République Algérienne Démocratique et Populaire

Ministère de l'Enseignement Supérieur et de la Recherche Scientifique

Université Larbi Ben M'hidi - Oum El Bouaghi

Faculté des sciences de la Terre et de L’architecture

Département de Géologie

Mémoire de fin d’étude

En vue de l’obtention du diplôme de Master II

en

Géologie de l’environnement

Intitulé :

Etabli par :

Mlle : Selma SOLTANI

Soutenu publiquement le 13/05/2017 devant le jury :

Pr: Benzagouta Med Saïd Univ. Oum El Bouaghi Président

Dr : Zedam Rabah Univ. Oum El Bouaghi Remplaçant de l’encadreur

Mr : Aouissi Riadh Univ. Oum El Bouaghi Examinateur

Analyse du comportement des

fluides de forage à travers les

formations géologiques

de Gassi Touil

1

ملخص

:الذي بین أیدینا ھو العمل من الرئیسیان الھدفان :ھي والتي المبینة الأساسیة الحفر خصائص عملیة المجتازة الجیولوجیة التكوینات بین إظھارالعلاقة 1 ft.lb وحدتھ – TRQ- عزم الفتل - - وحدتھ الطنWOBأداة الحفر- الثقل على - دقیقة/متر -. - المعكوس ساعة - والمعدل/ - مترROPالاختراق المعدل العادي أو الحفر في المحرز التقدم - . masterlogمن التسجیل الرئیسي الطین محتوى أو غاما أشعة تفسیر- 2

الـتسجیل الوحلي خدمة مع اتصال في خصائص الحفر تسجیل بیانات إلى استنادا البیانیة، رسوم إعداد طرقة العمل تتمثل فيmudlogging.

.أعلاه المذكورة معاییر للثلاثة وفقا واحد وقت في التكوینات الجیولوجیة ذلك في بما الحفر عمق الاعتبار في نأخذ أن علیناویزید منتظم غیر یصبح العزم الجیولوجیة بأن التكوینات عبر أعلاه المذكورة خصائص الحفر سلوك عن كشفت حالتنا دراسة نتیجة .الصعبة تشكیلات الأمر یتعلق عندما

فیزداد مرورا بھا. الحفر العادي ینقص باختراق التكوینات القاسیة، أما العكسي في المحرز كما أن التقدمالمعكوس، التسجیل والمعدلROPالاختراق ، المعدل العاديWOBأداة الحفر- ، الثقل علىTRQ –عزم الفتلكلمات مفتاحیة:

غاما. ، أشعةmudloggingالـتسجیل الوحلي ، خدمةmasterlogالرئیسي Résumé Les deux principaux buts de notre travail sont les suivants :

1- Montrer la relation et le rapport entre les formations géologiques traversées et les principaux paramètres de forage indiqués et qui sont :

Le Torque (TRQ) ft.lb Le poids sur l’outil ou Weight On Bit (WOB) Tonnes L’avancement du forage ou, Rate Of Penetration (ROP) minute/mettre et son inverse (ROP inv) mettre/heure.

2- Donner une interprétation du Gamma Ray ou de l’Argilosité à partir du Master Log. La méthode consiste à la réalisation des graphes, à partir des données d’enregistrement des paramètres de forage en relation avec le service du Mud Logging. Nous prenons en compte la profondeur forée y compris les formations traversées, simultanément en fonction des trois paramètres de forages mentionnées dessus. Le résultat de notre étude de cas révèle sur le comportement des paramètres de forage indiqués dessus à travers les formations géologiques forés et traversées. Nous concluons que le Torque devient erratique et augmente lorsqu’il s’agit de formations dures. Le WOB ainsi que ROP augmentent de leurs parts quand la formation géologique est friable et tendre par contre le ROP inv diminue en pénétrant cette dernière. Mot clés: Torque – Poids sur l’outil (WOB) –Rate Of Penetration (ROP et ROP inv)- Master Log – Mudlogging–Gamma Ray –Argilosité. Abstract The purpose of the study is divided into two parts: 1- To show the relation between the geological formations crossed and the mains pecified drilling parameters which

are : Le Torque (TRQ) / ft.lb Weight On Bit (WOB) / Tonnes Rate Of Penetration (ROP) m/h and/ or Rate Of Penetration reverse (ROP inv) m/h.

2- Give an interpretation of Gamma Ray or Argilosity from the Master Log.

The method consists in performing the graphs from the drilling parameters recording data in relation to the Mudlogging service. We take into account the drilled depth including the crossed formations, simultaneously according to the three drillingparameters mentioned above. The result of our case study reveals the behavior of the drilling parameters indicated above through the drilled and traversed geological formations. We conclude that the WOB as well as ROP increase their shares when the geological formation is friable and tend on the contrary the ROP inv diminishes by penetrating the inv. Key words : Torque – Weight On Bit(WOB) – Rate Of Penetration (ROP and ROP inv)- Master Log – Mudlogging –Gamma Ray – Argilosity.

2

TABLEAU DE MATIERES Dédicace……………………………………………………………………….3 Remerciement…………………………………………………………………4 Préambule…………………………………………………………………..…5 Premier chapitre :

ARCHITECTURE DE L’APPAREIL DE FORAGE 1. Introduction………………………………………………………..…..5 2. Classification des appareils de forage………………………….............5 3. Fonctions de l’appareil de forage……………………………........6-23

Deuxième chapitre :

LES BOUES DE FORAGE 1. Introduction………………………………………………………….24-25 2. Circuit de la boue……………………………………………….......25-26 3. Principales fonctions de la boue……………………………..….....26-29 4. Les différents types de boues et constituants principaux…...….....29-34

Troisième chapitre :

LE MUDLOGGING 1. Définition………………………………………………………..........35 2. Activité du MudLogging………………………………….……....35-36 3. Equipements…………………………………………………..….36-42 4. Méthodes…………………………………………………….…...42-45

Quatrième chapitre LES PARAMETRES DE FORAGE

1. Les paramètres mécaniques……………………………………....46-47 2. Les paramètres hydrauliques………………………………….....47-49

Cinquième chapitre

RELATION ENTRE LES PARAMETRES DE FORAGE ET LES DIFFERENTES FORMATIONS GEOLOGIQUES

1. Introduction……………..…………………………………..……..…50-51

2. Première partie : Interprétation des graphes….………………....…52-65

3. Deuxième partie Lecture directe du Masterlog…………….............66-71

CONCLUSION GENERALE…………………..……………….………………72 Bibliographie…………………………………………….………………..….73-74

3

DEDICACE

A mes parents.

4

REMERCIEMENT

Il m’est agréable d’exprimer ma reconnaissance à tous ceux qui ont

participé à la finalisation de ce modeste travail.

Je tiens à remercier mon encadreur Monsieur MAZOUZ El Hadi,

pour ses précieux conseils, son orientation, sa disponibilité ainsi que

pour son excellente méthodologie de travail.

Mes remerciements à Monsieur ZEDAM Rabah pour sa coopération

et surtout pour avoir accepter remplacer mon encadreur lors de son

absence le jour de la soutenance.

A mon ancien enseignant, Monsieur BENZAGOUTA Mohamed Said

pour sa précieuse orientation et son support durant tout mon cursus

universitaire.

Je lui remercie aussi avec Monsieur AOUISSI Riadh d’avoir examiné

et d’accepter de juger ce modeste travail.

Je vous remercie tous.

5

Préambule

L’origine du pétrole remonte à des centaines de millions d’années. Le pétrole s’est formé, il y

a 20 à 350 millions d’années, dans les bassins sédimentaires peu profonds des océans.

A cette époque, comme de nos jours, des micro-organismes animaux et végétaux - le plancton

- flottaient dans les couches supérieures des étendues d’eau car la lumière est indispensable à

leur survie.

Lorsqu’ils mouraient, leurs restes se déposaient au fond des océans, où ils se sont accumulés

et mélangés aux boues sous-marines pour former des couches de sédiments riches en matières

organiques.

Après accumulation de la matière organique, préservation, enfouissement et sédimentation,

puis formation de pétrole ou de gaz, vient la migration.

Au cours de cette longue histoire, les composés ont subis de multiples transformations

physiques et chimiques.

Le pétrole se forme dans certaines roches sédimentaires (roches mères), par transformation de

la matière organique qui y est incorporée au moment du dépôt.

Par migration, le pétrole se déplace vers la (roche-réservoir), où il reste piégé, en fonction des

conditions géologiques. Les gisements pétroliers se situent donc dans des structures

géologiques caractéristiques.

La prospection pétrolière utilise de nombreuses méthodes. Parmi les plus courantes, la

prospection géophysique par sismique réflexion (marine ou terrestre) donne une image de la

structure du sous-sol.

Les résultats de la prospection géophysique permettent d'implanter au mieux les forages de

reconnaissances.

6

Premier chapitre

ARCHITECTURE DE L’APPAREIL

DE FORAGE

7

1. INTRODUCTION

Le choix d'un appareil adapté aux besoins de capacité et de puissance requise par le

programme de forage constitue un préalable à toute opération de forage.Un appareil sous-

dimensionné reste loin de satisfaire les besoins en termes de puissance adaptés pour une

grande gamme de profondeur et entraîne un surcoût de location.La classification d’unappareil

de forage devrait se faire en fonction de la profondeur à forer.

Ainsi, un calcul de puissance, de résistance et de poids de garniture et de tubage devrait se

faire pour chaque programme de forage, il s'agit de définir les capacités et les puissances

requises des principaux équipements en fonction des valeurs calculées, tout en tenant compte

des coefficients de sécurité et des marges de traction choisis au préalable. L’appareil de forage

est un ensemble regroupant trois fonctions principales:

Fonction et matériel de levage.

Fonction et matériel de pompage et de circulation.

Fonction et matériel de rotation.

Il y a aussi d’autres fonctions auxiliaires définies comme suit :

Production d’énergie primaire (Fonction Puissance).

Fluides et traitement des rejets (traitements mécaniques de la boue).

Magasins, Ateliers et Bureaux.

8

Fig.01: Appareil de forage

2. CLASSIFICATION DES APPAREILS DE FORAGE

Dans une première approche, la classification des appareils de forage se fait en fonction de la

capacité de profondeur maximale de forage (figure) :

●Appareil léger (2000 m) ●Appareil moyen (3500 m)

●Appareil lourd (6000 m) ●Appareil ultra lourd (10 000 m)

Ces performances de profondeur se traduisent par un poids au crochet de levage compte tenu

des poids des garnitures et des casings. En tenant compte des temps de manœuvre, nous

pouvons estimer la puissance maximale développée par le treuil de forage (Draw-works). Les

autres fonctions (pompage, rotation) sont dimensionnées par rapport au programme de forage

et au tubage classique d’un puits à la profondeur désignée.

9

3. FONCTION DE L’APPAREIL DE FORAGE :

3.1. FONCTION DE LEVAGE :

La fonction levage doit assurer la manœuvre de la garniture de forage jusqu'à la profondeur

limite d'utilisation de la machine dans les meilleures conditions technico-économiques.

A. MAT DE FORAGE

Il est composé de deux montants reliés par des entretoisés et des croisillons qui reposent sur

une substructure. Ils permettent de réaliser les mêmes fonctions que les tours. Leur avantage

est le gain de temps qu'ils apportent lors de l’opération montage-démontage. Une plate-forme

installée au sommet, comportant des traverses de forte capacité, supporte le moufle fixe. Une

passerelle d'accrochage est installée à une hauteur de 26 mètres environ du plancher pour

permettre l'accrochage des longueurs de tiges.La longueur maximale d'une longueur de tiges à

stocker dans le mât ne doit pas dépasser les 30 mètres, si non les tiges risquent de se déformer

de façon permanente.

