Contexte géologique et étude géophysique, géomécanique des

ةــعبيـة الشـراطيـمقـة الديـريـزائـة الجـوريـالجمه

يـمـث العلـحـي و البـالـم العـليـوزارة التعRépublique Algérienne Démocratique et Populaire

Ministère de l’Enseignement Supérieur et de la Recherche Scientifique

-جيجل -محمد الصديق بن يحيجـــامعــــة Université Mohammed Seddik Benyahia -Jijel

Mémoire de fin d’études

En vue de l’obtention du diplôme : Master Académique en Géologie

Option : Géologie de l’ingénieur et Géotechnique

Thème

Membres de Jury Présenté par :

Président : MEBROUK Fateh BOUMELIT Khalid

Examinateur : BOUROUDI Nihad LEFILEF Mohieddine

Encadrant : BAGHDAD Abdelmalek

Co-Encadrant : KEBBAB Hamza

Année Universitaire 2018-2019

Numéro d’ordre (bibliothèque) :……….…..….

ياةــــــة و الحـبيعـــلوم الطـــــة عـكلي

: علوم الأرض و الكونم ــــــقسFaculté des Sciences de la Nature et de la Vie

Département : des Sciences de la Terre

et de l’Univers

Contexte géologique et étude géophysique, géomécanique

des roches réservoires du champ de Hassi Tarfa (Hassi

Messaoud, Wilaya de Ouargla)

I

Remerciements

A l’issue de cette étude, nous remercions Allah le Tout Puissant qui

nous a donné tant de courage, de volonté, de patience pour mener à

terme ce mémoire.

Nous remercions également toutes les personnes qui ont contribué à

la réalisation de ce mémoire de fin d’études et particulièrement nos

encadrants Mr BAGHDAD Abdelmalek et Mr KEBBAB Hamza qui

ont suivi notre travail.

Nous remercions également Mr MAHDID Souhil qui a contribué à la

réalisation de ce mémoire.

Sans oublier Mr LEBCIR Mohammed et Mr BOURAFA Imad

qui ont joués un rôle important dans la mise à profit du stage appliqué

et dans l’obtention des données nécessaire pour mener à bien ce

mémoire de fin d’études.

Nous remercions tous ceux qui nous ont aidés et qui nous ont

facilité la tâche pendant toute la durée de nos études, Nous

remercions nos enseignants du département des Sciences de la Terre

et de l’Univers qui ont participé à notre formation ainsi que le

personnel administratif.

Nous exprimons nos vifs remerciements à tous les membres du jury

qui ont accepté d’examiner notre travail, et apporter leurs justes

appréciations.

Nous remercions, nos collègues de la promotion 2019

Khalid et Mohieddine

II

Dédicaces

Je dédie ce modeste travail à :

Mon Père qu’Allah lui fasse miséricorde

Ma mère, que Dieu prolonge sa vie

Qui grâce à eux et leurs sacrifices pendant

Toute la durée de mes études, je suis arrivé à mon but.

A tout ceux qui m’ont donné l’amour, l’affection, la tendresse, la

compréhension.

A :

Mes chers frères Abdelghani et sa femme et poussins et Walid et également

Abderahim et mes oncles Allaoua et abderazek

Mes chères sœurs Hayat, Nadjet et leurs maris et poussins et Meryem. a

toute ma famille Qui m'a soutenue pendant ma carrière universitaire.

A tous mes amis d’enfance ; B.Djalal, L.Amir, L.Fateh, B.Anis

A tous mes amis d’étude et spécialement ; K.Said, B.Hamid, B.Sifo,

B.Amine,B.Riad et sans oublier B.Chouib et Boudraa Yazid

A toute les promotions de Géologie surtout Géologie de l’ingénieur et

géotechnique 2018/2019

A tous ceux que j’estime et m’estime.

Boumelit Khalid

III

Dédicaces

Je dédie ce modeste travail à :

A mes très chers parents

Qui grâce à eux et leur sacrifice pendant

Toute la durée de mes études, je suis arrivé à mon but.

A tous ceux qui m’ont tout donné l’amour, l’affection, la tendresse, la

compréhension.

A :

Mes chers frères Ilyes et Amine et leurs femmes et poussins et également

mes frères Yaakoub et Djaafar. Mes chères sœurs Amina, Souad, Warda

et Amel et leurs maris et poussins. à toute ma famille qui ma soutenue

pendant ma carrière universitaire.

A tous mes amis d’enfance ; B.Messaoud, CH.Yahya, DJ.A.Hamid,

B.Rabiaa, K.Yassine, M.Nabil, L.Mohamed, K.Sohil, M.Ismailet

B.Bessma

A tous mes amis d’étude et spécialement :K.Said, K.Moussa, B.Hamid,

B.Sifo, B.Amine, Blanco, L.Salah, B.Riad et sans oublier K.Mousaab,

Z.Abbas, B.Chouib et B.Bilal

A toute les promotions de Géologie surtout Géologie de l’ingénieur et

géotechnique 2018/2019

A tous ceux que j’estime et m’estime.

Lefilef Mohieddine

IV

Résumé

Le gisement de Hassi Messaoud est l’un des gisements les plus importants d’hydrocarbures en Algérie. Il

présente une structure en dôme anticlinal, largement héritée de la phase orogénique hercynienne dont le

paroxysme s’est produit à la fin du Paléozoïque. Le champ de Hassi Tarfa est située au sud du gisement de Hassi

Messaoud sur la bordure de trend El Gassi- El Agreb-Hassi Messaoud. La série stratigraphique de la région de

Hassi Terfa est essentiellement composée de dépôts Mésozoïques avec 3118 m d’épaisseur, reposant en

discordance sur le Paléozoïque qui à 407 m d’épaisseur. Enfin, un faible épandage détritique d’âge tertiaire de 300

m repose en discontinuité sur le Mésozoïque.

Le traitement des données géophysiques et l’étude des sections de la diagraphie par les trois méthodes :

électrique, radioactive (Gama ray) et sonique, nous a permis de bien identifié les différentes formations

lithologiques qui constituées la roche réservoir, représenté essentiellement par : le grès silico-quartzitique, passées

argileux et quartzite. Face à la complexité que présentent les roches réservoirs de Hassi Tarfa et la place

primordiale que jouent les caractérisations mécaniques, des essais géomécaniques (Scratch test, essai triaxial et

essai de compression simple) ont été effectués afin de comprendre le comportement mécanique de la roche aux

différentes contraintes.

Les résultats de mesure des résistances mécaniques obtenus montrent que les formations de la roche réservoir,

présente des résistances à la compression très élevées > 300 Mpa pour les grès quartzitique qui sont des roches dur

et compétente, d’où en a relevé des résistances plus faible < 10 Mpa, liés au passées argileux et présence de

fracture et fissures dans la roche, qui donne à la roche réservoir une perméabilité importante pour une meilleur

production en hydrocarbure.

Mots clés : Hassi Tarfa, série stratigraphique, roche réservoir, diagraphie, géomécaniques tests.

ملخص

سثح حذتح اسعحطح عى شى ذشوثح . عثاسج عف ادضائشالأوثش أح اثرشح حم حاس سعد احذ احميعرثش

-مع حم حاس اطشفح خب حم حاس سعد عى حافح اذدا " اماس اثاصه.حذز الاراب ف اح اشسح ا سخحاشحح الا

رضعح تغش ، 8113طمح حاس اطشفح ذرى أساسا ساسة اسصه رسطح احد تسه تحاس سعد ". اسسح اطثمح اعمش

تغش ذافك عى اسصه. احمثح اثلاثح رضعح 800 .أخشا، طثمح سستح ضعفح اسه 704ذافك عى اثاصه تسه لذس

عى خرف ارعشفد ا تماطع اذاغشافحتثلاز طشق خرفح: وشتائح، اشعاعح صذح سحعادح اعطاخ ادفضائح دساسح

ظشا رعمذ . اىاسذضد حطا اخشا،واسذضي -اسىاحدش اش: اساسا اخضا،ارىح جصخشاشىح اثخحاخصائص

Scratch،Triaxialخىاىح )اخرثاس اخرثاساخ فمذ ذ إخشاء اىاىح،ازي ذعث اخصائص اشئسصخس خضا حاس طشفح اذس

compression simple) خرفح.ظشف ضغظ أخ ف اسن اىاى صخش ف

800 أوثشخذ عاح ضذ اضغظ رائح لاط اماح اىاىح ارحص عا ذث تا ذشىلاخ اصخش اخضا ذره ماح

دا تاسىاي شذثطح تش 10ال صخش صة وا ذخذ مااخ خذ خفضح اىاسذضياحدش اش اتاسىاي ارثح فد

عرثشج أخ أحس اراج حشلاخ. فارحذىسشاخ ذشمماخ ف اصخش ذعط صخش اخضا اط خد

الدلاليةالكلمات

دىاىح.، الاخرثاساخ اصخشج اخضا، اذاغشافححاس اطشفح، اسسح اطثمح،

Abstract

The field of Hassi Messaoud is one of the most important hydrocarbones in Algeria. It presents a structure an

anticlinal dome; largely inherited from the hercynian orogenic phase whose paroxysm occured at the end of the

paleozoic. The field of Hassi Tarfa is situated south the field of Hassi Messaoud on the trend border El Gassi- El

Agreb-Hassi Messaoud. The stratigraphic series of Hassi Tarfa is essentially composed of mesozoic deposit with

3118 m thick ; unconformably resting on the paleozoic which is 407 m thick. Finally, a low detrital spread of

tertiary age of 300 m rests in discountinuity on the mesozoic.

Geophysical data processing and the study of sections of diagraphy by the three methods electric, radioactive

and sonic ; we made to identify the different lithological formations which constitute the reservoir rock ;

essentially represented by : silico-quartzitic sandstones, passed clay and quartzite. Given the complexity of Hassi

Tarfa reservoir rocks and the primordial role played by mechanical characterization, geomechanical tests; (scratch

test; triaxial test and compression test, were performed in order to understand the mechanical behaviour of the

rock under different contraints.

The results of measurements of the mechanical strength obtained show that the formation of the reservoir rock

has very high compressive strengths > 300 Mpa for quartzic sandstones, which are hard and competent rocks,

hence we found weaker resistances < 10 Mpa, related to the passed clay and the presence of fractures and cracks

in the rock, which gives the reservoir rock a high permeability for a better hydrocarbon production.

Keywords : Hassi Tarfa, stratigraphic series, reservoir rock, diagraphy, geomechanical tests.

V

Sommaire

Remerciements …………………………………………………………………………… I

Dédicace …………………………………………………………………………………. II

Résumé…………………………………………………………………………………….. IV

Sommaire………………………………………………………………………………… V

Abréviations ……………………………………………………………………………… IX

Liste des figures…………………………………………………………………………… X

Liste des tableaux………………………………………………………………………… XI

Introduction générale…………………………………………………………………….. 1

Chapitre I : Présentation de la région d’étude "Hassi Messaoud"

I.1. Introduction…………………………………………..………………………………. 2

I.2. Situation géographiquedu champ de Hassi Messaoud………………………………... 2

I.3.Cadre géologique du champ de Hassi Messaoud……………………………………… 2

I.4.Aspect structural…………………………………………………………..…………… 3

I.5. stratigraphie ………………………………………………………………………….. 4

I.5.1 Socle…………………………………………………………………………... 5

I.5.2 Infracambrien…………………………………………………………………. 5

I.5.3 Paléozoïque…………………………………………………………………… 5

I.5.4 Mésozoïque…………………………………………………………………… 5

I.5.5 Cénozoïque…………………………………………………………………… 5

I.6. Stratigraphie du Cambrien …………………………………………………………… 5

I.6.1. Lithozone R3…………………………………………………………………. 5

I.6.2. Lithozone R2…………………………………………………………………. 5

I.6.3. Lithozone Ra…………………………………………………………………. 5

I.6.4. Lithozone Ri………………………………………………………………….. 5

I.7. Système pétrolier……………………………………………………………………... 7

VI

I.7.1. Roche mère………………………………...………………………………… 7

I.7.2. Roches couvertures…………………………………………………………... 7

I.7.3. Pièges…………………...………………………………………………... 7

I.7.4. Migration des hydrocarbures………………………………………………… 7

I.7.5. Limites et subdivisions du réservoir…………………………………………. 8

I.7.6. Découpage en drain du réservoir Ra………………………………………… 8

I.8. Compartimentage du champ de Hassi-Messaoud………………………………......... 9

I.9. Propriétés pétrophysiques des réservoirs du champ de Hassi-Messaoud…….….…… 10

I.10. Conclusion………………………………………………………………………….. 11

Chapitre II : Présentation du périmètre d’étude "Hassi Tarfa"

