1. Zone grossière inférieure (Ra inférieure)
2. Zone fine médiane (Ra moyen)
3. Zone grossière supérieure (Ra supérieure)
La base du Ra s’individualise comme une zone grossière inférieure dans laquelle
se développent trois drains qui se distinguent par leurs paramètres granulométriques.
Ce découpage peut être également validé par les particularités suivantes :
D1 : Grès grossiers à stratifications de type oblique arqué dominantes, bien
marquées et souvent à base micro-conglométriques, avec absence de tigillites.
ID : Niveaux plus minces et fréquence plus grande des niveaux silteux, avec
présence locale de tigillites. Il marque un passage très progressif entre le D1 et le
D2.
D2 : Grès grossiers mais bien classés à stratifications obliques tabulaires
dominantes formant des méga-rides, avec présence de quelques intercalations de
niveaux de silts à fines bioturbations.
Pour cette partie inférieure du Ra qui comporte les meilleurs niveaux réservoirs,
il faut surtout remarquer l’extension progressive des zones d’érosion vers la zone
centrale du champ.
D3 : Il correspond à la zone fine médiane (granulométrie plus faible). La
principale caractéristique de ce drain est l’abondance d’inter-lits silteux et de grès
fins à très fortes bioturbations (des tigillites en particulier).
Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
40
Le caractère marin de ce drain est bien marqué. Il pourrait correspondre à un
environnement de plate forme infra-littorale, composée de niveaux argilo-silteux
bioturbés dans lesquels se développent des barres marines à influence tidale ou de
tempêtes.
Dans un tel environnement l’existence de barrières de perméabilité d’extension
kilométrique est très probable ; BEICIP, FRANLAB. (1995).
D4 : Il correspond à la zone grossière supérieure. Ce sont des grès à stratifications
obliques tabulaires fréquentes formant des mégas- rides de un à plus de deux
mètres d’épaisseur.
Pour reconnaître et suivre les réservoirs en tout lieu du champ, on l’a subdivisé en
paquet ou tranche en utilisant les différents paramètres sédimentologiques cités
antérieurement, ainsi que leur propriétés diagraphiques et petro physiques.
IX.2) SUBDIVISION DIAGRAPHIQUE (FIG.19)
Les grès de Hassi Messaoud ont été subdivisés au début de la reconnaissance du
gisement en quatre termes : Ri, Ra, R2 et R3
1. Zone Ri : ou grès isométriques, zone habituellement très compacte D5 ou
(R 70 – R 90), subdivisé en trois tranches 7, 8,9.
2. Zone Ra : composée de 3 lithozones :
La zone grossière supérieure, ou D4 (R100 à R130).
La zone fine médiane ou D3 (R130 à R140)
La zone grossière inférieure, comprenant le D2 (R140 à R150), ID (R150
à R170), D1 (R170 à R190) et la zone de passage ZPG (R190 à R200).
3. Zone R2 : Zone de grès quartzites, plus argileux présentant rarement des
qualités réservoir dans sa partie supérieure (R200-R300), R2 ab (R200-
R250).
4. Zone R3 : Zone très grossière à micro conglomératiques très argileuse,
sans aucun intérêt pétrolier (R300-R400).
Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
41
A l’intérieur des termes supérieures du Cambrien, il a été possible à l’aide des
études pétrographiques et à l’aide des diagraphies (Gamma Ray, neutron, log
électrique) de définir des subdivisions secondaires ou « Tranches diagraphiques ».
Ces subdivisions sont limitées par des repères traduits en profondeurs
électriques. Lithologiquement, ces repères sont des niveaux à tendance argileuse.
Il y a trois zones limitées par des repères 50, 100 et 200, la zone de passage
correspond à la tranche 19 (R190 - R200) ; épaisseur = 5 m.
Ri - - - - - - - - - - - - - - - - - -50
Ri - - - - - - - - - - - - - - - - - -100
Ri - - - - - - - - - - - - - - - - - -200
Ces repères perdent de leurs valeurs chronostratigraphiques lorsque le sommet
d’une zone se trouve affectée par une discordance.
Chaque zone est subdivisée en tranches, dont l’épaisseur peut varier de 05 à 30 mètres.
Huit tranches sensiblement isopaques, ont été reconnues dans le Ra, la où la série est
complète. Elles sont limitées par les repères suivants :
Le repère 0 étant la discordance Hercynienne
TRANCHE 10
Repère 100
TRANCHE 13 Repère 130
TRANCHE 14 Repère 140
TRANCHE 15 Repère 150
TRANCHE 16 Repère 160
TRANCHE 17 Repère 170
TRANCHE 18 Repère 180
TRANCHE 19 Repère 190
Repère 200
Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
42
Le repère 100 (Repère de la partie supérieure du Ra) n’est pas un repère
stratigraphique ; appelé repère volant, il repose d’Est en Ouest sur des niveaux
plus élevés dans la série.
Reconnaissance pratique des limites :
Limite Ra / R2 : Sur le neutron ; apparaît une « Bosse siliceuse » (Quartzites
très dure) se trouvant à environ 5 à 7 m au dessous de la limite Ra/R2.
Limite Ra/ Ri : Le log Gamma Ray fait ressortir la présence d’un pic radioactif,
assez remarquable, situé à 5 ou 6 m au dessous de la limite Ra / Ri.
IX.3) SUBDIVISION PETROPHYSIQUE :
La notion de drains fait appel aux données sédimentologiques, diagraphiques et à
la qualité réservoir.
Cette notion est à caractère horizontal et à caractère pétrophysiques vertical dans
le réservoir.
Le terme drain qualifiant, des zones faiblement cimentées, coïncide avec les trois (03)
zones préférentielles du réservoir.
1. Zone grossière supérieure : R 100 D4
R 130
2. Zone médiane : R 130 D3 (22 m)
3. Zone grossière inférieure R 140 D2 (24
m)
R 150
R 150 ID (28 m)
R 170
R 170 D1 (26 m)
Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud
43
R 190
Figure 19 : Découpage en drain du Cambrien de Hassi Messaoud
(In : CFPA-SN REPAL / Tillous et al - 1963)
PETRO-
PHYSIQUE
DIAGRAPHI
QUE.
CCFFPPAA SSNN RREEPPAALL DIAGRAPHIQE
Grès
Isom
étriqu
es
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R70
R95
R100
R130
R150
R160
R170
R180
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R200
R300
D4
D5
D3
SEDIMENT
OLOGIQUE AAGGEE TTYYPPEE DDEE
CCOORREELLAATTIIOONN
Ra moy
Ra sup. 0
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CHAPITRE II
Evaluation des programmes des puits en
Short Radius et des puits horizontaux au
niveau de Hassi Messaoud
Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius
et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud
43
II. GENERALITES SUR LE FORAGE DIRIGE
I.1) INTRODUCTION :
Les compagnies pétrolières se trouvent, généralement confrontées aux
problèmes de maintien de production pour les gisements en déclin. Pour cela, plusieurs
actions visant à optimiser la récupération et l’augmentation du taux de la production
sont menées. Il s’agit du forage de nouveaux puits, du Work Over, du nettoyage et
autant d’opérations complémentaires agissant dans le même but. Ces dernières années
une nouvelle technologie est apparue ; elle consiste en la réalisation de puits
horizontaux (Fig.20).
La première apparition de la technique du forage horizontal date de l’année
1939 par Ranny, cette technique a été par la suite développée par J.Eastman et
E.Zubblin.
Au début de l’année 1980, la majorité des succès de production à travers les
puits horizontaux sont reportés par la compagnie de production standard d’Alaska :
The standard Alaska Production Company Prudhoe Bay et par ELF aquitain Lacq-90
dans le Sud de France.
Depuis ce temps les techniques de forage horizontal n’ont cessé de se
développer.
Un tel succès ne s’explique que par des résultats excellents obtenus grâce à la
technique du forage horizontal, malgré quelques échecs, surtout au début. Ce succès a
été rendu possible par une rapide évolution technologique des équipements :
Développement des outils de mesure en temps réel.
Développement d’une nouvelle génération de moteurs de fond.
Evolution des fluides de forage et développement de nouveaux équipements de
contrôle de solide.
Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius
et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud
44
Meilleure compréhension du comportement du train de tiges
Forage vertical
Forage Horizontal
Figure 20 : Forage dirigé
Q = ΔP * K * H
Q = Débit
ΔP = Changement de pression
K = Perméabilité
H = Epaisseur utile
Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius
et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud
45
I-2) THEORIE SUR LE FORAGE DIRIGE :
Le succès d’un forage horizontal dépend de la réussite de son implantation et du
positionnement du drain dans le réservoir. Pour réussir cette implantation il faudrait
disposer de données géologiques complètes (structure, lithologie, caractéristiques
pétro-physiques) et réaliser des études de simulation adéquates pour permettre de
calculer l’index de productivité d’un puits horizontal par rapport au puits vertical.
La seconde étape consiste à déterminer l’azimut du drain horizontal. L’azimut
est l’angle évalué à partir du Nord magnétique dans le sens des aiguilles d’une montre
de 0 à 360 °
Les puits horizontaux sont forés dans des réservoirs minces ou épais ayant une
bonne perméabilité latérale
Le profil théorique d’un forage horizontal est défini par quatre paramètres :
Profondeur verticale de l’objectif (True vertical Depth : TVD)
Déplacement horizontal (Vertical Section : VS)
Azimut
Côte d’amorce de la déviation
Le drainage d’un puits horizontal idéal a une configuration ellipsoïdale qui est
fonction de la longueur de la section verticale, de la perméabilité horizontale et
verticale.
I-3) APPLICATIONS DES FORAGES DIRIGES :
Dans beaucoup de réservoirs, le forage horizontal permet d’augmenter la
production et aussi d’améliorer le taux de récupération, ceci par un meilleur drainage
et en retardant l’arrivée d’eau et de gaz dans le fluide récupéré.
Les applications des puits horizontaux sont très nombreuses et nous ne mentionnons
ici que les plus intéressantes :
Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius
et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud
46
I.3.1) Réservoirs fracturés :
Les réservoirs fracturés sont parmi les meilleurs candidats au développement
par forage horizontal. Les fractures de ces réservoirs étant sub-verticales, le meilleur
moyen d’en intercepter le plus grand nombre est de forer un puits horizontal
perpendiculairement à leur direction principale.
I.3.2) Réservoirs multicouches :
Dans la plus part des réservoirs multicouches, un puits horizontal peut
remplacer plusieurs puits verticaux ou déviés.
I.3.3) Réservoirs à basse perméabilité :
Le forage horizontal dans de tels réservoirs est une alternative à la fracturation
hydraulique. Le drain horizontal se comporte comme une fracture avec plusieurs
avantages, car il est plus facile de forer un long drain horizontal plutôt que de créer
une fracture équivalente.
I.3.4) Formations non consolidées (contrôle des sables) :
La production des sables non consolidés présente un sérieux problème dans les
puits à grands débits car elle dépend des forces de viscosité à la paroi.
Un drain horizontal forer dans un tel réservoir permet de réduire la vitesse
d’écoulement à la paroi du puits et en conséquence la production de sable.
I.3.5) Conning de gaz et de l’eau :
Les puits horizontaux aident énormément la production de réservoirs affectés
par les phénomènes du conning d’eau ou de gaz. Il en déroule une augmentation de la
distance entre le drain et le contact Huile/Eau. L’amélioration de la productivité est
Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius
et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud
47
obtenue par la dispersion du soutirage entraînant une faible vitesse d’écoulement. Le
même principe s’applique dans le cas des venues de gaz.
I-4) CLASSIFICATION DES FORAGES DIRIGES (FIG.21)
En fonction du degré de courbure, les forages dirigés peuvent être classés en
plusieurs catégories :
I.4.1) Les puits à long rayon :
Ces puits ont un rayon de courbure supérieur à 200m, et permettent l’utilisation
de toutes les procédures de forage conventionnelles, forage avec rotary, carottage,
tubage, etc… et ceci avec des équipements standards et pour des puits sans restriction
de diamètre ou de longueur de drain. La longueur de ces puits peut atteindre plus de
1000 m.
I.4.2) Les puits à moyen rayon :
Ces puits ont un rayon de courbure qui varie entre 50 m et 200 m, et nécessitent
des équipements adaptés tels que des moteurs de fond coudés et ajustables en surface.
Avec un tel rayon de courbure, on peut aller jusqu’à 600m de drain horizontal si la
trajectoire est bien réalisée (affinée).
I.4.3) Les puits à rayon court ou ultra court :
Ces puits ont un rayon de courbure inférieur à 50 m et peuvent atteindre même
5 m, ils nécessitent des équipements spécifiques tels que des moteurs articulés et des
garnitures articulées. En raison de difficultés de contrôle de la trajectoire, la longueur
du drain est limitée à environ 300 m, et de tels puits sont difficiles à compléter et,
limitent l’utilisation de cette technique.
Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius
et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud
48
I.4.4) Les puits multilatéraux :
La technique du puits multilatéral consiste à forer plusieurs branches à partir
d’un drain primaire qui peut être vertical, dévié ou même horizontal.
I.4.5) Les puits en ré-entrée (Short Radius) :
La reprise des puits en Short Radius est une nouvelle technique, elle s'applique
surtout aux puits secs, bouché et abandonnés ou à faibles productions. Cela consiste à
traverser horizontalement les intervalles contenant encore des hydrocarbures en
évitant les zones de mauvaises caractéristiques pétrophysiques.
Des études géologiques et de réservoir ont été faites et se font encore, pour les
puits secs ou à faible production afin de bien choisir les puits candidats, la position
idéale pour les drains ciblés et l’orientation favorable à leur donner.
Les puits en Short Radius ont une inclinaison très rapide 1.5º á 3º par 0.3 m. Ils
peuvent atteindre 90 º pour 2 - 3 m.
Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius
et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud
49
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Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius
et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud
50
II- LES PUITS EN SHORT RADIUS
II.1) INTRODUCTION
Après plusieurs années de production, la pression du gisement et les réserves en
place ont considérablement chuté. La quantité des hydrocarbures restant piégés dans
des niveaux dont la récupération demande des études très poussées et des techniques
de haute précision demeurant inexploitable.
La reprise des puits en Short Radius est une nouvelle technique à Hassi
Messaoud. Elle s’applique surtout aux puits secs ou peu producteurs localisés dans des
zones à problèmes et consiste à traverser horizontalement les intervalles contenant
encore des hydrocarbures.
II.2) HISTORIQUE DU SHORT RADIUS
Cette technique a été appliquée pour la première fois en Algérie au champ de
Hassi Messaoud. Le premier puits repris est le MD 218 en 1995.
La réalisation d’un drain horizontal dans une partie du réservoir a été effectuée
à la suite d’un programme détaillé d’une équipe pluridisciplinaire où se côtoient
l’ingénieur de réservoir, le géologue, le producteur, le foreur, et le prestataire de
service pour les équipements de mesure.
Sonatrach a adopté la technique Short Radius pour pouvoir atteindre le meilleur
drain rapidement et faire produire uniquement le voisinage du puits sec (ancien puits).
II.3) INTERET DU SHORT RADIUS A HASSI MESSAOUD :
Les objectifs de la reprise des puits en Short Radius sont :
Remédier aux problèmes de percée d’eau ou de gaz.
Optimiser le nombre des puits de développement.
Augmenter les productivités des puits qui sont déjà dans les régions de bonnes
perméabilités.
Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius
et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud
51
Baisser la pression d’abandon.
Augmenter la récupération totale.
Drainer la partie qui présente de meilleures caractéristiques pétrophysiques.
Produire à débit plus élevé pour un même P (faible draw down).
Les puits reconvertis en Short Radius doivent obéir aux conditions suivantes :
Eviter le plan d’eau.
Eviter les zones à gaz ou les rayons des puits injecteurs d’eau ou de gaz.
Eviter les rayons de zone sèche.
Eviter la zone à eau pour les puits situés en flanc de structure, ou en zone
d’injection d’eau.
Eviter la zone à gaz pour les puits à fort GOR (Gaz Oil Ratio).
II.4) SELECTION (PUITS / DRAIN / AZIMUT) :
Cette sélection se fait à partir des études géologiques et prend en compte trois
critères :
1) Sélection des puits candidats.
2) Choix des drains à cibler.
3) Choix de l’azimut (l’orientation à donner aux drains).
II.4.1) Sélection des puits :
Pour reprendre un puits en Short Radius, ce dernier doit obéir aux conditions
suivantes :
Etre un puits sec ou mauvais producteur (sélection primaire).
Etre loin des puits injecteurs (d’eau et de gaz).
Etre dans une zone à faible GOR.
Etre dans une zone non téctonisée. Il est à noter que les fissurations
horizontales améliorent la production des puits en Short Radius.
Le plan d'eau doit être le plus bas possible.
Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius
et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud
52
II.4.2) Choix des drains à cibler :
Le choix du drain dépend des paramètres propres à la formation traversée par le
forage ; ce sont :
L’épaisseur du réservoir (au moins 5 m).
La saturation en huile.
Le rapport Kv / Kh (Perméabilité verticale / Perméabilité horizontale : ce
rapport doit être le plus petit possible).
La porosité.
Le niveau du plan d’eau.
La présence d’un gaz cap.
II.4.3) Choix de l’azimut :
L’amélioration des caractéristiques pétrophysiques correspond à une direction
géographique qui sera l’azimut de forage.