A environ 9 mètres du plancher est montée une passerelle de tubages qui permet le guidage de

ces derniers lors de leur vissage. La hauteur de cette passerelle est ajustable entre 6 et 12 m à

l’aide d’un treuil à air. Les tiges et tubages sont préparés sur des traîtresses situées de part et

d’autre d’un plan horizontal appelé (Walk-Way). Ces tiges et tubages sont roulés sur ces

tréteaux jusqu’à atteindre ce plan horizontal, puis ils sont remontés sur le plancher à l’aide du

treuil à air.

A.1. Différents types de mât

Selon la capacité de charge, nous distinguons :

a) Mâts libres

Type Lee C. Moore

Ces mâts comportent une chèvre pour le levage et participe à la résistance de l’ensemble. Ils

sont constitués de 2 poutres réunies par des traverses sur la face arrière, la face avant reste

ouverte.

Type EMSCO

Ces mâts comportent une chèvre utilisée pour le levage mais elle ne participe pas à la

résistance de l’ensemble. Ils sont constitués de 2 poutres réunies par des traverses sur la face

arrière et parfois sur la face avant pour les mâts de grande capacité.

10

Type IDECO

Ces mâts comportent des jambes de force qui participent à la résistance de l’ensemble. Ils sont

constitués de deux poutres métalliques qui reposent sur des axes autour desquels elles peuvent

pivoter.

b) Mâts haubanés

Les mâts haubanés sont utilisés pour les forages de faible et moyenne profondeur. Ils ne se

démontent pas, mais se rabattent sur des camions ou des remorques.Nous distinguons : 1) Les

mâts télescopiques.2) les mâts non télescopiques

A.2. SUBSTRUCTURES

Le mât repose sur une substructure sous le plancher pour disposer d’un travail d'une hauteur

suffisante des obturateurs. La substructure est constituée de deux poutres horizontales en

treillis de fer, placées suivant le sens de la longueur et réunies par des traverses assemblées

par des broches goupillées. En plus du mât, la substructure supporte la table de rotation, le

treuil et la garniture de forage. Pendant la descente de tubage, elle supporte le poids du tubage

posé sur la table et celui de la garniture de forage stockée dans le gerbier. Pour la substructure,

le constructeur donne la capacité de stockage des gerbiers en fonction de la vitesse du vent et

la capacité de l’assise de la table de rotation.

B. MOUFLAGE

Le mouflage est un moyen de démultiplication des efforts afin de soulever de lourdes charges.

L’équipement de mouflage comprend : câble, moufle fixe, moufle mobile, réa et treuil de

forage. Le nombre de brins du mouflage peut varier de 4 à 14. Le brin actif est la partie du

câble comprise entre le tambour du treuil et le moufle fixe, Le brin mort est la portion de

câble sortant du moufle fixe et allant directement au point fixe (réa), c'est sur ce brin mort que

sont effectuées les mesures de tension du câble qui permettent de connaître le poids suspendu

au crochet. Le mouflage permet de :

Démultiplier l'effort de traction exercé sur le brin actif de façon à soulever de lourdes

charges.

Répartir sur plusieurs brins de câble les charges considérables soulevées.

Démultiplier la vitesse du moufle mobile.

11

Fig.02 : Equipement de mouflage

.

Fig.03 : Moufle mobile et crochet.

C.TREUIL DE FORAGE

C'est le cœur d'un appareil de forage. Sa capacité indique la classe de profondeur des forages

que l'on pourra effectuer. Il doit assurer :

Le levage de la garniture de forage et du tubage.

Sur certains appareils, il assure l’entraînement de la table de rotation par

L’intermédiaire de cardans ou de chaînes de pignons.

L'entraînement d'un arbre secondaire permettant de dévisser et visser les

12

Tiges et les tubages (cabestan).

Le déplacement de lourdes charges à de grandes vitesses.

Un treuil de forage est caractérisé par sa puissance maximale de levage.

Fig.04 : Treuil de forage.

C.1. Tambour de manœuvre

Le tambour de manœuvre peut être lisse ou cannelé. Les tambours cannelés permettent un

enroulement correct, ce qui réduit le risque d'écrasement du câble. Si la charge est trop

importante le diamètre d'un tambour doit être égal au moins à 20 fois le diamètre du câble.

Fig05 : Tambour de manœuvre.

C. CABLE DE FORAGE

Un câble de forage est constitué de plusieurs torons disposés en spirale autour d’une âme.

Chaque toron est lui-même constitué de plusieurs fils calibrés également disposés en hélice

sur plusieurs couches.

13

3.2. FONCTION DE ROTATION

A .TABLE DE ROTATION

Au cours du forage, la table de rotation transmet le mouvement de rotation à la garniture de

forage, par l’intermédiaire de fourrures et de la tige d’entraînement, et cours de manœuvre,

elle supporte le poids de la garniture de forage, par l’intermédiaire de coins de retenue. La

dimension nominale est caractérisée par le diamètre de passage dans lequel est installé le

(master bushing) dont les rôles sont la suspension de la garniture par l’intermédiaire des cales

(slips) et l’entraînement du carré d’entraînement (Kelly drive bushing) en forage.

La table de rotation se compose de 3 parties :le bâti, la partie tournante et l'arbre

d'entraînement.

B.TOP DRIVE

Le top drive est une tête d’injection motorisée qui, en plus de l’injection, assure la rotation de

la garniture de forage. Ainsi, on n’a besoin ni de la tige d’entraînement ni de la table de

rotation pour faire tourner la garniture, c’est le top drive qui s’en charge. Plusieurs autres

options existent dans cet équipement :

Les bras de l’élévateur sont articulés hydrauliquement pour faciliter le travail de

l’accrocheur.

Une clé automatique et même une coulisse intégrées.

Des rails placés tout le long du mât le guident dans ses déplacements.

Fig.06 :Table de rotation.

14

C. TIGE D’ENTRAINEMENT

De section carrée, hexagonale ou triangulaire, elle est entraînée en rotation par la table et par

l’intermédiaire du carré (Kelly Drive Bushing) monté autour de sa longueur courante. Ce

carré est constitué de quatre rouleaux à axe horizontal de forme appropriée pour transmettre le

couple à la tige et par conséquent à la garniture de forage vissée sous le raccord inférieur.

Pour des raisons de sécurité vis-à-vis d’éruption possible par l’intérieur de la garniture, on

monte des vannes à chaque extrémité de la tige d’entraînement. Ces deux vannes sont opérées

par rotation d’un quart de tour au moyen d’une clé que l’on conserve sur le plancher de

forage.

III.3. FONCTION DE POMPAGE

A. TETE D’INJECTION

C’est le composant suspendu par son anse au crochet de levage. Il doit être conçu à la fois

pour la charge maximale de garniture et pour la vitesse de rotation maximale. D’autre part, un

joint d’étanchéité rotatif permet l’injection sous pression du fluide de forage par le flexible de

forage relié au câble de cygne de la tête d’injection. Toutes les connexions au-dessus de la

section utile de la tige d’entraînement doivent être à filetage gauche afin de ne pas être

débloquées par la rotation droite de la table de rotation.

A.1. TETE D’INJECTION MOTORISEE

Il s’agit d’une tête d’injection qui remplit les mêmes rôles que les têtes d’injection

conventionnelles, elle permet de plus, une transmission mécanique sur l’arbre rotatif. Les

avantages de cet équipement sont d’une grande importance :

Pas de manipulation de kelly

Reconnexion sur la garniture en manœuvre à n’importe quelle hauteur

Remontée en rotation et circulation (Back Reaming)

Carottage en grande longueur.

15

Fig.07 : Tête d’injection motorisée.

Fig.08 : Circulation de boue

B.. CIRCULATION DE BOUE

La circulation de la boue dans un forage nécessite l’utilisation de pompes puissantes. Une

bonne installation de pompage doit assurer :

Une vitesse de remontée des dé

Une pression de refoulement suffisante pour vaincre les pertes de charges dans le circuit.

Les pompes de forage peuvent être de type duplex à double effet ou triplex à simple

C. PARTIE MECANIQUE DES POMPES DE FORAGE

C.1. L'arbre à grande vitesse

C'est l'arbre d'entraînement de la pompe, il est supporté par deux paliers à roulements et

entraîne, par l'intermédiaire du pignon à denture oblique (en chevrons), la roue dentée de

l'arbre à petite vitesse (vilebrequin).

16

Fig.09 : Pompe à boue.

B.. CIRCULATION DE BOUE

La circulation de la boue dans un forage nécessite l’utilisation de pompes puissantes. Une

bonne installation de pompage doit assurer :

Une vitesse de remontée des déblais suffisante pour éviter leur décantation.

Une pression de refoulement suffisante pour vaincre les pertes de charges dans le circuit.

Les pompes de forage peuvent être de type duplex à double effet ou triplex à simple

C. PARTIE MECANIQUE DES POMPES DE FORAGE

C.1. L'arbre à grande vitesse

C'est l'arbre d'entraînement de la pompe, il est supporté par deux paliers à roulements et

entraîne, par l'intermédiaire du pignon à denture oblique (en chevrons), la roue dentée de

'arbre à petite vitesse (vilebrequin).

La circulation de la boue dans un forage nécessite l’utilisation de pompes puissantes. Une

blais suffisante pour éviter leur décantation.

Une pression de refoulement suffisante pour vaincre les pertes de charges dans le circuit.

Les pompes de forage peuvent être de type duplex à double effet ou triplex à simple effet.

C'est l'arbre d'entraînement de la pompe, il est supporté par deux paliers à roulements et

entraîne, par l'intermédiaire du pignon à denture oblique (en chevrons), la roue dentée de

17

C.2.. L'arbre à petite vitesse ou vilebrequin

Cet arbre a une forme coudée (excentrique) pour permettre le décalage des courses des

pistons, de 120° pour les pompes triplex et de 90° pour les duplex.

C.3.. Système d'entraînement

Deux moteurs sont montés sur le Skid de la pompe et entraînent par l’intermédiaire de

pignons et de chaînes l'arbre à grande vitesse.

D. PARTIE HYDRAULIQUE DES POMPES DE FORAGE

La partie hydraulique est constituée de deux (duplex) ou trois cylindres (triplex) identiques.

Dans chaque cylindre se trouve une chemise dans laquelle coulisse un piston prolongé par une

tige qui le relie à la rallonge de crosse. Au bout des cylindres se trouvent les clapets : un

clapet d’aspiration et un autre de refoulement pour chaque cylindre dans une pompe triplex,

deux clapets d’aspiration et deux autres de refoulement pour chaque cylindre dans une pompe

duplex. Dans les pompes duplex, un presse-étoupe assure l'étanchéité sur la tige de piston.

E.PRINCIPE DE FONCTIONNEMENT DES POMPES

E.1. Pompes duplex à double effet

Ce sont des pompes qui comportent deux pistons à double effet. Chaque piston aspire et

refoule des deux côtés. Le même cycle se reproduit par l'autre piston avec un décalage de 1/4

de tour.

E.2. Pompes triplex à simple effet

Ce sont des pompes qui comportent trois cylindres dans lesquels coulissent trois pistons à

simple effet : chaque piston aspire et refoule d’un seul côté. Chaque cylindre comporte un

clapet d’aspiration et un autre de refoulement à l’avant seulement. Le même cycle se produit

par les autres pistons avec un décalage de 1/3 de tour.

18

3.4. SYSTEME DE SECURITE

A. EQUIPEMENT D'OBTURATION [BLOW OUT PREVENTERS]

L'obturateur et ses accessoires servant à :

Assurer la fermeture du puits en cas de venue de fluides de formations.

Permettre la circulation sous pression contrôlée pour reconditionner la boue et évacuer

l'effluent ayant pénétré dans le puits.

Tester des éléments dans le puits.

Tester les formations.

Faire des circulations inverses.