II.1. Situation géographique du champ de Hassi Terfa ………………………………….. 12

II.2. Cadre géologiquedu champ de Hassi Terfa……………….....……………………. 12

II.3. Historique de l’exploration……………….……………..…………………….......... 13

II.4. Structure dans le Cadre local………….……………………………………….......... 14

II.5. Stratigraphique du champ………………………………………………………… 14

II.5.1. Paléozoïque…………………………………………………………..……… 14

II.5.2. Mésozoïque.…………………………………………………………………. 14

II.5.3. Cénozoïque……………………………………………….…………….…… 15

II.6. Aspect géodynamique et structural………………………………..………………… 15

II.6.1. Évolution tectonique et les différentes phases connues….………………….. 16

II.6.1.1. Déformations anté-paléozoïques……………………………………. 16

II.6.1.2. Déformations paléozoïques…………………..………...…………… 16

II.6.1.3. Déformations du Mésozoïque………………………...………… 17

II.7. Description lithologique du champ de Hassi Tarfa……..……………………….…... 18

II.7.1. Paléozoïque………………………………………………………………….. 18

II.7.1.1.Cambrien………………………………...…………………………... 18

VII

II.7.1.2. Ordovicien…………………………………………………………... 18

II.7.2. Mésozoïque………………………………………………………………….. 19

II.7.2.1. Trias…………………………………………………………………. 19

II.7.2.2. Jurassique……………………..………………………………...…... 19

II.7.2.3. Crétacé……………………..…………………………………...…… 20

II.7.3. Cénozoïque……………………..…………………………………………… 21

II.7.3.1. Éocène……………..………………………………………..………. 21

II.7.3.2. Mio-Pliocène……..……………………………………….………… 21

II.8. Conclusion……………….………………………………………………...………... 23

Chapitre III : Étude géophysique

III.1. Introduction…………….………………………………………………………..…. 24

III.2. Diagraphie…………..…………………..……………………………………….. 25

III.2.1. Classification….……………………………………………………………. 25

III.2.1.1. Diagraphies instantanées…………………………………………… 25

III.2.1.2. Diagraphies différées…………………………………..…………... 26

III.2.2. Diagraphie Radioactive……………………….……………………………. 28

III.3. Diagraphies gamma Ray…………………………………………….……………… 28

III.3.1. Principe……..………………...………………....…….……………………. 28

III.3.2.Outils……………………………………………………...……………….. 28

III.4. Diagraphie électrique……………………………………………………...………... 29

III.4.1. Principe des mesures ……………………...………..……………………… 30

III.4.2. Organisation et déroulement d’une campagne….…………..……………… 30

III.4.3. Outils……………………………………….…………...……………… 31

III.4.3.1. Latérologs…………….……………………..……………..…... 31

III.4.3.2. Inductologs………………………………..…………………… 31

III.4.4. Applications………………………………………..………………………. 31

III.5. Diagraphie Sonique……………………………….…………………………..… 31

VIII

III.5.1. Principe………...………………………….……………………………….. 32

III.5.2. Applications des diagraphies Sonique…………...…………………………. 32

III.6. Interprétation des résultats………………………………………………………….. 33

III.7. Conclusion…………………………….………….………………………………… 37

Chapitre IV : Étude des caractéristiques géomécaniques

IV.1. Introduction………………………………………………………………………… 38

IV.2. Domaine d’application……………………………………………………………... 38

IV.3. Localisation géographique des puits étudiés……………………………………….. 39

IV.4.Prélèvement et préparation des échantillons……………………………………….. 39

IV.5.Réalisation des essais………………………………………………………………. 41

IV.5.1. Scratch test………………………………………………………………… 41

IV.5.1.1. Principe de mesure…………………………………………………. 41

IV.5.1.2. Description de l’équipement……………………………………….. 42

IV.5.1.3. Résultats et discussion…………………………………………..…. 43

IV.5.2. Essai de compression simple (UCS)……………………………………….. 45

IV.5.2.1. Préparation et mise en place de l’échantillon………...……………. 46

IV.5.2.2. Procédure de l’essai……………….………………………….......... 47

IV.5.2.3. Résultats et discussion……………………………………………... 51

IV.5.3. Essai triaxial………….…………………………………………………….. 53

IV.5.3.1. Préparation et mise en place de l’échantillon………..……………. 53

IV.5.3.2. Procédure de l’essai………………………………………………... 53

IV.5.3.3. Résultats et discussion……………..…………………………....... 55

IV.6. Conclusion………………………………………………………………………….. 57

Conclusion générale……………………………………………………………………… 58

Références bibliographiques

IX

Abréviations

HTF : Hassi Tarfa

HMD : Hassi Messaoud

R : Réservoir.

Ri : Réservoir isométrique.

Ra : Réservoir anisométrique.

GR : Gamma ray

NGS : Naturel Gamma Spectrométrie

UCS : Unconfined Compression Strength

C : La cohésion

: L’angle de frottement interne

rup : la contrainte de rupture

Es : module de Young

Rc : La résistance à la compression

LVDT: Linear Variable Differential Transformer

s : coefficient de Poisson statique

X

Liste des figures

Figure 1 : Situation du champ de Hassi Messaoud…………………………………………… 3

Figure 2 : Contexte géologique de gisement de Hassi-Messaoud…………………………….. 3

Figure 3 : Image sismique de la profondeur de la discordance hercynienne ………………… 4

Figure 4 : Colonne lithostratigraphique du champ de Hassi Messaoud à partir de carottage ... 6

Figure 5 : Coupe transversale schématique du champ d’huile de Hassi Messaoud…………... 8

Figure 6 : Subdivisions du gisement de Hassi-Messaoud…………………………………….. 10

Figure 7 : Propriétés pétrophysiques des différents drains du réservoir de Hassi-Messaoud… 10

Figure 8 : Situation du champ de Hassi Tarfa............................................................................ 12

Figure 9 : Principaux éléments structuraux Algériens………………………………………... 13

Figure 10 : Profil géologique Ouest- Est du champ de Hassi Messaoud…………...……..… 15

Figure 11 : Colonne lithologique de la région Hassi Tarfa…………………………………… 22

Figure 12 : Trois diagraphies différentes dans un même forage recoupant un recouvrement

sédimentaire sur un substratum cristallin………………………………………………………

26

Figure 13 : Schéma général d’un matériel de diagraphie…………………………...………… 27

Figure 14 : Schéma du comportement de l’outil GR en face d’un réservoir………………..... 29

Figure 15 : Schéma de principe d’une sonde de résistivité normale…………………..……… 30

Figure 16 : Principe de fonctionnement de la sonde sonique………………..………………... 32

Figure 17 : Enregistrement de la diagraphie de puits HTF10…….…………………………... 34

Figure 18 : Enregistrement de la diagraphie de puits HTF19……….………………………... 36

Figure 19 : Domaines d’utilisation de la géomécanique………………………...…………..... 38

Figure 20 : Plan de positionnement des Puits étudiés HTF10 et HTF19………….………….. 39

Figure 21 : Exemple d’un Prélèvement des échantillons de carotte (Plugging)……...……..... 40

Figure 22 : Exemple d’un Échantillon cylindrique (Plug) de carbonate………………….…. 40

Figure 23 : Représentation schématique du principe de coupe…………….………………… 41

Figure 24 : Équipement de scratch…………………………………………….……………... 42

Figure 25 : Superposition du log UCS et la photo de carotte………………………………… 43

Figure 26 : Variation de la résistance de la roche en fonction de la profondeur puit HTF10… 43

Figure 27 : Variation de la résistance de la roche en fonction de la profondeur puit HTF19… 44

Figure 28 : Jauges extensométriques…………………………………………………...……... 46

XI

Figure 29 : Système "LVDT"…………………………………………………………………. 46

Figure 30 : Préparation des échantillons pour les essais uniaxiaux et triaxiaux……………… 47

Figure 31 : Le banc triaxial…………………………………………………………………… 48

Figure 32 : Montage de l’échantillon dans la cellule………………………………………..... 48

Figure 33 : Interface de l’onglet "Paramètres" du logiciel SETTAR…………………………. 49

Figure 34 : Interface de l’onglet "Contrôle" du logiciel SETTAR…………………………… 49

Figure 35 : Interface de l’onglet "Graphique" du logiciel SETTAR……………………...…... 50

Figure 36 : Interface de l’onglet "Synoptique" du logiciel SETTAR……………………........ 50

Figure 37 : Exemple d’un échantillon en compression simple……………………………….. 51

Figure 38 : Variation de la résistance à la compression (USC) et du module de Young (Es)

en fonction de la profondeur puit HTF19………………………………………………………

51

Figure 39 : Variation de la résistance à la compression (USC) et du module de Young (Es)

en fonction de la profondeur puit HTF10………………………………………………………

52

Figure 40 : Réglage des consignes de la pompe (P2) dans l’onglet "Contrôle" du logiciel

SETTAR……………………………………………………………………………………......

54

Figure 41 : Exemple d’un clivage de la rupture d’un échantillon en essai triaxial…………… 54

Figure 42 : Variation de la contrainte de rupture (rup) et du module de Young (E) en

fonction de la profondeur puit HTF10…………………………………………………………

55

Figure 43 : Variation de la contrainte de rupture (rup) et du module de Young (E) en

fonction de la profondeur puit HTF19…………………………………………………………

56

Liste des tableaux

Tableau 1 : les phases tectoniques majeures avec leur orientation…...…………………......... 17

Tableau 2 : les caractéristiques techniques de l’équipement scratch test….…………………. 42

Introduction générale

Page 1

Introduction générale

L’étude détaillée des roches appartenant à un système pétrolier, les conditions de leur mise

en place, leurs milieux de dépôt, la mise en évidence des structures géologiques favorables

dans le bassin en question et leurs caractéristiques géomécaniques est une tache capitale et

indispensable dans l’industrie pétrolière avant l’entame de tout projet pétrolier qu’il soit

d’exploration ou d’exploitation.

Une grande variété de roches entrants dans le système pétrolier est concernée par cette

étude en particulier la roche réservoir productrice dont les conditions géologiques, sa mise en

place sont propices, ayant les caractéristiques pétrographiques et géomécaniques requises

ainsi renfermant la quantité désirée en fluide hydrocarbure qui sera mise en production

prochainement dans les projets de développement.

La roche réservoir du champ de Hassi Tarfa qui est l’objet de notre étude, situé à la

périphérie de Hassi Messaoud a été récemment mis en production, représentée comme type de

roche fréquemment considéré en Algérie comme objectif pétrolier dans plusieurs puits de

forage réalisés en phase d’exploration ou exploitation. Géologiquement il s’agit de roches

sédimentaires très compactes avec porosité faible qui ont un potentiel pétrolier très important

et économiquement rentable.

Cette roche réservoir au cours du forage ou lors de sa mise en production sera soumise aux

différentes sollicitations mécaniques, ce qui nécessite une étude complémentaire du

comportement mécanique de la roche pour une meilleure compréhension de l’évolution du

champ des contraintes au sein du réservoir et des couches couvertures. Cela se fait à partir

d’essais de mesure de la résistance mécanique au laboratoire, indispensable dans les

simulations et les modélisations géomécaniques à fin de prévoir le comportement mécanique

de la roche en question surtout le changement de son état au cours de son exploitation.

Pour mener à bien notre travail, nous avons subdivisé notre manuscrit en quatre chapitres

présentés comme suit :

Le premier chapitre introductif, généralité sur la région d’étude (Hassi messaoud) avec

présentation des cartes et de colonne stratigraphiques.

Le 2ème

chapitre qui présente le périmètre d’étude à savoir le site de Hassi Tarfa avec

présentation des cartes et de colonne stratigraphique.

Le 3ème

chapitre traite de l’étude géophysique faite par Diagraphie (radioactive et

électrique) qui permettant de mettre en évidence les différentes couches géologiques

de la roche réservoir, leurs épaisseurs et leurs caractéristiques physiques.

Un 4ème

et dernier chapitre qui présente et décrit les différents essais géomécaniques

(scratch test, essai triaxial et essai de compression simple) réalisés sur la roche

réservoir de Hassi Tarfa avec interprétation des résultats. Cela permettra de bien

comprendre le comportement mécanique de cette roche aux différentes sollicitations

pendant le forage d’exploration et au cours de sa mise en production.

Notre travail se termine par une conclusion générale avec proposition de recommandations.

Chapitre I :

Présentation de la région

d’étude " Hassi Messaoud "

Chapitre I Présentation de la région d’étude"Hassi Messaoud"

Page 2

I.1. Introduction

Le Sahara Algérien est l’une des régions parmi les plus riches du continent africain en

pétrole et en gaz. C’est en 1914 qu’a été faite la toute première découverte d’un gisement de

pétrole dans l’Atlas saharien.

Depuis cette date, plusieurs gisements d’hydrocarbures ont été découverts. Ces derniers

sont localisés dans les roches sédimentaires des formations allant du cambrien au jurassique.

Dans la dynamique de la tectonique des plaques, l’Algérie est subdivisée en deux unités :

Au Nord : l’Algérie alpine marqué par des chaînes de montagne d’âge secondaire et

tertiaire, dont l’origine est liée à l’orogenèse alpine.

Au Sud : la plate-forme saharienne est limitée au Nord par la chaine Atlasique et au

Sud par les boucliers Reguibat, Touareg et le massif du Hoggar.

Cette plate-forme est marquée par un socle précambrien sur lequel repose d’épaisses séries

sédimentaires structurées en des bassins au paléozoïque. On peut citer le môle Amguid-

Messaoud le bassin d’Illizi, de Berkine, d’Oued Mya, de Bechar, de Timimoune, de et de

Tindouf.

I.2. Situation géographique du champ de Hassi Messaoud

La région de Hassi Messaoud est localisée dans la partie centrale du Sahara algérien, situé

à 650km Sud/Sud-Est d’Alger à 350 km de la frontière tunisienne. Entre les parallèles 31°30’

et 32°00’ et les méridien 5°40’ et 6°20’ (Fig.1).

Sa localisation en coordonnées Lambert est la suivante :

X= 790,000 – 840,000 Est. Y= 110,000 – 150,000 Nord.

Connue pour ses puits productifs d’huile principalement dans les réservoirs cambriens.

I.3. Cadre géologique du champ de Hassi Messaoud

Le champ de Hassi Messaoud occupe la partie centrale de la province triasique. De par sa

superficie et ces réserves, il est le plus grand gisement de pétrole d’Algérie et, s’étend sur près

de 2200 Km2 de superficie.

Il est limité (Fig.2) :

Au NW par les gisements d’Ouargla (Gellala, Ben Kahla et HoudBerkaoui)

Au SW par les gisements d’El-Gassi, Zotti et El Agreb.

Au SE par les gisements Rhoude El Baguel et Mesdar.

A l’West par la dépression d’Oude M’ ya.

Au Sud par le môle d’Amguid El Biod.

Au Nord par la structure Djammaa-Touggourt.

A l’Est par les hauts fonds de Dahar, Rhoude El Baguel et la dépression de Ghadames.


Page 3

Fig.1 : Situation du champ de Hassi Messaoud (Sonatrach, Schlumberger, 2007).

Fig.2 : Contexte géologique de gisement de Hassi-Messaoud (Document Sonatrach, 2003).

I.4. Aspect structural

Le gisement de Hassi Messaoud présente une structure en dôme anticlinal (Fig.3),

largement héritée de la phase orogénique hercynienne dont le paroxysme s’est produit à la fin

du Paléozoïque.


Page 4

L’épisode d’érosion, à la fin de la phase tectonique hercynienne, est à l’origine de la

disparition progressive des unités supérieures des réservoirs, du centre vers la périphérie du

gisement et du creusement de vallées profondes et étroites en faveur des failles majeures. Les

vallées les plus profondément érodées sont remplies par des roches volcaniques. Le pendage

structural, de l’ordre de 4°, atteint localement 10°.

Le gisement est intensément compartimenté par des réseaux de failles régionales de

direction principale nord est sud-ouest à nord nord-est – sud sud-ouest, et par des réseaux

complexes de petite échelle, perpendiculaires et parallèles au réseau principal. Les réseaux de

fissures associés aux failles participent à la production en augmentant la perméabilité

lorsqu’ils sont ouverts et connectés. Les roches volcaniques remontées à la faveur des failles

sont présentes à différents niveaux des réservoirs, principalement dans la partie sud du

gisement.

