Evaluation Du Réservoir Par Carottage, Comparaison Avec L'imagerie, Et Étude Géomécanique de Quartzite El Hamra de Puits HDZ-17
Evaluation Du Réservoir Par Carottage, Comparaison Avec L'imagerie, Et Étude Géomécanique de Quartzite El Hamra de Puits HDZ-17
Evaluation Du Réservoir Par Carottage, Comparaison Avec L'imagerie, Et Étude Géomécanique de Quartzite El Hamra de Puits HDZ-17
THEME
Présenté par :
* Mostefai Riad
* Ouddane Abd El Moumene
* Seddiki Abd El Hak
Soutenu publiquement le :
Devant le jury :
MOSTEFAI RIAD
Sommaire :
Remerciements
Dédicace
Résumé
Liste abréviation
Introduction général……………………………………………………………………….1
I.7.1 Le Socle…………………………………………………………………………….8
I.7.2 Infracambrien………………………………………………………………………8
I.7.3 Le Paléozoïque……………………………………………………………………..8
a) Le Cambrien………………………………………………………………………8
b) L’Ordovicien……………………………………………………………………...9
I.7.4 Le Mésozoïque…………………………………………………………………….10
a) Le Trias…………………………………………………………………………...10
b) Le Jurassique……………………………………………………………………...11
FHSTU-GP18
Sommaire
c) Le Crétacé…………………………………………………………………………12
I.7.5 Le Cénozoïque……………………………………………………………………14
a) L’Eocène…………………………………………………………………………14
b) Le Moi-pliocène………………………………………………………………….14
a) La phase Panafricaine…………………………………………………………....16
b) La phase Eo-Calédonienne précoce ou Anté-tramadocienne ou Taconique…..16
c) La phase Calédonienne majeure…………………………………………………16
d) La phase Hercynienne…………………………………………………………. 17
a) La phase Autrichienne……………………………………………………………17
b) La phase Atlasique………………………………………………………………..17
FHSTU-GP18
Sommaire
I.11 Conclusion…………………………………………………………………………...24
II.2 Définitions……………………………………………………………………………25
II.5.2 Le nettoyage……………………………………………………………………….27
II.6.1 La porosité……………………………………………………………………......31
FHSTU-GP18
Sommaire
II.9 Paramètres pétrophysiques des carottes……………………………………………..37
a) Porosité…………………………………………………………………………...37
b) Perméabilité………………………………………………………………………38
c) Densité des grains………………………………………………………………...38
d) Mesure de saturation SW par méthode Retort…………………………………..38
II.11 Conclusion…………………………………………………………………………..42
III.2 Généralités…………………………………………………………………………...43
III.5 Commentaire………………………………………………………………………...52
FHSTU-GP18
Sommaire
III.6 Comparaison et analyse entre carotte – image……………………………………...53
III.8 Conclusion…………………………………………………………………………...57
IV.2 Généralités………………………………………………………………………….58
a) Réalisation du test………………………………………………………………...62
b) Traitement des résultats…………………………………………………………..62
FHSTU-GP18
Sommaire
a) Préparation des échantillons……………………………………………………..76
b) Déroulement des essais…………………………………………………………..76
c) Traitement des données…………………………………………………………..76
IV.4 Comparaison entre les résultats des essais soniques et ceux des essais de compression
simple…………………………………………………………………………………….82
IV.5 Estimation des valeurs des contraintes dans la partie réservoir du puits HDZ-17..84
IV.8 Conclusion…………………………………………………………………………...94
Conclusion générale………………………………………………………………………...96
Recommandation
Références bibliographiques
FHSTU-GP18
Résumé
Summary :
The heterogeneity of the Hassi Messaoud reservoirs results from a complex and important
geological and structural evolution, this heterogeneity to complicate the evaluation of
reservoirs.
Well HDZ-17 located in the Hassi D'zabat field, the latter is part of the outskirts of Hassi
Messaoud, it produces oil in the Ordovician, specifically in the Quartzite El Hamra, the latter
is a compact rock and fractured, which produces by cracking.
Our study is intended to verify the reliability of the information obtained by the imagery,
so we followed the following methodology:
Tank evaluation by visual description of the core, and then a simple statistical
analysis of the porosity and permeability.