Les caractéristiques pétrophysiques de la direction choisie déterminent au
préalable la capacité et la durée de production du puits.
D’autres paramètres tels que la direction des contraintes et l’orientation des
structures sédimentaires conditionnent le choix de l’azimut ; cet aspect sera développé
plus loin.
L’orientation des structures sédimentaires est une opération qui reste difficile.
Après la reprise d’un certain nombre de puits la direction N135-N315 semble la plus
favorable. Cependant, la complexité du champ ne peut permettre la détermination
d’une variation préférentielle systématique pour tous les puits.
Cette direction est imposée par l’orientation générale des caractéristiques
pétrophysiques.
Par ailleurs, l’azimut dépend des paramètres intra puits et des paramètres extra
puits :
Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius
et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud
53
Les paramètres intra puits :
Il faut que le forage soit dirigé perpendiculairement à la direction des
perméabilités horizontales maximales.
Les paramètres extra puits :
Présence de barrière de perméabilité latérale (failles, changement latéral de
faciès).
Présence de puits injecteurs de gaz ou d’eau.
II.5) ARCHITECTURE D’UN SHORT RADUIS (FIG.22)
Figure 22 : Architecture d’un puits en Short Radius
(Sonatrach / Division Production - Rapport interne / 2002)
KOP : Point d’amorce de la déviation prise en général à 10 m sous le sabot du tubage de 7’’.
Section courbe (longueur de 60 à 70 m): C’est la partie inclinée du puits (Inc : 0° à 90°).
ROC : Rayon de courbure (± 40 m)
BUR : Taux de montée en inclinaison (7 à 15° /10m).
Drain horizontal (Longueur de 300 à 500 m): C’est l’objectif du puits, il est foré
horizontalement à l’intérieur du drain cible avec une tolérance déterminée en profondeur
Verticale appelée Target.
Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius
et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud
54
II.6) DETERMINATION DU PROFIL DE LA TRAJECTOIRE :
II.6.1) Critère du choix du profil :
Plusieurs critères doivent être pris en considération lors du planning d’un profil :
Longueur du drain horizontal :
Théoriquement, il est certain que plus la longueur du drain augmente, plus le
profil est productif, mais les difficultés de conduite du forage en réduisent le
résultat le plus positif espéré (frottement, tirage, coincement, mauvaise
transmission du poids sur l’outil, perte d’azimut).
Position de la cible et tolérance admise :
Le Target est défini comme étant la côte de maintien du drain horizontal.
Position du kick off point KOP :
Le choix du KOP se fait à partir de :
* La distance entre le sabot du tubage de 7˝ et la cible (2 - 3 m)
* Les dog leg les plus adéquats pour pouvoir réaliser le puits dans les meilleures
conditions possibles (Dureté de la formation traversée et la distance à parcourir
entre le point de départ de la déviation KOP et le drain ciblé).
L’aspect économique
L’aspect économique doit être présent dans tout calcul, il devra intervenir dans
la longueur totale forée et dans les moyens des matériaux à utiliser.
Mais théoriquement, la récupération des puits avec cette technique est
économique car la longueur du forage est très courte d’une part, et on utilise la partie
verticale du puits préalablement réalisée et équipée d’autre part.
Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius
et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud
55
II.6-2) Détermination des principaux termes d’un Short Radius :
Géométrie du puits (Fig.23)
Le chemin suivi par l’outil pour relier la tête du puits à la cible s’appelle
trajectoire.
La distance verticale séparant la tête du puits de la cible sera appelée côte ou
total vertical depth TVD, alors que la longueur de la trajectoire réellement forée par
l’outil sera appelée profondeur ou longueur forée VS.
MD est la longueur totale du forage : Partie reprise (verticale) + partie forée
(horizontale).
Cible :
En général, la cible à atteindre est définie par les coordonnées d’un point prenant
en compte des données géologiques dont la précision est souvent très relative.
La définition des coordonnées de réalisation de l'objectif doit être complétée par
un niveau de tolérance sur la position du fond.
Trajectoire théorique :
La déviation est amorcée au point KOP. L’accroissement de l’inclinaison est
réalisé progressivement : c’est la phase d’élévation en angle build up caractérisée par
un gradient de déviation : gradient de build up.
Généralement le gradient de déviation est maintenu constant (D’après le plan
théorique), la trajectoire décrit un arc de cercle dont le rayon est donné par la formule :
R = 3600 / 2 Π i
Où :
I : Gradient de build up (en º/10m)
R : Rayon de courbure de la trajectoire (en m)
Une fois l’inclinaison du puits atteint 90º, la trajectoire sera poursuivie de façon
rectiligne en maintenant l’inclinaison constante jusqu'à la fin du drain sélectionné.
Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius
et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud
56
II.7) CHOIX DE L’AZIMUT :
Le choix de l’azimut dépend de plusieurs facteurs qui sont :
La perméabilité
La porosité
La saturation
La production
Les contraintes
L’argilosité
II.7.1 la perméabilité (Fig.24)
La perméabilité est un paramètre très important dans le choix de l’azimut et
l’orientation du drain. Ceci est en rapport avec l’anisotropie du réservoir sur le plan
horizontal Kx- Ky.
Figure 23 : Géométrie d’un Short Radius
(Sonatrach / Division Production – Rapport interne – 2000)
Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius
et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud
57
Figure 24 : Drainage d’un puits horizontal
(Sonatrach / Division Production – Rapport interne – 2000)
Pour un meilleur drainage, la section horizontale devra être perpendiculaire à la
direction de la perméabilité élevée (Ky), c’est pour cela que l’étape de mesure de la
perméabilité est importante avant le commencement du forage horizontal.
La perméabilité caractérise l’aptitude des roches à laisser circuler des fluides ;
gaz, huile ou eau.
Il existe trois types de perméabilité :
La perméabilité absolue : est celle qui s’applique à une formation donnée et au
mouvement d’un fluide unique et homogène.
La perméabilité efficace : décrit le mouvement d’une phase de fluide dans un
environnement à plusieurs fluides.
La perméabilité relative.
Son unité est le Darcy. Un Darcy correspond à un flux de 1 cm³ de fluide par
seconde (s), pour un fluide de viscosité égale à 1 centpoise (Cp) à travers une section
Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius
et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud
58
transversale de 1 cm², sous un gradient de pression de 1 atmosphère par centimètre,
mais on utilise souvent le sous multiple de Darcy c’est le milli Darcy.
La perméabilité est mesurée à partir des essais de puits
K= Q x μ x h / (S (P1 – P2)
K : Perméabilité (en md).
Q : Débit (en cm³/s).
μ : Viscosité du fluide (en centpoise).
S : Surface à travers laquelle se produit l’écoulement (en cm²).
h : Epaisseur du matériaux à travers lequel se produit l’écoulement (en cm).
ΔP : Différence de pression en amont et en aval de l’échantillon (en atmosphère).
Une étude géostatistique de la perméabilité du champ de Hassi Messaoud a été
réalisée par BEICIP-FRANLAB à partir des valeurs du Build-up de chaque puits. Il en
ressort que les meilleures perméabilités suivent d’une manière générale la direction
des failles principales du champ.
Il existe deux méthodes de mesure de la perméabilité :
Mesure de la perméabilité au laboratoire.
Mesure de la perméabilité à partir des essais de puits.
II.7.2) La porosité :
C’est la première qualité que doit présenter une roche réservoir : elle correspond
à la faculté d’une roche de contenir des fluides.
Elle est définie aussi comme étant le rapport du volume du vide Vp sur le
volume total de la roche Vt, elle est désignée par le symbole Ф et s’exprime en %.
Il existe la porosité primaire ou intérgranulaire, elle dépend de la forme et de la
taille des grains, leur arrangement et leur ciment.
Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius
et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud
59
La porosité secondaire constitue la porosité de cavité, elle est produite par
dissolution.
L’étude de ce paramètre joue un rôle assez important dans le choix de l’azimut
et du drain ; grâce à ce paramètre nous pourrons connaître le potentiel du réservoir en
huile, gaz et eau.
Si on prend en considération la sédimentation qui est transgressive, de direction
Nord –Sud ; on a une évolution de la porosité de direction perpendiculaire c'est-
à-dire Est-Ouest.
En fonction de la disposition des pores dans la roche on distingue :
La porosité utile ou connectée : C’est le rapport du volume des pores qui sont
reliés entre eux et susceptibles de contenir et de communiquer entre eux.
La Porosité résiduelle : C’est une porosité dont les pores ne communiquent pas
entre eux.
Porosité totale : C’est la somme des deux porosités résiduelles et utiles, elle est
obtenue à l’aide des diagraphies électriques ou nucléaires ou bien encore en
laboratoire par mesure sur des échantillons.
Dans le cadre de l’exploitation, on s’intéresse uniquement aux porosités utiles
susceptibles de contenir des fluides.
Selon l’évolution antérieure du sédiment, on distingue deux types de porosités :
Porosité primaire : Acquise au moment de la sédimentation, elle est connue
sous le nom de porosité intérgranulaire.
Porosité secondaire : Liée au phénomène diagénétique, c’est la porosité
intercristalline.
La porosité est mesurée par deux méthodes, elles sont différentes suivant la
nature de l’échantillon et ses dimensions :
Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius
et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud
60
- Mesure directe :
Cette méthode consiste à mesurer le volume solide et le volume total d’un
échantillon de roche (plug) à l’aide d’un appareillage appelé porosimétre à immersion
dans le mercure de type CORELAB.
- Mesure indirecte :
Elle utilise les méthodes basées sur l’utilisation des diagraphies électriques et
nucléaires.
La méthode des diagraphies électriques est basée sur la formule d’Archie qui lie
la porosité au facteur de formation.
II.7.3) la saturation :
C’est le pourcentage d’un liquide ou d’un gaz contenu dans 100 ℅ de pores. La
saturation en huile est un facteur important ; car sa connaissance nous permet de
délimiter les zones à injection d’eau et/ou de gaz dont les percées sont nuisibles à la
production des puits.
Il faut aussi tenir compte des saturations des puits voisins candidats à la re-
entry ; pour cela il est indispensable d’éviter les puits à fort GOR en s’éloignant le plus
possible.
II.7.4) l’argilosité :
C’est un facteur aussi important que les précédents car il affecte de très près la
qualité de perméabilité et réduit automatiquement la production des puits.
L’argilosité est calculée à partir des diagraphies de radioactivité naturelle
enregistrées dans les puits par le log ‘’Gamma Ray’’ et selon la formule suivante :
Vsh % = (GR lue – GR min) / (GR max – GR min)
Vsh : Volume d’argile (en %).
GR : Les valeurs du Gamma Ray en unité A.P.I du rayonnement Gamma.
Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius
et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud
61
GR min : La plus petite valeur du Gamma Ray dans le log.
GR lue : Valeur à une profondeur X donnée.
GR max : La plus grande valeur du Gamma Ray dans le log.
II.7.5) La production :
Le but principal du Short Radius étant d’augmenter la production .Il est évident
que le choix de la direction du drain doit se faire dans le sens des sections de la
meilleure productivité.
II.7.6) Les contraintes IN –SITU : (Fig.25)
On n’utilise pas de tubage dans le Short Radius à Hassi Messaoud (le réservoir
reste en Open Hole), ce qui nous pousse à vérifier les contraintes in-situ en vu d’éviter
la fermeture des puits.
Le champ de Hassi Messaoud est soumis théoriquement et régionalement à des
contraintes représentées par deux directions : la direction Nord-Est Sud-Ouest pour la
contrainte horizontale minimale σh min, et la direction Nord-Ouest Sud-Est pour la
contrainte horizontale maximale σh max. Pour éviter la fermeture du trou on doit
choisir la direction parallèle à la contrainte maximale.
Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius
et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud
62
Figure 25 : Analyse des contraintes In Situ (Beicip)
II.8) PARTICULARITES DE REALISATION LIEES AUX DOUBLE DRAINS :
Pour profiter davantage des nouvelles techniques du forage directionnel et des
performances apportées aux équipements, une nouvelle option de reprise de puits en
Short Radius a été adoptée dans le champ de Hassi Messaoud : elle concerne la
technique de reprise en double drains (Dual latéral).
Cette technique de reprise en double drains latéralement pour la première fois
sur le puits OMN 21 en avril 1999. Ensuite et jusqu’en 2001 ; 12 autres puits ont été
repris en double drains.
La reprise d’un puits en doubles drains consiste à réaliser deux drains à partir
d’un même puits, ces drains ont des profondeurs différentes, un drain inférieur qui est
réalisé le premier, et un drain supérieur réalisé après la complétion du premier
(Fig.26).
3200
3150
3100
3100
3200
3150
3200
3250
3300
3300
3400
3350
3300
3300
3250
3350
3250
3200
3150
3150
3150
3200
3250
3150
32503200
3300
3250
3350
K L I
M N O P M
110
120
130
140
150
790 800 810 820 830 840
OM1.
.MD1
NNordord
max
h
min
BR
EA
K
BR
EA
K--O
UT
OU
T
ANALYSE DES ANALYSE DES
CONTRAINTESCONTRAINTES
ININ--SITUSITU
BREAKBREAK--OUTOUT
Fig 48 :
Analyse des contraintes
In situ.
Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius
et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud
63
Figure 26 : Puits en doubles drains
(Sonatrach / Division Production – Rapport interne – 2000)
III- EVALUATION DES PROGRAMMES DES SHORT RADIUS ET
DES PUITS HORIZONTAUX A HASSI MESSAOUD
III.1) INTRODUCTION
Le champ de Hassi Messaoud est composé de quatre (04) réservoirs (R3, R2,
Ra et Ri) dont les dépôts quartzitiques d’âge Cambrien se développent sur plusieurs
centaines de mètres d’épaisseur, à une profondeur qui varie entre 3200 et 3500 m
Le Ra d’épaisseur moyenne 100 m, constitue le réservoir principal grâce à ces
meilleures qualités pétrophysiques, Il est lui-même subdivisé en six niveaux ou
drains (D1, ID, D2, D3, D4 et D5).
Durant plusieurs années de production du champ, on a pu constater que des
ensembles de puits se comportent d’une manière indépendante les uns par rapport aux
autres, d’où la définition de zones, dont les pressions moyennes évoluent d’une
manière différente.
Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius
et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud
64
Les périphéries des zones (les interzones et les zones extérieures) sont des
régions de faibles caractéristiques pétrophysiques, leur développement n’est
concevable que par la mise en place de moyens non conventionnels : forages
horizontaux ou reprise en Short Radius et fracturation hydraulique (Fig.27, 28, 29)
Figure 27 : Forages types à Hassi Messaoud
Section horizontale = 400-650 m
Foré horizontalement
Section horizontale = 900- 1100m
Foré en Slanted
Foré avec un Azimut NW-SE pour
Intercepter les fractures
Short Radius
Horizontal
Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius
et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud
65
Figure 28 : Position des puits en Short Radius (Champ de Hassi Messaoud)
(Sonatrach / Division Production – Rapport interne 2002)
Figure 29 : Position des puits horizontaux (Champ de Hassi Messaoud)
(Sonatrach / Division Production – Rapport interne 2002)
Puits en Short Radius généralement
forés aux abords du champ ou la
dégradation de la perméabilité et les
problèmes de l’eau altèrent le puits
Puits horizontaux forés à la
périphérie du champ
Puits horizontaux forés
en interzones
Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius
et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud
66
III-2) OBJECTIFS ET AVANTAGES :
Tableau n°1 : Objectifs et avantages des puits horizontaux et des Short Radius.
Puits horizontal Puits en Short Radius
- Remplacer le forage des puits verticaux
par celui des forages horizontaux
- Développer les interzones où les puits
verticaux n’étaient pas adéquats
- Développer la périphérie du champ
- Considérer un programme de
maintenance pour les puits verticaux
actuels
- Les Shorts Radius doivent être issus de
puits secs ou peu producteurs localisés
dans des zones à problèmes
III-3) EVOLUTION DE LA PRODUCTION :
III.3.1) Courbe d’évolution de l’indice de productivité : (Fig.30)
L’indice de productivité IP des mêmes populations des puits ayant fait l’objet
d’analyse, démontre qu’environ 26 % des puits totaux développent des indices de
productivité différents, où on peut lire une moyenne de 0.02 m3/h/bar sur les puits
verticaux, 0.12 m3/h/bar pour les Short Radius suivi par les puits horizontaux avec une
moyenne de 0.24 m3/h/bar
Pour une même population de 5% de puits, on enregistre un indice de
productivité IP de 0.005 m3/h/bar pour les puits verticaux, 0.03 m
3/h/bar pour les Short
Radius et 0.06 m3/h/bar pour les puits horizontaux démontrant ainsi une meilleure
performance pour les puits horizontaux dans la zone.
III.3.2) Courbe d’évolution du débit initial : (Fig.31)
La population initiale analysée en terme de débit sur un ensemble composé de
puits verticaux, Short Radius et horizontaux, montre clairement que les débits initiaux
Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius
et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud
67
importants sont en faveur des puits horizontaux, des Short Radius et enfin des puits
verticaux, où on note des débits initiaux de 20 à 25 m3/h sur les puits horizontaux, 5 à
10 m3/h pour les Short Radius et 2 à 5 m
3/h pour les puits verticaux
III.3.3) Courbe d’évolution de la production : (Fig.32 et 33)
L’application des techniques de forage horizontal et Short Radius a donné de
nouvelles tendances de la production du champ de Hassi Messaoud, où on note une
production journalière d’huile des puits verticaux d’environ 60 000 m3/J, constante ou
presque de 1990 à 2000. Leur déclin débutant réellement à partir de 1997 est récupéré
grâce aux puits horizontaux et en Short Radius réalisés à partir de 1997.