Le caractère de compartimentage du gisement de Hassi Messaoud a été mis en évidence

dans les années 1960 après sa mise en production, à partir des différences de pression de

gisement observées entre puits proches, attribuées à la présence de failles plus ou moins

étanches à la circulation des fluides. Cela a conduit à la subdivision du gisement en unités

dynamiques appelées « zones de production », avec des puits dont les pressions sont

similaires, séparées par des zones de failles majeures appelées « inter-zones ». Les « hors-

zones » correspondent à des secteurs de passage de failles situés sur les flancs du gisement.

(BERDJA H. et KECHAM S. 2017)

Fig.3 : Image sismique de la profondeur de la discordance hercynienne.

(Sonatrach, Schlumberger, 2007).

I.5. Stratigraphie

Sur la dorsale de Hassi Messaoud une bonne partie de la série stratigraphique est absente.

Ce sont des dépôts du paléozoïque reposant sur un socle granitique, qui ont été érodés au

centre de la structure au cours de la phase hercynienne. De ce fait, les dépôts mésozoïques


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reposent en discordance sur le Cambro-Ordovicien. En allant vers la périphérie du champ, la

série devient plus complète (Fig.4). (BERDJA H. et KECHAM S. 2017)

De la base au sommet on distingue :

I.5.1 Socle : Rencontré aux environs de 4000 mètres de profondeur, il est formé

essentiellement de granite porphyroïde rose.

I.5.2 Infracambrien : 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 grés argileux rouges.

I.5.3 Paléozoïque : Sur le socle, les formations paléozoïques reposent en discordance, c’est la

discordance panafricaine.

I.5.4 Mésozoïque : il est subdivisé comme suit :

Le trias.

Le jurassique.

Le crétacé.

I.5.5 Cénozoïque : Son épaisseur moyenne est de 360 mètres. Il est constitué de calcaire

dolomitique à l’Éocène et d’un recouvrement de type sableux au Mio-Pliocène.

I.6. Stratigraphie du Cambrien

Essentiellement constitué de grés hétérogènes, fins à très grossiers entrecoupés de passées

de silstones argileux, micacés.

On y distingue quatre (04) lithozones Ra, Ri, R2 et R3. D’après (BECIP F. 1995)

I.6.1. Lithozone R3 : Son épaisseur moyenne est de 370 m. Il se compose de grés

feldspathiques et micacés à grains moyens à très grossiers conglomératiques à la base, à

ciment argileux abondant, admettant des passées de grés ferrugineux et d’argile silteuse.

I.6.2.Lithozone R2 : Son épaisseur moyenne est de 100m. Il se compose de grés moyens à

grossiers micacés, mal classés à ciment argileux assez abondant et admettant des

intercalations de silts. Les stratifications sont souvent obliques.

I.6.3.Lithozone Ra : Son épaisseur moyenne est de 125m. Il se compose de grés à grés

quartzites anisométriques moyens à grossiers, à ciment argileux et siliceux, admettant de

nombreuses passées de siltstones 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.

I.6.4.Lithozone Ri : Son épaisseur moyenne est de 42m. Il se compose de grés quartzitiques,

isométriques fins, bien classés, glauconieux à ciment argileux et siliceux, avec une présence

abondante de tigillites.


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Fig.4 : Colonne lithostratigraphique du champ de Hassi Messaoud a partir de carottage.

(Sonatrach 2005)

Légende : R - Roches réservoirs du champ de Hassi Messaoud

R


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I.7. Système pétrolier

On appelle « système pétrolier » l’ensemble formé d’une roche mère qui génère les

hydrocarbures, d’une roche réservoir (poreuse et perméable) qui les accueille au cours de la

migration et d’une roche couverture (imperméable) qui donnera son étanchéité au piège.

L’existence des hydrocarbures au sein du piège nécessite la présence de tous les éléments cités,

ainsi que le bon timing. Toutes ces conditions réunis permettent la conservation et la récupération

maximale de cette substance énergétique. (BERDJA H. et KECHAM S. 2017).

I.7.1. Roche mère

Silurien : Les argiles du silurien constituent la roche mère, source génératrice des

hydrocarbures à l’échelle de toute la plateforme 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. (BECIP F. 2010)

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 dis-migration 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 SW (bassin de Moydir) et à l’Est (bassin de

Ghadamès) (BERDJA H. et KECHAM S. 2017).

I.7.2. 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 triasiques ou jurassiques.

(BECIP F. 2010)

I.7.3. Pièges

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 (A.

PERRODON, 1985). Il existe trois types de pièges :

• 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, les

biseaux etc.…

• Pièges mixtes : Ils sont à la fois structuraux et stratigraphiques, comme par exemple la

structure de HMD (anticlinal tronqué par la discordance hercynienne). Au niveau du bassin de

oued Mya et le NE de Hassi Messaoud les pièges reconnus jusqu’à présent sont de type

stratigraphique et structural (mixtes).

I.7.4. Migration des hydrocarbures

Les accumulations d’hydrocarbures du gisement de Hassi Messaoud et de tout gisement

avoisinant proviennent probablement des deux bassins, Ghadamès et Illizi à l’Est et Oued


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Mya à l’West. La migration primaire et l’alimentation de ces gisements se sont effectuées au

sein du Silurien, en suite à travers les niveaux gréseuse triasique au contact de discordance

Hercynienne (migration secondaire). Les réservoirs Cambro-Ordoviciens affleurant à

ladiscordance hercynienne sont alimentés à partir des grés triasiques et la surface d’érosion

qui sont en (up dip) au Nord et NW par rapport au chemin de migration. BECIP F. (2010)

I.7.5. Limites et subdivisions du réservoir

Les grès de Hassi-Messaoud ont été subdivisés au début de la reconnaissance du gisement

en quatre termes (Fig.5) :

Zone Ri : Grès fin isométrique, zone habituellement très compacte (13% des réserves).

Zone Ra : Grès anisométrique, réservoir principal de Hassi Messaoud. (68% des

réserves).

Zone R2 : Grès grossier plus argileux, ne présentant que rarement des qualités réservoirs,

dans sa partie supérieure (19% des réserves).

Zone R3 : Zone très grossière à micro-conglomératique très argileux, sans aucun intérêt

pétrolier. MASSA D., RUHLAND M. et THOUVENIN J. (1972).

Fig.5 : Coupe transversale schématique du champ d’huile de Hassi Messaoud.


I.7.6. Découpage en drain du réservoir Ra

Les réservoirs du champ de Hassi Messaoud sont constitués de plusieurs drains.

Ces derniers sont considérés comme étant des conduites naturelles dont les caractéristiques

pétrophysiques sont relativement constantes. La notion de drain a pris naissance à raison

d’une correspondance sédimentologique et diagraphique et à la qualité du réservoir.


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Le terme de drain, qualifiant des zones ou unités faiblement cimentées à caractéristiques

relativement constant sur l’étendue du champ, coïncident bien avec les trois zones

préférentielles du réservoir. (BERDJA H. et KECHAM S. 2017)

La base du Rase subdivise en cinq drains :

D1 : il est caractérisé par des grès grossiers à stratification oblique arquée. Sa base est

souvent micro-conglomératique, avec absence de tagillite.

ID : c’est un niveau plus mince ou s’intercalent des niveaux silteux avec la présence

locale de tagillite, il marque le passage de grès grossiers entre les drains D1 et D2.

D2 : il est caractérisé par des grès grossiers bien ordonnés. La stratification oblique à

tabulaire.

D3 : dans ce drain se développe une granulométrie plus fine. On remarque la présence de

grès fin à passage silteux.

D4 : ce sont des grès à stratification oblique. L’importante variation d’épaisseur totale de

ce drain peut laisser supposer l’existence de variation de faciès non négligeable.

I.8. Compartimentage du champ de Hassi-Messaoud

Le caractère de compartimentage du Hassi-Messaoud a été mis en évidence dans les

années 1960 après sa mise en production, à partir des différences de pression de gisement

observées entre des puits proches, attribuées à la présence des failles.

Cela a conduit à la subdivision du gisement en unités dynamiques appelées zone de

production, avec des puits dont les pressions sont similaires, séparées par des zones de failles

majeures appelées (inter-zones). Les (hors-zone) correspondant à des secteurs de passage de

failles situés sur les flancs du gisement (Fig.6.).


Page 10

Fig.6 : Subdivisions du gisement de Hassi-Messaoud.


I.9. Propriétés pétrophysiques des réservoirs du champ de Hassi-Messaoud

Les valeurs de perméabilité matricielle varient de 0,1 à plus de 100 mD. Les porosités sont

comprises entre 4 et 12 %. Leur distribution se caractérise par une hétérogénéité élevée (Fig.7).

Fig.7 : Propriétés pétrophysiques des différents drains du réservoir de Hassi- Messaoud.

Les grès de Hassi Messaoud sont constitués essentiellement de grès anisométriques, seule

la zone Ra


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d’une centaine de mètres présente les meilleures caractéristiques pétro physiques.

Elle est la plus productive du réservoir Cambrien situé environ entre 3300m et 3500m de

profondeur. Les caractéristiques de la roche réservoir varient largement selon leur

classement, leur degré de quartzification et leur teneur en argile.

L’huile est légère, et présente une densité moyenne en surface de 0.8 permettant ainsi

d’augmenter le taux de récupération par réinsertion de gaz, la pression de gisement est

variable de 400 à 120kg/cm², la température est de l’ordre de 118ºC, les puits présentent

des G.O.R d’une moyenne de 219 m3/m

3. (BERDJA H. et KECHAM S. 2017)

I.10. Conclusion

Finalement, le réservoir cambrien de Hassi Messaoud correspond à un cycle de dépôt

détritique qui se traduit par une évolution allant des niveaux de grés grossiers à microconglo

mératiques à la base du Lithozone Ra(anisométrique)jusqu’aux grés quartzites, fins à très fins

au sommet du Lithozone Ri(isométrique).

On distingue trois (3) environnements sédimentaires :

• A la base du Lithozone Ra, le régime fluviatile est dominant,

• Une zone de transition qui s’établit entre le Lithozone Ra supérieur et le LithozoneRi inférie

ur matérialisant le passage du régime fluviatile à un régime marin depuis le Lithozone Ri infér

ieur. Le pic γ0 marque le début de la transgression.

• A partir du Lithozone Ri inférieur, le régime marin s’installe avec de très faibles influences f

luviatiles.

C’est un réservoir qui se singularise par son hétérogénéité rendant la compréhension de la

répartition des caractéristiques pétrophysiques et, par conséquent, leur prévision extrêmement

difficile. Celles-ci ont été considérablement modifiées suite à leur profond enfouissement. Le

stade ultime de la compaction ainsi provoquée est illustré par l’engrenage des grains et la for

mation de stylolites.

Chapitre II :

Présentation du périmètre

d’étude "Hassi Tarfa"

Chapitre II Présentation du périmètre d’étude Hassi Tarfa

Page 12

II.1.Situation géographique du champ de Hassi Tarfa

Le champ de Hassi Tarfa est un champ périphérique de Hassi Messaoud. Il correspond à

une structure satellite qui s’étend vers le sud, se trouvant dans le bloc n° 427 et occupant

globalement la partie de transition du permis de Hassi-Dzabat et le champ de Hassi

Messaoud.

Il est limité par :

Les parallèles 31° et 32° Nord.

Les méridiens 6° et 7° Est.

II.2. Cadre géologique du champ de Hassi Tarfa

La structure de Hassi Tarfa est située dans la province triasique, au sud du gisement de

Hassi Messaoud sur la bordure de trend El Gassi- El Agreb-Hassi Messaoud. Fig.8 et Fig.9.

Le champ de Hassi Terfa est limité par:

Le champ de Hassi Messaoud vers le Nord et le Nord-Est.

Structure anticlinale de Hassi D’zabat, vers l’Ouest.

A l’Est est situé le champ de Mesdar.

Au Sud on a le champ d’El Gassi

Fig.8 : Situation du champ de Hassi Tarfa (SONATRACH, 2005)

Hassi Tarfa


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Fig.9 : Principaux éléments structuraux Algériens (SONATRACH, 2005)

II.3. Historique de l’exploration

Hassi Tarfa c’est une structure récemment découverte. Elle est en phase d’exploitation

avec quelques puits de production. Le premier puits (HTF-1) a été foré en septembre 1999,

situé entre les gisements de Hassi Messaoud, El AgrebZotti et, El Gassi qui sont productifs

d’huile dans le Cambrien.

L’objectif primaire de ce puits était l’évaluation du Cambrien (Ri et Ra). Les Quartzites de

Hamra constituaient un objectif secondaire. Le forage des réservoirs Ri et Ra se sont avérés

aquifères, par contre les Quartzites de Hamra se sont avérés à huile.

Les puits HTF18 est foré en mai 2014-et HTF- 19 en septembre 2014 dans le but de la

délinéation de la structure. Ces puits avaient pour but l’évaluation des Quartzites de Hamra

productifs.

En Novembre 2014 le puits HTF-20 a été foré. Ses objectifs étaient les suivants :

évaluer les Quartzites de Hamra.

tester leur potentialité dans les limites de la fermeture structurale.

délimiter l’extension du réservoir ordovicien dans cette structure.

confirmer le volume des réserves prouvées sur le compartiment Est de la structure.

Hassi Tarfa


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II.4. Structure dans le Cadre local

La structure de Hassi Tarfa appartient au prolongement septentrional de l’axe d’El Agreb-

Hassi Messaoud, dans lequel s’insèrent des différents plis anticlinaux d’orientation NE-SW,

recoupés parfois par des failles subméridiennes, de moindre ampleur.

L’image structurale actuelle est le résultat d’une tectonique polyphasée, ayant affecté la

région depuis l’orogenèse panafricaine ; la phase hercynienne est la plus importante le long du

trend ElAgreb-Hassi Messaoud et ses structures associées.

L’individualisation des structures s’est effectuée durant le Paléozoïque. Les mouvements

tectoniques d’âge Jurassique voire même Actuel, ont également un impact non négligeable

sur le schéma structural final où on peut distinguer localement des horsts et des mini grabens.

Le gisement de Hassi Tarfa a une forme anticlinale allongée, orientée NE-SW, avec

fermeture contre faille à l’ouest. Elle est bordée par des failles majeures et secondaires de

même direction.

II.5. Stratigraphique du champ

La série stratigraphique de la région de Hassi Tarfa est essentiellement composée des dépôts

Mésozoïques avec 3118 m d’épaisseur, reposant en discordance sur le Paléozoïque qui à 407

m d’épaisseur.

Enfin, un faible épandage détritique d’âge tertiaire de 300 m repose en discontinuité sur le

Mésozoïque. (SAIAD M. et DERBAL O. 2016).