A.1.. DIFFERENTS TYPES D'OBTURATEURS

a. Les obturateurs à mâchoires [Rams BOP]

Ces obturateurs ferment l'espace annulaire autour des tiges par le déplacement d’une paire de

mâchoires. Ils sont constitués de : Garniture frontale, Garniture supérieure d'étanchéité et Bloc

métallique. Ces mâchoires rendent étanche l'espace au-dessous d'elles. Elles peuvent être à :

fermeture totale, fermeture sur tiges ou fermeture variable.

b. Les obturateurs annulaires [Annular BOP]

Ces obturateurs emploient une membrane en caoutchouc synthétique, qui fait étanchéité sur

différents diamètres de la garniture de forage.

c. Les Obturateurs rotatifs

Placés au-dessus des obturateurs fixes, ils permettent la rotation et la manœuvre des tiges, ils

sont utilisés pour forer sous pression (comme dans le forage en underbalance).

19

Fig.10 : Obturateur à mâchoires.

Fig.11 : Obturateur annulaire.

IV. EQUIPEMENTS DE FOND

Le forage rotary exige l'utilisation d'un arbre de forage creux appelé garniture, qui a pour

principales fonctions :

Entraîner l’outil en rotation.

Appliquer un certain effort.

Apporter l’énergie hydraulique nécessaire à l'évacuation des déblais.

Une garniture de forage est constituée des éléments suivants :

20

4.1. LES TIGES

Les tiges de forage permettent la transmission de la rotation de la table à l’outil et le passage

du fluide de forage jusqu’à ce dernier. Elles doivent travailler en tension pour éviter leur

frottement contre les parois du puits, qui peuvent causer leur usure, les éboulements des

parois et la déviation. Lorsqu'une tige subit un effort de traction, elle s'allonge ; si on ne

dépasse pas une certaine valeur et si on relâche la force, la tige revient à sa position initiale :

on dit que l'acier a travaillé dans le domaine élastique. La limite élastique (contrainte

maximale admissible) est le rapport de la traction maximale sur la section du corps de la tige.

Fig.12 : Tiges de forage.

La classe d'une tige définit son degré d'usure après utilisation, donc la diminution de sa

section qui entraîne celle de ses caractéristiques mécaniques.

Classe 1 : Marquée d’une bande blanche. Les tiges de cette classe sont neuves

(Aucune trace d’usure).

Classe supérieure (premium) : Marquée de deux bandes blanches. L'usure est

caractérisée par : Réduction uniforme de l'épaisseur de 20%. Réduction excentrique de

l'épaisseur de 20%.

Classe 2 : Marquée d’une bande jaune. L'usure est caractérisée par : Réduction

uniforme de l'épaisseur de 20%. Réduction excentrique de l'épaisseur de 35%.

Classe 3 : Marquée d’une bande orange. L'usure est caractérisée par : Réduction

uniforme de l'épaisseur de 37.5%. Réduction excentrique de l'épaisseur de 45%.

Classe 4 : Marquée d’une bande verte. Plus usée que la classe 3.

21

4.2. LES TOOL-JOINTS

Ce sont des joints qui assurent la liaison entre les tiges. Ils sont soudés et/ou vissés au corps

de tiges. Ils peuvent être rechargés extérieurement pour être protégés contre l'usure excessive.

Fig.13 : Tool-joints.

4.3. LES TIGES LOURDES

Les tiges lourdes ont une flexibilité plus grande que celle des masses tiges et plus petite que

celle des tiges normales. Dans les forages verticaux, les tiges lourdes sont fréquemment

utilisées comme intermédiaires entre les masses tiges et les tiges.

On utilise donc avantageusement une, deux ou trois longueurs de tiges lourdes, entre les

masses tiges et les tiges, chaque fois que les conditions de forage sont difficiles. Dans les

forages dirigés, les tiges lourdes sont utilisées soit au sommet des masses tiges, soit parfois en

les remplaçants totalement. Dans ce dernier cas la flexibilité sera suffisante pour que l'outil

continue dans la direction donnée par l'amorce de déviation.

4.4. LES MASSE – TIGES

Les masse tiges permettent de :

Mettre du poids sur l'outil pour éviter de faire travailler les tiges de forage en

compression. Le poids utilisable des masse-tiges ne devra pas excéder 80% de leur poids

total dans la boue.

Jouer le rôle de fil à plomb pour forer un trou aussi droit et vertical que possible.

22

Fig.14 : Type de protecteurs.

Fig.15 : Tige lourde.

Fig.16 : Masse-Tiges.

4.4.1. DIFFERENTS TYPES DE MASSE-TIGES

Masse tiges classiques : L’utilisation du collier de sécurité pour leur manœuvre dans

le puits est obligatoire.

Masse tiges à rétreints : Deux retreints sont usinés dans la partie supérieure pour

permettre l’utilisation de la cale et l’élévateur sans collier de sécurité.

Masse - tiges lisses : Elles sont lisses sur toute leur longueur.

Masse tiges à partie centrale surdimensionnée : La partie supérieure est réduite

pour permettre le repêchage par l'extérieur avec un overshot standard.

23

Masse - tiges carrées : Elles sont utilisées pour supprimer les dog legs et diminuer la

déviation. Les angles sont rechargés par un composite carbure diamant pour éviter leur usure

dans les terrains abrasifs.

Masse - tiges spiralées : Elles réduisent le risque de coincement par pression

différentielle en diminuant la surface de contact masse tige/trou.

Masse - tiges amagnétiques : Elles sont utilisées lorsqu'on veut faire des mesures de

déviation avec une référence par rapport au nord magnétique. On n’en utilise qu’une seule,

placée directement au-dessus de l'outil et centrée par un stabilisateur à sa partie supérieure.

4.5. LES STABILISATEURS

On appelle forage vertical, par opposition au forage dirigé, tout forage implanté à la verticale

de son objectif, la déviation maximale admissible étant limitée pour atteindre la cible. Afin de

limiter et de contrôler la déviation d'un puits, on intègre dans la garniture de forage des

stabilisateurs dont on choisit le nombre, le dimensionnement et la position pour répondre au

mieux aux problèmes posés. Il existe également autres types de stabilisateurs:

Stabilisateurs à chemise en caoutchouc non rotative utilisés dans les terrains durs.

Stabilisateurs à surfaces de contact importantes, utilisés en stabilisateur d'outil (Near Bit).

Stabilisateurs sous dimensionnés utilisés en forage dirigé, présentant un recouvrement

maximal des lames.

4.5.1. Stabilisation en trou vertical

Le but d'une bonne stabilisation en trou vertical est :

Maintenir un angle de déviation le plus faible possible.

Permettre un certain poids sur l'outil.

Garantir un diamètre correct du trou.

Eviter le collage par pression différentielle des masse-tiges.

A cet effet, Trois types de garnitures sont utilisés :

● Packedhole ● Pendulaire ● Lisse (sans stabilisateur).

24

IV.5.2. Stabilisation en forage dirigé

Dans cas, les stabilisateurs supportent le poids de la garniture, en plus de leur rôle de centrage

et de guidage. Comme il n’existe pas actuellement de stabilisateurs non rotatifs

mécaniquement satisfaisants, alors nous utilisons des stabilisateurs peu agressifs que possible

afin d'éviter l'érosion des parois. Cependant, les stabilisateurs utilisés présentent de grandes

surfaces de contact (recouvrement ou élargissement des lames).

Fig 17 : Stabilisateurs.

Fig.18 : Types de garnitures.

4.6. RECOMMANDATIONS RELATIVES A L’UTILISATION DES TIGES

Un certain nombre de ruptures des tiges pourrait être évité par l'application de certains

contrôles et précautions :

• Utiliser un poids de masse-tiges suffisant pour éviter que les tiges ne travaillent en

compression.

• Utiliser des tiges droites, surtout au-dessus des masse-tiges.

25

• Etablir une rotation périodique des tiges situées au-dessus des masse-tiges.

• Eviter de débloquer les tiges à la table de rotation (surtout si le poids de la garniture de

forage est faible).

• Placer les tool-joints à débloquer à une hauteur correcte au-dessus de la table de

rotation pour éviter de tordre la tige au-dessus des cales.

• Examiner les tiges périodiquement ou après une instrumentation au sono scope.

• Utiliser un raccord d'usure de tige d'entraînement en bon état.

• Nettoyer et graisser soigneusement les filetages et les portées.

• Eliminer les bavures sur les portées des tool-joints avec un outil adapté.

• Bloquer les filetages au couple recommandé.

• Au cours des manœuvres, éviter le choc du bas du filetage mâle contre la portée du

tool-joint femelle.

• Rompre régulièrement les longueurs formées (sinon, risque d'ennuis pour débloquer

les joints qui n'ont pas été débloqués depuis longtemps).

• Ne pas déplacer une tige stockée dans le mât en tapant sur la portée du tool-joint mâle.

• Eviter, lors du rangement d’une longueur dans le gerbier, de cogner le filetage du tool-

joint de la longueur à stocker contre la portée d’une autre déjà stockée.

• Mettre systématiquement des protecteurs de filetage pour le transport et le stockage.

IV.7. LE TREPAN

Le trépan de sonde est l'outil qu'on ajuste à la dernière allonge d'une sonde et qui, par

percussion vertical, s'enfonce dans le sol. C’est le seul élément dans la sonde qui est en

contact avec le fond et qui permet l’avancement dans le forage. L'outil ne peut pas forer

correctement si on n'exerce pas un poids qui le dirige vers le fond, dit masse-tige, qu’il faut

faire tourner, sans oublier la circulation de la boue de forage (nettoiement et refroidissement

du trépan).

26

Fig19 : Trépan.

27

Deuxième chapitre

LES BOUES DE

FORAGE

28

1. INTRODUCTION

La boue de forage joue un rôle primordial dans la conduite d’un forage. L’amélioration

continue des techniques de préparation des boues et de leur injection, permet de forer plus

rapidement et plus profond. Au même titre que le poids sur l’outil, la vitesse de rotation et le

débit, la boue est un paramètre de forage indispensable. A cet effet, il est nécessaire

d’accorder tous les soins nécessaires et utiles ainsi que l’importance à leur fabrication, leur

contrôle et à leur entretien en cours d’utilisation. La mise en œuvre des boues nécessite un

personnel hautement qualifié, ayant l’expérience du chantier et les connaissances scientifico-

techniques requises pour maitriser l’ensemble des réactions physico-chimiques des fluides de

forage.

La boue de forage fût utilisée pour la première fois par le capitaine LUCAS dans le champ de

Spindletop, près de Beaumont au Texas. L’évolution de son utilisation s’est faite au fur et à

mesure des problèmes rencontrés et des possibilités de la technique, déjà bien avant 1901 on

utilisait un mélange d’eau et d’argiles. Ainsi, l’historique de la fabrication et synthèse des

boues de forage a évolué sur quatre périodes :

Avant 1901 Période artisanale

1901 - 1928 Période empirique

1928 - 1955 Période expérimentale

A partir de 1955 Période technique

Jusqu'en 1928, les données scientifiques concernant la boue étaient très insuffisantes, on

s’intéressait qu’à la densité (mesurée par pesée directe à l’aide d’une balance ordinaire), à la

viscosité (appréciée visuellement) et à l’eau libre surnageant.

En 1920, on commençait à utiliser le sulfate de Baryum pour alourdir et s’opposer aux

éruptions d’huile ou de gaz.

L’utilisation des bentonites a débuté en 1929 pour augmenter la viscosité et les phosphates

pour la diminuer. L’emploi du tanin de Québracho commence à se généraliser dès 1931 et la

boue au silicate de soude est employée pour forer les argiles gonflantes. En 1936, l’attapulgite

est employée pour augmenter la viscosité des boues salées. En 1944, apparaît la

carboxyméthylcellulose (CMC) comme réducteur de filtrat non fermentescible .En 1945, On

emploie pour la première fois, comme réducteur de viscosité, les lignosulfonates de calcium et

29

les lignines. Les premières boues à la chaux sont mises au point et vont dominer, pendant plus

de 15 ans toute la technologie des boues.