A partir de 2001 s’annonce un autre déclin de production causé par l’arrêt de certains
puits verticaux et l’augmentation de la reconversion en puits horizontaux et puits en
Short Radius.
III.3.4) Courbe d’évolution des puits complétés par an : (Fig.34)
L’activité forage développement, dans le champ, montre une croissance du
nombre de puits complétés (35 puits) de 1957 à 1960, un recul d’environ 10 puits/an
de 1960 à 1967 et un accroissement rapide jusqu’à 1977.
De 1977 à 1997, le nombre de forage par an a diminué nettement jusqu’à
atteindre des moyennes de 15% par an.
A partir de 1997, un important programme de forage horizontal et Short Radius
a été élaboré et exécuté jusqu’à 2004, où il a été réalisé 128 puits horizontaux et 123
Short Radius
III.3.5) Courbe d’évolution des puits cumulés : (Fig.35)
Le nombre de puits réalisés sur le champ de Hassi Messaoud est en augmentation
de 1957 à 1997, avec un arrêt relatif de 1999 à 2004 pour l’exécution du programme
Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius
et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud
68
de forage Short Radius et horizontal avec 128 puits horizontaux et 123 Short Radius.
Le nombre total de puits forés totalise plus de 1200 puits
Figure 30 : Courbe d’évolution de l’indice de productivité
Figure 31 : Courbe d’évolution du débit initial
Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius
et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud
69
Figure 32 et 33 : Courbes d’évolution de la production
Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius
et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud
70
Figure 34 : Courbe d’évolution des puits complétés par an
Figure 35 : Courbe d’évolution des puits cumulés
Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius
et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud
71
Conclusion
Les puits en Short Radius et horizontaux sont tous deux
complémentaires et très utiles pour l’augmentation de la production, ils
ont en moyenne les mêmes débits mais les puits horizontaux sont plus
coûteux (cinq fois plus chers) que les Short Radius
Les puits en Short Radius sont très efficaces à Hassi Messaoud, au début
ils ont été utilisés pour trouver les meilleures perméabilités. Cependant
leurs nouveaux objectifs permettent :
- de contrôler le gaz et l’eau,
- d’augmenter les productivités des puits qui sont déjà dans les
régions de bonnes perméabilités,
- d’améliorer les puits horizontaux
Les modèles géologiques sont très efficaces pour les planifications des
puits en Short Radius. Ils donnent des résultats consistants et suffisants
et augmentent la production lorsqu’ils sont suivis et appliqués
CHAPITRE III
Application de l'analyse des tendances à la
partie Sud du champ et interprétations des
résultats.
Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud
du champ et interprétation des résultats
73
II. INTRODUCTION
Le lissage des valeurs brutes par l’analyse des tendances ou bien le trend
analyse est réalisé pour rechercher une tendance générale d’évolution du phénomène et
pour étudier les résidus positifs liés à des anomalies favorables aux bonnes qualités de
production du réservoir.
La méthode des surfaces des tendances n’est qu’une généralisation des
techniques de lissage. Cette méthode consiste à rechercher des tendances pour
l’ensemble de la population donnée et à extraire des sous ensembles ayant certains
caractères particuliers dans le cas de variables à deux dimensions.
L’ensemble des valeurs observées de la variable permet de tracer une ligne
brisée plus ou moins régulière ou mieux encore soustraire une droite ou une courbe
simple.
Les surfaces recherchées sont en principe ajustées par la méthode des moindres
carrées lorsque les irrégularités sont de grande importance.
En ce qui concerne notre étude, notre choix s’est porté sur la porosité (Ø), la
perméabilité (K) et l’épaisseur utile (Hu) du complexe productif R1 (Ra+Ri) du
cambro-ordovicien de la partie Sud du champ de Hassi Messaoud, la figure n°36
résume ainsi le modèle du traitement des données géologiques choisies.
Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud
du champ et interprétation des résultats
74
Figure 36 : Modèle du traitement géologique par l’analyse de tendance
II. LISSAGE PAR LA METHODE DES MOINDRES CARREES
En général l’équation recherchée est la suivante :
Z (x, y) = Z’ (x, y) + Ɛ (x, y)
Où :
– Z (x, y) : Paramètre étudié ;
– Z’ (x, y) : Equation du pendage régional (Trend) ;
– Ɛ (x, y) : Ecart réel du pendage.
Données de
la porosité
Données de
la perméabilité
Données de
l’épaisseur utile
Carte en
Iso-porosité
Trend de
La porosité
Carte en
Iso-perméabilité
Trend de
La perméabilité
Carte en
Iso-épaisseur
utile
Trend de
L’épaisseur utile
Zon
e d
’hét
érogén
éité
pét
rop
hysi
qu
e
Rec
her
che
des
zon
es
d’e
xp
loit
ati
on
Rec
om
man
dati
on
d
’exp
loit
ati
on
Axe de tendance
de la porosité
Recherche d’anomalies
de la porosité
Recherche d’anomalies
de l’épaisseur utile
Axe de tendance
de l’épaisseur utile
Axe de tendance
de la perméabilité
Recherche d’anomalies
de la perméabilité
Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud
du champ et interprétation des résultats
75
Les conditions d’application sont les suivantes :
II.1) ANALYSE DE TENDANCE :
La tendance la plus simple est un plan. Par exemple, lorsque qu’on suit un
horizon géologique donné, on peut être amené à déterminer un pendage régional
mettant par ailleurs en évidence les déformations locales.
L’équation finale du plan recherché est la suivante :
Z (x, y) = ax + by + c
Les coefficients (a, b et c) sont obtenus en minimisant la somme des carrées des
écarts ou résidus entre les valeurs calculées Z’ et celles observées Z :
D’où :
Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud
du champ et interprétation des résultats
76
Pour résoudre le système d’équations (1), on utilise la méthode des matrices :
Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud
du champ et interprétation des résultats
77
Si la surface estimée est plus complexe qu’un plan, un polynôme de degrés plus
élevé peut être utilisé.
– Analyse de tendance du second degré (parabolique) :
L’équation s’écrit comme suit :
Z (x, y) = a (x2) + b (y
2) + c (x y) + d (x) + e (y) + f
– Analyse de tendance de troisième degré (cubique) :
L’équation est donnée par :
Z (x, y) = a (x3) + b (y
3) + c (x
2 y) + d (x y
2) + e (x
2) + f (y
2) + g (x y) + h (x) + i
(y) + j
II.2) ECART DES MOINDRES CARREES (ECART TYPE) :
Le principe des moindres carrées est un calcul de probabilité qui énonce que la
valeur la plus probable, d’une quantité X ayant fait l’objet de ( j ) mesures, est celle
qui rend minimale la somme des carrées des erreurs.
Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud
du champ et interprétation des résultats
78
En d’autre terme, l’écart type est la racine carrée positive de la fluctuation d’un
ensemble de données, où la fluctuation sera la moyenne arithmétique des carrées des
écarts de ces données par rapport à leur moyenne arithmétique.
L’écart des moindres carrés est donné par la formule suivante :
III. REALISATION DES DIFFERENTS TRENDS ET CALCULS
Pour la résolution de différentes questions dans ce travail, il est particulièrement
important de montrer la séparation des directions de variations régionales du
paramètre géologique. Ces directions de variations régionales sont suffisamment
montrées et avec exactitude sur les cartes correspondantes. Seulement dans les
conditions d’hétérogénéité du champ de Hassi Messaoud au caractère mosaïque
des paramètres étudiés, la détermination des tendances et leurs changements à vue
d’œil est une tache très délicate, dont la résolution est souvent prise en compte avec
des considérations subjectives des conceptions géologiques.
Nous allons considérer les représentations graphiques des surfaces de tendance
des trends de différents ordres.
Trend du 1er
ordre : Considéré comme un plan qui caractérise la variation
de la tendance régionale du paramètre suivant une ligne droite sur une
surface.
Trend du 2éme
ordre : Il décrit une surface parabolique plus compliquée
dont la courbure dans le premier ou dans cet ordre tend à se rapprocher de la
courbure réelle du paramètre étudié. A cet ordre la surface de cette parabole
ne change pas, c’est à dire que la surface du trend du deuxième degré ne
Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud
du champ et interprétation des résultats
79
contient pas des points de déviation. Pratiquement une telle surface peut
décrire une seule forme d’anomalie régionale positive ou négative, mais si
dans les limites de la région étudiée, existent plusieurs structures régionales,
elles seront alors concentrées et unies en une seule anomalie avec le trend du
deuxième ordre.
Trend du 3éme
ordre : La surface de tendance du trend du troisième degré
sera plus compliquée, elle renferme tous les points de déviation. Alors les
surfaces du trend du troisième degré peuvent être une association de
plusieurs structures régionales.
Pratiquement dans la recherche et la prospection en géologie de production dont
l’exemple typique étant notre travail, on a habituellement affaire à une structure
unique ou bien à une partie à part. C’est pourquoi en principe tous les changements des
tendances régionales des paramètres dans ce cas ou dans l’autre cas, sont définis par la
tectonique, donc elles peuvent être décrites par le trend du premier ou du deuxième
ordre. Prenant en considération le cas où il y a complication des structures, existence
de fractures et autres facteurs, il sera nécessaire de considérer l’utilisation de trend
d’ordre supérieur, troisième degré.
Les surfaces recherchées sont en principe ajustées par la méthode des moindres
carrée, lorsque les irrégularités sont de grande importance. Si la surface estimée est
plus complexe qu’un plan, un polynôme de degré plus élevé peut être utilisé. Le choix
de l’ordre se fait à la base du critère de FISHER (F) où F ( , P, M-P-I), mais vu sa
complexité il est préférable d’établir une relation entre le carré de la valeur moyenne
de l’écart et le degré du polynôme des paramètres étudiés. A la base du graphique
établi, nous nous arrêtons pour les calculs de l’ordre du polynôme au troisième degré.
Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud
du champ et interprétation des résultats
80
C’est pourquoi dans ce travail, nous avons fait appel aux trends du 1er
, 2éme
et 3éme
ordre des paramètres géologiques suivant la partie Sud du champ de Hassi Messaoud
en conformité avec nos objectifs à savoir :
1) La porosité ;
2) La perméabilité ;
3) L'épaisseur utile.
Les calculs ont été faits sur ordinateur avec un programme conçu pour les
circonstances, mais permettant ainsi de calculer les coefficients des surfaces du trend,
l’écart standard et le sens de l’interpolation du trend par des coordonnées introduites.
1) La porosité :
Pour l’étude de la porosité, on a obtenu les équations suivantes relatives aux
surfaces de trends:
I Ordre
K = 0.0245133 X + 0.106395 Y
Ecart standard – 1.10163 % ;
II Ordre
K = - 6.2021*10-3
X2– 4.54497*10
-3 Y
2 – 6.72598*10
-3 XY+0.281495X +
0.332931Y + 3.52298.
Ecart standard – 1.06655 % ;
III Ordre
K = 2.93062*10-4
– 5.10002*10-3
Y3 + 5.22080*10
-4 X² + 2.55188*10
-3 XY² -
0.0252398X² + 0.0490098Y² - 0.0655136XY + 0.803832X + 0.622735Y –
0.356447
Ecart standard – 1.05745%
Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud
du champ et interprétation des résultats
81
2) La perméabilité :
Pour l’étude de la perméabilité, on a obtenu les équations suivantes relatives aux
surfaces des trends :
I Ordre
KK = 1.08807X + 2.43532Y – 17.5834
Ecart standard – 26.0281 md ;
II Ordre
KK = - 1.85330*10-3
X² + 0.1833 Y² + 0.122331 XY + 0.13185 X – 2.08764 Y +
6.56777
Ecart standard – 25.788 md ;
III Ordre
KK = - 0.011847 X3 – 0.125981 Y
3 – 0.02080002 X²Y - 0.0479762 XY² +
0.738144X² + 3.6741Y² + 1.68633XY – 17.3984 X – 39.7533 Y + 1.18194
Ecart standard – 25.6582 md ;
3) L'épaisseur utile :
Enfin pour l’étude des variations de l’épaisseur utile, on comptabilise les
équations suivantes relatives aux surfaces des trends :
I Ordre
HU = 0.9814 X + 1.70111 Y + 60.2169
Ecart standard – 31.0204 m ;
II Ordre
HU = - 0.221449 X² - 1.110831 Y² - 0.4852 XY + 12.1605X + 27.0918 Y – 117.966
Ecart standard – 28.9326 m ;
Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud
du champ et interprétation des résultats
82
III Ordre
HU = 6.33043*10-3
X3 – 0.124284 Y
3 + 0.123328X²Y - 0.127279 XY² - 1.59738 X²
- 1.32535Y² - 6.7519XY + 61.163 X + 87.244 Y – 556.541
Ecart standard – 27.954 m.
Les résultats obtenus montrent nettement l’approche de la surface du trend à la
distribution réelle des données de base. Alors avec l’augmentation du degré du
polynôme, l’écart standard de la porosité diminue de 1.10 % à 1.06 %, pour la
perméabilité de 26.03 md à 25.66 md et pour l’épaisseur utile de 31.02 m à 27.95 m.
Les résultats de calcul témoignent de l’optimisation du partage dans l’aire étudiée
en composante régionale et locale et ensuite de notre choix optimum du degré du
polynôme. Ceci montre qu’avec l’accroissement du degré de grandeur, l’écart standard
décroît rapidement, de même, au troisième ordre pratiquement, la courbure s’établit à
l’horizontale. Suivant donc ce dernier accroissement du degré du polynôme, la
décroissance de l’écart standard sera très sensible.
L'objectif recherché étant d'abord d'avoir une idée générale sur le sens
régionale de variation des paramètres étudiés et ensuite de délimiter les différents
anomalies locales et régionales de la région d'étude sans se soucier des détails sur
la diminution des valeurs de l'écart standard, c'est pourquoi graphiquement nous
allons nous limiter au trend du premier (1er
) ordre pour tous les paramètres
étudiés.
Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud
du champ et interprétation des résultats
83
IV INTERPRETATION DE L’ANALYSE DES TENDANCES DU
COMPLEXE PRODUCTIF R1 (Ra+Ri) DE LA PARTIE SUD DU
CHAMP DE HASSI MESSAOUD
IV.1) DESCRIPTION DE LA LOI DE DISTRIBUTION DE LA POROSITE
(FIG. 37 ET 38) :
La carte en Iso-porosité du complexe R1 (Ra+Ri) de la partie Sud du champ de
Hassi Messaoud montre de moyennes valeurs de la porosité (8.2%), elles varient de
5.4 % (Md 319 situé dans le sud du bloc 1 B) à 12.4 % (Md 56 situé dans les limites
du bloc 23).
Grâce aux résultats d’interprétation, on peut délimiter trois zones avec des
valeurs de porosité relativement assez grandes, dans le Nord – Est de la partie Sud du
champ (aux alentours du puits Md 126), au centre de la partie étudiée (aux alentours
du puits Md 208) et au Nord – Ouest de cette même partie (aux alentours du puits Md
56). A l’Ouest, au Nord, à l’Est et au centre on remarque d’autres anomalies moins
importantes avec des valeurs de porosité qui varient de 8 à 9 %.
La superposition des cartes du trend du I ordre avec la carte de distribution de
la porosité nous a permis de délimiter un système d’anomalies locales de différentes
dimensions. De l’Ouest vers l’Est sont délimitées cinq assez importantes anomalies,
réparties aux alentours des puits Md 414, Md 339, Md 324, Md 193 et Md 126, de plus
sont délimitées huit autres anomalies moins importantes, rencontrées sur toute la partie
Sud du champ de Hassi Messaoud.
Pour conclure, il en résulte que :
1) Sur le plan régionale, la porosité croit en direction Nord, atteignant des
valeurs maximales aux alentours des puits Md 126 et Md 56 qui sont répartis
à proximité des accidents tectoniques.
2) La croissance régionale et locale de la porosité dans les puits situés dans les
zones accidentées tectoniquement s’explique par l’existence d’une porosité
Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud
du champ et interprétation des résultats
84
secondaire à caractère fissuré, les zones locales où la porosité décroît malgré
leurs fissurations, sont liées avec les processus secondaires de cimentation et
de colmatage.
IV.2) DESCRIPTION DE LA LOI DE VARIATION DE LA PERMEABILITE
(FIG. 39 ET 40) :
Généralement la perméabilité varie de 0.9 md (Md 384) à 30 md (Md 270). Sans
compter les anomalies importantes liées à la fissuration (MD-180), tous les puits en
fonction de la valeur des perméabilités peuvent être subdivisés en trois groupes :
- Le premier groupe de puits : se caractérise par une relative croissance des
valeurs de la perméabilité ( 10 md) et occupe la partie centrale et Ouest de
la zone d’étude.
- Le deuxième groupe de puits : se caractérise par des valeurs moyennes de
la perméabilité, c’est à dire de 5 à 10 md, forées à la périphérie de la partie
Sud du champ de Hassi Messaoud. La majeure partie de ces puits renferme
quelques mètres de formation argileuse ce qui induit des diminutions de la
perméabilité à ces niveaux.
- Le troisième groupe de puits se caractérise par des perméabilités
inférieures à 5 md se trouvant habituellement dans les parties considérées
comme barrières, c’est à dire à la limite des blocs d’exploitation.