II.5.1.Paléozoïque

La tranche détritique reconnue par les sondages est constituée par les formations cambro-

ordoviciennes. Elles sont prédominées par de grands épandages régionaux de roches

détritiques grossières ayant progradé à partir du sud vers le nord en discordance sur un socle

hétérogène affecté par la phase panafricaine.

Ces formations sont surmontées par d’épaisses séries d’argile et grés issues des grandes

périodes de transgression-régression marine à partir du nord.

Le Cambro-ordovicien connaît sporadiquement des épisodes volcaniques sans grande

extension latérale.

L’Ordovicien supérieur, marqué une période de glaciation, est précédé par la phase

tectonique compressive qui a favorisé une importante érosion des termes ordoviciens de base

et parfois cambriens.

Durant le Silurien, une transgression majeure globale à partir du nord s’est caractérisée par

les dépôts des argiles noires organiques à graptolites dans un milieu très peu oxygéné.

(SAIAD M. et DERBAL O. 2016).

II.5.2.Mésozoïque

Les roches détritiques argilo gréseuses datés du Trias supérieur débutent la séquence

sédimentaire mésozoïque en discordance angulaire sur le terme paléozoïque. Sur l’ensemble

de la partie Nord ces dépôts correspondent à une période de lente régression marine à partir de


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l’Est. Tout ce territoire est marqué par une influence continentale avec installation d’un

régime fluviatile. À la suite de cette période de dépôts détritiques une autre période de dépôts

évaporitiques de Trias terminal est relayée au Lias. Une phase de rifting est accompagnée par

des épanchements volcaniques pendant le Trias au SAHARA.

Les dépôts évaporitiques sont représentés par des intervalles dolomitiques, calcaire

oolitiques ou marno-carbonatés.

Le Crétacé inférieur est surtout caractérisé par un large développement des dépôts gréseux

qui sont la conséquence d’une régression vers le Nord entrecoupée par un intermède aptien

carbonaté transgressif.

Le Cénomano-Turonien se caractérisé par une reprise du cycle transgressif, il débute par

une phase de sédimentation à influence lagunaire évoluant latéralement et verticalement à un

faciès marin. (SAIAD M. et DERBAL O. 2016).

II.5.3.Cénozoïque

Durant le Tertiaire les dépôts de type plateforme épicontinentale et lagunaire persisteront

durant le Paléocène et l’Eocène ; cette période est caractérisée par l’orogenèse alpine et ses

phases compressives. (SAIAD M. et DERBAL O. 2016).

II.6.Aspect géodynamique et structural

Le profil ci-dessous représente les réservoirs de Hassi Messaoud, notamment le cambrien

Ri , Ra cependant, ces réservoirs ont atteint l’aquifère. Les quartzites de Hamra se trouvant

dans l’ordovicien sont par conséquent le réservoir principal de Hassi Tarfa.

Fig.10 : Profil géologique Ouest-Est du champ de Hassi Messaoud.

(SONATRACH 2005).


Page 16

II.6.1.Évolution tectonique et les différentes phases connues

Dans le log Lithologique figure 11

II.6.1.1.Déformations anté-paléozoïques

Phase panafricaine

Elle est interprétée par J.K. L. BERTRAND et R. CABY comme le résultat de la collision

continentale entre deux cratons :

Le craton Ouest africain rigide.

Le craton Est africain plus plastique.

Ce régime de contrainte persistant jusqu’au Cambrien a engendré un réseau de failles

d’orientation Nord–Sud et Nord Est-Sud-Ouest qui jouera ultérieurement un rôle important

sur la structuration de la plateforme saharienne.

Le bouclier touareg s’est initié durant cette période.

II.6.1.2. Déformations paléozoïques

La phase tectonique

Cette phase correspond à un mouvement compressif d’orientation ouest, entraînant un

soulèvement régional.

Les boucliers reguibat et touareg ont subi une érosion.

Parallèlement un changement climatique important a mis en phase une calotte glaciaire

située dans le Sahara central. Sa fusion a été à l’origine d’une transgression généralisée sur

tout le Sahara

Un mouvement de distension succède cette phase compressive au cours du Silurien.

La phase du Dévonien inférieur

Les variations d’épaisseur le long des accidents, ainsi que les coulées volcaniques

indiquent une période de distension qui avait eu lieu au cours du Sieginien-Gédinien.

La phase hercynienne

C’est la phase principale qui a engendré des trends, orientés nord est – sud-ouest dans la

dépression d’oued Mya.

Au Dévonien moyen et supérieur

Un mouvement de serrage a provoqué le soulèvement graduel de la zone de Hassi

Messaoud déplacé le centre de la dépression d’oued Mya vers l’Ouest ou les dépôts du

Dévonien se développent à l’Est de la voûte d’Allal.

Durant le Carbonifère moyen et le Permien Tardif

Un mouvement de serrage s’est produit de nouveau accélérant le soulèvement du bassin

d’oued Mya qui est devenue un haut plateau émergé. Ceci n’a pas permis le dépôt du

Carbonifère à cet endroit.


Page 17

À la fin de l’orogenèse hercynienne, l’érosion des reliefs était intense parfois elle a atteint le

socle ; cependant dans la région d’étude le Silurien est la formation paléozoïque la plus jeune.

II.6.1.3.Déformations du Mésozoïque

La phase rifting triasique

Au Trias supérieur il y a un début de phase de rifting accompagné de vastes épanchements

de roches volcaniques.

La subsidence était forte à l’Héttangien. Il se dessine un sillon orienté Nord Est-Sud-Ouest

bordé de failles de même direction.

La phase autrichienne

Elle est caractérisée par une phase de raccourcissement Est-Ouest entraînant une

structuration importante le long des accidents subméridiens. Des anticlinaux d’axe Nord Sud

ont permis l’accumulation des hydrocarbures.

Cette phase est l’origine d’une inversion tectonique. À l’Albien une phase de relaxation a

eu lieu ; elle a persisté au moins jusqu’au Turonien accompagnée d’une transgression marine.

La phase pyrénéenne

À la fin de l’Eocène, on assiste à un soulèvement des zones structurales créant ainsi des

anticlinaux d’axe Nord Est-Sud-Ouest, qui se sont bien traduits à la fin de Miocène.

La phase Atlasique

Au Villafranchien un raccourcissement de direction Nord Sud affecte le Nord du bassin

d’Oued Mya entraînant ainsi un soulèvement de sa partie méridionale.

Tableau 1 : les phases tectoniques majeures avec leur orientation

(D’aprèsBoudjamaa, 1987).

Période d’activité maximale Tectonique Orientation

Pré-Cambrien Phase panafricaine Compression horizontale E-W

Cambro-Ordovicien Cycle d’érosion, distension Distension NW-SE

Silurien-Dévonien Phase calédonienne Compression E-W

Dévonien inférieur Variation des faciès Distension NW-SE

Viséen Phase hercynienne Compression NE

Permien Phase hercynienne Compression NW

Trias Phase de rifting Distension NW-SE

Aptien Autrichienne Compression EW, ENE- WSW

Eocène Pyrénéenne Compression NS et NWSE

Miocène Phase alpine Compression N-S

Post-Villafranchien Phase alpine Compression N-S


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II.7.Description lithologique du champ de Hassi Tarfa

II.7.1.Paléozoïque ep. (407) m

II.7.1.1. Cambrien ep. (170) m

On distingue de bas en haut :

Cambrien Ra ep. (76-92) m

Ce sont des grés blancs, moyens à grossiers, parfois très grossiers, silico-quartzitiques à

quartzitiques, compacts, durs, localement pyriteux, avec rares passées d’argile grise à gris

noir, silteuse, micacée et indurée.

Cambrien Ri ep. (13-49) m

Il est formé de grés blanc, fin à moyen, silico-quartzitzique à quartzitique, compact, avec

de fines passées d’argile grise à gris-noir, indurée, silteuse, micacée. Abondance de tigillites

et de fissures fermées, horizontales à subhorizontales.

Zone des alternances ep. (13-29) m

C’est une alternance d’argile gris noir à noire, silteuse, micacée, indurée et degrés gris-

blanc, fin à moyen, siliceux, moyennement consolidé passant parfois à des siltstones gris-

blanc.

II.7.1.2.Ordovicien ep. (218-237) m

- Argiles d’El Gassi ep. (84-100) m

Cette unité lithostratigraphique est constituée d’argile gris à gris foncé, induré, silteuse,

micacée, avec niveaux de grés gris- blanc, siliceux à silico quartzitique, rarement gris verdâtre

à gris sombre, fin à très fin, argileux, mal consolidé et glauconieux, présence de roche

éruptive, brun à brun rouge, parfois gris verdâtre, cristalline dur.

- Les grés d’El Atchane ep. (15-25) m

Ils sont composés de grés gris blanc et gris sombre, fin à moyen, silico-quartzitzique,

compact, bien consolidé, passant à des quartzites compacts, bien consolidés, glauconieux,

localement bitumineux, avec intercalation d’argile gris foncé, indurée, silteuse et légèrement

micacée.

- Les Quartzites de Hamra ep. (104-126) m

Les Quartzites de Hamra sont constituées de grés gris blanc à blanc, localement gris noir,

fin à moyen parfois grossier, silico-quartzitique compact, dur, passant par endroit à des

quartzites, localement bitumineux, glauconieux, avec passée d’argile gris foncé, indurée,

silteuse, micacée ; abondance de tigillites et fissures remplies de pyrite ; présence de fractures

remplies de roches détritiques. Passée d’argile, brun foncé et gris noir, parfois gris vert,

indurée, silteuse, micacée, inclusion de galets d’argile gris vert.


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- Les grés d’Ouargla ep. (23) m

Ils sont composés de grés blanc à blanc beige très fin à fin, parfois fin à moyen, silico-

quartzitique, moucheté de pyrite, compacte, dur ; passée d’argile gris à noire, silteuse,

indurée. Niveau de roche éruptive brunâtre et gris –sombre à la base.

II.7.2. Mésozoïque ep. (3118) m

Il est représenté par le Trias, le Jurassique et le Crétacé :

II.7.2.1. Trias ep. (35,5-66) m

De bas en haut on distingue :

La Série Inférieure ep. (14) m

Elle est représentée par des argiles brun –rouge tendre à indurées, silteuses, avec passées

de grés gris-blanc, fin à très fin, silico argileux, mal consolidé.

Trias « Roches éruptives » ep. (22-68) m

Il est constitué de roches éruptives, gris brun et gris vert, avec abondance de minéraux

verts, intercalation d’argile brun rouge à brun rarement gris verts, fortement silteuse.

II.7.2.2. Jurassique ep. (1333-1398) m

On distingue de bas en haut :

Le Lias

- Le Lias Argileux ep. (54-96) m

Il est constitué d’argile brun rouge à rouge brique, rarement gris, silteuse, légèrement

carbonatée, anhydritique par endroits, tendre à indurée. Trace d’anhydrite blanche, de

siltstone, gris verdâtre, argileux, et de grés blanc, moyen à grossier, siliceux, bien consolidé.

- Lias S3 ep. (196-218) m

Il est constitué de sel jaunâtre translucide, blanc et rosâtre, massif, avec passées d’argile

brun rouge rarement grise, tendre à indurée, silteuse.

- Lias S1 + S2 ep. (219-256) m

C’est une sel translucide, blanc à jaunâtre massif, avec passées d’anhydrite blanche, tendre,

pulvérulente, dure, et d’argile brun rouge et grise à gris verdâtre, tendre à indurée.

- Lias «HorizonB» ep. (26-28) m

Il est constitué de calcaire gris blanc, localement gris verdâtre, microcristallin,

moyennement dur, avec passées d’argile gris vert, gris, brun à brun rouge, silteuse, tendre à

indurée, carbonatée. Niveau d’anhydrite blanche, massive et dur vers la base.

- Lias Salifère ep. (56-59) m

C’est un sel massif, translucide, parfois jaunâtre, avec passée d’argile brun rouge, silteuse,

tendre à indurée.


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- Lias Anhydritique ep. (220-226) m

C’est une alternance d’anhydrite blanche, pulvérulente, parfois microcristalline, dur, et

d’argile gris à gris-vert, parfois brun rouge, silteuse, indurée, passée de dolomie, gris-blanc,

microcristalline. Sel massif avec passée d’anhydrite blanche, microcristalline, dur, et d’argile

gris-vert, silteuse, salifére par endroit, avec passée de dolomie.

Le Dogger

- Dogger lagunaire ep. (243-244) m

Il est formé d’anhydrite blanche, microcristalline, massive, dur, avec passée d’argile brun

rouge, grise à gris-vert, indurée silteuse, légèrement carbonatée, et de dolomie calcaire beige,

gris blanc à gris-verdâtre, microcristalline, argileuse, moyennement dure.

- Dogger argileux ep. (77-76) m

C’est une argile versicolore à prédominance brun, silteuse, indurée, carbonatée avec

passées d’anhydrite blanche, pulvérulente, localement microcristalline et dure; de dolomie

calcaire beige à gris beige, moyennement dure à tendre, passée de grés blanc verdâtre, fin à

très fin, argileux carbonaté, moyennement consolidé.

Le Malm ep. (203-229) m

Il est constitué d’argile brun rouge et verte, parfois gris, indurée, tendre, silteuse, niveau de

grés blanc à gris blanc, fin à très fin, argileux, moyennement consolidé à friable. Passées de

dolomie à dolomie calcaire gris claire gris beige, microcristalline, moyennement dure et

d’anhydrite blanche, pulvérulente

II.7.2.3. Crétacé : ep. (1600-1654) m

Il est représenté par :

Néocomien ep. (205-267) m

Il est constitué d’argile gris vert et brun rouge, indurée, silteuse à silto-sableuse. Passée de

grés gris clair à gris vert, parfois brun, fin, argileux, friable. Passée de dolomie grise beige,

microcristalline, moyennement dure, présence d’anhydrite blanche pulvérulente.

Barrémien ep. (262-268) m

Il est constitué de grés gris-vert et brun, fin à très fin, friable, argileux, avec passée de sable

blanc, translucide, moyen à grossier subarrondi à subanguleux et d’argile, brun et gris-vert,

silto-sableuse, rares fines passées de dolomie blanche microcristalline, dur.

Aptien ep. (25-27) m

Il est constitué de dolomie calcaire blanche à beige, microcristalline, moyennement dure,

présence d’argile gris tendre parfois carbonatée.

Albien ep. (324-396) m

Il est constitué de grés gris blanc à blanc, rarement brun, fin à très fin, argileux,

moyennement consolidé à friable, d’argile gris à gris verdâtre, brun, indurée, silteuse,


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localement silto-sableuse fine, de passée de dolomie blanche à beige, microcristalline,

moyennement dure à dure, trace de pyrite et de lignite.