En 1955, la mise au point des lignosulfonates de ferrochrome permet l’emploi de la boue au

Gypse qui va progressivement détrôner la boue à la chaux. Cependant, les progrès deviennent

rapides et les produits dont nous disposons actuellement permettent de faire face pratiquement

à tous les problèmes.

2. CIRCUIT DE LA BOUE

1. La boue est mélangée puis conservée dans le bassin de décantation.

2. Une pompe achemine la boue dans la tige de forage qui descend jusqu'au fond du puits.

3. La boue sort de l'extrémité de la tige de forage et tombe au fond du puits où le trépan est en

train de forer la formation rocheuse.

4. La boue emprunte ensuite le chemin inverse en remontant à la surface les morceaux de

roche, appelés déblais, qui ont été arrachés par le trépan.

5. La boue remonte jusqu'à l'espace annulaire, entre la tige de forage et les parois du puits. Le

diamètre type d'une tige de forage est d'environ 10 centimètres (4 pouces). Au bas d'un puits

profond, le puits peut mesurer 20 centimètres (8 pouces) de diamètre.

6. A la surface, la boue circule dans la conduite d'aspiration de la boue, une tige qui mène au

tamis vibrant.

7. Les tamis vibrants se composent d'un ensemble de crépines métalliques vibrantes servant à

séparer la boue des déblais. La boue s'égoutte dans les crépines et est renvoyée vers le bassin

de décantation.

8. Un traitement plus élaboré est effectué par un ensemble d’équipements d’épuration

mécanique.

9. Les déblais de la roche glissent le long de la glissière du tamis pour être rejetés. En fonction

des impératifs environnementaux, notamment, ils peuvent être lavés avant leur rejet. Une

partie des déblais est prélevée pour être examinée par des géologues afin d'étudier les

propriétés des roches souterraines présentes au fond du puits.

30

Fig.20 : Circuit de la boue

3. PRINCIPALES FONCTIONS DES BOUES DE FORAGE

Les boues de forage doivent avoir des propriétés de façon qu’elles facilitent et accélèrent bien

le forage. Elles ne devraient pas réduire d’une manière sensible et permanente les possibilités

de production des sondages. Pour réunir ces qualités tout en tenant compte des prix de revient

en rapport avec les difficultés rencontrées, nous dévoilons les principales actions des boues de

forage comme suit :

3.1. NETTOYAGE DU PUITS

La boue doit débarrasser le trou des formations forées qui se présentent en débris de roches

dits “ cuttings ” ou “ déblais ”.L’aptitude de la boue à entraîner ces déblais dépend de sa

rhéologie, sa densité et sa vitesse de circulation dans l’espace annulaire.

31

3.2. MAINTIEN DES DEBLAIS EN SUSPENSION

La boue doit non seulement débarrasser le puits des déblais de forage durant les périodes de

circulation mais, elle doit également les maintenir en suspension pendant les arrêts de

circulation. Pendant longtemps on a pensé que seul un fluide possédant des gels élevés était

capable de s’opposer à la sédimentation des déblais ou des produits alourdissant en

suspension dans la boue.

3.3. SEDIMENTATION DES DEBLAIS FINS EN SURFACE

Bien que cette aptitude semble être contradictoire avec la précédente, mais toutes deux ne sont

pas incompatibles. En effet dans le cas du maintien en suspension dans le sondage, c’est à

tous les déblais que nous nous intéressons (quelle que soit leur granulométrie). En surface le

problème est différent car il s’agit d’une boue débarrassée des déblais éliminés sur les toiles

des vibrateurs que nous avons. Le fluide ne conserve donc en suspension que les particules les

plus fines et les plus denses dans un circuit favorisant la décantation pourront sédimenter, tout

au moins partiellement.

3.4. REFROIDISSEMENT ET LUBRIFICATION DE L’OUTIL ET DU TRAIN

SONDE

La boue en circulation se trouve à une température inférieure à celle des formations

traversées, ce qui lui permet de réduire efficacement l’échauffement de la garniture de forage

et de l’outil. Cet échauffement est dû d’une part à la température de fond (degré

géothermique) et d’autre part à la transformation d’une partie de l’énergie mécanique en

énergie calorifique.

La circulation de la boue au droit de l’outil assure aussi son nettoyage ainsi que sa

lubrification. Cette lubrification est bien sûr fonction du type de boue et de ses

caractéristiques, une addition d’huile émulsionnée dans la phase aqueuse est souvent un

élément favorable.

Des additifs ₺antifriction " et des lubrifiants ₺extrême pression " ont été mis au point,

additionnés à la boue, ils permettent de réduire considérablement les coefficients de

frottement, prolongeant ainsi la vie des outils, du train de sonde et de toutes les pièces

métalliques en mouvement dans le puits. De plus le dépôt d’un film de boue (cake) sur les

parois du puits diminue le frottement de la garniture de forage, en rotation et en manœuvre.

32

3.5. PREVENTION DU CAVAGE ET DES RESSERREMENTS DES PAROIS DU

PUITS

La boue possède des caractéristiques physico – chimiques, telles que le trou conserve un

diamètre voisin du diamètre nominal de l’outil. Le cavage est causé par des éboulements, par

la dissolution du sel si la boue n’est pas saturée en chlorures, par la dispersion des argiles si

les alcalinités sont exagérément élevées, par une érosion due à la circulation de la boue au

droit de formation fragiles, etc.…

Les resserrements ont souvent pour cause insuffisance de la pression hydrostatique de la

colonne de boue qui ne peut équilibrer la pression géodynamique des roches. Le remède

consiste à augmenter la densité.

Certains resserrements sont dus à des formations gonflantes et sont généralement causés par

des valeurs de filtration trop élevées. Le remède consiste à réduire le filtrat et à modifier la

composition électrolytique de la phase aqueuse.

3.6. DEPOT D’UN CAKE IMPERMEABLE

La filtration dans les formations perméables d’une partie de la phase liquide de la boue crée

un film sur les parois du sondage. Le film est appelé "cake₺.

Sa formation dépend, non seulement de la vitesse de filtration, mais de la distribution, de

la taille, de la compressibilité des particules solides, de la pression différentielle de

filtration et de la température.

Le dépôt du cake permet de consolider et de réduire la perméabilité des parois du puits.

De ce fait il est possible de réaliser des “ découverts ” importants, donc de réduire le

nombre des tubages techniques et réaliser ainsi une économie notable.

3.7. PREVENTION DES VENUES D’EAU, DE GAZ OU D’HUILE

Afin d’éviter le débit dans le sondage des fluides contenus dans les réservoirs rencontrés

en cours de forage, la boue doit exercer une pression hydrostatique suffisante pour

équilibrer les pressions de gisement.

33

La pression hydrostatique souhaitée est maintenue en ajustant la densité entre des valeurs

maximum et minimum. Un minimum afin de contrôler les pressions des couches et un

maximum afin de ne pas créer des suppressions qui pourraient endommager les

formations et les réservoirs.

3.8. AUGMENTATION DE LA VITESSE D’AVANCEMENT

Au même titre que le poids sur l’outil, la vitesse de rotation et le débit du fluide, le choix

du type et des caractéristiques de la boue conditionne les vitesses d’avancement

instantané, la durée de vie des outils, le temps manœuvre, en un mot les performances de

forage.

Un filtrat élevé augmente la vitesse d’avancement. Les très faibles viscosités sont aussi un

facteur favorable à la pénétration des outils.

3.9. APPORT DE RENSEIGNEMENTS SUR LE SONDAGE

La boue permet d’obtenir des renseignements et données concernant l’évolution des

formations et fluides rencontrés, à savoir :

- Cuttings remontés par la circulation de boue.

- Evolution des caractéristiques physiques et / ou chimiques de la boue.

- Détection des gaz ou autres fluides mélangés à la boue.

L’ensemble de ces examens parallèles au contrôle des boues est appelé diagraphies

instantanées.

3.10. CONTAMINATION DES FORMATIONS PRODUCTRICES

L’action de la boue sur la couche peut être simplifiée en deux phases :

La boue a un effet propre sur la proximité du sondage, elle l’envahit.

Le Cake se forme et le filtrat de la boue pénètre dans la formation.

Pour éviter la possibilité d’avoir des colmatages, il est indispensable de choisir le type de

boue ayant la composition et les caractéristiques les mieux adaptées à la nature de la

formation et du fluide qu’elle contient.

34

4. LES DIFFERENTS TYPES DE BOUES ET CONSTITUANTS

PRINCIPAUX

4.1. PRODUITS DE FLUIDES DE FORAGE

4.1.1. Produit viscosifiant

Dénomination Rôle secondaire Domaine d’utilisation

Argile pour eau douce

(Bentonite) Lit filtrant efficace Boues douces. Teneur en CL-< 25 g/l

Argile pour eau salée

(Attapulgite) Boue salée teneur CL-

Biopolymère Fluidification au

cisaillement Boue à faible teneur en solide

4.1.2. Produit réducteur de filtrat

Dénomination Rôle secondaire Domaine d’utilisation

Amidon Viscosifiant Boue salée saturée

Carboxyméthylcellulose

(CMC) technique

Basse viscosité

Haute viscosité

Léger viscosifiant

Fort viscosifiant

Teneur en Ca++< 500 mg/l

Teneur en Cl-< 30 mg/l

Carboxyméthylcellulose

(CMC) raffiné

Basse viscosité

Haute viscosité

Léger viscosifiant

Fort viscosifiant

Teneur en Ca++> 500 mg/l

Teneur en Cl-> 30 mg/l

Polymère polyanionique Viscosifiant,

Stabilisation des argiles Boue à l’eau de mer

Huile émulsionnée Lubrification Huile émulsionnée

35

4.1.3. Produit fluidifiant

Dénomination Rôle secondaire Domaine d’utilisation

Tanin

Boues douces

Teneur en Ca++< 530 mg/l

Teneur en Cl- < 20 mg/l

FCL

(Lignosulfonates

de fer et de chrome)

Réduction du filtrat

Inhibiteur de gonflement

des argiles à concentration

plus élevée.

Boues douces salées

Boues au FCL PH > 9

Température > 200 C°

LC (Lignites chromées)

4.1.4. Contrôle de PH

Dénomination Rôle secondaire Domaine d’utilisation

NaOH

Précipitation du calcium

Augmentation du rendement

des argiles

4.1.5. Précipitation du calcium

Dénomination Rôle secondaire Domaine d’utilisation

Na2CO3 Augmentation du

rendement des argiles

4.1.6. Produits alourdissants

- Baryte : densité moyenne 4.3

- Hématite : 4.9 < d < 3.9

- Sidérite : 3.7 < d < 3.9 : utilisé principalement dans les fluides de complétion

36

- Galène : 6.7 < d < 7

- Carbonate de calcium : 2.6 < d < 2.8 utilisé pour les fluides de faible densité

4.1.7. Produits colmatants

Ces matériaux sont utilisés pour colmater les zones perméables :

- Colmatants granuleux

- Colmatants fibreux

- Colmatants lamellaires

4.2. TYPES DE FLUIDE DE FORAGE

4.2. 1. Les boues à base d’eau

Ces boues sont constituées de trois groupes d’éléments :

L’eau : phase importante en volume pouvant contenir de l’huile émulsifiée et des

produits chimiques solubles.

Les argiles : ajoutées volontairement ou en provenance des formations forées.

Les solides inertes : sables, calcaires, dolomies, barytine, ... insensibles à l’action

chimique.