Comparison between the analyzes obtained by the coring, and those obtained by the
imagery.
Confirmation with the result of geomechanical tests, by determination of
geomechanical, static and dynamic parameters, then estimation of the three
constraints, and finally comparison between the two.
geomechanical - rock
FHSTU-GP18
Résumé
Résumé :
Le puits HDZ-17 situé dans le champ Hassi D’zabat, ce dernier est partie de périphérie de
Hassi Messaoud, il produise l’huile dans l’Ordovicien, plus précisément dans le Quartzite El
Hamra, cette dernière est une roche compacte et fracturés, qui produise par la fissuration.
L’imagerie est une technologie avancée, moins chère que le carottage, et fournit des
informations représentatives sur la fracturation de réservoir, comme le carottage.
Notre étude est pour but de vérifier la fiabilité des informations obtenu par l’imagerie,
donc on a suivi la méthodologie suivante :
géomécaniques - roche.
FHSTU-GP18
Résumé
ملخص :
عدم تجانس مكامن حاسي مسعود ناتج عن تطور هيكلي و جيولوجي معقد و مهم ,هذا االمر عقد تقييم المكامن.
يقع البئر HDZ-17في حقل حاسي زعباط هذا االخير هو جزء من محيط حقل حاسي مسعود وينتج البترول من
االوردوفيسيان اكثر دقة من كوارتزيت الحمراء هذه االخيرة هي صخرة جد متماسكة و مكسرة و اللتي تنتج عن طريق
التشققات.
التصوير هي تقنية متقدمة اقل تكلفة من تقنية استخراج لب المكمن و تعطي معلومات تعكس الحقيقة على درجات تكسر
المكمن مثلها مثل تقنية استخراج لب المكمن.
الهدف من دراستنا هو التحقق من دقة المعلومات المتحصل عليها من تقنية التصوير اذن انتهجنا المنهجية التالية
تقييم المكمن بوصف عياني للعينة بعدها تحليل احصائي مبسط للمسامية و النفاذية .
مقارنة بين التحليالت المتحصل عليها من تقنية استخراج لب الخزان و تقنية التصوير.
برهنة مع نتيجة الت جارب الجيوميكانيكية بتحديد المعامالت الجيوميكانيكية ساكنة و متحركة و في االخير
مقارنة بين االثنين.
الكلمات الداللية :حاسي زعباط -االوردوفيسيان -الخزانات -كوارتزيت الحمراء -التصوير -لب المكمن -
الجيوميكانيكية -صخرة.
FHSTU-GP18
Liste des abréviations
L’abréviation Exprimé
HMD
Hassi Messaoud.
WEC
Well Evaluation conference.
IFP
Institut Français de Pétrole.
Ra
Réservoir anisométrique.
Ri
Réservoir isométrique.
Réservoir 2 et 3.
R2 et R3
Drain 1, 2, 3, et 4.
D1, D2, D3, D4
Dolomitique 2.
d2
Salifère 1, 2, 3.
S1, S2, S3
Lias salifère 1, et 2.
LS1, LS2
Volume solide.
Vs
Volume de pore.
Vp
Volume totale.
Vt
Pression 1, et 2.
P1, P2
Température 1, et 2.
T1, T2
Ultrasonic Borehole Imager.
UBI
Oïl Base Micro-Imager.
OBMI
Ultrasonic Xplorer.
EXPL
Earth Imager.
EI
Circumferential Borehole Imaging Log.
CBIL
British Geological Survey Global Geomagnetic Model.
BGGM
Echantillon.
Ech
Axial.
ax
Radial.
rad
FHSTU-GP18
Liste des abréviations
Uncofined compressive strength.
UCS
Confined compressive strength.
CCS
FHSTU-GP18
Liste des figures
FHSTU-GP2018
Liste des figures
17 Mesure de volume solide 32
(CRD 2017).
19 Perméamètre 33
(CRD 2018).
28 L’interface du BGGM. 49
30 Fenêtre contenant un résumé sur les résultats CBIL, Cross plot des axes 50
X et Y l'accéléromètre et du magnétomètre.