Les puits du premier groupe sur la carte d’Iso-perméabilité se regroupent dans
quatre zones à bonnes valeurs de perméabilité, séparées l’une de l’autre par des
surfaces écrans.
- La zone à perméabilité maximale se trouve à l’Est où certaines perméabilités
peuvent atteindre les 100 md.
- La zone considérée comme une grande anomalie barrière occupe les parties
périphériques des nouveaux blocs redéfinis par cette étude.
Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud
du champ et interprétation des résultats
85
- La zone centrale renferme trois importantes anomalies de perméabilité, dans
les limites de l’anomalie Nord ; la perméabilité atteint une valeur maximale
de 200 md.
- La zone Ouest se compose de trois anomalies de forme isométrique, dans
l’une d’elle, la perméabilité atteint sa valeur maximale de 20 md.
La surface de tendance de la perméabilité, comme s’est montré sur la carte du I
ordre, témoigne de sa taille régionale qui varie du Sud - Ouest au Nord - Est, dans la
direction des blocs est de la structure.
La superposition de la surface du trend avec la carte de la distribution réelle du
paramètre nous permet de délimiter huit grandes anomalies, des quelles la plus
significative par la taille s’observe dans le Sud de la partie centrale aux alentours des
puits Md 149, Md 187 et Md 369, de même au Nord – Est de la région étudiée, prés
des puits Md 126 et Md 215. Comme règle, pour ces zones sont caractéristiques les
anomalies avec des valeurs de 5 à 247 md. Dans ce cas les valeurs absolues de
perméabilité des zones à anomalies croient dans ce sens, celui de la surface du trend
(du Sud – Ouest au Nord – Est).
Pour conclure, en déduit que :
1) En général les données obtenues concernant les tailles et les formes des
anomalies locales de la perméabilité avec les résultats des études
lithologiques, permettent de considérer que dans les limites de la région
d’étude les formations du complexe pétrolier R se caractérisent par deux
types de perméabilité, la première est primaire (intra-granulaire) et la
seconde est liée à la fissuration.
2) La perméabilité primaire qui détermine les grandes et isométriques anomalies
locales, domine en surface ; celles-ci sont éparpillées dans le centre des blocs
d’exploitation. Les anomalies linéaires de perméabilité de fissuration sont
habituellement liées aux périphéries des blocs.
Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud
du champ et interprétation des résultats
86
3) Le caractère assez compliqué de l’origine des anomalies de la perméabilité,
est confirmé par la faible corrélation entre la porosité et la perméabilité
(coefficient de corrélation = 0.369551), ceci qui nous pousse à donner plus
d’importance à la perméabilité de fissuration.
IV.3) DESCRIPTION DE LA LOI DE CHANGEMENT DE L’EPAISSEUR
UTILE (FIG. 41 ET 42) :
La carte en Iso-épaisseur utile du complexe cambro-ordovicien R de la partie
Sud du champ de Hassi Messaoud montre que l’épaisseur utile varie de 6m (Md 55)
à 146 m (Md 149). Dans ce cas, on peut souligner l’existence de trois zones
d’anomalies localisées dans l’Ouest, le centre et l’Est de la région ; à leurs tours ces
anomalies se compliquent en petites anomalies locales.
La première zone à anomalies s’observe dans l’Ouest de la région, où les valeurs
de l’épaisseur utile varient de 100 à 125 m et croient ainsi du Sud – Ouest vers le
Nord. La distribution des valeurs d’épaisseur utile est à peu prés équitable, sauf dans
les parcelles aux alentours des puits Md 64, Md 181 et Md 305, où on constate une
rapide diminution de ce paramètre.
La deuxième zone à anomalie se délimite dans la partie centrale de la région
étudiée, où on constate quelques augmentations locales de l’épaisseur prés des puits
Md 151, Md 168 et Md 380 et où elle atteint 125 m. Dans tous les cas, l’épaisseur des
couches croit de la périphérie vers le centre, sauf à proximité des puits Md 103 et Md
129 où elle croit du Sud vers le Nord. La distribution de l’épaisseur dans cette zone
varie lentement sauf dans la partie Sud aux alentours des puits Md 238 et Md 109 où
elle diminue rapidement.
La troisième zone se distingue à l’Est et se caractérise par une épaisseur assez
importante qui diminue de la périphérie vers le centre, sa valeur varie de 75 à125 m.
Dans cette zone deux anomalies locales se distinguent, l’une d’entre elles se situe au
Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud
du champ et interprétation des résultats
87
Sud – Ouest avec une forme isométrique et l’autre au Nord – Est étirée en direction
sub-latitudinale. Elles différent l’une de l’autre par les valeurs de l’épaisseur qui sont
inférieures à 100 m. Le maximum de l’épaisseur situé au Sud – Ouest, se caractérise
par trois anomalies qui croient de la périphérie vers le centre, par contre le maximum
situé au Nord – Est se caractérise par quatre anomalies où l’épaisseur atteint les 125 m
et plus. Dans la partie centrale, l’épaisseur est pratiquement constante et varie de 80 à
90 m.
Comme on le constate sur les cartes de la surface du trend du I ordre sur un plan
régional, l’épaisseur utile varie dans la direction Sud Ouest – Nord Est. La croissance
du paramètre étudié coïncide avec la direction de la croissance régionale de la porosité
et de la perméabilité, ayant ainsi des sens de changement de la surface des trends très
rapprochés.
La superposition de la carte du trend du I ordre avec celle de l’épaisseur utile, a
permis de délimiter dans les limites de la région étudiée, quatre grandes anomalies
positives orientées de l’Ouest vers l’Est.
Pour conclure, on en déduit que :
1) La distribution de l’épaisseur utile du complexe productif R (Ra+Ri) à travers
le territoire étudié, n’est pas uniforme (régulière) dont la cause est
l’irrégularité de la répartition des infimes couches ou bien les passées
argileuses de caractère à processus katagénètique et l’apparition de la
discordance hercynienne.
2) Les anomalies locales positives et négatives de l’épaisseur utile peuvent être
envisagées et examinées en série avec la répartition des anomalies des
caractéristiques réservoirs au moment de la délimitation des blocs
d’exploitation.
Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud
du champ et interprétation des résultats
88
V- ANALYSE COMPLEXE DES ANOMALIES LOCALES DES
CHANGEMENTS DES CARACTERISTIQUES RESERVOIRS
(FIG.43) :
A la réalisation des cartes d’anomalies locales de différents ordres des propriétés
pétrophysiques étudiées, il a été décidé que les anomalies positives et négatives
coïncident même si c’est seulement dans certaines parties. Dans cette région d’étude,
le terrain se distingue par un caractère mosaïque avec différentes relations des
anomalies locales des différents paramètres de signe contradictoire, ce qui impose de
proposer une classification de zones de différente productivité. En principe on a
proposé un ordre de classement pour les paramètres étudiés en fonction de leur degré
de participation à la productivité, par conséquent l’ordre hiérarchique de prédominance
est le suivant :
1. Perméabilité.
2. Porosité.
3. Epaisseur utile.
En concordance avec cet ordre, les meilleures zones de la première catégorie
coïncident avec la positivité des trois paramètres. Les parties considérées comme
médiocres sont ; la septième et la huitième zone, elles se caractérisent par la
coïncidence d’anomalies négatives de presque tous les paramètres mais surtout de la
perméabilité. Les autres catégories (2 – 6) se subdivisent en fonction de l’importance
attribuée aux caractéristiques pétrophysiques étudiées (voir tableau n° 2). Comme
résultats de l’établissement des cartes d’anomalies locales des trois paramètres étudiés
on a réalisé une carte de synthèse reflétant la productivité de la partie Sud de Hassi
Messaoud. Sur cette carte il est montré deux types de zones à productivité maximale et
minimale.
Avant tout on a délimité des zones où on a unifié les anomalies locales positives
des paramètres pétrophysiques étudiés et seulement ceux considérés comme étant de la
première à la quatrième catégorie de productivité. Ces zones à meilleure productivité
Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud
du champ et interprétation des résultats
89
se caractérisent en même temps par d’excellentes perméabilités, porosités et épaisseur
utile et déterminent une délimitation planifiée des blocs d’exploitations pour
rationaliser le système d’exploitation du champ.
En plus de cela, sur la carte de synthèse est montré les zones à caractéristiques
réservoirs mauvaises à médiocres, délimitées en générale par de basses valeurs de
perméabilité, certaines de ces zones peuvent être examinées à titre de possibles
barrières pour les blocs d’exploitations.
La délimitation planifiée des zones à meilleure productivité et ceux à médiocres
caractéristiques réservoirs, toutes comme elles sont, se déterminent par les conditions
de formation des couches ; Le caractère et l’intensité des phénomènes diagénitiques.
Dans les conditions réelles du champ de Hassi Messaoud et d’une façon certaine les
interprétations géologiques des résultats obtenus relatives à la délimitation des zones
de meilleur et de médiocre productivité apparaissent comme une tache difficile.
L’épaisseur des grés du complexe à huile R (Ra+Ri) du champ de Hassi
Messaoud peut atteindre quelques centaines de mètres, composée d’alternances
lithologiques hétérogènes, d’intercalations avec des épaisseurs qui varient de quelques
décimètres à quelques centimètres avec certaines particularités et spécificités
lithologiques (d’argile, de la composition et de la granulométrique).
Ceci conditionne les changements verticaux brusques des valeurs des caractéristiques
réservoirs (porosité et perméabilité). La texture de ces formations est aussi compliquée
et correspond aux textures des formations fluviatiles et continentales.
L’existence de fines passées de grés quartzitiques de quelques centimètres
d’épaisseur jouant le rôle d’écran de perméabilité dans les différents drains du
réservoir R (Ra+Ri) et complique sa structuration. Ces fines passées sont très
caractéristiques pour les formations cambro-ordoviciennes de plate forme saharienne
et sont appelées silts. Ces grés imperméables se caractérisent par des stratifications sur
des étendues limitées (quelques dizaines de mètres), de la sorte l’hétérogénéité
exceptionnelle du réservoir verticalement et horizontalement montre une influence
directe sur le caractère de distribution des propriétés pétrophysiques et sur le
mécanisme de filtration des hydrocarbures dans ses limites.
Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud
du champ et interprétation des résultats
90
Pour conclure on a introduit un ensemble d’interprétations géologiques relatives
aux résultats obtenus de même les données de délimitation des zones de différentes
productivités ont été confrontées aux données de la composition granulométrique
(distribution du grain max et du grain moyen) et la contenance en différents types de
ciment (distribution du ciment siliceux et argileux) (Chaouchi Rabah.1990). Il a été
établi aussi une relation entre le taux de fissuration des formations du complexe
productive R1 (Ra+Ri) et leur éloignement de la surface de la discordance
Hercynienne, conditionnée ainsi par la formation de surfaces d’érosions.
Tableau n°2 : Catégories relatives aux anomalies perspectives des propriétés
pétrophysiques
Categories
Anomalies du trend
Perméabilité (K) Porosité (Ø) Epaisseur utile
(Hu)
+ + +
+ + −
+ − +
+ − −
− + +
− + −
− − +
− − −
I
II
IV
III
V
VI
VIII
VII
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Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud
du champ et interprétation des résultats
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Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud
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98
Conclusion
L’application du Trend-analyse à permis de réaliser une estimation complexe
des propriétés pétrophysiques du réservoir naturel R1 (Ra+Ri) de la partie Sud
du champ de Hassi Messaoud grâce à la décomposition des composantes de la
porosité, de la perméabilité et de l’épaisseur utile en régionale et locale ;
comme résultats de calculs, les équations des trends du Ier
ordre ont permis de
déterminer que sur le plan régional les caractéristiques réservoir du complexe
R1 (Ra+Ri) s’améliorent vers le Nord et le Nord-Est selon la même orientation
que l’axe de la structure de Hassi Messaoud.
A la base de l’analyse complexe des caractéristiques réservoir du complexe
productif R de la partie Sud du champ de Hassi Messaoud et des cartes du trend
du Ier
ordre, on a déterminé une série de zones locales de productivité
importante caractérisées par de meilleures valeurs calculées de porosité, de
perméabilité et d’épaisseur utile. Partiellement, à l’Est du territoire on a
délimité une grande zone de première catégorie qui englobe les blocs
d’exploitation 17 et 19 et une partie de la zone étudiée située entre ces deux
blocs considérés auparavant comme non productif. De plus, 13 petites zones de
première catégorie de productivité ont été délimitées avec de bonnes
caractéristiques pétrophysiques ; elles sont situées dans les parties centrales des
blocs d’exploitation et distribuées à travers tout le territoire de la partie Sud du
champ.
La distribution locale et régionale des caractéristiques réservoir observées, est
conditionnée par des facteurs secondaires de processus post-sédimentaires, de la
cimentation du premier réservoir et de sa fissuration. Après quoi les processus
secondaires ont joué leur double rôle dans la formation des roches magasins. La
détérioration des premières caractéristiques réservoirs suite à une cimentation
des voies de circulation augmentant ainsi la dureté des roches, ce qui a
Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud
du champ et interprétation des résultats
99
conditionné la croissance du taux de fissuration des déformations et une subite
amélioration de ses propriétés pétrophysiques à l’époque d’intense activité
tectonique. De l’autre coté, l’accroissement de la perméabilité dans les zones
avec d’intenses broyages dans certaines parcelles ce qui a conduit à une
circulation active d’eaux avec une nouvelle cimentation de ces mêmes zones et
à une nouvelle détérioration des caractéristiques réservoirs. Cette combinaison
de résultats des processus secondaires est à l’origine de l’actuelle distribution
des propriétés pétrophysiques du réservoir.
CHAPITRE IV
Présentation de la zone 1B
Chapitre IV Présentation de la zone 1B
100
I- GENERALITES SUR LA ZONE 1B
I-1) INTRODUCTION
La troncature de la structure des réservoirs à la discordance hercynienne, ainsi
que l’image structurale bien définie au niveau du toit du Ra préfigure un champ très
complexe. Ceci a permis une définition de la géométrie des réservoirs intégrés dans les
différentes zones aux caractères propre. Dans ce champ, 25 zones de production on été
délimitées (Fig.44).
Une zone de production peut se définir comme un ensemble de puits qui se
communiquent bien entre eux mais sans contact avec ceux des zones voisines. Les
puits de chaque zone sont délimités par un contour qui englobe les puits concernés.
Cette limite s’identifiera par une barrière de perméabilité d’origine tectonique,
sédimentaire ou encore diagenétique qui s’oppose au déplacement des hydrocarbures.
Il en résulte que dans une zone de production, le réservoir présente une certaine
continuité hydrodynamique.
On peut rencontrer au sein d’une zone de production des puits aux indices de
productivité nuls et des puits secs situés hors de la zone de productivité, ils peuvent
être progressivement stimulés lors des essais d’injection aux fins de rentabilisation.
Chapitre IV Présentation de la zone 1B
101
Figure 44 : Carte des Puits de la Zone 1B
(Sonatrach / Division Production – Rapport interne – 2000)
Chapitre IV Présentation de la zone 1B
102
I-2) – LOCALISATION DU SECTEUR D’ETUDE :
La zone 1B est située à l’extrémité Ouest du gisement de Hassi Messaoud (Fig. 45). Elle est
limitée :
- Au nord, par la zone 1a
- Au Sud Est, par la zone 23
- A l’Est, par la zone 2 ext, et la zone 2.
Géographiquement, elle est limitée par les coordonnées Lambert suivantes :
- X : 790000 @ 800000
- Y : 120000 @ 127500
La zone 1B comporte 66 puits forés dans le réservoir (Ra+Ri) de la série combro-
ordovicienne ; sur les 66 puits on compte : (38 producteurs, 12 secs, 05 en Short
Radius, 13 fracturés, 09 injecteurs dont 09 injecteurs de gaz et 00 injecteurs d’eau.
Sur le plan de production, on a pu récupérer 7 452 435 tonnes de pétrole depuis
01/01/1989 jusqu’au 01/01/2001.
La zone 1B est constituée de deux réservoirs principaux :
- Le réservoir isométrique (Ri).
- Le réservoir anisometrique (Ra).
Chapitre IV Présentation de la zone 1B
103
Figure 45 : Localisation de la Zone 1B
(Sonatrach / Division Production – Rapport interne – 2000)
I-3) – DESCRIPTION DU RESERVOIR Ra :
Le gisement de Hassi Messaoud est formé de trois réservoirs gréseux d’âge
Cambrien comme on a vue dans le chapitre I, mais en raison de la situation de la zone
1B à la périphérie du gisement, les deux réservoirs les plus profonds (R3, R2) sont
aquifères, donc dans cette zone les réservoirs producteurs se limitent au R1 (Ra + Ri).
Les puits produisent à partir de la partie inférieure du R1. Le Ra présente de bonnes
caractéristiques pétrophysiques, tandis que le Ri n’est pratiquement pas érodé.
Dans cette partie du gisement, on distingue dans la constitution du réservoir trois
types de milieux différents :
Chapitre IV Présentation de la zone 1B
104
Les silts, ou niveau argilo-silteux.
Les drains ou unités réservoirs a bonnes caractéristiques avec des perméabilités
supérieures à 10 md.
Les milieux inter drain de perméabilité 2 à 3 md dans le quelle sont repartis les
drains et les silts.