4.2.1.1. L’eau de fabrication

L’eau de fabrication peut être de l’eau douce contenant peu ou pas de sels de sodium,

calcium, magnésium…. Plus l’eau contient des ions Ca2+ et Mg2+ plus elle est dite “ dure

”.Une eau dure diminue le rendement des argiles et des produits chimiques. A cet effet,

l’addition de 1 à 2 kg de soude caustique ou de carbonate de soude par m3 d’eau permet de

“l’adoucir” par précipitation du Ca et du Mg.L’eau de fabrication peut avoir une certaine

salinité : de 7 à 35 g/l. Cependant la salinité d’une eau ne peut être atténuée que par dilution à

l’eau douce.

4.2.1.2. Les argiles

Mise en suspension dans l’eau, l’argile gonfle en absorbant de grandes quantités de liquide, il

en résulte alors, une viscosité du mélange plus ou moins élevée suivant la qualité de l’argile et

la composition électrolytique de l’eau ainsi qu’une réduction du filtrat. Les argiles les plus

37

couramment utilisées sont du type Montmorillonite (Montmorillon dans la Vienne), connues

chez la communauté des foreurs sous le nom de Bentonites (Fort Benton, Wyoming).

Au cours du forage, l’outil traverse des formations argileuses d’épaisseur variable, les

“cuttings” se dispersent et gonflent en augmentant la viscosité de la boue. De ce point de vue,

l’argile peut être considérée comme un contaminant que l’on devrait combattre par un certain

nombre de moyens : additions de produits fluidifiants et d’inhibiteur de gonflement…

4.2.1.3. Les solides inertes

Ce sont généralement des insolubles dans l’eau, ils n’agissent que par “ effet de masse ”.

Ainsi le sulfate de Baryum (BaSO4) ou Barytine, est employé pour augmenter la densité.

Parallèlement, la viscosité augmentera mais simplement parce qu’il faut de très grandes

quantités de Barytine pour faire augmenter la densité d’une boue.

4.2.2. Les boues à base d’huile

4.2.2.1. Les boues à l’huile

La boue à l’huile cause un minimum de dommages dans les couches productrices. Elle

possède des caractéristiques nécessaires au bon déroulement du forage. Elle a une Faible

filtration.

Ce genre de boue est utilisé en forage et carottage des réservoirs, aussi dans les reprises et

entretient des puits producteurs ainsi que dans le forage des zones difficiles en présence d’un

fluide à base d’eau (argiles gonflantes, problème de coincement, …).

4.2.2.2. Les boues à émulsions inverses

Ce sont des fluides de forage ou de complétion, constitués d’une phase continue huile et d’une

phase aqueuse dispersée d’au moins 50% de volume. Elles ont les mêmes caractéristiques que

celles des boues a base d’huile mais permettent de pallier à certains inconvénients (grande

épaisseur de sel ou anhydrite, Problème de forage haute température, Problème de

déviation,...).

38

4.2.3. Les boues vertes

Aujourd'hui, la préparation des fluides de forage doit résoudre une difficulté majeure. En

effet, il s’agit de satisfaire aux conditions de température et de pression de plus en plus

rigoureuses, requises dans certains puits profonds et dans les puits horizontaux, tout en

préservant l'environnement. Les composants des fluides de forage doivent être

rigoureusement sélectionnés afin que les rejets de boue ou de déblais aient un impact minimal

sur l'environnement. Les considérations environnementales sont un élément moteur des

initiatives de recherche et développement actuelles concernant les fluides de forage.

Le choix des fluides de forage est également dicté par les impératifs de santé des foreurs et les

produits sont sélectionnés de façon à minimiser les risques sanitaires. Alors que le rayon

d'action autour d'un site de puits est relativement restreint et reste confiné autour du lieu de

forage, l'effet de la plate-forme sur l'environnement peut être considérable. L'impact des

fluides de forage sur l'environnement dépend du type de boue utilisée et des principales

conditions environnementales.

39

Troisième chapitre

LE

MUDLOGGING

40

1. DEFINITION

Le terme Mud-logging (Boue + Enregistrement des données), signifie techniquement,

l’enregistrement des données ou informations acheminées par la boue de forage. Il s’agit

d’une importante activité dans l'opération de forage, elle sert de dispositif de sécurité

(capteurs) aussi bien que de la réception des informations recueillies par les services.

Le Mud-logging permet de présenter certains services assurés par un équipement

spécial, la cabine géologique et son personnel, à savoir :

1. Le Contrôle géologique.

2. Les paramètres de forage et de la boue (qui est faite à l'aide des capteurs).

3. Les instruments de détection de gaz.

En 1931 John T. Hayward, Ingénieur en chef à BarnsdallOilCompany (Tulsa, Oklahoma)

commence à s’intéresser et à tester les cuttings de forage pour déterminer l’existence des

signes d'huile. Ses observations et expériences ont fait évoluer, la méthode qui a employé une

combinaison des mesures pour fournir une alternative quantitative permettant de décortiquer

les données recueillies par l’activité Mud-logging.

2. ACTIVITE DU MUD-LOGGING

2.1. CONTROLE GEOLOGIQUE

Le contrôle géologique doit être fait, chaque fois qu’un nombre de mètres foré est réalisé,

en se basant sur un échantillon de découpages des roches, nettoyé avec du gasoil puis analysé

au microscope.

Une description détaillée de l’échantillon doit être faite pour bien renseigner le Master log qui

devrait contenir les informations géologiques et leurs interprétations.

En plus, le contrôle géologique permet aussi d’entreprendre le processus décisionnel

en déterminant la profondeur de n’importe quelle phase. Sachant bien qu’au niveau de la

cabine du Mud-logging, la calcimétrie et la fluoroscopie sont deux procédés

chimiques importants qui permettent de déterminer respectivement le taux de

carbonates et la nature des hydrocarbures dans l’échantillon.

41

2.2. PARAMETRES DE FORAGE ET DE LA BOUE

Ces paramètres sont de deux types : paramètres mesurés et paramètres calculés. Les

paramètres mesurés sont évalués à l’aide des capteurs fixes sur différentes parties de la plate-

forme de forage et d’autres sont calculés, en utilisant différentes combinaisons entre

les paramètres mesurés.

2.3. DISPOSITIFS DE DETECTION DE GAZ

Le système de Gaz est géré par une série de dispositifs, reliés entre eux, pour séparer et

déterminer le pourcentage des gaz contenus dans le fluide de forage. Alors, la détection du

Gaz dans la boue de forage se fait par deux détecteurs :

Le Gaz detector : appareil installé dans la cabine MudLogging pour nous informer sur

la quantité du Gaz détecté.

Le Chromatographe : appareil qui nous donne des informations sur la qualité du Gaz

(C1, C2, C3……).

Le Gaz detector et le Chromatographe sont deux appareils reliés avec le Capteur du Gaz

(QGM, Quality Gas Meseurement), installés au niveau du shale shaker.

3. EQUIPEMENTS

3.1. LES CAPTEURS DE MUD LOGGING

Les capteurs sont installés d’une manière ordonnée dans un chantier de forage.

Les ingénieurs de Mud-logging peuvent contrôler et mesurer dans un temps réel

les paramètres engineering et les paramètres de boue de forage. Les capteurs sont classés

selon leur importance dans la surveillance des paramètres de forage :

Capteurs de pression (SPP ou Stand Pipe Pressure) et (CSG ou Casing pressure)

Capteur de la densité de boue

Capteur de la température de la boue (Température in and out)

Capteur de débit entrant et sortant de boue (Flow in and out)

Capteur de niveau de boue dans les bacs (Pitlevelsensor) …

Fig.21 : Distribution des capteurs dans le chantier pétrolier

3.1.1. Poids au crochet. Poids sur l'outil

On assimile la différence de poids mesuré au crochet, la différence entre le poids de la

garniture suspendue dans la boue et le poids avec l'outil posé (HookLoad = String Weight

Weight On Bit). Ceci est approximativement exact dans les puits verticaux, m

faux dans les puits très déviés.

La mesure du poids au crochet est effectuée à partir des mesures de tension du brin mort par

une cellule à pression hydraulique. En général, le capteur utilisé (50 bars) est directement

branché sur le circuit de mesure du foreur. La traction exercée sur le câble est transformée en

une pression dans un circuit hydraulique. Le capteur constitué par une jauge hydraulique de

contrainte installée sur ce circuit, donne un signal électrique que l’on peut calibrer

3.1.2. Vitesse de rotation (RPM) rate per minute

42

: Distribution des capteurs dans le chantier pétrolier

.1.1. Poids au crochet. Poids sur l'outil

On assimile la différence de poids mesuré au crochet, la différence entre le poids de la

garniture suspendue dans la boue et le poids avec l'outil posé (HookLoad = String Weight

Weight On Bit). Ceci est approximativement exact dans les puits verticaux, m

faux dans les puits très déviés.

La mesure du poids au crochet est effectuée à partir des mesures de tension du brin mort par

une cellule à pression hydraulique. En général, le capteur utilisé (50 bars) est directement

cuit de mesure du foreur. La traction exercée sur le câble est transformée en

une pression dans un circuit hydraulique. Le capteur constitué par une jauge hydraulique de

contrainte installée sur ce circuit, donne un signal électrique que l’on peut calibrer

.1.2. Vitesse de rotation (RPM) rate per minute

On assimile la différence de poids mesuré au crochet, la différence entre le poids de la

garniture suspendue dans la boue et le poids avec l'outil posé (HookLoad = String Weight –

Weight On Bit). Ceci est approximativement exact dans les puits verticaux, mais certainement

La mesure du poids au crochet est effectuée à partir des mesures de tension du brin mort par

une cellule à pression hydraulique. En général, le capteur utilisé (50 bars) est directement

cuit de mesure du foreur. La traction exercée sur le câble est transformée en

une pression dans un circuit hydraulique. Le capteur constitué par une jauge hydraulique de

contrainte installée sur ce circuit, donne un signal électrique que l’on peut calibrer en poids.

43

Une pulsation électrique est générée à chaque rotation de la table par un leurre solidaire de

celle-ci, ou de l’arbre d’attaque et un détecteur de proximité. L’intégration du nombre de

pulses électriques en un temps donné indique la vitesse de rotation.

Bien entendu dans le cas d'un moteur de fond, la vitesse de rotation peut être déduite des

mesures de débit pour les moteurs volumétriques.

3.1.3. Torque sur les tiges

Comme le poids, le couple en surface n'est pas transmis intégralement sur l'outil de forage,

mais la mesure de surface est le seul possible actuellement. Un capteur à effet Hall est installé

autour du conducteur d’amenée du courant (mesure de la consommation de courant électrique

par le moteur de la table de rotation).

Il est à signaler que ce capteur ne marche pas sur les câbles blindés et à armature métallique.

Un capteur à effet hall donne un signal lorsqu' il détecte un champ magnétique ou une pièce

métallique. Les électrons sont déviés par le champ magnétique, créant une différence de

potentiel appelée tension de Hall.

Le champ magnétique déforme la trajectoire des électrons car il engendre une force (e). La

tension de HALL est beaucoup plus importante dans les semi-conducteurs que dans les

métaux.

3.1.4. Vitesse d'avancement / profondeur

La vitesse d'avancement est l’un des principaux paramètres enregistrés en cours de forage.

Elle est assimilée à la rotation d’un organe mécanique en supposant un lien direct entre l’outil

et le mouvement observé en surface.

Le capteur de proximité (ou capteur de profondeur) est placé soit sur le treuil (drawworks)

(GEOSERVICES-HALLIBURTON), ou en face de targets (polyester enveloppé de papier

aluminium) collés sur la poulie du crown block (DATALOG), en indiquant la profondeur, le

ROP, le Hook position, la position de l’outil, le sens et la vitesse de déplacement du moufle.