Cénomanien ep. (145-186) m

C’est de l’argile grise à gris verdâtre et brun à brun rouge, tendre à indurée, carbonatée.

Intercalation d’anhydrite blanche pulvérulente, rarement cristalline, passée de dolomie beige à

gris beige, microcristalline, parfois argileuse dure moyennement dure, et de calcaire gris

moyennement dur.

Turonien ep. (107-127) m

Il est constitué de Calcaire blanc, tendre, crayeux, rarement brunâtre à gris brun, tendre

argileux.

Sénonien salifère ep. (130-150) m

Il est constitué par du sel blanc et rosâtre translucide, massif, avec fines passées d’argile

gris verdâtre brun rouge, légèrement carbonaté. Niveau d’anhydrite blanche, parfois gris,

pulvérulente, rares passées de dolomie beige à gris beige.

Sénonien anhydritique ep. (210-217) m

C’est une alternance d’anhydrite blanche pulvérulente, et grise, cristalline, dure et de

dolomie beige à gris beige microcristalline dure, localement argileuse tendre à indurée,

carbonatée. Intercalation d’argile grise à gris sombre, indurée, dolomitique.

Sénonien carbonaté ep. (88-109) m

Il est constitué par la dolomie grise, microcristalline à cristalline, vacuolaire, saccharoïde

passant par endroit à du calcaire dolomitique gris-blanc à blanc, argileux. Passée d’argile gris

à gris foncé, indurée, carbonatée, niveau d’anhydrite blanche pulvérulente et gris, cristalline,

dure.

II.7.3. Cénozoïque ep. (300) m

Il est représenté par l’Eocène et le Mio-Pliocène

II.7.3.1.Eocène ep. (105-123) m

C’est un calcaire blanc, crayeux, tendre, avec inclusion de silex. Passée de dolomie

blanche, microcristalline à cryptocristalline, dure, vacuolaire, passant par endroit à une

dolomie calcaire, dure, fine, passée d’argile gris.

II.7.3.2.Mio-Pliocène ep. (170-178) m

C’est un sable blanc, parfois jaunâtre ; translucide, moyen à grossier, subarondi à

subanguleux avec passée de dolomie beige cryptocristalline. Niveaux de calcaire, blanc

gréseux, moyennement dur et de gypse blanc, fibreux, translucide.


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Fig.11 : Colonne lithologique de la région Hassi Tarfa

(SONATRACH, 2006)


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II.8.Conclusion

Le champ de Hassi Tarfa est un champ périphérique de Hassi Messaoud, sa structure est

située dans la province triasique, au sud du gisement de Hassi Messaoud , l’image structural

actuelle est le résultas d’une tectonique ployphasée ayant affectée depuis l’orogénèse africain.

La série stratigraphie du champ est essentiellement composée des dépôts Mésozoïques

avec 3118 m d’épaisseur, reposant en discordance sur le Paléozoïque qui à 407 m d’épaisseur.

Enfin, un faible épandage détritique d’âge tertiaire de 300 m repose en discontinuité sur le

Mésozoïque.

Chapitre III :

Étude géophysique

Chapitre III Étude géophysique

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III.1.Introduction

Les sciences de la Terre ont pour sujet l’étude de la nature, de la formation et de

l’évolution du globe terrestre, de son centre à la limite supérieure de l’atmosphère. Pour cela

elles font appel à de nombreuses disciplines, dont la géologie, l’océanographie physique et la

météorologie, qui peuvent toutes être rassemblées dans la science appelée géophysique.

La géophysique utilise toutes les méthodes de la physique pour obtenir des informations

sur les zones difficiles d’accès du globe. Par exemple, seule la géophysique permet d’avoir

des connaissances concernant le noyau terrestre, le fond des océans ou les confins de

l’atmosphère, là où des mesures physiques directes sont pour ainsi dire impossibles.

La géophysique appliquée est la partie de la géophysique dont nous entendons des

informations liées aux activités humaines dans différents domaines. Dans le sens originel du

mot, la géophysique appliquée correspond à la prospection géophysique, par exemple, l’étude

des courants océaniques ou des variations du niveau marin, où la recherche de substances

utiles dans le sous-solpour le cas qui nous concernent.

Cette diversité d’objectifs et d’échelles implique l’existence de nombreuses méthodes :

La méthode sismique

Les méthodes des diagraphies

Le radar géologique, la gravimétrie

Le VLF

La méthode Slingram

La gravimétrie

La méthode magnétique

La méthode Audio-magnétisme(AMT)

La scintillométrie

Les méthodes acoustiques et sismiques

La méthode électrique

Les méthodes électromagnétiques

Elles sont toutes des outils essentiels utilisés dans des domaines tels que :

La recherche scientifique

La prospection pétrolière et le domaine parapétrolier

Le génie civil

La prospection minière

L’hydrogéologie

La pédologie

L’hydrogéologie

L’archéologie

Le but de la géophysique

D’un point de vue industriel, la prospection géophysique concerne presque exclusivement

la recherche d’hydrocarbures, (environ 97 % en chiffre d’affaire) et c’est là qu’elle trouve le


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moteur de son développement. L’objectif du géophysicien pétrolier est d’éviter les forages

inutiles, le coût d’un puits étant extrêmement élevé. La prospection pétrolière ne peut donc se

concevoir sans un usage intensif de levés géophysiques préalables aux forages eux-mêmes.

D’un point de vue scientifique, l’emploi le plus fréquent de la géophysique est l’étude de

grandes surfaces à distance. Nous utilisons par exemple souvent des méthodes aéroportées

pour mesurer le champ magnétique naturel moyen ou pour étudier l’effet de champs

électromagnétiques induits. La télédétection par satellites, méthode relativement récente,

permet également d’obtenir des informations sur toute la surface du globe en peu de temps et

d’efforts. Nous couvrons ainsi systématiquement, et à peu de frais, de grandes régions

terrestres, parfois inaccessibles du sol.

III.2. Diagraphie

Les diagraphies sont des techniques géophysiques mises en œuvre à l’intérieur d’un forage.

Le rayon du volume d’investigation n’est pas beaucoup plus grand que celui du forage. Elles

servent à mesurer en place un paramètre physique caractéristique du terrain, avec la meilleure

résolution verticale possible. Elles ne permettent pas (contrairement aux techniques

géophysiques de forage) d’augmenter le rayon d’investigation du forage ni de porter un

jugement sur le caractère représentatif des informations obtenues à partir du forage. Elles sont

complémentaires des techniques géophysiques de surface qui elles, permettent d’obtenir des

informations représentatives d’importants volumes de terrain mais avec une résolution moins

fine.

Pour le géotechnicien la diagraphie est un outil parmi beaucoup d’autres mis à sa

disposition pour l’aider à résoudre les problèmes qui lui sont posés. Ainsi, l’emploi des

diagraphies sera quelquefois primordial, d’autre fois complémentaire.

III.2.1. Classification

Nous ne parlerons ici que des diagraphies les plus fréquemment utilisées en génie civil.

Cela ne signifie pas que celles qui ne sont pas citées sont sans intérêt. Le code de bonne

pratique en géophysique a recensé 24 techniques de diagraphies qui sont appliquées dans tous

les domaines de la reconnaissance et de la prospection (pétrole, mine, hydrogéologie,

environnement, géologie...).

On peut classer les diagraphies en deux grandes catégories : les diagraphies instantanées et

les diagraphies différées.

III.2.1.1. Diagraphies instantanées

Elles sont réalisées pendant la foration : durant le processus même du forage, on réalise des

mesures dont le résultat est fonction de la profondeur de l’outil de forage. Les diagraphies

instantanées sont soit l’enregistrement des paramètres de forage, soit des diagraphies

géophysiques.

La plus fréquente des diagraphies d’enregistrement des paramètres est la diagraphie

de vitesse d’avancement. On comprend que le terrain est facile à forer et le forage peut se

réaliser rapidement. La diagraphie de vitesse d’avancement donne donc une information sur


Page 26

les propriétés mécaniques du terrain traversé par le forage. Naturellement, cette vitesse

dépend aussi du type d’outil, de la machine utilisée pour le forage et de la manière dont le

foreur règle sa machine.

La diagraphie de vitesse d’avancement doit, d’une part, être calibrée en fonction du type de

machine utilisée. D’autre part, elle est réalisée en maintenant tous les réglages techniques le

plus constants possible (couple de rotation, poussée sur l’outil, pression du fluide, etc.).

Un autre type de diagraphies instantanées est employé dans le domaine de

l’exploration pétrolière et est actuellement en cours de mise au point pour la reconnaissance

en génie civil. Il s’agit des « diagraphies en cours de formation » connues par les pétroliers

sous le nom de « Measurements While Drilling ». Ce sont des diagraphies géophysiques

proprement dites (de radioactivité naturelle, de résistivité...), telles que celles que nous allons

évoquer plus en détail ci-après, mais où les instruments de mesure se trouvent au voisinage de

l’outil de forage pendant la réalisation même du forage.

Les diagraphies des paramètres de forage sont d’un faible coût et les renseignements

complémentaires qu’elles apportent sont souvent très utiles. Lorsque l’on réalise un forage, on

se prive d’une information riche si l’on n’enregistre pas en même temps ne serait-ce que la

vitesse d’avancement instantanée.

La figure 12 donne un exemple avec trois diagraphies différentes dans un même forage.

Fig.12 : Trois diagraphies différentes dans un même forage recoupant un recouvrement

sédimentaire sur un substratum cristallin (CHAPELLIER (D.)1987)

III.2.1.2.Diagraphies différées

Elles consistent à mesurer depuis l’intérieur du forage l’une des grandeurs physiques

caractéristiques du terrain.

Ces diagraphies sont toujours réalisées à partir d’une sonde descendue dans le forage et

reliée à la surface du sol par l’intermédiaire d’un câble. Celui-ci s’enroule autour d’un treuil

en passant par une poulie posée sur un trépied à l’aplomb du forage (figure 13).


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Le câble remplit plusieurs fonctions :

Il est porteur ; il supporte le poids de la sonde et ne doit pas s’allonger, car sa longueur sert

à mesurer la profondeur de la sonde ; celle-ci doit être connue avec une précision meilleure

que 0,5 % (soit 5 cm à 10 m de profondeur...) ;

Il transporte l’énergie nécessaire à l’alimentation des circuits électroniques situés dans la

sonde ;

Il transporte l’information entre l’instrumentation située dans la sonde et celle qui est en

surface.

Le treuil doit pouvoir enrouler et dérouler le câble de manière continue à vitesse régulée ; il

peut comporter un dispositif de mesure de la longueur du câble, sinon c’est la poulie qui porte

un capteur « roue codeuse » (figure 13).

Fig.13 : Schéma général d’un matériel de diagraphie (CHAPELLIER (D.)1987)

Nous décrivons ci-dessous cinq techniques de diagraphies. Trois sont qualifiées de

diagraphies légères et deux de diagraphies lourdes.

Les diagraphies lourdes sont les diagraphies qui utilisent une source radioactive ; ce sont

des diagraphies de radioactivité provoquée.

Le qualificatif « lourd » tient au fait qu’elle sont complexes à mettre en œuvre, en

particulier à cause des problèmes de sécurité, et qu’elles sont donc assez coûteuses. Nous

citerons :

La diagraphie gamma-gamma, qui sert à mesurer la masse volumique des matériaux,

La diagraphie neutron-neutron, qui sert à mesurer la teneur en eau.

Les diagraphies légères sont les autres diagraphies ; elles sont plus simples à mettre en

œuvre et posent moins de problèmes de sécurité. Nous citerons :

La diagraphie de radioactivité naturelle.

La diagraphie électrique.

La diagraphie micro sismique.


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III.2.2.Diagraphie Radioactive

Les diagraphies font un usage intensif de la mesure de la radioactivité dans les forages. Les

logs nucléaires ont en effet un grand avantage, ils peuvent être enregistrés en trous ouverts ou

tubés, vides ou remplis de n’importe quel type de fluide. Les plus couramment utilisés sont :

le LOG GAMMA RAY, qui est une mesure de la radioactivité naturelle, le LOG GAMMA-

GAMMA et le LOG NEUTRON, qui sont des mesures de radioactivité provoquée.

III.3. Diagraphies gamma Ray

Les rayons gamma sont des salves d’ondes électromagnétiques de haute énergie qui sont

émis spontanément par des éléments radioactifs. Presque tout rayonnement gamma rencontré

sur la terre est émis par l’isotope radioactif de potassium et par les éléments radioactifs de

la série d’uranium et du thorium

.

Pour les formations sédimentaires on enregistre une radioactivité importante dans :

Les formations argileuses qui renferment du potassium (illite spécialement).

Les sels de potassium.

Les formations riches en matière organique peuvent concentrer l’uranium.

Les formations détritiques contenant des feldspaths (potassium) ou enrichie en

minéraux lourds.

III.3.1. Principe

Le log GR est la mesure de la radioactivité naturelle de la formation. Dans les formations

sédimentaires, le log reflète le contenu de cette formation en argile, parce que les éléments

radioactifs sont généralement concentrés dans les argiles et schistes.

III.3.2. Outils

Il existe plusieurs outils gamma ray, parmi eux NGS(NGT) Naturel Gamma Spectrométrie

et le HNGS (enlève l’effet de la Baryte). On peut en effet mesurer tout l’éventail des

émissions gammas produites par la formation ou par un choix convenable de fenêtres

d’énergie (Potassium : 1360KeV à 1560KeV, Uranium : 1660KeV à 1860KeV, Thorium :

2410KeV à 2810KeV), faire une discrimination entre le rayonnement du au potassium, au

thorium ou à l’uranium, on parle dans ce cas de spectrométrie gamma.


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Fig.14 : Schéma du comportement de l’outil GR en face d’un réservoir. (Document

Schlumberger).

Les applications des diagraphies gamma Ray sont :

Détermination de la lithologie (argile, sels d’évaporite, minéraux lourds radioactifs)

Étude minéralogique des argiles

Estimation du pourcentage d’argile dans les formations Gréseuses

Les corrélations entre sondages et la détection de discordances

Les recalages en profondeur

Les facteurs affectant les diagraphies gamma naturelles sont :

Variations statiques

Vitesse d’enregistrement

Conditions du trou :

Influence de la boue

Influence du tubage

Influence du ciment

Épaisseur des bancs.

III.4. Diagraphie électrique

Les diagraphies électriques qui sont des diagraphies différées, permettent de mesurer le

paramètre physique qu’est la résistivité qui peut varier entre 0.2 et 5000 Ω.m suivant la

porosité, la nature des fluides interstitiels composant la formation géologique et les éléments

solides (grain et ciment).