I-4) – ASPECT STRUCTURAL DE LA ZONE D’ETUDE :
La structure de la zone 1B est relativement régulière caractérisée par un pendage
assez prononcé descendant d’Est en Ouest. Deux failles majeures viennent rompre la
régularité de cette structure :
La faille Nord-Sud située a l’Ouest de la zone et qui la sépare d’un panneau
affaissée de plus de 20 m. Les puits MD334 et MD337 forés dans cette zone sont
des puits sec.
Une faille inclinée de 45° vers l’Ouest et qui limite la zone au SE de la zone 23,
cette faille qui passe au Sud des puits MD72, MD277 et MD309 a également un
rejet de 20 à 30 m.
Au Sud de la zone, deux failles à faible rejet délimitent un panneau légèrement
sur élevé au tour du puits MD299.
Le réservoir Ri est également présent sur toute la zone et n’est érodé qu’à
l’extrémité ENE de la zone (au niveau du puits MD52). On constate également une
érosion très localisée du Ri au niveau du puits MD175.
L’épaisseur du Ri est comprise entre 45 à 50 m, celle du Ra est d’environ 145 m.
I-4-1) Les cartes structurales
Carte en Isobathes au toit du D5 (Fig.46) :
Cette carte montre la présence d’une faille de direction Nord Est – Sud Ouest
subdivisant la zone 1B en deux blocs:
Chapitre IV Présentation de la zone 1B
105
Le bloc U soulevé, constitue un monoclinal de direction Nord Est – Sud
Ouest :
- Sur le flanc Ouest, le drain D5 est limité par les côtes suivantes : -3305
et 3285 m.
- Sur le flanc Est, le drain D5 est limité par les côtes suivantes : -3135 et
3150 m.
Le bloc D affaissé d’environs 50 m (Rejet de la faille) ; le drain D5 est
limité par les Isobathes : -3180 et -3225 m.
Carte en Isobathes au toit du D4 (Fig.47)
Cette carte montre la même tendance que celle du drain D5. La zone 1B est
subdivisée en deux blocs (U et D).
Le bloc U soulevé : Sur le flanc, le drain D4 est limité à l’Ouest par les
Isobathes -3349 et -3330 m et à l’Est par les Isobathes -3175 et -3190 m.
Le bloc D affaissé : Limité par les Isobathes -3255 et 3270 m à l’Est et les
Isobathes 3225 -3240 m à l’Ouest.
Carte en Isobathes au toit du D3 (Fig.48) :
Cette carte montre la même tendance que celle des drains D5 et D4. La zone 1B
est subdivisée en deux blocs (U et D).
Le bloc U soulevé : Sur le flanc, le drain D4 est limité à l’Ouest par les
Isobathes -3215 et -3230 m et à l’Est par les Isobathes -3385 et -3390 m.
Le bloc D affaissé : Limité par les Isobathes -3260 et 3275 m à l’Est et les
Isobathes 3290 -3305 m à l’Ouest.
Carte en Isobathes au toit du D2 (Fig.49) :
Cette carte montre la même tendance que celle des drains D5, D4 et D3. La zone 1B est
subdivisée en deux blocs (U et D).
Le bloc U soulevé : Sur le flanc, le drain D2 est limité à l’Ouest par les Isobathes -
3230 et -3245 m et à l’Est par les Isobathes -3390 et -3415 m.
Chapitre IV Présentation de la zone 1B
106
Le bloc D affaissé : Limité par les Isobathes -3290 et 3305 m à l’Est et les Isobathes
3320 -3335 m à l’Ouest.
Carte en Isobathes au toit du D1 et ID (Fig.50 et 51) :
Conservant la même allure que les cartes précédentes, les cartes en Isobathes au toit du
D1 et ID montrent un monoclinal de direction Nord Est-Sud Ouest.
I-4-2) Les cartes en Isopaques
Carte en Isopaques du D5 (Fig.52) :
La carte en Isopaques du drain D5 montre une épaisseur moyenne de l’ordre de 45 à 50
m. Celle ci est conservée sur tout le drain et diminue progressivement vers l’Est pour atteindre
les 25 m au niveau du MD 52.
Sur le bloc affaissé (D), on remarque une diminution de l’épaisseur du centre du bloc vers
l’extrémité du secteur et vers la faille.
Carte en Isopaques du D4 (Fig.53) :
La carte en Isopaques du drain D4 montre une épaisseur moyenne de l’ordre de 35 à 45
m. Celle ci est conservée sur tout le drain et diminue progressivement vers l’Est.
Sur le bloc affaissé (D), on remarque une légère diminution de l’épaisseur du centre du bloc
vers l’extrémité du secteur et vers la faille.
Carte en Isopaques du D3 (Fig.54) :
La carte en Isopaques du drain D3 montre une épaisseur uniforme de l’ordre de
20 à 30 m. Celle ci est conservée sur tout le drain.
Carte en Isopaques du D2 (Fig.55) :
La carte en Isopaques du drain D2 montre une épaisseur uniforme de l’ordre de
20 à 30 m. Celle ci est conservée sur tout le drain.
Carte en Isopaques de l’ID (Fig.56) :
La carte en Isopaques du drain ID montre une épaisseur uniforme de l’ordre de
26 à 28 m. Celle ci est conservée sur tout le drain.
Chapitre IV Présentation de la zone 1B
107
Figure 46 : Carte en Isobathes au toit du D5
Figure 47 : Carte en Isobathes au toit du D4
Chapitre IV Présentation de la zone 1B
108
Figure 48 : Carte en Isobathes au toit du D3
Figure 49 : Carte en Isobathes au toit du D2
Chapitre IV Présentation de la zone 1B
109
Figure 50 : Carte en Isobathes au toit du ID
Figure 51 : Carte en Isobathes au toit du D1
Chapitre IV Présentation de la zone 1B
110
Figure 52 : Carte en Isopaques du D5
Figure 53 : Carte en Isopaques du D4
Chapitre IV Présentation de la zone 1B
111
Figure 54 : Carte en Isopaques du D3
Figure 55 : Carte en Isopaques du D2
Chapitre IV Présentation de la zone 1B
112
Figure 56: Carte en Isopaques de l’ID
I-5) L’EFFET DE LA DISCORDANCE HERCYNIENNE :
L’effet de la discordance hercynienne dans la zone 1B n’est pas assez prononcé car
on note la conservation de tous les drains du réservoir étudié sauf au niveau du puits
MD52 où il y a une réduction du D5 suite à l’érosion hercynienne.
I-6) DETERMINATION DU PLAN D’EAU :
Le plan d’eau théorique est situé en moyenne à la côte -3380 m, mais
pratiquement il est situé entre les côtes -3360 et 3365 m dans la plupart des puits de la
zone 1B.
Chapitre IV Présentation de la zone 1B
113
I-7) APPROCHE SEDIMENTOLOGISTE (MILIEU DE DEPOT) :
D’après les études faites auparavant concernant la pétrographie et la
sédimentologie du réservoir R1 (Ra+Ri) (Description de carottes faites sur les puits :
MD422, MD221, MD381, MD279), nous pouvant constater que :
Le drain D5 correspond à un milieu marin peu profond avec un
hydrodynamisme assez calme ce qui explique la taille fine des grains et le
développement des tigillites.
Le drain D4 semble être plus continental que le drain D5. Il est caractérisé
par une granulométrie très hétérogène allant de fine à grossière et parfois
microconglomératique, ce qui exige des courants plus violents. Les
stratifications obliques et entrecroisées sont témoins d’une influence
fluviatile avec des fluctuations dans un régime hydrodynamique.
Le drain D3 est caractérisé par une granulométrie fine à moyenne parfois
grossière, des rares stratifications obliques et un développement
considérable des tigillites par endroit qui va diminuer vers le fond du
réservoir.
Le drain D3 est donc considéré comme un milieu marin avec influence
modéré d’un réseau fluviatile.
La base du réservoir Ra (Drains D2, ID, D1) correspond probablement à un
milieu fluviatile proche côtier
En général, le milieu de dépôt du réservoir Ra+Ri est marin peu profond,
avec une influence fluviatile ; la succession des bancs gréseux et des passées
d’argile et de silts est liée aux fluctuations du niveau marin. La présence des
niveaux argileux, silteux et leur hétérogénéité le long d’un puits rend tout
éventuelle corrélation très difficile.
CHAPITRE V
Analyse géostatistique et modélisation
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
114
I. INTRODUCTION
Le réservoir Cambrien du champ de Hassi Messaoud est un réservoir hétérogène difficile
à appréhender spatialement où les paramètres pétrophysiques varient brusquement latéralement
et verticalement, malgré un très grand nombre de travaux et d’études réalisées sur Hassi
Messaoud, jusqu'à nos jours une caractérisation objective n’a pu être proposée. Pour cela le
traitement statistique est la méthode la plus appropriée pour une meilleure caractérisation des
paramètres caractéristiques réservoirs.
La géostatistique est en ce moment un domaine très sollicité dans l’industrie pétrolière,
vu les besoins en caractérisation des réservoirs qui ne cessent d’augmenter d’année en année ;
et ce pour l’évaluation des réserves en hydrocarbures.
Grâce à ce développement les recherches dans ce domaine sont plus poussées et visent
une plus large population de techniques plus précises les unes que les autres ; ainsi c’est
devenu une partie intégrante du savoir faire des ingénieurs géologues et de production.
II. NOTION DE GEOSTATISTIQUE
La géostatistique étudie les problèmes posés par des variables mesurées dans la nature
telles que l’épaisseur d’une couche géologique, densité de végétation, pluviométrie….etc.
On distingue ces variables par leur caractère aléatoire ou bien régionalisé, dans le premier
cas nous aurons à faire à un caractère aléatoire, du par exemple à un phénomène physique sous
jacent très complexe, par contre dans le second cas les caractères des données ne sont pas
entièrement indépendants de leur localisation.
Suite aux travaux de recherches sur l’estimation des teneurs dans les mines d’or sud
africaines ; la géostatistique a connu un véritable bond en avant. MATHERON, G. 1985, à
l’école des mines de Paris, a développé le côté théorie et formalisme de la géostatistique ;
ainsi cette science a vu le jour dans différents domaines y compris dans le domaine pétrolier.
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
115
III. METHODE GEOSTATISTIQUE :
Soient trois localisations X0, X1 et X2 que l’on promène dans le gisement, on mesure la
teneur en chacun de ces points.
X1……………………. X0………………………………………………………… X2
La teneur au point X1 devrait ressembler plus (en moyenne) à celle observée en X0 qu’à
celle en observée à X2.
On a peut être intérêt, à utiliser l’information contenue en X1 et X2 pour fournir un
meilleur estimé de X0 que si l’on utilisait que X1.
Notion de continuité de la minéralisation : Implicitement toutes les méthodes
d’estimation reposent sur ce concept plus ou moins défini, en géostatistique on cherche à
quantifier cette continuité préalablement à tout calcul effectué sur le gisement.
Soient deux point x et x+h séparés d’une distance h :
x x+h
- La teneur en x est une variable aléatoire Z (x)
- La teneur en x+h est une variable aléatoire, Z(x+h)
La différence entre les deux valeurs prises par ces deux variables aléatoires est :
Z (x) - Z(x+h) c’est également une variable aléatoire dont on peut calculer la variance.
Cette variance devrait être plus petite lorsque les points sont rapprochés et vice-versa.
La géostatistique compte sur un formalisme probabiliste qui fait intervenir le concept de
fonction aléatoire. Si on se basait sur la définition de la variable aléatoire qui est une famille de
valeurs numériques auxquelles est associée à chacune une probabilité, on peut dire qu’une
fonction aléatoire est une famille de fonctions complexes dont lesquelles sont associées des
probabilités.
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
116
En d’autre terme, une fonction aléatoire apparaît comme un ensemble de variables
aléatoires, elle est définie en chaque point Xi du réservoir R.
Z(x) = {Z (xi), Xi, Xi R}
Les variables aléatoires Z (xi) sont corrélées entres elles.
Cette corrélation dépend à la fois du vecteur h séparant deux points Xi et Xi + h et de la
variable considérée.
Le résultat d’un tirage au sort est une fonction t(x) (où x est la position dans l’espace) de
la famille, qu’on appelle réalisation de la fonction aléatoire.
Dans l’étude d’une variable régionalisée ; qu’on ne connaît que par le positionnement de
quelques points dans l’espace (puits), la géostatistique considère que cette variable suit une
fonction de l’espace t(x) et que t(x) est une réalisation particulière d’une fonction aléatoire
T(x), le problème concret de la cartographie de t(x) se ramène ainsi à l’étude des propriétés de
T(x).
L’étude de T(x) suppose l’acceptation de l’hypothèse de stationnarité ; qui veut dire :
T(x) est homogène dans l’espace, c'est-à-dire qu’on peut considérer les données numériques
connues t(x1), t(x2),……t (xn) comme autant de réalisations non indépendantes d’une même
variable aléatoire T(x0), cette hypothèse permet donc l’interférence statistique de certains
éléments de la loi de probabilité de T(x).
En géostatistique linéaire, les éléments utilisés pour caractériser T(x) sont :
La loi de probabilité de la variable aléatoire T(x0) ; estimée grâce à l’histogramme
empirique des données.
Le variogramme (espérance mathématique des variables continues) de la fonction
aléatoire T(x) définie par :
2γ (h) = [Z (X) – Z(X+h)] ².
Ce variogramme n’est pas utilisable dans la répartition des paramètres géologiques car
celles-ci possèdent des valeurs X discontinues ce qui nous pousse à utiliser la forme discrète
d’un variogramme appelé aussi semivariogramme.
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
117
Il existe deux types de semivariogrammes, vertical et horizontal, déterminés par la
formule suivante :
N (h)
2γ (h) = [1 / N (h)] * Σ [Z (X i) - Z (X i+h)] ².
i =1
Où :
- Z (Xi) est la mesure des données à la position X i ; i =1, 2,3…...n (n ; indique le nombre
de mesures)
- N (h) donne le nombre des emplacements de données séparées par un vecteur de
distance h ou nombre de paires.
Chaque phénomène géologique possède un variogramme qui lui est propre ainsi :
Un gisement d’or : présentera un variogramme erratique avec un fort effet pépite et
une faible portée.
Un gisement de cuivre porphyrique : montrera un variogramme linéaire à l’origine
avec faible effet de pépite et une grande portée.
Un gisement sédimentaire de fer : présentera une portée plus grande parallèlement à la
stratification.
La topographie pourra présenter un variogramme très continu avec absence d’effet de
pépite.
Il est à noter que :
L’effet de pépite : est une discontinuité à l’origine du variogramme, il peut représenter
des erreurs d’analyse, de réelles microstructures ou / et des structures d’une certaine
taille détectées par un échantillonnage insuffisant.
La porté : est la zone d’influence d’un échantillon Z(x), elle n’est pas toujours la même
dans toutes les directions dans l’espace, cela nous mène à définir des structure isotropes
et anisotropes de la variabilité.
En géologie les modèles les plus courants sont (fig 57) :
Effet de pépite
Puissance (cas particulier linéaire)
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
118
Sphérique
Gaussien
Exponentiel
Figure 57 : Différents types de porté
Effet linéaire
0 100 200
g (h)
h 0 100 200
g (h)
h
200
100
0 0 100 200
h
0 100 200
h
200
100
0
200
100
0
0 100 200
g (h)
g(h)
h
Sphérique Gaussien
Exponentiel
Effet pépite
200
100
0
0
200
100
0
0
g (h)
200
100
0
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
119
III.1) SEMI-VARIOGRAMME VERTICAL : (Fig 58)
Ce graphe est représenté par deux axes :
L’axe des X ; il correspondant aux valeurs de h (intervalle des valeurs à la verticale)
L’axe des Y ; il représente les différentes valeurs de γ et correspondant aux différentes
valeurs de h (distance par exemple) (Fig.58).
Il est à noter que ce variogramme utilise toutes les données de tous les puits pour établir
la meilleure corrélation verticale possible.
III-2) SEMI-VARIOGRAMME HORIZONTAL : (Fig 59)
Ce variogramme est réalisé suivant des directions bien définies, celui-ci utilise toutes les
données de tous les puits de la même direction.
Sur l’axe des X, on a les valeurs de (h) (différentes distances entre les puits selon un même
axe), l’axe des Y représente les différentes valeurs de γ.
Grâce à ces variogrammes horizontaux, on peut déterminer la meilleure direction de
corrélation, ce qui correspond à la même direction que le semi variogramme possédant la plus
grande portée. Cette corrélation est traduite par une ellipse de recherche possédant deux axes
R max et R min.
III-3) ELLIPSE DE RECHERCHE :
Les deux semi variogrammes nous permettent de réaliser deux ellipses de recherche,
l’une de recherche sur un plan verticale et l’autre recherche sur un plan horizontal.
Ces ellipses possèdent deux rayons R max et R min, conditionnés par la portée des semi-
variogrammes.
La portée est la distance à partir de laquelle la croissance des semi variogrammes se
stabilise, au-delà de cette distance, les deux valeurs X et (X+h) ne sont plus corrélables.
Les deux ellipses de recherches possèdent le même rayon max qui est déterminé à partir
des semi-variogrammes horizontaux (le semi-variogramme ayant plus de portée).
Par contre les rayons mini sont instaurés de façon différente : celui de l’ellipse de recherche
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
120
vertical est établi grâce à la portée de semi-varaiogramme vertical, tandis que la valeur du
rayon minimale de l’ellipse de recherche horizontal correspond à la portée du semi-
variogramme horizontal établi selon une direction perpendiculaire à celle du semi-
variogramme ayant la plus grande portée.