Le décalage des deux capteurs S1 et S2 permet d'avoir les émissions suivantes :

Dans le sens direct (aiguilles d'une montre), la séquence émise sera :

pour le capteur S1 : 0 1 1 0 0

44

pour le capteur S2 : 0 0 1 1 0

Ceci permet de comprendre qu'il s'agit d'une remontée, et le système comptabilise les

impulsions dans ce sens.

Dans l'autre sens :

pour le capteur S1 : 1 1 0 0 1

pour le capteur S2 : 0 1 1 0 0

Pour le système DATALOG, le moufle mobile doit être déplacé sur une distance connue dans

les deux directions (par exemple sur 10m). Enregistrer le nombre de pulses pour chacune des

directions. S’ils ne sont pas les mêmes, probablement un capteur n’enregistre pas un target

dans une direction.

Répéter 3 fois si possible, au cas où les pulses sont cohérents, on aura donc le nombre de

pulses pour la calibration. Ce nombre sera converti en ticks par 100m.

3.1.5. Pression entrée et sortie

La pression de la boue est mesurée à l'aide de capteurs sur le manifold de plancher pour

obtenir la valeur d'entrée (Stand Pipe Pressure) et sur choke manifold pour obtenir la valeur

de sortie (CASING PRESSURE). Le capteur à l’injection doit être compatible avec la

pression maximum de fonctionnement du système de refoulement (400 bars).

Le capteur annulaire doit être aussi compatible avec la série de la tête de puits pour permettre

des mesures correctes. Les jauges utilisées transforment la pression en signal électrique.

3.1.6. Débit entrée et sortie

La mesure des débits est très importante, elle permet de connaître, par différence, les pertes ou

les venues qui peuvent se produire en cours de forage et de calculer aussi le temps de

remontée des informations (log time).

45

a) Débit entrée : on se base sur le nombre de coups de pompe. Connaissant le volume

injecté à chaque coup et le rendement de la pompe, le débit pourra être calculé.

b) Débit sortie : paramètre difficile à mesurer de manière précise. Les débitmètres existants,

mesurent le pourcentage de passage du fluide en fonction de la déflection de la palette (0-

100%). Si la section de passage au droit du débitmètre est partiellement obstruée par des

dépôts de déblais, la mesure est erronée.

3.1.7. Densité entrée et sortie

Les appareils les plus courants utilisent la pression hydrostatique différentielle entre deux

capteurs placés à des hauteurs différentes dans une colonne de boue. On peut placer un

capteur sur le bac actif et un second à la sortie du puits, dans le Mud Box du tamis vibrant, et

avoir ainsi un enregistrement permanent.

Les mesures permettent :

Un contrôle précis et continu de la densité de la boue sous forme d'un diagramme

corrélable avec les autres diagraphies.

La mise en évidence des bouchons de gaz.

La détermination et le contrôle rapide des durées de cycles au moyen des bouchons

d'ajout de tige.

Le contrôle continu du traitement de la boue.

3.1.8. Température entrée et sortie

La température de la boue à l'entrée et à la sortie est enregistrée systématiquement à l'aide de

cannes thermométriques à filament de platine protégé par une gaine inoxydable d'acier. Les

valeurs différentielles et le gradient de température peuvent être calculés pour renseigner sur

la proximité d'intervalles à pression anormale. Ils renseignent également sur les venues de gaz

qui se manifestent par une baisse de la température due à la détente du gaz.

3.1.9. Résistivité entrée et sortie

L’évolution de cette mesure permet de détecter tous les phénomènes faisant varier la teneur en

ions dans la boue, en particulier la présence des formations salifères, les venues d’eau de

formation ou de gaz acides. La résistivité est facilement mesurable en continu grâce aux

boucles à induction qui sont montées sur une tige et plongées dans la boue. En fait, elles

46

mesurent la conductivité (0 300 m Siemens/cm), facilement convertie en résistivité plus

utilisée en interprétation.

3.1.10. Niveau des bassins

La mesure du niveau des bassins s'effectue à l'aide de flotteurs qui actionnent des

potentiomètres. Un certain jeu dans le mécanisme de transmission du mouvement permet

d'éviter un frottement permanent du curseur du potentiomètre par suite des vagues qui

prennent naissance sur les bassins. Il existe des capteurs plus sophistiqués ; les capteurs

soniques basés sur la mesure du temps de propagation d'une onde haute fréquence émise par

le capteur et lue par celui-ci après réflexion à la surface du fluide stockée dans le bassin.

Dans les deux cas, la mesure peut s'effectuer sur six ou même huit bassins selon les

installations. Un calculateur donne en permanence le volume total et sa variation. Un

contacteur permet la sélection d'un seul bassin au choix de l'opérateur. Une double alarme de

"bas niveau" et de "haut niveau" est généralement disponible pour alerter l'opérateur en cas de

perte de boue ou de venue de fluide.

3.2. DETERMINATION DE GAZ DE FORMATION

Il existe une relation entre la qualité et la quantité des hydrocarbures dans les fluides de

forage, remontant vers la surface, et les hydrocarbures dans la formation forée. Dans ce cas, si les

gaz sont présents, ils seront libérés d’après les cuttings dans la boue qui traverse l’annulaire (Mud

Stream). Dans la surface, il est nécessaire de détecter et de séparer ces hydrocarbures en

utilisant :

Un dégazeur (QGM) qui prélève sans interruption les fluides de forage.

Le Détecteur et chromatographe de Gaz qui transforment le mélange Air-Gaz en

concentration et donnent des lectures consécutives sur la quantité et la qualité de Gaz.

Echantillonnage

4. METHODES

4.1. MESURES SUR LES DEBLAIS

4.1.1. Pas de l’échantillonnage

47

L’intervalle d’échantillonnage est calculé suivant divers facteurs, il est déterminé par le

géologue de wellsite. La fréquence de prélèvement des échantillons est généralement de

5 mètres dans les formations moins importantes.

4.1.2. Collection des échantillons

Les cuttings ou les déblais passent par quatre étapes :

Quand l’échantillon est remonté vers le haut comme l(indiqué par

l’ordinateur Mudlogging ou par les calculs de feuille de travail (Lag- Time),

prendre le tamis, une coupelle métallique pour récupérer l'échantillon de la pile

accumulée sur la table. Prélever l'échantillon provenant de différents endroits dans

la pile pour obtenir un échantillon représentatif de tout l'intervalle.

4.1.3. Identification et description

La surveillance géologique incombe au Mudlogger d’identifier les cuttings remontés lors du

forage et en déterminer l'origine, de mettre en évidence la présence d'hydrocarbures et de

saisir le Master log.

4.1.4. Examen de la composition des cuttings

La description et l’examen des cuttings se font comme suit :

Reconnaissance des différentes roches qui renferment l’échantillon.

Estimation visuelle des pourcentages de chaque roche.

Description séparée de chaque roche (pourcentage › 10%).

Les roches à (pourcentage ‹ 10%) sont qualifiées d’adjectifs les caractérisant.

IV.2. PRODUITS CHIMIQUES ET LEUR UTILISATION

Parmi les produits chimiques utilisés pour le traitement et la description des cuttings nous

avons :

l’acide chlorhydrique (HCL) dilué à 10%.

Le rouge d’Alizarine : utilisé pour faire la distinction entre un calcaire et une

dolomie, test généralement utilisé en calcimétrie.

la phénolphtaléine : utilisée pour confirmer la présence du ciment dans l’échantillon.

IV.3. DETERMINATION DE LA FLUORESCENCE

Le fluoroscope est une boite noire éclairée par des rayons ultraviolets (lampe de WOOD).En

introduisant l'échantillon à l'intérieur et en regardant à travers une ouverture appropriée, avec

48

les yeux, les réflexions fluorescentes sont en fonction des couleurs émises, indiquant la

présence et la nature de l'hydrocarbure contenu dans l'échantillon. Cependant nous distinguons :

- Fluorescence directe : placer l'échantillon dans le fluoroscope et y déterminer directement.

- Fluorescence indirecte : ajouter à l’échantillon un solvant d’hydrocarbures (tri chloro-

éthane ou chloroforme), la formation d’une auréole fluorescente, qui se distingue du reste du

liquide, est un indicateur de la présence d’un hydrocarbure. Dans le cas contraire, la fluorescence

est minérale.

4.4. CAROTTAGE

Les déblais remontés peuvent provenir de différents niveaux (cas de retombées) dont

la vitesse de remontée est incertaine. Le carottage procure des exemples intacts de la formation.

C’est la seule méthode pour faire des mesures directes sur la roche et connaître les propriétés des

fluides contenus. Ces échantillons de carotte sont des sources précieuses de données pour l'étude de

roches de sub-surface et de réservoirs.

La prise d'une carotte procure aux spécialistes :

Une certitude sur la côte et le terrain.

Une valeur du pendage.

Une appréciation de la dureté des terrains

Une possibilité de faire des mesures précises (porosité, perméabilité…).

Une possibilité de déterminer l'âge du terrain (micropaléontologie).

Les puits d'hydrocarbure peuvent être classés comme puits d'exploration,

d'estimation ou puits de développement, pour lesquels le carottage est une méthode fiable qui

permet d’acquérir les données nécessaires. Le passage de la phase d'exploration à la phase

de développement exige des informations plus détaillées concernant le réservoir.

4.5. MASTER LOG

Le pourcentage des lithologies, les tops de formations, les paramètres de forage et de boue, les

outils consommés pendant chaque phase et leur usure du Total gaz, la vitesse d’avancement, …

sont des informations nécessaires à l’interprétation de la colonne stratigraphique et la

description de l’intervalle. Par contre, les informations non géologiques (ROP, Gaz) Sont réalisées

par le système.

49

La colonne stratigraphique est le fruit de la surveillance géologique en cours de

forage, elle est établie à partir de la description des cuttings effectuée par le mudlogger.

Les cuttings récoltés sur les10 mètres sont mélangés et leur ordre vertical est perdu.

La calcimétrie, la vitesse d’avancement et les paramètres mécaniques de

forage permettent de remédier partiellement à cet impératif.

4.6. RAPPORT FINAL DE PUITS (END OF WELL REPORT)

C’est un rapport de fin de sondage qui devrait englober toutes les informations et les opérations

d’engineering effectuées durant la réalisation du puits, les opérations électriques, la description

géologique des couches traversées par le forage, le type de BHA utilisé dans chaque phase, les

outils et leurs performances en cours de forage (coincements, pertes de boue, venues, …).

Le rapport final de puits contient trois dossiers : Doc, Excel, et Wellwizard.

Le Dossier Doc contient les fichiers :

Introduction

Données de forage & boue

Données de géologie

Opérations électriques

Annexes.

Le Dossier Excel contient les fichiers :

Profil

Progress (Depth – Coûts – Timing –BHA – Casing lists….)

Le Dossier Wellwizard contient les fichiers :

Drilling Log

Gas Log

Master Log.

50

Quatrième chapitre

LES PARAMETRES

DE FORAGE

51

INTRODUCTION :

Les paramètres de forage sont les différents facteurs mécaniques et hydrauliques pouvant agir

sur la vitesse de progression notée ROP (Rate Of Penetration) ainsi que sur le comportement

directionnel. Le ROP correspond à la profondeur en mètres forée par heure. L’optimisation du

ROP est un aspect très important dans l’analyse du processus de forage, car il directement lié

au temps passé sur une installation onshore ou offshore.

Sur le plan pratique, les paramètres de forage peuvent être classés en deux catégories :

Ø Paramètres mécaniques

Ø Paramètres hydrauliques

1. LES PARAMETRES MECANIQUES

Il est bien évident que pour forer des roches de différentes duretés, nous utilisons des outils

bien spécifiques selon la nature lithologique de ces roches. Cependant, les avancements

peuvent varier de 80 mètres/heure à quelques dizaines de centimètres par heure.