Les diagraphies de résistivité dans des profondeurs d’investigations variées, sont utilisées

pour évaluer la saturation en fluide des formations, dans le sens qu’elles permettent

d’identifier des zones susceptibles d’être envahies par les fluides de formation, et peuvent

ainsi aider à établir leur perméabilité.


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III.4.1.Principe des mesures

Le matériel est assez simple : la sonde de diagraphie de résistivité est un cylindre fait dans

un matériau isolant qui porte des électrodes en forme d’anneaux métalliques (figure 15).

Fig.15 : Schéma de principe d’une sonde de résistivité normale (CHAPELLIER (D.)1987)

Dans les diagraphies de résistivité normales, la sonde porte une électrode d’injection de

courant A et deux électrodes de mesure de potentiel M1 (AM1 = 40 cm) et M2 (AM2 = 1,60

m). L’autre électrode de courant B se trouve en surface à plus de 50 m de la tête du forage,

l’électrode de référence du potentiel N est aussi en surface à plus de50 m du forage dans une

direction très différente de celle de B. Si I est l’intensité du courant et V1 et V2 les potentiels

mesurés en M1 etM2, on mesure deux résistivités apparentes :

1=4AM1V1/I5 V1/I et 2= 4AM2V2/I20 V2/I

On obtient donc deux courbes de diagraphies :

1. La diagraphie petite normale (AM1 = 40 cm) est très sensible aux variations rapides de

la résistivité en fonction de la profondeur. Elle donne donc une bonne résolution

verticale. En revanche, le résultat est très influencé par le diamètre du forage et la

précision est donc médiocre.

2. La diagraphie grande normale (AM2 = 1,60 m) est plus intégrante et moins sensible

aux variations verticales de la résistivité, la résolution est médiocre. En revanche, le

résultat dépend peu du diamètre du forage et la précision est bonne.

Le résultat est donc représenté sous la forme de deux courbes où la profondeur est indiquée

sur un axe vertical et la résistivité apparente en ohm-mètre sur l’axe horizontal.

III.4.2.Organisation et déroulement d’une campagne

La conception et la préparation consistent à s’assurer que les forages sont adaptés à la

diagraphie de résistivité, c’est-à-dire que, s’ils sont tubés, seul un tubage plastique crépine est

acceptable ; s’ils ne contiennent pas déjà un fluide conducteur de l’électricité il faut envisager

un atelier de fabrication et d’injection de mousse conductrice (qui doit être biodégradable).


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Avant les mesures, on doit s’assurer que les deux électrodes de surface sont suffisamment

loin de la tête de forage (plus de 50 m) et que leur résistance de prise est compatible avec les

performances de l’instrumentation, en termes de capacité d’injection du courant et

d’impédance d’entrée du voltmètre.

L’appareil de mesure doit pouvoir mesurer la résistance de transfert V/I avec une erreur

inférieure à 3 % et la profondeur de la sonde doit pouvoir être connue à 0,5 % près.

Enfin, il faut pouvoir visualiser l’enregistrement en temps réel, même si l’acquisition finale

des données est numérique.

III.4.3. Outils

Les outils de résistivité sont destinés à donner des informations sur la saturation en eau, à

partir de la connaissance de la résistivité de cette dernière et de la porosité de la formation. De

fortes valeurs de résistivités indiquent des quantités d’eau faibles, et donc des saturations en

eau faibles.

Pour cela deux groupes sont définis :

Les latérologs utilisant une boue salée.

Les inductologs utilisant une boue douce ou non conductrice

III.4.3.1. Latérologs

Ces outils ne sont utilisés qu’en présence de boue conductrice. Les dispositifs de mesure

sont constitués d’un système d’électrodes émettrices, d’un système d’électrodes réceptrices et

d’un système d’électrodes de focalisation du courant à pénétrer latéralement dans la

formation.

III.4.3.2. Inductologs

Ces outils sont destinés aux mesures de résistivité dans le cas d’une boue de forage non

conductrice (c’est-à-dire à huile). Ils comportent des bobines émettrices qui engendrent un

courant électromagnétique, ce dernier se propage dans les formations en induisant un courant

secondaire dit « courant de Foucault », ce champ électromagnétique est mesuré par une

bobine réceptrice.

III.4.4.Applications

Détermination des limites des couches.

Mesure de la saturation.

Étude de la compaction.

Détermination de l’épaisseur des bancs.

Corrélation.

III.5. Diagraphie Sonique

Le log sonique est basé sur l’étude de la propagation d’ondes acoustiques dans les

formations. La mesure de la propagation de ces ondes et de leur atténuation apporte des

renseignements sur les propriétés mécaniques des formations traversées.


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Les objectifs de la diagraphie sonique sont de mesurer les vitesses de propagation des

différentes ondes se propageant dans la formation par l’intermédiaire de la lenteur qui est son

inverse, et en déduire les informations sur la roche : sa porosité, ses caractéristiques

mécaniques et les fluides qu’elle contient.

III.5.1. Principe

Dans la pratique le log sonique mesure le temps de transit ΔT entre deux récepteurs, des

ondes longitudinales envoyées dans la formation. Les sondes de diagraphie acoustique

utilisent deux récepteurs qui enregistrent le temps de propagation entre les deux récepteurs,

divisé par la distance entre eux (temps d’intervalle) qui est donné en microsecondes par pied.

Souvent le système utilisé comporte deux émetteurs et deux récepteurs couplés, ceci pour

pouvoir corriger les décalages dans les temps de parcours. La profondeur d’investigation du

sonique n’est pas très élevée, c’est un outil qui mesure dans la zone lavée. Les outils

acoustiques émettent des ondes de compression dans le puits, ces dernières se propagent dans

la boue et dans la formation, tout en subissant un certain nombre de conversions (Fig.16).

La différence des temps d’arrivée à différents récepteurs situés plus loin sur le corps de la

sonde permet de fournir la vitesse de propagation de l’onde acoustique de compression (Vp).

L’enregistrement complet du train d’ondes permet de détecter également les ondes de

cisaillement et d’en mesurer la vitesse de propagation dans la formation (Vs).

Fig.16 : Principe de fonctionnement de la sonde sonique.

III.5.2.Applications des diagraphies Sonique

Détermination des propriétés mécaniques de la formation.

Analyse des fractures.

Vérification de la cimentation.

La mesure de la perméabilité dans les roches poreuses (amplitude et vitesse de l’onde

de Stoneley).

Les diagraphies de la vitesse des ondes de compression et de cisaillement peuvent être

utilisées pour corréler la lithologie d’un sondage à l’autre.


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III.6.Interprétation des résultats

La diagraphie de puits HTF10

L’étude géologique de la région de Hassi Tarfa a mis en évidence une série stratigraphique

essentiellement composée des dépôts Mésozoïques avec 3118 m d’épaisseur, reposant en

discordance sur le Paléozoïque qui à 407 m d’épaisseur. Enfin, un faible épandage détritique

d’âge tertiaire de 300 m repose en discontinuité sur le Mésozoïque.

Les terrains paléozoïques sont représentés par :

Quartzites de Hamra : (3333 à 3448m) Grès gris clair à gris blanc fin à moyen, silico-

quartzitiques à quartzitiques passant à quartzite blanc compact, dur. Passées d’argile

noir indurée silteuse.

Grès d’El-Atchane : (3448 à 3465 m) Grès gris blanc, fin à moyen silico-quartzitiques

localement glauconieux, intercalé d’argile grise indurée, silteuse.

Argiles d’El-Gassi : (3465 à 3545 m) Argile grise à gris foncé, induré, silteuse,

micacée.

A partir du log stratigraphie du puit HTF10 correspondant à l’enregistrement de la

diagraphie de la roche réservoir, on distingue au niveau de dépôts Paléozoïques (Figure 17) :

Une couche de Grès, (de 3375 m à 3395 m), est caractérisée par une forte vitesse

d’avancement, une radioactivité faible, le GRentre (10 gAPI à 40 gAPI) et une

moyenne résistivité variant de (80 ohm.m à 100 Ohm.m), tandis que le Grès est plus

difficilement foré, il est peu radioactif et électriquement résistant.

Un Passage d’argile (de 3395 à 3404 m) est caractérisé par une forte vitesse

d’avancement (mais qui décroît en profondeur), une radioactivité forte, le GR = 115

gAPI et une faible résistivité allant de (20ohm.m à 30 ohm.m).

Un Passage de quartzite (de 3404 m à 3415 m), est caractérisé par une radioactivité

faible, le GR entre (10 gAPI à 30 gAPI) et une forte résistivité de 2000 ohm.m.

Un Passées d’argile (de 3415 à 3422 m) est caractérisée par une forte vitesse

d’avancement, une radioactivité forte, le GR = 90 gAPI et une faible résistivité 10

ohm.m,

Une couche de Grès (de 3422 m à 3428 m), est caractérisée par une forte vitesse

d’avancement, une radioactivité faible, le GR entre (10 gAPI à 30 gAPI) avec une

moyenne à fort résistivité.

Une Passées d’argile (de 3428 à 3439 m) est caractérisée par une forte vitesse

d’avancement (mais qui décroît en profondeur), une radioactivité forte, le GR entre

(85 gAPI à 115 gAPI) et une faible résistivité,


Page 34

Fig.17 : Enregistrement de la diagraphie de puits HTF10. (Sonatrach Division Production)


Page 35


d’avancement, une radioactivité faible, le GR = 10 gAPI et une moyenne résistivité de

200 ohm.m.

Une intercalation d’argile (de 3450 à 3453 m) est caractérisée par une forte vitesse

d’avancement, une radioactivité forte, le GR = 80 gAPI et une faible résistivité de 20

ohm.m.


d’avancement, une radioactivité faible, le GR entre (10 gAPI à 30 gAPI) et une

moyenne résistivité de 100 ohm.m.

Une couche d’argile épaisse (de 3471 à 3497 m) est caractérisée par une forte vitesse

d’avancement, une très forte radioactivité de 90 gAPI jusqu’à 150 gAPI et une faible

résistivité de 15 ohm.m.

Un banc de Grès (de 3439 m à 3450 m), est caractérisée par une forte vitesse

d’avancement, une radioactivité faible, le GR = 10 gAPI et une moyenne résistivité.

.

La diagraphie de puits HTF19

A partir du log stratigraphie du puit HTF19 correspondant à l’enregistrement de la

diagraphie de la roche réservoir (Fig.18), on distingue au niveau des dépôts Paléozoïques,

l’Ordovicien : (3328 à 3570m) Quartzites de Hamra : (3354 à 3473 m) Grès gris clair à gris

blanc fin à moyen, silico-quartzitiques à quartzitiques passant à quartzite blanc compact, dur.

Passées d’argile noir indurée silteuse. Grès d’El-Atchane :(3473 à 3509 m) Grès gris blanc,

fin à moyen silico – quartzitiques localement glauconieux, intercalé d’argile grise indurée,

silteuse.


d’avancement, une radioactivité faible, le GR entre (10 gAPI à 40 gAPI) et moyen

résistivité de 600 ohm.m, tandis que le Grès est plus difficilement foré, il est peu

radioactif et électriquement résistant.

Une Passées d’argile (de 3397 à 3410 m) est caractérisée par une forte vitesse

d’avancement (mais qui décroît en profondeur), une radioactivité forte, le GR = 100

gAPI au maximum et une faible résistivité entre (60 ohm.m et 80 ohm.m),

Une couche de Grès, (de 3410 m à 3490 m), est caractérisée par une forte vitesse

d’avancement, une radioactivité faible, le GR entre (05 gAPI à 30 gAPI) et moyen

résistivité qui atteint 800 ohm.m, tandis que le Grès est plus difficilement foré, il se

caractérise par une faible radioactivité et une résistivité moyenne.


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Fig.18 : Enregistrement de la diagraphie de puits HTF19. (Sonatrach Division Production)


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III.7.Conclusion

L’utilisation des méthodes de la géophysique de surface à l’intérieur de forage, à l’image

de la diagraphie de puit a permis le repérage des réservoirs potentielle souterrain (puits

HTF10 et HTF19).

Trois méthode de diagraphique ont été utilisées ; la diagraphie radioactive, la diagraphie

électrique et la diagraphie sonique qui nous ont permis de connaitre la lithologie, l’épaisseur

de chaque couche et les caractéristiques des fluides qui se trouve dans la roche réservoir

(Hydrocarbure, eau, la boue …).

Les réservoirs mis en évidence sont de type gréseux de faible radioactivité et de forte

résistivité avec un toit argileux de forte radioactivité et de faible résistivité.

Les grès se trouvent à une profondeur comprise entre 33503490 m de profondeur,

caractérisé par une radioactivité faible, un GR entre (05 gAPI à 30 gAPI) et résistivité

moyenne qui atteint 800 ohm.m,

Une couche d’argile qui atteint 3485 m de profondeur, caractérisée par une radioactivité

forte, un GR = 100 gAPI et une faible résistivité entre (60 ohm.m et 90 ohm.m),

On note aussi la présence d’un passage de quartzite dans le puits HTF10 qui atteint la

profondeur de 3415 m, caractérisé par une radioactivité faible, un GR entre (10 gAPI à

30 gAPI) et une forte résistivité de 2000 ohm.m, d’où on signale l’absence de ce niveau

dans le puit HTF19.

Chapitre IV :

Étude des caractéristiques

géomécaniques

Chapitre IV Étude des caractéristiques géomécaniques

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IV.1. Introduction

La géomécanique aussi appelée "mécanique des roches" est une discipline quantitative.

Comme d’autres branches de la mécanique, elle implique de mesurer et d’estimer la

contrainte et d’examiner la façon dont les matériaux géologiques réagissent à cette contrainte

(Backer Hughes, 2005). Cependant, en géomécanique, à la différence d’autres branches, les

matériaux ne peuvent être choisis. Les foreurs et les ingénieurs de production doivent

travailler avec les matériaux en présence, qui peuvent être des formations solides continues,

mais peuvent également comprendre des roches fracturées. Dans l’industrie pétrolière et

gazière, les principes géomécaniques ont été appliqués à l’origine dans la fracturation

hydraulique lorsque l’ingénieur de stimulation voulait connaître les pressions de puits de

forage nécessaires pour fracturer la roche et l’étendue probable de la fracture induite

IV.2. Domaine d’application

L’application de la géomécanique a été étendue aux domaines de la production de sable et

de la stabilité des puits en cours de forage, ainsi qu’à l’estimation de la pression de formation

dans les argiles sus-jacentes. Au cours de la production et de l’épuisement qui s’ensuit, les

réservoirs subissent souvent des changements de porosité et de perméabilité, y compris des

changements de perméabilité des fractures, tandis que l’état de contrainte dans le champ se

modifie. La compaction des réservoirs et l’affaissement associé des terrains morts peuvent

activer des failles à mesure que les contraintes changent dans le champ (Fig.19).