L’orientation des deux ellipses de recherche sera déterminée selon la direction du semi
variogramme horizontal ayant la plus grande portée.
Parfois les résultats de la portée n’apparaissent pas sur les variogrammes horizontaux
mais le logiciel utilisé permet de continuer les calculs et de donner une valeur de portée.
La corrélation entre deux puits voisins se fait de façon parallèle à celle de la structure, d’où
l’inclinaison de l’ellipse de recherche. (Fig.60)
Le résultat des semi variogrammes (ellipses de recherche) sera utilisé par le logiciel pour
établir des cartes de la distribution des paramètres étudiés par méthode de krigeage.
Un variogramme est défini comme étant la variation d’une population par son classement
aérien et vertical dans l’espace et / ou dans le temps.
L’analyse structurale c'est-à-dire la caractérisation de structure de variabilité spatiale des
grandeurs considérées K, Φ est la première étape indispensable à toute étude géostatistique,
c’est le variogramme 2γ qui est chargé de résumer de façon quantifiée toute l’information
structurale sur le phénomène considéré puis d’injecter cette information dans les divers
processus d’évaluation des réserves et des ressources.
Le variogramme, outil de base de la géostatistique, caractérise certains traits structuraux
de la variable régionalisée t(x) :
* le comportement de γ pour h caractérise le degré de régularité de la variable.
* γ est fonction de la longueur et de l’orientation du vecteur h, donc reflète la longueur
caractéristique appelée portée et l’anisotropie du phénomène.
Ce formalisme est utilisé en géostatistique pétrolière pour deux objectifs différents mais
complémentaires :
- L’estimation locale.
- La simulation.
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
121
L’utilisation de ces approches nécessite une analyse très rigoureuses des données afin de
choisir le model le plus adéquat et d’estimer empiriquement les paramètres de ce model.
III-4) APPLICATION DE L’ESTIMATION LOCALE EN CARACTERISATION DES
RESERVOIRS :
L’objectif de l’estimation locale est d’utiliser les données existants avec la précision la
plus avancée, et ce pour pouvoir prévoir la variable en un point ; grâce à un maillage spécial
sur lequel la distribution des points dans l’espace est effectuée ; l’estimation nous permet de
cartographier la variable sous forme d’une interpolation.
En géostatistique linéaire ; l’estimateur utilisé est appelé krigeage.
Le krigeage est une méthode géostatistique permettant de trouver une suite logique aux
valeurs des paramètres du puits étudié en utilisant l’ellipse de recherche établie par la
variographie. Autrement dit le krigeage est un estimateur de valeurs présentes dans une surface
limitée, et basées sur les données préexistantes sur ce plan.
Le krigeage permet de retrouver les valeurs manquantes qui sont placées selon les
mailles. Ainsi, il nous permet de tenir compte de la structure du phénomène, et de la proximité
des données au point à estimer.
Différents type de krigeage existent selon l’existence d’une moyenne connue (simple),
inconnue (ordinaire), d’une « dérive » de forme connue (dévie externe, krigeage universel).
Le krigeage est utilisé pour cartographier les paramètres géométriques (épaisseur ou
sommet du réservoir) ou pétrophysiques (porosité) du réservoir, en respectant les valeurs
connues aux puits.
La forme matricielle du krigeage peut être résumée suivant la formule :
Va = Ʃ (Vi * λi) Où :
Va : la valeur recherchée du paramètre étudié en un point (a) dans une maille donnée.
Vi : la valeur présente sur l’un des puits avoisinants.
λi : pondérateur de la distance h, cette distance sépare les deux points (a et i).
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
122
En tant qu’estimateur le krigeage ne
produit pas les caractéristiques de la
variable (histogramme, variogramme).
En tant qu’estimateur, le krigeage ne produit pas les caractéristiques de la variable
(histogramme, variogramme).
En ce sens, il fournit une image lissée et simplifiée du phénomène étudié.
D’autre part, il ne permet pas directement de quantifier l’incertitude sur ce phénomène,
d’ou l’intérêt de recourir à une autre approche, qui est la simulation, pour traiter les problèmes
de modélisation des hétérogénéités et de quantification des incertitudes.
III-5) APPLICATION DE LA SIMULATION EN CARACTERISATION DES
RESERVOIRS (SIMULATION CONDITIONNELLE) :
La simulation a pour but non de prévoir une valeur numérique précise en un point, mais
de donner une information d’ordre statistique : valeur médiane, fluctuant,…sur le phénomène.
La simulation consiste à générer par des algorithmes adéquats des réalisations multiples
de la fonction aléatoire T(x).
Par construction, ces réalisations sont toutes équiprobables et possèdent les mêmes
caractéristiques statistiques que la réalité t (x), contrairement au krigeage ou il n’y a pas d’effet
de lissage.
En outre, chaque réalisation peut être post-traitée pour calculer par exemple une valeur
d’accumulation ou de réserve. Répété sur un grand nombre de réalisation, ce processus permet
de quantifier l’incertitude sur la valeur calculée (en supposant le choix du modèle de T (x)
fait).
La théorie du krigeage
Distance h
Valeur de recherche
Puits existants
Ellipse de recherche
(Résultat des variogrammes)
La théorie du krigeage
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
123
La simulation répond donc en même temps aux besoins de modélisation du phénomène et
de quantification de l’incertitude (incertitude d’extrapolation aux zones non échantillonnées).
D’un point de vue formel, la simulation est fondée sur des propriétés fondamentales du
krigeage en ce qui concerne l’estimation de l’incertitude locale sur la variable.
Il faut noter que la géostatistique linéaire fondée sur le variogramme, n’est pas le seul
outil utilisé en modélisation des réservoirs. On peut citer une utilisation croissante des
simulations de processus de points (simulation objet dans lesquelles à chaque faciès est
associée une forme en une position) et des simulations par optimisation stochastique
(algorithme de recuit simule, permettant de combiner des contraintes complexes).
Figure 58 : Modèle de calcul pour les variogrammes verticaux
(Sonatrach / Division Production – Rapport interne – 2000)
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
124
Figure 59 : Résultat des variogrammes horizontaux
(Sonatrach / Division Production – Rapport interne – 2000)
Figure 60 : Prélèvement des données
(Sonatrach / Division Production – Rapport interne – 2000)
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
125
IV. APPLICATION DU GRID STAT POUR LA MODELISATION DE LA
ZONE D’ETUDE:
IV.1) INTRODUCTION
Le « Grid-Stat » est un logiciel de description géostatistique qui utilise des logs
digitalisés, des données de carottes des paramètres considérés et aussi des données sismiques.
« Grid-Stat » peut réaliser des cartes, des variogrammes, des profils et aussi des
modèles en trois dimensions. Ce logiciel a été développé par Texaco en 1990 et commercialisé
en 1995.
L’inconvénient de ce dernier est que sa capacité ne peut introduire tout le champ Sud de
Hassi Messaoud (Secteur d’étude) car la dimension du secteur d’étude est très grande, pour
cette raison nous avons choisi la zone 1B où nous disposant de 65 puits pour étudier la
distribution des paramètres considérés en trois dimensions.
Le Grid-Stat nous permet au cours d’une modélisation de faire :
Etude variogarphique des paramètres (porosités, perméabilité et saturation en huile).
Réaliser des cartes, modèles en 3D avec les différents paramètres du réservoir
(porosité, perméabilité et saturation en huile) ou de production (diagraphie, test de
puits)
Chercher les zones favorables pour l’implantation de nouveaux puits (Short Radius).
Optimisation des opérations de production (stimulation, perforation) et des schémas
d’injection de gaz et d’eau (Fig.61).
IV.2) METHODOLOGIE :
La distribution des paramètres pétrophysiques dans la zone 1B est réalisée avec la
démarche suivante :
IV.2.1) Variogramme des paramètres pétrophysiques :
Variogramme verticale.
Variogramme horizontale.
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
126
Ellipse de recherche de l’anisotropie.
IV.2.2) Variogramme des paramètres par le Krigeage ordinaire :
Modèle en 3D.
Etablissement des cartes.
Etablissement des profils.
Fig
ure
61
: M
od
élis
atio
n d
e la
zo
ne
1B
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
127
IV.3) VARIOGRAPHIE DES PARAMETRES PETROPHYSIQUES :
A. La porosité :
Résultat de la variographie (Fig.62) :
Les résultats obtenus à partir des variogrammes verticaux et horizontaux sont représentés dans
le tableau ci-dessous :
Tableau n° 3 : Résultat de la variographie de la porosité
R max 1600 m
Rmax / Rmin 2,85
R max / Rvérticale 13
Modèle théorique 0,2 fractal
Orientation Nord Est / Sud Ouest
Nous remarquons une bonne corrélation de la porosité dans la direction Nord Est - Sud
Ouest avec un azimut de 52°.
Analyse statistique :
a) Drain D5 (Fig 63-64-66) :
L’histogramme de répartition de la porosité du drain D5 réalisé avec 5367
échantillons est de forme gaussienne unimodale.
Il montre une variation de la porosité de 0 à 14 %.
La valeur moyenne de la porosité est de 5,97 %.
La carte en Isoporosité du drain D5 montre une alternance de faible et moyenne
porosité du Nord Ouest vers le Sud Est avec des valeurs qui ne dépassent pas les
9% (MD354 et MD375).
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
128
b) Drain D4 (Fig.63-64-67) :
L’histogramme de répartition de la porosité du drain D4 (fig 20) réalisé avec
5323 échantillons est de forme gaussienne unimodale.
Il montre une variation de la porosité de 0 à 13 %.
La valeur moyenne de la porosité est de 6,7 %.
La carte en Isoporosité du drain D4 montre la même tendance de la porosité que
le drain D5 mais avec des valeurs plus importantes qui atteignent les 10% au
niveau du puits MD354 qui se trouve au Nord Est de la structure
c) Drain D3 (Fig 63-64-68) :
L’histogramme de répartition de la porosité du drain D3 (fig 20) réalisé avec
1534 échantillons est de forme gaussienne unimodale.
Il montre une variation de la porosité de 0 à 19 %.
La valeur moyenne de la porosité est de 7,5 %.
La carte en Isoporosité du drain D3 montre de moyennes valeurs de la porosité,
elles varient entre 6% et 10% et atteignent les 12% au niveau du puits MD354
qui se trouve au Nord Est de la structure.
d) Drain D2 (Fig.63-64-69) :
L’histogramme de répartition de la porosité du drain D2 (fig 20) réalisé avec
1524 échantillons est de forme gaussienne unimodale.
Il montre une variation de la porosité de 0 à 18 %.
La valeur moyenne de la porosité est de 7,4 %.
La carte en Isoporosité du drain D2 montre la même tendance de la porosité que
Le drain précédent (D3) sauf qu’au Sud de la faille Nord Est – Sud Ouest les
porosités diminuent et atteignent les 5%.
e) Drain ID (Fig.63-64-70) :
L’histrogramme de répartition de la porosité du drain ID (fig 20) réalisé avec
1345 échantillons est de forme gaussienne unimodale.
Il montre une variation de la porosité de 0 à 14 %.
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
129
La valeur moyenne de la porosité est de 8 %.
La carte en Isoporosité du drain ID montre une tendance Nord Est – Sud Ouest et
deux zones préférables ou la porosité est supérieure à 10% :
1- La zone située au Nord Ouest de la structure aux environ des puits : MD326,
MD297et MD 145 (10%).
2- La zone située au Sud Est de la structure aux environ des puits : MD354,
MD277et MD 72 (12%).
NB : Le peu de données pour le drain D1 rend les cartes en Isoporosité, en
Isoperméabilité et en Isosaturation en huile moins représentatives vu le nombre
insuffisant des puits qui ont traversé ce drain.
Coupe du changement latéral de la porosité :
a) Coupe n°1 de diection Ouest-Est (Fig.72) :
La coupe de direction Ouest-Est passe par 7 puits. Elle indique une structure monoclinale
avec un pendage vers l’Est. Les meilleures valeurs de la porosité sont enregistrées à l’Ouest
(MD337 : Puits fermé) dans le drain ID et à l’Est (MD354) dans tout les drains ou elles
atteignent les 12%.
b) Coupe n°2 de direction – Nord Ouest-Sud Est (Fig.74) :
La coupe de direction Nord Ouest-Sud Est passe par 9 puits. Elle indique une structure
monoclinale avec un pendage vers le Nord Ouest. Les meilleures valeurs de la porosité sont
enregistrées au Nord Ouest (MD326 : Puits fermé) dans le drain ID ou elles atteignent les
12%.
c) Coupe n° 3 de direction – Nord Est-Sud Ouest (Fig.76) :
La coupe de direction Nord Ouest-Sud Est passe par 7 puits. Elle indique une structure
monoclinale avec un pendage vers le Sud Ouest. Sur cette coupe on remarque une tendance de
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
130
la bonne porosité vers le Nord Est de la structure aux niveaux de tous les drains (Porosité>9%).
Dans le drain ID, la porosité varie entre 7 et 10% aux niveaux de tous les puits.
d) Coupe n° 4 de direction – Nord-Sud (Fig.78) :
La coupe de direction Nord-Sud passe par 4 puits. Elle indique une structure
compartimentée en deux blocs : un bloc Nord soulevé et un bloc Sud abaissé.
Les meilleures valeurs de la porosité sont enregistrées dans le bloc soulevé au niveau
du puits MD375, elles varient entre 8 et 12% le long de tout le réservoir.
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
131
Figure 62 : Variographie de la porosité
ChapitreV: Analyse géostatistique et modélisation
132
Figure 63 : Histogramme de la porosité
Figure 64 : Moyenne de la porosité par drains
ChapitreV: Analyse géostatistique et modélisation
133
Figure 66 : Carte en isoporosité du D5 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud
Figure 67 : Carte en isoporosité du D4 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud
ChapitreV: Analyse géostatistique et modélisation
134
Figure 68 : Carte en isoporosité du D3 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud
Figure 69 : Carte en isoporosité du D2 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud
ChapitreV: Analyse géostatistique et modélisation
135
Figure 70 : Carte en isoporosité du ID - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud
ChapitreV: Analyse géostatistique et modélisation
136
Figure 71 : Carte d’orientation du profil n°1
Figure 72: Profil de porosité à travers les puits MD337, MD276, MD257, MD310,
MD170, MD321et MD354 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud
Ouest Est
ChapitreV: Analyse géostatistique et modélisation
137
Figure 73 : Carte d’orientation du profil n°2
Figure 74 : Profil de porosité à travers les puits MD334, MD326, MD276, MD477,
MD237, MD420, MD242, MD346 et MD277 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud
SE NW
ChapitreV: Analyse géostatistique et modélisation
138
Figure 75 : Carte d’orientation du profil n°3
Figure 76 : Profil de porosité à travers les puits MD347, MD271, MD482, MD237,
MD422, MD310 et MD145 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud
NE
SW
ChapitreV: Analyse géostatistique et modélisation
139
Figure 77 : Carte d’orientation du profil n°4
Figure 78 : Profil de porosité à travers les puits MD330, MD277, MD375 et MD404
Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud
NORD SUD
MD330
MD277
MD375
MD404
ChapitreV: Analyse géostatistique et modélisation
140
Figure 65 : Modèle en 3D de la porosité
ChapitreV: Analyse géostatistique et modélisation
141
Interprétation des résultats obtenus par le Krigeage :
Sur le plan tridimensionnel, on a réalisé des modèles de porosité, de perméabilité et de
saturation en huile.
Sur le plan bidimensionnel, on a réalisé des cartes de répartition des paramètres
considérés pour chaque niveau réservoir et des profils suivant différentes directions.
La Porosité :
Modèle 3D (Fig 65).
o La porosité présente une bonne corrélation dans la direction Nord Est-Sud Ouest
avec un azimut de 52°.
o Elle suit une loi gaussienne unimodale et présente une distribution homogène.
o Aux niveaux de tous les drains étudiés, les valeurs de porosité sont plus ou moins
faibles à moyennes, elles oscillent entre 5,97% et 8%.
o Le changement brusque des valeurs de porosité peut s’expliquer par les phénomènes
de cimentation, de recristallisation (diminution de la porosité) et de dissolution
(augmentation de la porosité)
o Les valeurs élevées de la porosité dans chaque drain se trouvent dans le bloc Nord
soulevé au Nord Est et au Sud Ouest de celui-ci. Ceci est confirmé sur les coupes
N° 2 et N°3
o La classification des drains du point de vue porosité est la suivante :
ID (8%), D3 (7,5%), D2 (7,4%), D4 (6,7%) et D5 (5,97%).
ChapitreV: Analyse géostatistique et modélisation
142
B. La perméabilité :
Résultat de la variographie (Fig.79) :
Les résultats obtenus à partir des variogrammes verticaux et horizontaux sont représentés dans
le tableau ci-dessous.
Tableau n°4 : Résultat de la variographie de la perméabilité
R max 1200 m
Rmax / Rmin 2,85
R max / Rvérticale 16
Modèle théorique 0,2 fractal
Orientation Nord Est / Sud Ouest
Nous remarquons une bonne corrélation de la porosité dans la direction Nord Est- Sud
Ouest avec un azimut de 52°.
Analyse statistique :
a) Drain D5 (Fig.80-85-87) :
L’histogramme de répartition de la perméabilité du drain D5 réalisé avec 5267
échantillons est de forme gaussienne plurimodale.