1.1. LE POIDS SUR L’OUTIL WOB (WEIGHT ON BIT)

A une vitesse de rotation constante, l’augmentation du poids sur l'outil contribue à

l’augmentation de la vitesse d'avancement en proportion directe si le débit de circulation est

suffisant. Le WOB est calculé en tenant compte du poids de la garniture libre (WOHL) et du

poids de la garniture durant le forage (WOHF).

WOB = WOHL ̶ WOHF

Ce paramètre désigne la force appliquée par la garniture sur l’outil suivant son axe de

révolution. Cette force dépend du poids propre de la garniture, de la poussée d’Archimède due

au fluide de forage et de la tension du câble de soutien de la garniture en surface. Les

grandeurs usuelles de WOB s’étendent typiquement entre 10 kN et 103kN.

52

1.2. LA VITESSE DE ROTATION (RPM)

La vitesse de rotation (tours/min, ou RPM) est un paramètre qui indique le nombre de tour de

la table dans le rig-floor par minute, identifié à l’aide d’un capteur.

La vitesse de rotation croît en fonction de la dureté de la formation et le paramètre torque.

Elle peut être atténuée par les vibrations qui affect la garniture de forage.

Le choix de la vitesse de rotation dépend de celui du WOB. En surface elle peut être

précisément contrôlée mais elle peut être différente de la vitesse de rotation du trépan. Les

vitesses de rotation usuelles se situent entre 60et 250 RPM (tours / min).

1.3. LE COUPLE EXERCE SUR L’OUTIL TTOB (TORQUE ON BIT)

Il s’agit d’un paramètre enregistré au cours du forage par un capteur. Le torque et la force

opposite de rotation dépendent de la nature lithologique des roches traversées.

Ce paramètre correspond au couple transmis par la garniture au trépan suivant son axe de

révolution. Compte tenu des frottements du train de tiges contre la paroi du puits, ce couple

est nettement inferieur à celui mesuré en surface. Ainsi le couple Ttob représente les effets

combinés du couple réactif et des forces de frottement non linéaires sur la longueur du BHA.

2. LES PARAMETRES HYDRAULIQUES

2.1. DEBIT FLOW IN

Volume de boue déversé par les pompes de forage à travers le stand pipe et le drill string à

l’intérieur du trou de forage. La quantification du débit est basée sur le débit unitaire des

pompes (POP). Les pompes de forage sont caractérisées par :

Ø Le nombre de pistons (02 duplex, 03 triplex)

Ø Le diamètre de la chemise (piston)

Ø La Course (10 ‘’ ou 12’’)

Ø Le débit unitaire et son efficacité

53

Diamètre des

pistons

Débit Unitaire (Litre/

coup) Efficacité % Débit Réel

6’’ 1/2 19.57 97 18.98

6’’ 16.68 97 16.17

5’’ 1/2 14.01 97 13.59

Débit unitaire / Chemisage des pompes

2.2. NOTION DE PRESSION

2.2.1. Pression hydrostatique

Ph = h x d / 10.2 (bar)

- h: hauteur du fluide (m)

- d: densité du fluide (kg/l)

2.2.2. Pression exercée sur le fond d’un puits

Pfond= Ph + Pc annulaire

- Ph : pression hydrostatique

- Pc annulaire : pertes de charge annulaire

2.2.3. Pression de pore et de fracturation (P pore) / (P frac)

Chaque formation géologique est caractérisée par :

Une pression de pore : pression de l’effluent qu’elle contient.

Une pression de fracturation : pression à exercer sur la formation jusqu’à initier

l’injection du fluide dans la formation, elle est déterminée par un leak off test.

2.2.4. La dépression et la surpression

Elles dépendent des facteurs suivants :

Ø la profondeur

Ø la taille de l’espace annulaire BHA / trou

Ø la rhéologie de la boue

Ø la vitesse de remontée ou descente

54

La pression de la boue est mesurée à l'aide de capteurs sur le manifold du plancher pour

obtenir la valeur d'entrée (Stand Pipe Pressure) et sur choke manifold pour obtenir la valeur

de sortie (Casing Pressure). Le capteur à l’injection doit être compatible avec la pression

maximum de fonctionnement du système de refoulement (400 bars). Le capteur annulaire doit

être aussi compatible avec la série de la tête de puits pour permettre des mesures correctes.

Les jauges utilisées transforment la pression en signal électrique.

D’une manière générale, on peut classer les paramètres de forage en quatre catégories

(Cailleux, 1986) :

a) les paramètres imposés par la méthode et non enregistrés numériquement

Type de l’outil et diamètre

Nature du fluide d’injection

Performances limites de la machine et du système d’injection

b) les paramètres fixés par l’opérateur

Poussée sur l’outil PO

Vitesse de rotation VR

Débit d’injection QI

c) les paramètres dépendant de la réponse du terrain

Vitesse d’avancement VA

Couple de rotation CR

Pression d’injection PI

Débit de retour QO

Pression de retenue PR

d) les paramètres évolutifs non maîtrisés

Usure des outils

Variation de la composition du fluide

55

Cinquième chapitre

RELATION ENTRE LES

PARAMETRES DE FORAGE

ET LES DIFFERENTES

FORMATIONS GEOLOGIQUE

56

INTRODUCTION :

Afin de caractériser les formations traversées par le forage du puits étudié de point de vue

lithologique, sédimentologique et pétrophysique, on a divisé le présent chapitre est en deux

parties :

- La première partie consiste en la lecture directe du masterlog en commentant

seulement la réponse du Gamma ray et le ROP inverse en face différentes formations

traversées. On a essayé aussi d’interpréter le Gaz Total et la calcimétrie présentés dans

le masterlog afin de bien comprendre les faciès en question.

- Dans la deuxième partie on s’est concentré sur les paramètres de forage en élaborant

des graphes illustrant les relations entre ces paramètres et la lithologie des formations

forées.

Les principaux paramètres de forage examinés sont :

- L’avancement de l’outil de forage en mètre/heure (Rate of pénétration «ROP»)

- L’avancement de l’outil de forage en minute/ mètre (ROP inverse)

- Le moment de flexion du train de tiges pendant le forage (Torque «TRQ »)

- Le poids sur l’outil (Weight on bit «WOB»)

Les données disponibles représentent un enregistrement continu pendant le forage d’un puits

de 3700m de profondeur. Il en résulte plusieurs formations (du Mio-pliocène au Silurien M1)

Le choix des formations présentées dans ce chapitre dépend en premier lieu de la qualité des

enregistrements puis de l’importance de la formation.

On a choisi 07 formations qui représentent des formations types pour l’étude des roches

sédimentaires en général et des réservoirs pétroliers en particulier.

Notre interprétation sera basée surtout sur le ROP inverse, calculé en minutes par mètre.

Nous avons choisi le ROP inverse, pour donner une meilleure interprétation qui traduit le

degré de dureté des formations traversées.

Dans les graphes présentés tous les paramètres sont à l’échelle sauf :

- Le poids sur l’outil (WOB) mesuré en tonne est amplifié 100 fois sa valeur,

- le ROP inverse calculé est amplifié 10 fois sa valeur.

57

Cette amplification des valeurs est faite seulement pour faciliter la lecture des paramètres en

question devant le torque (calculé en millier de Pieds X Livres « ft.lb ») dans un seul graphe.

Fig.22 : Colonne Litho stratigraphique du puits étudié

(Drilling Program-SONATRACH)

58

PREMIERE PARTIE : Interprétation des graphes

1. Le Sénonien Carbonaté @ 296m - (de 296 m 515m) 219 m forés

A- Description de la formation :

- Prédominance pour les dolomies qui prennent une couleur crème, grise claire parfois,

d’une dureté moyenne, occasionnellement argileuse.

- Dans les premières dizaines de mètres forés on trouve quelques bancs d’Argiles vertes,

plastiques, parfois sableuses et carbonatées.

- Les bancs des formations lagunaires (Gypse et Anhydrite) présentent quelques

intercalations dans les dolomites.

Fig.23 : Relation ROP-WOB-TRQ (Sénonien Carbonaté)

290

340

390

440

490

0 500 1000 1500 2000 2500

TRQ

WOB

ROP

59

Fig.24 : Relation ROP inv. WOB-TRQ (Sénonien Carbonaté)

B- Interprétation:

Dans l’intervalle du Sénonien carbonaté, on remarque qu’il y un rapport entre le poids sur

l’outil et le ROP inverse. Le WOB et ROP inverse baissent ou augmentent simultanément en

fonction de la friabilité de la formation traversée.

Par exemple à 308 m, le ROP inverse montre 85.8 minutes/ mètre, et le poids sur l’outil

balance entre 7 et 6 tonnes, on peut déduire que l’outil traverse une formation un peu friable à

un peu dure confirmée par la présence à ce niveau des dolomies calcaires moyennement

indurées et les anhydrites dures.

290

340

390

440

490

0 500 1000 1500 2000 2500

TRQ

WOB

ROP INV

60

2. Sénonien Salifère : @764m - De 764m à 885 m – (121 m forés)

A- Description de la formation :

- Le Sénonien Salifère et prédominé par des formations évaporitiques qui varient entre

l’Halite transparente, qui prend parfois une couleur orange, massive dans son aspect.

Aussi, la présence de l’Anhydrite blanche, qui tend vers la couleur crème, un peu dure.

- Les intercalations des Argiles, dès la Dolomite et aussi de la Dolomite calcareuse, restent

importantes surtout dans les derniers mètres de l’étage relatif.

Fig.25 : Relation ROP inv. WOB-TRQ (Sénonien Salifère)

760

780

800

820

840

860

880

0 500 1000 1500 2000

ROP INV

WOB

TRQ

61

Fig.26 : Relation ROP- WOB-TRQ (Sénonien Salifère)

B- Interprétation:

On observe dans le graphe de la figure 26, le Torque, le poids sur l’outil (WOB) ainsi que le

rate of pénétration (ROP) inverse, sont influencés par les formations géologiques forés

(Dureté et type de ciment).

Nous remarquons qu’à partir du début de l’étage Sénonien Salifère, les paramètres de forages

indiqués sont en relativité jusqu’à la profondeur de 790m, ou apparaissent des formations

760

780

800

820

840

860

880

0 500 1000 1500 2000

WOB

TRQ

ROP

62

carbonatés distinguée par un banc de dolomite calcareuse dur avec des Argiles dures, au sein

de la Halite massive.

Dans l’intervalle de 790m jusqu’à 793 m, On observe :

- Une baisse progressive (WOB : de 9 T à 6 T)

- ROP inv.: (de 5min/m à 3 min/m

- Torque : (de 6000ft.lb à 5000 ft.lb).

A 799 m le ROP inverse, ne change presque pas, tandis que le torque augmente de : 6000ft.lb

jusqu’à 14000 ft.lb ; le poids sur l’outil aussi augmente progressivement de : 6 tonnes

jusqu’à 15 tonnes.

A 881 m, ROP inverse montre une valeur maximale de 25.2 min/m. Le poids sur l’outil

monte jusqu’à 10 tonnes. La formation géologique rencontrée est une intercalation

relativement dure d’halite, anhydrite, dolomite et des argiles tendres.

A 883 m, le WOB, chute brutalement de 9 tonnes jusqu’à 1 tonne ; le Torque baisse de 9800

ft.lb jusqu’à 1000 ft.lb

63

3. Turonien : @885m De 885m à 978m 93 m mètres forés

A- Description de la formation :

Une prédominance pour les Marnes grise foncées, à aspect plastique

Fig.27: Relation ROP- WOB-TRQ (Turonien)

880

890

900

910

920

930

940

950

960

970

980

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600

WOB

TRQ

ROP

64

Fig.28 : Relation ROP inv- WOB-TRQ (Turonien)

B- Interprétation :

On remarque que Le torque reste constant du 900m jusqu’à 910m, dont la valeur est de 15178

ft.lb

On peut constater que les données sont erronées.