Ces changements peuvent entraîner une connexion d’un bloc adjacent non épuisé ou

peuvent isoler ce même bloc (WEC, 2007). Pour comprendre l’effet de la géomécanique sur

les perforations, les puits de forage et les réservoirs entiers, les ingénieurs de champ doivent

développer une vue cohérente des contraintes de la terre, de leurs amplitudes et de leurs

directions, des propriétés mécaniques de la roche comme les propriétés élastiques et la

résistance de la roche, et de la pression des fluides à l’intérieur de la roche.

Fig.19 : Domaines d’utilisation de la géomécanique (WEC, 2007).


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Ces paramètres sont organisés en un modèle géomécanique MEM (Mechanical Earth

Model), qui fournit une source logique d’information pour la planification géomécanique de

la construction des puits et de la gestion des réservoirs, cependant, avant l’élaboration d’un

modèle, il est primordial d’avoir de bonnes corrélations entre ces différents paramètres.

IV.3.Localisationgéographique des puits étudiés

Les deux puits étudiés à savoir : HTF10, HTF19 sont situés dans la partie centrale les

périmètres de Hassi Tarfa et dans la province triasique, au sud du gisement de Hassi

Messaoud,(voir la figure 20) :

Fig.20 : Plan de positionnement du Puits étudiés (Sonatrach Division Production 2014)

IV.4. Prélèvement et préparation des échantillons

Avant le prélèvement des échantillons, les carottes sont soigneusement étalées, lavées et

séchées dans l’entrepôt, pour les nettoyer et les débarrasser de la boue de forage. Si la boue

est à base d’huile, un lavage au gasoil s’impose sinon un simple lavage à l’eau suffit.

Une fois les carottes lavées et séchées, elles sont conduites à l’atelier pour le prélèvement

des échantillons (Plugging). Le choix des échantillons (Plug) représentatif est principalement

conditionné par :

- L’examen visuel des carottes.

- Les fiches descriptives des carottes.

- L’analyse des diagraphies.

- Éventuellement les mesures pétrophysiques.

Généralement, c’est le client qui précise les côtes sur les carottes où les échantillons

doivent être prélevés.


Page 40

Fig.21 : Exemple d’un Prélèvement des échantillons de carotte (Plugging).

Cette opération est faite par un technicien spécialisé (Fig.21) car un échantillon mal plugué

(surfaces non parallèles ou désaxées) peut fausser les résultats lors des tests, les dimensions

de l’échantillon sont normalisées afin d’éviter les instabilités (flambage) qui provoquent une

rupture prématurée de l’échantillon.

Pour les échantillons destinés aux essais soniques et en compression simple, le

prélèvement se fait parallèlement à l’axe de la carotte (échantillons verticaux), tandis que

ceux destinés aux essais triaxiaux, le plugging se fait perpendiculairement à l’axe de la carotte

(échantillons horizontaux). Les Plugs sont de diamètre D entre 1" et 1,5"et de longueur L

entre 2" et 3", le rapport L/D doit être égal plus ou moins à 2 d’après (Hudson, 1997) pour

éviter l’effet de l’échelle sur les paramètres à mesurer (Fig.22).

Fig.22 : Exemple d’un échantillon cylindrique (Plug) de carbonate.

Finalement, les surfaces planes des plugs sont rectifiées avec une meule, afin d’aplanir et

d’éliminer les ébréchures qui apparaissent aux extrémités des échantillons, pour rectifier le

parallélisme des deux surfaces pour une distribution homogène du champ de contrainte sur


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l’échantillon. Les Plugs sont ensuite marqués (Numéro de l’échantillon, puits, côte et position

: V pour un échantillon prélevé verticalement et H pour l’horizontal) puis placés dans des

palataux en bois et envoyé au laboratoire des roches pour les tests.

IV.5. Réalisation des essais

IV.5.1. Scratch test

Le scratcher est un outil de caractérisation mécanique des matériaux, qui permet de

mesurer la résistance à la compression simple (UCS) sous forme d’énergie spécifique

intrinsèque.

L’essai de scratch est destiné le plus souvent à estimer rapidement, simplement et en

continu la résistance à la compression simple.

IV.5.1.1. Principe de mesure

Le test consiste à tracer une rainure sur la surface de l’échantillon à une faible profondeur

de coupe (d) fixe et une vitesse constante tout le long de l’essai. L’essai est réalisé à l’aide

d’un couteau en diamant synthétique possédant une largeur W et une inclinaison d’un angle,

comme montrer sur la figure.

Le couteau se déplace avec une vitesse constante V durant tout l’essai. Le déplacement du

couteau le long d’une carotte de roche génère des forces normales ( ) et tangentielles (

)

qui sont mesurées à l’échelle centimétrique et sur les quelles est basé le modèle de coupe de

l’interaction couteau roche.

Les forces normales et tangentielles sont mesurées en continu le long de la carotte et pour

chaque profondeur de coupe. Le test est réalisé en plusieurs passes en augmentant la

profondeur de coupe.

L’énergie spécifique intrinsèque associée au processus de coupe représente la résistance à

la compression simple (UCS), cette dernière a une relation avec la force tangentielle et la

surface de contact couteau roche (Wd).

Figure IV.23 : Représentation schématique du principe de coupe. (EPSLOG, 2013)


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IV.5.1.2. Description de l’équipement

L’équipement scratcher se compose principalement d’un bâti, un capteur de force, un

moteur et un système d’acquisition de données. Ce dispositif permet de mesurer un profil

continu de la résistance à la compression simple (UCS) avec une grande précision, sur des

carottes de roches allant jusqu’à 1m de longueur et un diamètre qui varie entre 2 et 4,5.

Le tableau suivant résume les caractéristiques techniques de l’équipement :

Tableau 2 :les caractéristiques techniques de l’équipement scratch. (EPSLOG, 2013)

Paramètre W V D L

Résolution UCS Précision

° mm mm/s mm mm N N MPa Mpa

Valeur 15 10 5-40 0.1-2 200-1040 0-3500 < 1 1-300 0.1

Une fois les forces mesurées, elles seront envoyées vers l’ordinateur à l’aide d’un système

d’acquisition qui est doté d’une carte mémoire. Ces données seront exploitées et analysées par

la suite sur un logiciel afin d’obtenir un profil continu de la résistance à la compression

simple.

Cet équipement est doté aussi d’une caméra placée devant le capteur de force, son rôle est

de photographier la rainure crée par le couteau lors de son déplacement le long de la carotte,

afin de bien consolider l’analyse des données.

Le scratcher contient également un câble de sécurité permettant d’arrêter rapidement la

machine une fois un danger est survenu, et cela afin de protéger la machine et l’utilisateur.

Fig.24 : Équipement de scratch.


Page 43

Fig.25 : Superposition du log UCS et la photo de carotte

IV.5.1.1. Résultats et discussion

Les figures 26 et 27 présentent les résultats de l’essai Scratch test effectués sur les carottes

prélevées au niveau des puits HTF-10 et HTF-19.

Fig.26 : Variation de la résistance de la roche en fonction de la profondeur puit HTF10.

(Sonatrach Division Production)

117,6

1

14

,42

3403 M – 3404 M

198,0

1

81

,63

3405 M – 3406 M

21

0,5

8

95

,52

3412 M – 3413 M

22

7,8

3

66

,03

3414 M – 3416 M

13

5,0

2

22

,44

3417 M – 3418 M

38

6,2

8

84

,65

3432 M – 3433 M

36

0,9

7

84

,65

3433 M – 3434 M

25

2,8

7

10

5,4

8

3436 M – 3437 M

HTF - 10


Page 44

Fig.27 : Variation de la résistance de la roche en fonction de la profondeur puit HTF19.

(Sonatrach Division Production)

En se basant sur l’étude géologique de la région de HassiTerfaqui a mis en évidence une

série stratigraphique essentiellement composée de dépôts Mésozoïques avec 3118 m

d’épaisseur, reposant en discordance sur le Paléozoïque qui présente 407 m d’épaisseur.

Enfin, un faible épandage détritique d’âge tertiaire de 300 m reposant en discontinuité sur les

formations du Mésozoïque.

3355 M – 3356 M

25

7,01

19

,55

29

1,83

13

1,29

3350 M – 3351 M

27

2,55

15

5,70

3358 M – 3359 M

15

5,8

7

39

,93

3361 M – 3362 M

14

4,4

3

64

,33

3363 M – 3364 M

16

4,1

2

61

,47

3366 M – 3367 M

11

4,6

2

7,4

5

3370 M – 3371 M3373 M – 3374 M

HTF - 19


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HTF-10

L’essai de compression simple sur carottes prélevés à 3403-3437 m de profondeur et

effectué sur les dépôts paléozoïques dans les terrains de Quartzite de Hamra, sont composés

de formations de type grès gris clair à gris blanc fin à moyen, silico-quartzitiques à

quartzitiques passant à quartzite blanc compact et dur, d’où en signale la présence de passées

d’argile noir indurée silteuse entre 3403-3410 m.

Les résultats des essais Scratch test du puit HTF-10 obtenues, donne des résistances

de la roche plus variable et plus aléatoire, la résistance à la compression varie

entre 14,42 - 386,28 Mpa fonction de la profondeur.

Le plus faible enregistrement de la résistance de la roche est 14,42Mpa à une

profondeur de3403.07 m, cet enregistrement est mesuré dans les passées

argileuses caractéristiques de niveau plus tendre, friable et moins résistant.

Le plus fort enregistrement de la résistance de la roche est 386,28Mpa à la

profondeur de 3432,69m, cette enregistrement est mesuré dans les niveaux gréseux

silico-quartzitique très dur.

HTF-19

L’essai de compression simple sur carottes prélevés à 3350-3373 m de profondeur et

effectué sur les dépôts paléozoïques dans les terrains de Quartzite de Hamra constitués de

formations de type grès gris clair à gris blanc fin à moyen, silico-quartzitiques à quartzitiques

passant à quartzite blanc compact et dur.

Les résultats des essais Scratch test du puit HTF-19 obtenues, donne des

résistances de la roche plus variable fonction de la qualité de la masse rocheuse,

la variation des résultats et entre 7,45 - 272,55 Mpasuivant la profondeur.

Le plus faible enregistrement de la résistance à la compression est 7,45 Mpa à la

profondeur de 3355,80m, cet enregistrement est mesuré dans les passées d’argiles

ou il y’a la présence de formations plus tendre et plus friable.

Le plus fort enregistrement de la résistance à la compression est 272,55Mpa à la

profondeur de 3358.83 m, cet enregistrement est mesuré dans les grés silico-

quartzitique caractéristique de formation plus compétente (dure).

IV.5.2.Essai de compression simple (UCS)

L’essai de compression simple consiste à appliquer sur un échantillon de carotte

cylindrique un chargement uni-axial en rampe jusqu’à la rupture, sans pression de

confinement (Pc = 0).

Le but de cet essai est de mesurer les paramètres élastiques statiques (Es et νs) ainsi que la

contrainte critique de rupture (R) communément appelée l’UCS. Les valeurs des

déformations sont mesurées en continue tout au long de l’essai, à l’aide de jauges

extensométriques, les courbes de déformations axiales et radiales sont affichées sur l’écran de


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la cellule, elles seront récoltées à la fin de l’essai sous forme de datas bruts, après avoir été

interprétées et traitées, elles serviront au calcul des paramètres élastiques statiques (Es et νs).

Il existe deux systèmes de mesures : le système dit "LVDT" ou bien en utilisant des jauges

extensométriques (Fig.28 et Fig.29). Les jauges extensométriques (strain gauge) utilisent le

principe de la piézoélectricité, c’est-à-dire : traduire la déformation d’une pièce en variation

de résistance électrique (plus les extensomètres s’étirent, plus leurs résistances augmentent.

Elles consistent en des spires rapprochées et sont généralement fabriquées à partir d’une

mince feuille métallique (quelques microns d’épaisseur) et d’un isolant électrique, que l’on

traite comme un circuit imprimé.

Le système LVDT comporte quatre capteurs de déplacement placés le long de

l’échantillon pour mesurer les déformations axiales, jumelés à un collier extensomètre pour

mesurer les déformations radiales, c’est un système de mesure simple et rapide Dans notre cas

et pour des raisons techniques, il a été décidé d’utiliser les jauges extensométriques pour

réaliser les essais triaxiaux et de compression simple.

IV.5.2.1. Préparation et mise en place de l’échantillon

Avant de procéder à la réalisation des essais, les échantillons doivent être préparés selon

les étapes suivantes (Fig.30) :

1. La première opération consiste à l’étalage d’une sous-couche fine sur la surface

latérale de l’échantillon, formée par une colle spéciale de type "PC-12", et ce, afin

d’éviter tout problème de poinçonnement.

2. Après séchage, la sous-couche est polie par du papier abrasif de manière à obtenir une

surface d’adhérence lisse et régulière.

3. Nettoyage de l’échantillon pour permettre l’accueil des jauges.

4. Ensuite on trace trois génératrices longitudinales régulièrement espacées sur

l’échantillon (120°) et un trait à mi-hauteur.


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5. Le collage des jauges se fait à l’aide d’une colle cyanoacrylate monomère de type

"KYWOVA CC33A", chacune des jauges longitudinales est placée sur l’intersection

d’une génératrice et le trait tracé à mi-hauteur, tandis que les jauges transversales sont

placées au niveau de ce trait à mi-distance de deux génératrices, il y en aura six au

total.

6. Une fois les jauges collées, L’échantillon est couvert par deux bouts de jaquettes en

Viton ou en Nitrile et une troisième en collier entre les deux, elles servent à

l’étanchéité de l’échantillon et des jauges par rapport à l’huile utilisée pour le

confinement dans le cas des tests triaxiaux, ces jaquettes ne sont pas indispensables

pour les tests uniaxiaux, mais il est préférable de les utiliser pour contenir les bouts de

roches pulvérisées dans le cas d’une rupture en éclatement.

7. Séparer les fils conducteurs des jauges apparents et préparer les connecteurs de jauges,

les connecteurs utilisés sont de type "SubD15".

8. Souder les connecteurs aux fils conducteurs des jauges.

9. Finalement, on couvre les fils des jauges et les points de soudure par la silicone pour

éviter tout contact pendant le test.

Fig.30 : Préparation des échantillons pour les essais uniaxiaux et triaxiaux.