Il montre une variation de la perméabilité de 0,01 à 500 md.
La valeur moyenne de la perméabilité est de 2,5 md.
La carte en Isoperméabilité du drain D5 montre de faibles valeurs de
perméabilités ce qui confirme la présence des niveaux argileux, elles sont
presque nulles au Sud Est, au centre et au Nord Ouest. La valeur maximale est
enregistrée au Nord Est au niveau du puits MD364 (K=4md).
b) Drain D4 (Fig.81-85-88) :
L’histogramme de répartition de la perméabilité du drain D4 réalisé avec 5223
échantillons est de forme gaussienne plurimodale.
Il montre une variation de la perméabilité de 0,01 à 200 md.
La valeur moyenne de la perméabilité est de 7 md.
ChapitreV: Analyse géostatistique et modélisation
143
La carte en Isoperméabilité du drain D4 montre une diminution de la
perméabilité de l’Ouest vers l’Est. Celle-ci atteint les 32 md au niveau du puits
MD475.
c) Drain D3 (Fig.81-85-89)) :
L’histogramme de répartition de la perméabilité du drain D3 réalisé avec 1534
échantillons est de forme gaussienne plurimodale.
Il montre une variation de la perméabilité de 0,01 à 60 md.
La valeur moyenne de la perméabilité est de 3 md.
La carte en Isoperméabilité du drain D3 montre de faibles valeurs de
perméabilité ce qui confirme la présence des niveaux argilo-silteux.
Sur cette carte, il existe 4 secteurs où la perméabilité excède le 1md :
- Le 1er
secteur près des puits MD72, MD343et MD375.
- Le 2ème
secteur près des puits MD306, MD327et MD319.
- Le 3ème
secteur près des puits MD310, MD422, MD477, MD294, MD371 et
MD269.
- Le 4ème
secteur près des puits MD326, MD337et MD297.
d) Drain D2 (Fig.83-85-90) :
L’histogramme de répartition de la perméabilité du drain D2 (fig 20) réalisé avec
1524 échantillons est de forme gaussienne plurimodale.
Il montre une variation de la perméabilité de 0,01 à 90 md.
La valeur moyenne de la perméabilité est de 6 md.
La carte en Isoperméabilité du drain D2 montre de faibles valeurs de
perméabilité, celles-ci augmentent en allant vers l’Est ou elles atteignent les 4md
aux niveaux des puits : MD343, MD354, MD364 et MD72.
e) Drain ID (Fig.84-85-91) :
L’histogramme de répartition de la perméabilité du drain ID (fig 20) réalisé avec
2214 échantillons est de forme gaussienne plurimodale.
Il montre une variation de la perméabilité de 0,01 à 1300 md.
La valeur moyenne de la perméabilité est de 25 md.
ChapitreV: Analyse géostatistique et modélisation
144
La carte en Isoperméabilité du drain ID montre de faibles perméabilités, il existe
trois secteurs où la perméabilité excède les 4 md :
- Le premier secteur près des puits MD 343 et MD364
- Le deuxième secteur près des puits MD306 et MD475
- Le troisième secteur près du puits MD315
La valeur minimale est enregistrée à l’Est aux niveaux des puits MD374b,
MD328 et MD389.
Coupe du changement latéral de la perméabilité :
a) Coupe n° 1 de direction – Ouest-Est (Fig.93) :
La coupe de direction Ouest Est passe par 8 puits. Elle indique une structure
monoclinale avec un pendage vers l’Est.
Sur cette coupe, nous pouvons distinguer les drains présentant les meilleures
perméabilités et les puits qui en bénéficient, ainsi il apparaît la tendance de la bonne
perméabilité vers l’Est et l’Ouest de la structure dans les drains : D4, D2 et ID.
b) Coupe n° 2 de direction – Nord-Sud (Fig.95) :
La coupe de direction Nord-Sud passe par 6 puits. Elle indique une structure
compartimentée en deux blocs : un bloc Nord soulevé et un bloc Sud abaissé.
C’est le bloc soulevé qui présente les meilleures valeurs de la perméabilité, celles-ci
atteignent les 8 md au nord de la structure dans le drain ID au niveau du puits MD70.
c) Coupe n° 3 de direction–Nord Ouest-Sud Est (Fig.97) :
La coupe de direction Nord Ouest Sud Est passe par 9 puits. Elle indique une structure
compartimentée en deux blocs : un bloc Nord soulevé et un bloc Sud abaissé.
Les meilleures valeurs de la perméabilité sont enregistrées dans le bloc soulevé au niveau
du puits MD475 (Drain D4) et entre les deux puits MD276 et MD294 (Puits sec) dans les
drains D4 et D2.
ChapitreV: Analyse géostatistique et modélisation
145
d) Coupe n° 4 de direction –Nord Est-Sud Ouest (Fig.99) :
La coupe de direction Nord Est-Sud Ouest passe par 10 puits. Elle indique une structure
monoclinale avec un pendage vers le Sud Ouest.
Sur cette coupe, on remarque la tendance de la bonne perméabilité aux niveaux de tous
les puits dans le drain D4.
ChapitreV: Analyse géostatistique et modélisation
146
Figure 79: Variographie de la perméabilité
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
147
Distribution des fréquences relatives de la perméabilité
Distribution des fréquences cumulées de la perméabilité
Figure 80 : Distribution de la perméabilité dans le drain D5
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
148
Distribution des fréquences relatives de la perméabilité
Distribution des fréquences cumulées de la perméabilité
Figure 81 : Distribution de la perméabilité dans le drain D4
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
149
Distribution des fréquences relatives de la perméabilité
Distribution des fréquences cumulées de la perméabilité
Figure 82 : Distribution de la perméabilité dans le drain D3
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
150
Distribution des fréquences relatives de la perméabilité
Distribution des fréquences cumulées de la perméabilité
Figure 83 : Distribution de la perméabilité dans le drain D2
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
151
Distribution des fréquences relatives de la perméabilité
Figure 84 : Distribution de la perméabilité dans le drain ID
Figure 85 : Moyenne de la perméabilité par drains
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
152
Fi
gu
re
87
:
Ca
rte
en
iso
per
mé
abi
lité du D5- Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud
Figure 88 : Carte en isoperméabilité du D4 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
153
Fi
gu
re
89
:
Ca
rte
en
iso
per
mé
abi
lité du D3- Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud
Figure 90 : Carte en isoperméabilité du D2- Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
154
Figure 91 : Carte en isoperméabilité du ID- Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
155
Figure 92 : Carte d’orientation du profil n°5
Figure 93 : Profil de perméabilité à travers les puits MD326, MD276, MD257, MD310,
MD214, MD170, MD321 et MD354 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud
Est Ouest
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
156
Figure 94 : Carte d’orientation du profil n°6
Figure 95 : Profil de perméabilité à travers les puits MD330, MD277, MD20, MD199,
MD170 et MD214 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud
NORD SUD
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
157
Figure 96 : Carte d’orientation du profil n°7
Figure 97 : Profil de perméabilité à travers les puits MD334, MD326, MD276,
MD294, MD482, MD252, MD475, MD299 et MD330 - Bloc 1B du champ de Hassi
Messaoud
SE NW
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
158
Figure 98 : Carte d’orientation du profil n°8
Figure 99 : Profil de perméabilité à travers les puits MD347, MD271, MD252, MD420,
MD249 MD417, MD404, MD321, MD374B et MD52 - Bloc 1B du champ de Hassi
Messaoud
NE SW
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
159
Figure 86 : Modèle en 3D de la perméabilité
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
160
La Perméabilité :
Modèle 3D (Fig.86)
o La perméabilité présente une bonne corrélation dans la direction Nord
Est-Sud Ouest avec un azimut de 52°.
o Elle suit une loi gaussienne plurimodale, présente une distribution
hétérogène et résulte essentiellement de la fissuration.
o Aux niveaux de tous les drains étudiés, les valeurs de la perméabilité
sont plus ou moins faibles, elles oscillent entre 2,5md et 7md.
o Les meilleures valeurs de perméabilité sont enregistrées dans le bloc
Nord soulevé au niveau du drain D4 sur toute la structure et aux
niveaux des drains D2 et ID à l’Est de la structure. Ceci est confirmé
sur les coupes du changement latérales de la perméabilité.
o La classification des drains du point de vue perméabilité est la
suivante :
D4 (7md), D2 (6md), ID (3,5md – Présence des niveaux Silteux), D3
(3md-Présence des niveaux Argilo-Silteux) et D5 (2,5md - Présence
des niveaux Argileux) (Fig.86).
Corrélation entre la porosité et la perméabilité (Fig. 100, 101, 102, 103,
104) :
Les cartes de corrélation entre la porosité et la perméabilité des drains D5, D4,
D3, D2 et ID montre une faible corrélation
Les coefficients de corrélation sont faibles (< 0,19), ceci montre à quel point
cette zone est complexe et hétérogène, avec distribution incontrôlable et
difficile à interpréter.
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
161
Figure 100 : Corrélation entre la porosité et la perméabilité du D5
Figure 101 : Corrélation entre la porosité et la perméabilité du D4
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
162
Figure 102 : Corrélation entre la porosité et la perméabilité du D3
Figure 103 : Corrélation entre la porosité et la perméabilité du D2
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
163
Figure 104 : Corrélation entre la porosité et la perméabilité du ID
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
164
C. La saturation en huile :
Résultat de la variographie (Fig.105) :
Les résultats obtenus à partir des variogrammes verticaux et horizontaux sont
représentés dans le tableau ci-dessous :
Tableau n°5 : Résultat de la variographie de la saturation en huile
R max 218080 m
Rmax / Rmin 2,68
R max / Rvérticale 264
Modèle théorique 0,2 fractal
Orientation Nord Sud
Nous remarquons une bonne corrélation de la saturation dans la direction Nord-
Sud avec un azimut de 0°.
Analyse statistique :
Interprétation des cartes en Isosaturation en huile :
a)Drain D5 (Fig.107) :
La carte en Isosaturation en huile du drain D5 montre de bonnes valeurs
de saturation en huile au niveau de toute la structure, elles varient de 50%
(MD297) au Nord Ouest à 90% (MD343, MD375, MD495 et MD420) au
centre de la structure.
b) Drain D4 (Fig.108) :
La carte en Isosaturation en huile du drain D4 montre de meilleures
valeurs de saturation en huile (So=70-100%).
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
165
Les valeurs maximales atteignent les 100% aux niveaux des puits : MD417,
MD495 et MD249 (Situés au centre de la structure).
c) Drain D3 (Fig.109) :
La carte en Isosaturation en huile du drain D3 montre une diminution
de la saturation en huile, de l’Est (100%) vers l’Ouest (10%).
Ceci peut s’expliquer par le rapprochement du plan d’eau qui est situé à
environ -3360 m.
d) Drain D2(Fig.110) :
La carte en Isosaturation en huile du drain D2 montre la même
tendance que la carte précédente
Les valeurs maximales atteignent les 100% à l’Est aux niveaux des puits
MD72, MD343 et MD354
e) Drain ID (Fig.111) :
La carte en Isosaturation en huile du drain ID montre la même
tendance que la carte précédente :
- Sur le bloc soulevé : On remarque une diminution de la saturation
en huile de l’Est vers l’Ouest (90-0%).
- Sur le bloc affaissé : Les valeurs de saturations en huile sont
presque nulles.
Coupe du changement latéral de la saturation en huile :
a) Coupe n°1 de diection – Nord-Sud (Fig.113) :
La coupe de direction Nord-Sud passe par 6 puits. Elle indique une structure
monoclinale. Les meilleures saturations sont enregistrées dans le drain D4, elles
atteignent les 100% au centre de la structure aux niveaux des puits MD221 (Puits
fermé), MD249, MD242 et MD299.
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
166
b) Coupe n°2 de direction – Nord-Sud (Fig.115) :
La coupe de direction Nord-Sud passe par 6 puits. Elle indique une structure
compartimentée en deux blocs ; un bloc Nord soulevé et un bloc Sud abaissé.
Le bloc soulevé présente les meilleures saturations en huile, celles-ci atteignent les
100% aux niveaux des puits fermés : MD52, MD364 et MD72 dans les drains D4 et
D2. Dans le bloc affaissé, la saturation atteint les 90% au niveau du puits fermé MD83
dans les drains D4 et ID.
c) Coupe n°3 de direction – Ouest-Est (Fig.117) :
La coupe de direction Ouest Est passe par 5 puits. Elle indique une structure
monoclinale avec un pendage vers l’Est.
Les meilleures saturations sont enregistrées à l’Est de la structure au niveau du puits
MD404 le long de tout le réservoir, elles atteignent les 100% à l’Est, au centre et à
l’Ouest de la structure.
d) Coupe n°4 de direction – Sud Ouest- Nord Est (Fig.119) :
La coupe de direction Ouest Est passe par 8 puits. Elle indique une structure
monoclinale avec un pendage vers le Sud Ouest.
Sur cette coupe, on remarque la bonne tendance de la saturation en huile vers le Sud-
Est de la structure. Le drain D4 présente les meilleures valeurs de saturation en huile
(So=90-100%) aux niveaux de tous les puits.
e) Coupe n°4 de direction – Ouest- Est (Fig.121) :
La coupe de direction Ouest-Est passe par 7 puits. Elle indique une structure
monoclinale avec un pendage vers l’Est.
Sur cette coupe, on remarque la bonne tendance de la saturation en huile vers l’Est de
la structure. Le puits fermé MD252 présente des saturations en huile assez élevées,
celles-ci atteignent les 100% dans le drain D4.
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
167
Figure 105: Variographie de la saturation en Hydrocarbure
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
168
Figure 107 : Carte en isosaturation en hydrocarbures au toit du D5
Bloc 1 B du champ de Hassi Messaoud
Figure 108 : Carte en isosaturation en hydrocarbures au toit du D4
Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud
Erodé
OMN873
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
169
Figure 109 : Carte en isosaturation en hydrocarbures au toit du D3
Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud
Figure 110 : Carte en isosaturation en hydrocarbures au toit du D2
Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
170
Figure 111 : Carte en isosaturation en hydrocarbures au toit du ID
Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
171
Figure 112 : Carte d’orientation du profil n°9
Figure 113 : Profil de saturation en huile à travers les puits MD145, MD221, MD249,
MD242, MD299 et MD309 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud
SUD NORD
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
172
Figure 114 : Carte d’orientation du profil n°10
Figure 115 : Profil de saturation en huile à travers les puits MD52, MD364, MD354,
MD72, MD83 et MD328 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud
SUD NORD
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
173
Figure 116 : Carte d’orientation du profil n°11
Figure 117 : Profil de saturation en huile à travers les puits MD337, MD477, MD422,
MD221 et MD404 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud
Est Ouest
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
174
Figure 118 : Carte d’orientation du profil n°12
Figure 119 : Profil de saturation en huile à travers les puits MD327, MD306, MD475,
MD224, MD249, MD417, MD511 et MD170 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud
NE SW
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
175
Figure 120 : Carte d’orientation du profil n°13
Figure 121 : Profil de saturation en huile à travers les puits MD371, MD271, MD252,
MD475, MD242, MD346 et MD277 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud
Est Ouest
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
176
Figure 106 : Modèle en 3D de la saturation en hydrocarbure
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
177
La saturation en huile :
Modèle 3D (Fig.106)
o La saturation en huile présente une bonne corrélation dans la direction
Nord Sud avec un azimut de 0°.
o Elle monte un pourcentage élevé dans la zone d’étude
o La saturation en huile varie entre :
50-100% : Dans le drain D5
70-100% : Dans le drain D4
10-80% : Dans le drain D3
00-100% : Dans le drain D2
00-90% : Dans le drain ID
o Les valeurs minimales de la saturation en huile sont enregistrées :
- A l’Ouest de la structure dans le bloc Nord soulevé où le pendage
devient plus fort (en se rapprochant du plan d’eau : -3365m).
- Au Sud Est de la structure sur le bloc affaissé
Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation
178
Conclusion
La porosité et la perméabilité présentent une bonne corrélation dans la
même direction Nord Est - Sud Ouest avec un azimut de 52°.
Les valeurs de porosité et de perméabilité dans les différents drains
étudiés sont généralement faibles, elles sont plus ou moins hétérogènes.
La diminution des valeurs de la perméabilité nous indique la présence des
niveaux silteux, des niveaux argilo-silteux et des niveaux argileux qui
sont répartis d’une façon aléatoire.
La variation brusque de la porosité et de la perméabilité et la corrélation
entre ces deux paramètres nous confirme la complexité et l’hétérogénéité
du champ de Hassi Messaoud et surtout de la zone étudiée.
Les drains D2 et D4 se trouvant sur le bloc Nord soulevé présentent les
meilleures caractéristiques pétrophysiques.
La saturation en huile présente une bonne corrélation dans la direction
Nord -Sud avec un azimut de 0%.
Elle montre des pourcentages élevés, ce qui laisse à déduire que la zone
étudiée est à réservoir potentiellement riche.
CHAPITRE VI
Exemple d’application du Short
Radius à la zone 1B
Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B
179
I . EVALUATION DES PUITS EN SHORT RADIUS DANS LA
ZONE 1B :
Dans la zone 1B, on compte cinq (5) puits repris en Short Radius (MD41, MD52,
MD294, MD404 et MD309) (fig.122) et six (6) puits candidats en Short Radius
(MD364, MD374b, MD310, MD327, MD277 et MD72) (fig.123).