A 910 m, on remarque que le poids sur l’outil (WOB) et le torque baissent simultanément de :

3,7 tonne jusqu’à 0,5 tonne et de 15174 ft.lb jusqu’à 6926 ft.lb, alors que le Rate Of

Penetration augmente de 9.1m/hr jusqu’à 15 m/hr.

A ce niveau (910 m) nous constatons un changement dans la formation géologique traversée

des calcaires un peu durs avec quelques intercalations d’argiles à des marnes plastiques, ce

qui explique les changements brutaux des paramètres cités ci-dessus.

880

890

900

910

920

930

940

950

960

970

980

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600

WOB

TRQ

ROP INV

65

Entre 888 m et 893 m, ROP inverse augmente progressivement de 7 min/m jusqu’à 12

min/m

Le torque progresse aussi de : 7000 ft.lb jusqu’à 14000 ft.lb.

Dans cet intervalle, on remarque que la formation géologique change d’une halite en

prédominance à un calcaire relativement dur.

A noter que les calcaires durs, occupent les premières vingtaines de mètres forées du

Turonien.

66

4. Dogger Argileux @ 1960m : de 1960 m à 2072 m (112m) forés

A- Description de la formation :

Anhydrite- Les Silts - Argiles- Les Calcaires

- Les Anhydrites prennent une couleur blanche, parfois friable..

- Les Silts: sont d’une couleur grise claire à foncée ; Elles sont friable au touché.

- Les Argiles prédominent dans le Dogger Argileux, elles sont brunes, rougeâtres,

parfois verdâtres ; Occasionnellement plastique. Parfois Dolomitique.

- Les Calcaires sont en minorité, nous pouvons les observer dans les premiers mètres du

Dogger Argileux.

Fig.29 : Relation ROP-WOB-TRQ (Dogger Argileux)

1955

1975

1995

2015

2035

2055

2075

0 500 1000 1500 2000

TRQ

WOB

ROP

67

Fig.30: Relation ROP inv-WOB-TRQ (Dogger Argileux)

B- Interprétation :

De 1960 m jusqu’à 1974 m (14m), le torque montre une valeur constante (17000 ft.lb).

Dans cet intervalle, les données du torque semblent incorrectes, car le torque est un paramètre

qui dépend de la formation géologique et du poids de la garniture de forage (WOB) posé par

le foreur. Il en résulte que la monotonie de ce paramètre pendant une quinzaine de mètres (de

1961 à 1975m) serait illogique, surtout si on savait que cet intervalle montre une variété

lithologique (Grès, Argile, Anhydrite et calcaire)

1955

1975

1995

2015

2035

2055

2075

0 500 1000 1500 2000

TRQ

WOB

ROP INV

68

Fig.31 : Intervalle montrant la variété lithologique entre 1961 à 1975m

(Master Log)

A 2003m et 2035 m, le poids sur l’outil et le Torque augmentent brutalement

Le WOB, montre un pic de 13 tonnes

Le Torque augmente brutalement de 11000 ft.lb jusqu’à 17000 ft.lb

Le ROP inverse, augmente par rapport à sa moyenne jusqu’à 6 min/m

La formation dans cet intervalle est présentée par des argiles indurées, plastiques et

occasionnellement dolomitiques.

A 1976 m le ROP inverse, augmente jusqu’à 13 min/m, La présence d’un banc calcaire dur au

sein d’une argile explique cette augmentation.

5- Lias Anhydritique@2317m De 2317 m – 2395m (78m forés)

69

LD2 (Niveau H) - LS2 : Lias Anhydritique et carbonaté

- LD2 : (Niveau H) de 2395m – 2418m

- LS2 : De 2418 m - 2498 m

-

A- Description de la formation : Anhydrite-Calcaire - Argile- Halite (LS2)

De 2317m à 2498m (181 m)

Fig.32 : Relation ROP-WOB-TRQ (Lias Anhydritique)

2310

2330

2350

2370

2390

2410

2430

2450

2470

2490

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800

ROP

TRQ

WOB

70

Fig.33 : Relation ROP inv-WOB-TRQ (Lias Anhydritique)

B- Interprétation :

2310

2330

2350

2370

2390

2410

2430

2450

2470

2490

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800

TRQ

WOB

ROP INV

71

A 2320 m, ROP inverse baisse jusqu’à 10 min/m, le WOB égale une tonne et le torque

augmente à 7458 ft.lb. La roche est une intercalation d’anhydrite très dure et d’argile

indurées.

A 2324 m, ROP inverse augmente jusqu’à 41 min/m, le poids sur l’outil (WOB) indique une

valeur de 14 tonnes, tandis que le torque augmente de 5000 ft.lb jusqu’à 11000 ft.lb.

Dans cette profondeur, on rencontre comme formation géologique des grés quartzitiques et un

autre banc de Dolomite dure.

Au niveau de la profondeur de 2410 m (LD2 niveau H), ROP inverse augmente jusqu’à 13.8

min/m. La roche est une anhydrite dure et ferme.

Les valeurs du ROP inverse deviennent très basses dans l’halite (Lias LS2). Ce qui explique

l’avancement très rapide dans les sels.

DEUXIEME PARTIE : Lecture directe du masterlog

72

1- Turonien @885 m Section de 900 m – 960 m

Fig.34 : Représentation du Turonien sur le Masterlog

Les deux formations principales qui caractérisent le Turonien sont les Marnes et les calcaires.

On remarque qu’au niveau des calcaires et selon la calcimétrie établit au niveau de la cabine

MudLogging, le pourcentage des la CaCo3 atteint les 66 %.

73

Les courbes de la CaCo3 et celle de CaMg(Co3)2, apparaissent en concordance. Ce qui

indique que la dolomie présente est une dolomie secondaire.

En ce qui concerne Le Gamma Ray, on remarque que l’Argilosité est moyenne au niveau des

Marnes et presque nulle au niveau des Calcaires.

Le ROP inverse est trop faible, ce qui explique que l’avancement est rapide du à la formation

géologique tendre (Marnes plastiques et calcaire friable, rarement dur).

2- Lias Salifère@ 2522m / section de : 2550m -2600m

74

Fig.35 : Représentation du Lias Salifère sur le Masterlog

Entre 2556 m et 2557m, ROP inverse augmente de 8.7 min/m jusqu’à 12.6 min/m, alors que

sa moyenne durant cet intervalle est à prédominance de roches dont la sédimentation est

d’origine lagunaire (ROP inverse = 6 min/m).

75

Cette augmentation est traduite par la présence des anhydrites dures, donc l’outil met du

temps pour traverser cette formation géologique.

Quant à l’argilosité ou autrement dite l’indice de la présence des minéraux radioactifs dans les

roches traversées est presque nul, du fait de la prédominance de l’anhydrite et de l’halite.

A 2574 m, le Gamma Ray indique une valeur de 50 API (cette valeur devrait être indiquée

entre 2560m et 2570m, en raison de la présence assez importante des Argiles. (ce décalage

devrait être corrigé avant l’insertion du GR log dans le Masterlog ).

On note la profondeur enregistrée par les foreurs et celle enregistré par les diagraphistes est

toujours différente car les premiers se basent sur la longueur des tiges de forage et les seconds

se basent sur la longueur du câble électrique.

3- Lias Argileux @2882m section : de 2882m – 2921

76

Fig.36 : Représentation du Lias Argileux sur le Masterlog

Au Lias Argileux on premarque que l’Argilosité est exprimée par le taux elevé du Gamma

Ray dans la roche, le GR atteint les 150 API. (Argiles pures)

Quant au remonté de Gaz, on obserbe que le TOT GAS atteint 0.11 %.

La calcimetrie est nulle, puisque les roches existantes ne contienne ni de calcite ni de

dolomite.

4- Trias Argilo-gréseux sup. @ 3075 m De 3075m - 3120m

77

Figure 37 : Représentation du TAGS sur le masterlog

L’argile relativement pure montre un gamma Ray très élevé (de 100 à 150 API)

78

CONCLUSION

GENERALE

Les deux parties de notre travail (Théorique et étude de cas), nous ont permis de faire une

bonne corrélation entre les paramètres de forages et les formations géologiques traversées en

matière de comportement des formations géologique devant le changement des paramètres

(Rate Of Penetration – Torque et Weight On Bit).

Nous avons pu constater que la rotation par minute inverse augmente et l’avancement

devient rapide quand la roche est friable et soft.

Le Torque devient erratique quand la formation est dure.

Quant au poids sur l’outil ou bien le WOB, ou autrement expliqué, quand le poids de la

garniture s’appuie sur l’outil de forage, cela nous permets de constater que la formation est

soft.

79

REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES :

ABDULGALIL Farag (2006) : Commande non linéaire dans les systèmes de forage

pétrolier. Doctorat sciences, Univ. Paris XI. Orsay. 120 pages.

ASKRI H. et al., (1995) : Géologie de l’Algérie. Contribution de SONATRACH Division

Exploration, Centre de Recherche et Développement et Division Petroleum Engineering et

Développement. 93 p.

BERNHARD. J.P. (1955) : Cours de forage tome I. Edit. Historique et principe du forage.

Standard. A.P.I.

BERNHARD. J.P., (1958) : Tour et mât de forage rotary. Tome I. IFP. 544 p.

BOURGET M. et RAT M. (1995) : Interprétation semi-automatique des enregistrements des

paramètres de forage (sondeuses hydrauliques en rotation), Revue Française de Géotechnique

n°73 pp 3 - 14.

CAILLEUX J.B. (1986) : Étude des diagraphies instantanées en forage, Rapport des

laboratoires, GT 12, 97 pages.

DUCHAMP J.M. (1988) : Apport des techniques statistiques pour l'exploitation des

diagraphies instantanées en génie civil. Doctorat Université Bordeaux I - n° d'ordre : 273.

131 p.

GABOLDE G. and PAULNGUYEN J. (1999) : Formulaire drilling data handbook.

GUI M.W. and al., (1999): Instrumentedboreholedrillingusing ENPASOL system. 5th Int.

Symp. on Field Measurements in Geomechanics, Singapore.

HAFSI Takieddine et SOMAA Ismail (2012) : Appareil de forage, étude et

dimensionnement. Cas du champ de Hassi Messaoud. Master professionnel. Départ.

Hydrocarbures et chimie, Univ. KasdiMerbah, Ouargla, 72 pages.

METROT (1962) : Cours sur les boues des forages. Tome III: 137 p.

NGUYEN J.P. (1993) : Techniques d’exploitation pétrolière, LE FORAGE. IFP, école

nationale supérieure du pétrole et des moteurs. Centre développement et exploitation des

gisements. 385 pages.

OIL AND GAS. (1958): Article journal document bnparkesbrug.

REIFFSTECK Philippe (2010) : Utilisation des paramètres de forage en reconnaissance

géotechnique. Journées Nationales de Géotechnique et de Géologie de l’Ingénieur JNGG2010

-Grenoble 7-9 juillet 2010. pp 157 – 164.

SELECTION and EVALUATION (1957) : A.P.I. Drilling and production practice. New

York, pp. 288 - 322.

80

SONATRACH/BAKER HUGHES ; MASTERLOG. édition 18/07/2008. 29p

SONATRACH ; Drilling program du cas d’étude.

VLADISLAV Lev. (1959) : Destruction des roches dans le forage des puits. Rock-bit 274 p.

ZEHRI Ilyes et BELGHIT Chafik (2012) : Optimisation des paramètres de forage dans les

Réservoirs Cambro- ordoviciens (périmètre Tidikelt, In-Salah). Master professionnel, Départ.

Hydrocarbures et chimie, Univ. KasdiMerbah, Ouargla, 64 pages.