IV.5.2.2. Procédure de l’essai

L’essai de compression simple est effectué sur un banc triaxial très performant de marque

"Top Industrie-2509 0000" (Fig.31), le laboratoire en dispose de deux.


Page 48

Fig.31 : Le banc triaxial.

Une fois la préparation terminée, on effectue le montage de l’échantillon sur la cellule

triaxiale (Fig.32). L’échantillon est posé sur l’embase de la cellule de manière à ce qu’il y’ait

contact entre cette embase et l’extrémité avale de l’échantillon, la jaquette doit serrer

l’embase dans le cas d’un essai triaxial pour assurer l’étanchéité, ensuite, on visse les

connecteurs de jauges aux fiches de la cellule située sur l’embase inférieure et on pose

délicatement le chapeau supérieur perpendiculairement à l’échantillon de la même manière

que l’embase. On serre les goujons afin de jumeler les deux parties en monobloc puis on

vérifie que la vanne du trop-plein soit fermée et que la pompe de chargement soit remplie.

Finalement on renferme la cellule et on ouvre la vanne de chargement axiale jusqu’à ce que le

piston bute sur la surface du chapeau, donc de la face supérieure de l’échantillon.

Fig.32 :Montage de l’échantillon dans la cellule.

Dès que le piston touche la partie supérieure de l’échantillon il s’arrête

automatiquement, on passe au réglage des différents paramètres de l’essai. Tout d’abord on

commence par vérifier les connexions électriques de l’ensemble de la chaine de mesure à

l’aide du logiciel de commande de la cellule "SETTAR", calibrer et tarer les jauges une à une

dans l’onglet "Paramètres" du logiciel puis on enregistre (Fig.33).


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Fig.33 : Interface de l’onglet "Paramètres" du logiciel SETTAR.

Ensuite, on passe à la programmation des consignes à appliquer à la pompe de

chargement (P1) sur l’échantillon dans l’onglet "Contrôle" (Fig. IV.34), pour cela on choisit

comme type de régulation "Rampe" avec un chargement de 0.3 Bar/min, puis on enregistre.

Fig.34 : Interface de l’onglet "Contrôle" du logiciel SETTAR.


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Pour l’essai de compression simple, uniquement la pompe de chargement (P1) est utilisée,

La pompe de confinement (P2) est utilisée pour l’essai triaxial, la pompe de drainage (P3) sert

à la régularisation des pressions de pores (interstitielles).

Finalement, on lance l’essai, sa durée dépend essentiellement du type de la roche,

ensuite on bascule vers l’onglet "Graphique" (Fig. IV.35), pour visualiser tous les paramètres

du test (pressions, déformation des jauges, température, position des pompes, LVDT,

extensomètre, etc.).

Fig.35 : Interface de l’onglet "Graphique" du logiciel SETTAR.

A la fin de l’essai, un craquement ou une chute brusque de la pression indiquent la

rupture de l’échantillon, dès lors, le système s’arrête automatiquement, on purge les lignes de

pression et on ouvre la cellule pour récupérer l’échantillon, ensuite, on remplit à nouveau les

pompes pour l’essai suivant dans l’onglet "Synoptique" (Fig.36).

Fig.36 : Interface de l’onglet "Synoptique" du logiciel SETTAR.


Page 51

A la fin du test, l’échantillon est photographié (Fig.37) puis archivé, les résultats de

mesures sont récupérés sous forme de datas bruts pour l’interprétation et le calcul des

paramètres élastiques statiques.

Fig.37 : Exemple d’un échantillon en compression simple.


Les figures 38 et 39 présentent les résultats de l’essai USC effectués sur les carottes


Puit HTF19

Fig.38 : Variation de la résistance à la compression (USC) et du module de Young (Es) en

fonction de la profondeur puit HTF19


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Puit HTF-10

Fig.39 : Variation de la résistance à la compression (USC) et du module de Young (Es) en

fonction de la profondeur puit HTF-10

HTF 10

Les valeurs de résistance à la compression obtenues au niveau du puit HTF10

varie de 45,25-187,10 Mpa pour un module de Young de 15,53 – 59,95 Gpa.

Le plus faible enregistrement de la résistance à la compression est 45,25Mpa

correspond à un module de Young de 15,53Gpa à la profondeur de 3403.59 m, cet

enregistrement est mesuré au niveau de niveaux gréseux fracturés.

Le plus fort enregistrement de la contrainte de rupture est 187,10 Mpa correspond

à un module de Young de 59,95 Gpa à la profondeur de 3414.30 m, cet

enregistrement est mesuré dans les passés quartzitique.

HTF19

Les résultats des essais de compression simple au niveau du puit HTF19 obtenues,

donne des résistances à la compression allant de 64,90 - 206,66Mpa pour un

module de Young de28.79 – 59,83 Gpa.


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Le plus faible enregistrement de la résistance à la compression est 64,90Mpa

correspond à un module de Young de 28,79Gpa à la profondeur de 3365.18 m,

cette enregistrement est mesuré dans les grès quartzitique voir les passées

argileuses.

Le plus fort enregistrement de la résistance à la compression est 206,66Mpa

correspond à un module de Young de 59,83Gpa à la profondeur de 3351.78 m, cet

enregistrement est mesuré dans les grés silico-quartzitique.

IV.5.3. Essai triaxial

L’essai triaxial consiste à appliquer sur un échantillon de carotte cylindrique un

chargement axial (1– 3) en rampe jusqu’à la rupture comme dans le cas d’une compression

simple tout en appliquant en plus une pression radiale constante de confinement autour de

l’échantillon (3 ), cette pression est générée par l’intermédiaire d’une huile remplissant une

chambre hermétique où est placé l’échantillon, par cet essai, on essaye d’approcher l’état de

contraintes in-situ dont la roche est soumise.

Cet essai permet de mesurer les modules élastiques statiques (ES et νS), mais il a pour

principale but de tracer les cercles de Mohr, pour déterminer la Cohésion C et l’angle de

frottement interne φ, pour cela, trois pression de confinement seront appliquées

respectivement sur trois échantillons prélevés sur une même cote

Les valeurs de ces pressions sont généralement communiquées par le client, elles

dépendent principalement des contraintes in-situ subies par la roche.

IV.5.3.1. Préparation et mise en place de l’échantillon

La préparation des échantillons pour l’essai triaxial se fait de la même manière qu’en

compression simple, sauf qu’il faut relier les jaquettes avec la colle cyanoacrylate pour

assurer l’étanchéité, c’est-à-dire, pour que l’huile ne pénètre pas à l’intérieur.

IV.5.3.2. Procédure de l’essai

L’essai est effectué sur le banc triaxial décrit précédemment. Le montage de

l’échantillon se fait de même façon qu’en compression simple puis on redescend le piston de

chargement, dès qu’il touche l’échantillon il s’arrête automatiquement, on passe alors au

remplissage de la chambre de confinement en ouvrant la vanne de la pompe de confinement

(P2) et celle du remplissage et en fermant la vanne de trop plein de la chambre, une conduite

jauge transparente nous indique si la chambre est bien remplie d’huile.

Après avoir vérifié les connexions électriques de la chaine de mesure, on passe à la

programmation des consignes à appliquer à la pompe de chargement (P1) et la pompe de

confinement (P2) dans l’onglet "Contrôle" du logiciel SETTAR. Le réglage de la pompe (P1)

se fait de la même manière qu’en compression simple sauf ce qui concerne la valeur de la

rampe, elle est de 5 bar/min pour l’essai triaxial. Pour la pompe P2, on choisit un type de

régulation constant et on choisit la valeur de la pression de confinement, celle qui est

programmée pour l’essai (Fig.40).


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Fig.40 : Réglage des consignes de la pompe (P2) dans l’onglet "Contrôle" du logiciel

SETTAR.

Ensuite, on affiche la courbe de pressurisation dans l’onglet graphique, la pression

monte graduellement, dès qu’elle atteint le seuil de la consigne elle, la pompe s’arrête

automatiquement. On enregistre et on lance le teste.

A la fin de l’essai, un craquement ou une chute brusque de la pression indiquent la

rupture de l’échantillon, dès lors, il faut arrêter le teste, ouvrir la vanne de trop plein pour

purger la pompe de chargement, purger la chambre de confinement, ouvrir la cellule pour

récupérer l’échantillon, renfermer les vannes de trop plein et recharger les pompes pour

l’essai suivant.

L’échantillon est photographié (Fig.41) puis archivé, les résultats de mesures sont

récupérés sous forme de datas bruts pour l’interprétation et le calcul de la Cohésion C et

l’angle de frottement interne φ.

Fig.41: Exemple d’un clivage de la rupture d’un échantillon en essai

triaxial


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Les figures 42 et 43 présentent les résultats de l’essai triaxial effectués sur les carottes


Fig.42 : Variation de la contrainte de rupture (rup) et du module de Young (E) en fonction

de la profondeur puit HTF-10.


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Puit HTF-19

Fig.43 : Variation de la contrainte de rupture (rup) et du module de Young (E) en fonction

de la profondeur puit HTF19.

HTF-10

Les résultats des essais triaxiaux du puit HTF10 obtenues, donne des contraintes de

rupture qui varie de 201,7 Mpa – 429,25 Mpa pour un module de Young de 30,59 –

66,64 Gpa donc des variations proportionnelles.

Le plus faible enregistrement de la contrainte de rupture est 201,7 Mpa correspond

à un module de Young de 31,12 Gpaà la profondeur de 3419.67 m, cette

enregistrement est mesuré dans les passées d’argiles allants de 3400 à 3410 m.

Le moyen enregistrement de la contrainte de rupture est 300,95 Mpa correspond à

un module de Young de 43,41 Gpa à la profondeur de 3420.72 m, cet

enregistrement est mesuré dans les formations gréseuses.


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Le plus fort enregistrement de la contrainte de rupture est 429,25 Mpa correspond à

un module de Young de 66,64 Gpa à la profondeur de 3413.42 m, cette

enregistrement est mesuré dans les grés quartzitiques.

HTF-19

Au niveau du puit HTF19, les résultats des essais triaxiaux obtenues, présentent des

contraintes de rupture varie entre 137,47 - 588,26 Mpa pour un module de Young

allant de 26,45 – 79,93 Gpa, caractéristiques de valeurs très dispersées fonction de

la lithologie des formations traversées.

Le plus faible enregistrement de la contrainte de rupture est 137,47 Mpa correspond

à un module de Young de 29 Gpa enregistré à 3372.26 m de profondeur, cette

enregistrement est mesuré dans les passées argileux et dabs certain cas dans les

grès quartzitiques altérés à fissurés.

Le plus fort enregistrement de la contrainte de rupture est 588,26Mpa correspond à

un module de Young de 79,93Gpa à la profondeur de 3351.78 m, cet

enregistrement est mesuré dans les grès silico-quartzitique.

IV.6. Conclusion

Les essais géomécanique effectués sur la roche réservoir de Hassi Tarfa par différents tests

(Scratch test, essai triaxial et essai de compression simple) ont mis en évidence des valeurs

moyennes de résistance à la compression simple très variables avec un comportement

mécanique différent d’un échantillon à un autre, allant de résistance faible à moyenne à des

résistances très élevées. Cette forte variabilité de résistance est expliquée par le haut degré

d’hétérogénéité de ces roches, expliqué également par la lithologie des puits en fonction de la

profondeur.

Au niveau du puits HTF10 la résistance à la compression est plus élevé est atteint 187,10

Mpa avec des contraintes de rupture élevées atteignant 429,25 Mpa, caractéristiques des

formations de types quartzites. Les plus faibles résistances à la compression 45,25 Mpa et des

faibles contraintes de rupture 137,47Mpaindique la présence de passées argileux.

Pour le puits HTF19 la résistance à la compression est plus élevé qui atteint 206,66 Mpa et

des contraintes de ruptures élevées qui atteint 588,26Mpa, notant la présence des formations

compétentes de types grés-quartzitiques. Les faibles résistances à la compression 64,90 Mpa

et faibles contraintes de rupture 137,47Mpa, relevées dans les passées argileuses et dans

certain cas dans les grès fracturés.

Conclusion générale


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Cette étude concerne deux puits d’exploration traversant des roches réservoirs situés dans

le champ de Hassi Tarfa, de nombreux problèmes liés à l’aspect géomécanique ont été

signalés lors des opérations de forage. Ce mémoire a pour objectif d’étude des paramètres

géophysique et géomécaniques de ces roches réservoirs. Des essais sur échantillons de

carottes ont été réalisés au laboratoire dans le but d’établir de nouvelles corrélations

spécifiques à cette région en vue d’une éventuelle modélisation.

D’un point de vue géologique la région de Hassi Tarfa est essentiellement composée de

dépôts Mésozoïques avec 3118 m d’épaisseur, reposant en discordance sur le Paléozoïque qui

à 407 m d’épaisseur. Enfin, un faible épandage détritique d’âge tertiaire de 300 m repose en

discontinuité sur le Mésozoïque

L’étude géophysique nous a permis de connaitre les différentes formations lithologiques,

qui constituées la roche réservoir, qui sont essentiellement : grès silico-quartzitique, argile (en

forme de passées) et Quartzite. Cette variation lithologique indiqué par la variation de

l’enregistrement de la diagraphie électrique et la diagraphie radioactive pour un GR entre 05à

30 gAPI et résistivité de 800 ohm.m pour le grès, un GR = 100 gAPI et une faible résistivité

entre 60et 90 ohm.m pour l’argile et un GR entre 10 à 30 gAPI et une forte résistivité de 2000

ohm.m pour le passage de quartzite.

L’étude des caractéristique géomécanique par différents tests (Scratch test, essai triaxial et

essai de compression simple), elle nous donne des valeurs moyennes de résistance à la

compression simple et la contrainte à la rupture très variables avec un comportement

mécanique différent d’un échantillon à un autre, allant d’une résistance faible à moyenne à

des résistances très élevées. Cette forte variabilité de résistance est expliquée par le haut degré

d’hétérogénéité de ces roches, expliqué également par la lithologie des puits en fonction de la

profondeur.

Les résultats de mesure des résistances mécaniques obtenus montrent que les formations de

la roche réservoir, présente des roches durs et compétentes de résistances à la compression

très élevées > 300 Mpa pour les grès quartzitiques et le quartzite et des roches tendre et friable

de résistance à la compression très faible <10 Mpa, liés au passées argileux avec la présence

des fractures et fissures.

Au final, la productivité de la roche réservoir de Hassi Tarfa dépend de ces fractures et

fissures qui améliorent la perméabilité et permet l’écoulement des hydrocarbures.



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Documents

Contexte géologique et étude géophysique, géomécanique des