La plus grande partie de ces puits, sont à l’origine secs ou à très faible débit.
Les résultats obtenus sont résumés dans les tableaux n°
Figure 122 : Puits repris en Short Radius (zone 1B)
Figure 123 : Puits candidat en Short Radius (zone 1B)
Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B
180
Tableau n° 6 : Puits repris en Short Radius – Zone 1B
Puits
Drain repris
Date du
forage
Prof
atteinte
(m)
X(UTM) Y(UTM) Zt(m) Remarques
MD41
(D4) 01.07.1960 3465 796 363,00 128 709,00 181
- Très faible producteur :
0,5m3/h,
-Peu de RA (Surtout D4)
-Réservoir médiocre
MD52
(D2) 28.02.1961 3446 798 497,57 126 596,92 147
-Presque sec
-Très fracturé (Brèche très
importantes, pas de rejet évident)
MD294
(D4) 14.11.1978 3495 792 849,48 124 050, 34 150
-Bon producteur
-Bon réservoir en base D5 et D4
(Quelques fissures ouvertes)
MD309
(D4) 16.02.1979 3484 794 999,68 120 552,15 161
-Sec (Puits isolé)
-Réservoir médiocre à nul,
Très peu fracturé
MD404
(D4) 22.08.1986 3487 796 800,34 124 349,06 149
-Sec
-Réservoir très médiocre à nul
-Très fracturé
(Brèche en D3, microfailles en
D5)
Tableau n° 7 : Puits candidats en Short Radius – Zone 1B
Puits Date du
forage
Prof
atteinte
(m)
X(UTM) Y(UTM) Zt(m) Remarques
MD364 02.11.1982 3453 799 111,01 125 419,75 146 - Producteur médiocre
MD374b 12.11.1984 3478 798 000,64 125 680,14 147
-Considéré sec
-Très faible IP
-Réservoir très dégradé, médiocre à
nul sur toute la hauteur
MD310 22.06.1979 3478 794 600,26 125 249,80 158 -Sec (IP : 0,047)
-Réservoir très médiocre D5 à D3
MD327 18.04.1980 3486 792 800,00 120 600,50 150
- Producteur médiocre, fermé
-Fracture avec pyrite, aspect de
brèche à 3460m
-Réservoir moyen (Base du D4)
MD277 12.04.1978 3450 796 500,10 121 900,63 154 -Sec
-Réservoir médiocre
MD72 08.11.1962 3488 799 681 127 274 179
-Faible producteur
-Réservoir dégradé
-Réservoir peu fracturé.
Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B
181
1. Md 364 :
Tableau n° 8 : Drains et azimut choisis pour le puits Md 364
Puits Surface du
drain Drain choisi Azimut TVP
MD364 400 000 m D5 jusqu’à D2 307°N 400 m
720 000 m D5 175°N 550 m
Historique du puits :
21.10.1982:
PG = 388, 45 Kg /cm2, Qh =9, 90 m
3/h
02.05.1983:
PG = 382, 71 Kg /cm2,
Qh =11, 80 m3/h
24.10.1992 : Qh =7,2 m3 en trois (3) heures, Qe = 200 l/h
02.012001 : Qh =2,37 m3
Situation : Fermé en 1996
2. Md 374b :
Tableau n° 9 : Drains et azimut choisis pour le puits Md 374b
Puits Surface du
drain Drain choisi Azimut TVP
MD374b
490 000 m D4 jusqu’à D2 130°N 575 m
630 000 m
D5 et la moitié
de la base du
D2
298°N 550 m
Situation : Fermé à 1900 m
Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B
182
3. MD310 :
Tableau n° 10 : Drains et azimut choisis pour le puits Md 364
Puits Surface du
drain Drain choisi Azimut TVP
MD310 680 000 m D4 328°N 550 m
Historique du puits :
24.06.1979:
PF = 399 Kg /cm2
Production initiale : 5,90 m3/h
Ce puits a eu des problèmes dus aux dépôts de sel, il a été nettoyé (Acide)
avec succès
Situation : Fermé
4. MD327 :
Tableau n° 11 : Drains et azimut choisis pour le puits Md 327
Puits Surface du
drain Drain choisi Azimut TVP
MD364 580 000 m D4 228°N 600 m
Historique du puits :
06.06.1980:
Pt = 58, 50 Kg /cm2, IP =7, 87 m
3/d
K = 2,4 md
Situation : Fermé (Bloqué par les dépôts de sel)
Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B
183
5. MD277 :
Tableau n° 12 : Drains et azimut choisis pour le puits Md 277
Puits Surface du
drain Drain choisi Azimut TVP
MD277 195 000 m D2 304°N 300 m
Historique du puits :
20.04.1978:
PG = 448 Kg /cm2, Qh =2, 60 m
3/h
Pt = 24, 80 Kg /cm2
25.11.1978 / 04.12.1978:
PG = 450, 80 Kg /cm2, IP = 0,009
Pt = 26, 75 Kg /cm2, Qh =1, 65 m
3/h, GOR = 105
Situation : Fermé (Bloqué par les dépôts d’asphaltènes)
Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B
184
II. CHOIX DE L’AZIMUT POUR LE PUITS MD72 :
II.1) INTRODUCTION
L’un des puits qui pourra être repris en Short Radius est le puits MD72 se
trouvant dans notre secteur d’étude.
Le puits MD72 obéit aux conditions déjà citées auparavant (puits sec, situé loin
des puits injecteurs, dans une zone à faible GOR………).
Le choix du drain est basé sur une analyse des caractéristiques pétrophysiques
(porosité, perméabilité, volume d’argile et saturation en huile) déjà établie (chapitre 4 :
Carte, Profils résultant du Krigeage).
Le choix de l’Azimut est fonction d’un certain nombre de paramètres (porosité,
perméabilité, volume d’argile, saturation en huile, production, direction des contraintes
et argilosité).
II.2) HISTORIQUE DU PUITS MD72 :
Le puits MD72 est situé à l’Est de la zone 1B, c’est un puits fermé entouré par
plusieurs puits producteurs à faible GOR (MD375, MD343, MD354) (Fig.124,
125, 126 et 127)
Date du forage : 08-11-1962
X : 799 681 m
Y : 127 274 m
Zsol : 174 m
Ztable : 179 m
Complétion : 4’’1/2 LTC
Tests : Pf : 477.1 Kg/cm2, Pt : 129.05 Kg/cm
2, Production initial : 14.5 m
3/h,
IP : 0.138, HKp : 311, Skin : -0.36
Situation : Fermé
Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B
185
Puits MD72
Figure 124 : Statut et situation du puits MD72
(Sonatrach / Division Production - Rapport interne / 2002)
Figure 125 : Variation du GOR dans la zone 1B
(Sonatrach / Division Production - Rapport interne / 2002)
Zone 1B
Zone 1B
Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B
186
Figure 126 : Variation de la production d’Huile dans la zone 1B
(Sonatrach / Division Production - Rapport interne / 2002)
Figure 127 : Fiche technique du puits Md 72
(Sonatrach / Division Production - Rapport interne / 1962)
Zone 1B
Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B
187
II.3) CRITERES DU CHOIX DU DRAIN POUR LE PUITS MD72 :
D’après notre étude géostatistique (chapitre 4), nous avons pu constater que le
drain D2 présente les meilleures caractéristiques pétrophysiques (perméabilité,
porosité et saturation en huile) au niveau du puits MD72.
II.4) CRITERES DU CHOIX DE L’AZIMUT POUR LE PUITS MD72 :
Statut d’implantation des puits voisins (Fig.124) :
L’Azimut est évalué à partir du Nord en tournant dans le sens des aiguilles d’une
montre de 0 à 360°.
Le statut d’implantation des puits voisins est très important pour le choix de
l’Azimut, où on tient compte de la présence d’un puits injecteur à côté du puits
candidat pour éviter le risque de récupérer le gaz injecté.
Avant de sélectionner un puits pour être repris en Short Radius, il faut toujours
s’assurer que les puits qui l’entourent sont des puits producteurs.
L’anisotropie (Fig.129) :
Le choix de l’Azimut est très important, il faut le choisir de telle façon à ce que le
drain soit bien orienté par rapport à l’anisotropie sur le plan horizontal : Kx – Ky.
Pour assurer un meilleur drainage, il est préférable d’orienter le drain
perpendiculairement à la direction de la perméabilité horizontale maximale.
Dans le cas du puits MD72, l’orientation de la perméabilité maximale est
parallèle aux réseaux de failles de direction Nord Est-Sud Ouest, elle varie entre 8 et
32 md.
Répartition de la porosité (Fig.133) :
Le choix de l’Azimut de la zone des meilleures porosités est très important
On remarque que la direction obtenue par l’étude du paramètre de perméabilité
est similaire à celle de l’étude de la porosité, c'est-à-dire : Nord Est-Sud Ouest.
Au niveau du puits MD72, la porosité dans le drain D2 atteint les 12%.
Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B
188
Influence des contraintes (Fig.128 et 129) :
On n’utilise pas de tubage dans le Short Radius à Hassi Messaoud (le réservoir
reste en Open Hole), ce qui nous pousse à vérifier les contraintes In-Situ en vu d’éviter
la fermeture des puits.
Le champ de Hassi Messaoud est soumis théoriquement et régionalement à des
contraintes représentées par deux directions : Nord Est-Sud Ouest pour la contrainte
horizontale minimale &h min, et la direction Nord Ouest-Sud Est pour la contrainte
horizontale maximale &h max. Pour éviter la fermeture du puits, on doit choisir la
direction parallèle à la contrainte maximale c'est-à-dire : Nord Ouest-Sud Est.
La production (Fig.126) :
Le but principal du Short Radius étant d’augmenter la productivité. Il est évident
que le choix de la direction du drain doit se faire dans le sens des aires de la meilleure
productivité.
Pour le puits MD72 le choix la direction Nord Ouest-Sud Est est à maintenir
La saturation :
Ce paramètre est invariable tout autour du puits MD72 (la saturation en huile
varie entre 90 et 100%) ce qui rend le choix de l’Azimut aléatoire (toute direction
présente une stabilité dans la saturation).
L’argilosité :
La distribution de l’argilosité dans la zone 1B n’est pas importante, elle est non
homogène et répartie d’une façon aléatoire.
Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B
189
Figure 128 : Carte en isoperméabilité du Cambrien R1 (Ri+Ra)
(Réseau de failles Nord Est-Sud Ouest)
Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B
190
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Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B
191
Figure 130 : Carte d’orientation du profil n°1
Figure 131 : Profil de perméabilité à travers les puits MD319, MD299, MD346,
MD375, MD72, MD 354, et MD364 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud
NE SO
Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B
192
Figure 132 : Carte d’orientation du profil n°2
Figure 133 : Profil de porosité à travers les puits MD309, MD277, MD375,
MD343, MD72 et MD364 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud
NE SW
Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B
193
Figure 134 : Carte d’orientation du profil n° 3
Figure 135 : Profil de saturation en huile à travers les puits MD321,
MD354 et MD72 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud.
NW SE
Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B
194
Figure 136 : Carte d’orientation du profil n°4
Figure 137 : Profil de saturation en huile à travers les puits MD52-ND, MD364, MD354,
MD72, MD83-ND et MD328 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud.
Nord Sud
Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B
195
Figure 138 : Carte d’orientation du profil n° 5
Figure 139 : Profil de saturation en huile à travers les puits MD315, MD294,
MD237,MD495, MD417, MD199, MD343 et MD72 - Bloc 1B du champ de Hassi
Messaoud.
Ouest Est
Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B
196
Figure 140 : Choix de l’azimut pour le puits MD72
Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B
197
Conclusion :
Le puits MD72 est situé à l’Est de la zone 1B, il est structuralement haut donc
les risques de venues d’eau sont très réduits.
Après avoir établi l’étude géostatistique des paramètres perméabilité et porosité,
le meilleur drain qui présente les meilleures valeurs et le D2.
L’orientation de la perméabilité maximale est parallèle aux réseaux de failles de
direction Nord Est-Sud Ouest, elle varie entre 8 et 32 md.
La porosité au niveau du puits MD72, atteint les 12%.
La saturation en huile varie entre 80 et 100%.
Le contact Huile/Eau est situé à 70 m au dessous du drain D2.
Ainsi le puits MD72 peut être repris en Short Radius avec les paramètres
suivants :
Target : 3250-3255 m (Drain D2)
Azimut : N330°
VS : 500 m
CONCLUSION GENERALE
198
CONCLUSION GENERALE
La reprise des puits en Short Radius est de nature à obtenir une augmentation
substantielle de la productivité des puits par un drainage optimal.
L’évaluation des programmes de Short Radius et des puits horizontaux à
Hassi Messaoud montre que :
Les Short Radius et les puits horizontaux sont tout deux complémentaires
et très utiles pour l’augmentation de la production, ils ont en moyenne les
mêmes débits mais les puits horizontaux sont plus coûteux (cinq fois plus)
que les Short Radius.
Les Short Radius sont très efficaces à Hassi Messaoud ; au début ils ont
été utilisés pour trouver les meilleures perméabilités. Cependant leurs
nouveaux objectifs permettent :
- de contrôler le gaz et l’eau.
- d’augmenter la productivité des puits qui sont dans les régions de
bonne perméabilité.
- d’améliorer les puits horizontaux.
Les modèles géologiques sont très efficaces pour les planifications des
Short Radius. Ils donnent des résultats consistants et suffisants et
augmentent la production lorsqu’ils sont suivis et appliqués.
L’application de l'analyse des tendances à permis :
de réaliser une estimation complexe des propriétés pétrophysiques ; du
réservoir naturel R1 (Ra+Ri) de la partie Sud du champ de Hassi
Messaoud ; grâce à la décomposition des composantes de la porosité, de
la perméabilité et de l’épaisseur utile en régionale et locale. Comme
résultats de calculs, les équations des Trends du I er
ordre ont permis de
déterminer que dans le plan régional les caractéristiques réservoir du
complexe R1 (Ra+Ri) s’améliorent vers le Nord et le Nord-Est avec la
même orientation que l’axe de la structure de Hassi Messaoud.
CONCLUSION GENERALE
199
de déterminer une série de zones locales de productivité importante
caractérisées par de meilleures valeurs calculées de porosité, de
perméabilité et d’épaisseur utile. Partiellement, à l’Est du territoire on a
délimité une grande zone de première catégorie qui englobe les blocs
d’exploitation 17, 19 et une partie de la zone étudiée située entre ces deux
blocs considérés auparavant comme non productive. De plus, on a délimité
13 petites zones de première catégorie de productivité avec de bonnes
caractéristiques pétrophysiques, situées dans les parties centrales des blocs
d’exploitation et distribuées à travers tout le territoire de la partie Sud du
champ.
Ainsi, les résultats obtenus nous ont permis de mettre en évidence les
contours des zones à basses perméabilités et les utiliser pour préciser de
nouvelles frontières des blocs d’exploitation.
La modélisation des paramètres pétrophysiques de la zone 1B située dans la
partie Sud du champ de Hassi Messaoud, nous a permis de voir l’évolution des
paramètres considérés en chaque point dans le réservoir Cambrien.
Comme résultats de la modélisation, nous avons obtenu les modèles
suivants:
Un modèle de porosité (Ø).
Un modèle de perméabilité (K).
Un modèle de saturation en huile (So).
Ces trois modèles montrent l'importance de la zone 1B de la partie Sud de
notre région d'étude présentant les meilleures caractéristiques
pétrophysiques.
L'analyse des différentes coupes au niveau du modèle géologique confirme
l'importance de la partie structuralement haute de la zone 1B et avec plus
de précision les drains D2 et D4, qui présentent les meilleures qualités
réservoir.
CONCLUSION GENERALE
200
L’évaluation des programmes en Short Radius à Hassi Messaoud, la
caractérisation et la modélisation du réservoir Cambrien dans la zone 1B, ont
permis :
la sélection du puits fermé (MD72) situé à l’Est de la zone 1B pour la
reprise en Short Radius.
le choix des drains à cibler et de la direction de l’azimut de forage pour ce
puits qui sont :
- Target : 3250-3255 m (Drain D2)
- Azimut : N330°
- VS : 500 m
RECOMMANDATIONS
201
RECOMMANDATIONS
Les résultats obtenus nous ont permis de proposer les recommandations pratiques
suivantes :
Les recherches effectuées nous ont permis de mettre en évidence les
contours des zones à basses perméabilités et les utiliser pour préciser de
nouvelles frontières des blocs d’exploitation.
En concordance avec la délimitation de zones de première catégorie de
productivité nous proposons de revoir l’utilité d'un ensemble de puits
actuellement mauvais producteurs ou fermés (comme futur puits d’exploitation
ou d’injection) mais surtout ceux situés généralement à l’intérieur des
anomalies considérées comme étant de catégories II, III et IV sans oublier ceux
de la catégorie V et VI.
Utiliser le modèle géostatistique en 3D pour le planning des puits.
Faciliter et améliorer le programme de modèle géologique à Hassi
Messaoud par :
- De meilleur équipement.
- De meilleurs logiciels.
Cibler les drains de bonnes perméabilités après évaluation.
Forer avec un azimut Nord Est – Sud Ouest pour les puits situés dans les
trends à bonnes perméabilités.
Augmenter le nombre de Short Radius par an et diminuer le nombre de
forages horizontaux annuellement.
Forer des Short Radius aussi bien pour les puits secs que pour certains
puits faiblement producteurs.
RECOMMANDATIONS
202
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