FHSTU-GP2018
Liste des figures
37 Interprétation des breakout sur le log d’imagerie. 54
40 Déplacement et déformation. 58
44 Test de scratch. 62
FHSTU-GP2018
Liste des tableaux
FHSTU-GP2018
Liste des graphes
FHSTU-GP2018
Introduction générale
La réalisation d’un forage est pour but d’atteindre le réservoir, toutes nos intéresses sont
pour cette partie, car elle contient la richesse qui est les hydrocarbures.
Après le forage, la production s’commence, pour une meilleure production dans des
bonnes conditions et dans un programme de production bien optimisé, qui maintient la
stabilité du puits, et augmente la durée de vie de ce puits, il faut faire une meilleure
évaluation de la partie réservoir, la connaissance de la structuration de réservoir est la clé
pour une production dans des meilleures conditions.
Il existe deux méthodes pour l’évaluation de réservoir, direct et indirect, parmi les
méthodes direct il ya le carottage, c’est une technique qui permettre de prélève un échantillon
de roche de forme cylindrique, s’appelle la carotte, cette dernière représente la réalité de
réservoir, sur cette carotte.
Des études pétrophysiques sont réaliser pour déterminer les paramètres pétrophysiques,
tel que, la porosité, la perméabilité, la saturation, volume d’argile,…etc. Faire une description
visuelle ou à l’aide d’une loupe binoculaire détaillé, sur la lithologie et stratigraphie et même
paléontologique, et d’autre étude géomécanique tel que, la compression simple, l’essai
triaxiale, l’essai Brésilien, Scratch, mesure dynamique (sonique)…etc. pour déterminer
plusieurs paramètres géomécanique, tel que, le module de Young (E), et le coefficient de
Poisson (V), et l’estimation des trois contraintes, la contrainte verticale (σv), la contrainte
horizontale maximale (σH), et la contrainte horizontale minimale (σh), ces études
géomécaniques sont très important pour l’optimisation de densité de forage, déterminer les
cotes résistantes pour les choisir un programme de tubage pour avoir le point initial de
fracturation hydraulique, et la longueur, la largeur, et direction des fractures, et les meilleurs
condition de production qui se concerne les contraintes dans le réservoir, parmi les autres
méthodes d’évaluation indirect, il ya logging et l’imagerie.
L’imagerie est une technique moderne, permettre de photographier le puits en 360°, cette
méthode est très utilisé généralement dans les puits qui n’ont pas un carottage de la partie
réservoir, et pour comprendre mieux la structuration de réservoir, et déterminer les fissures,
fracture, et les failles et son pendages, et son directions, la fracturation est un élément clé
pour la production, par ce que la fissuration augmente la perméabilité par création des
interconnections entre les pores, donc en résultat, l’acheminement des hydrocarbures, mais la
fiabilité des résultats obtenu par l’imagerie reste en parenthèse.
FHSTU-GP18 Page 1
Introduction générale
Notre étude est d’évaluer le réservoir Quartzite el Hamra, du puits HDZ-17, par les
différentes techniques, tel que le carottage, l’imagerie et étude géomécanique, et pour but de
tester la fiabilité des résultats d’imagerie et de répondre sur les questions suivantes :
Département Géologie :
FHSTU-GP18 Page 2
Présentation du champ d’étude
Hassi Messaoud.
Chapitre I Présentation du champ d’étude HMD
I.1 Introduction :
Avec une superficie de 4200km2, et une superficie de 40*40km2 des réserves, le champ de
Hassi Messaoud (HMD) est considéré parmi les grands gisements du monde, il avait été
découvre le 16 Janvier 1956 par le premier forage MD1, implanté suite à une compagne
sismique de réfraction.
Le 15 Juin de cette même année, ce forage avait atteindre l’huile à une profondeur de
3338m, dans les grès du Cambrien.
En Mai 1957, le forage OM1 foré par la société C.F.P.A confirmait l'existence d'une
quantité très importante d'huile dans les grès du Cambrien, à 7 km au Nord-Nord-Ouest de
MD1.
Sur le plan géologique, ce champ est subdivisé en 2 parties, Nord (OM, ON), et Sud (MD).
Il est limité:
HASSI
MESSAOUD
Le champ de Hassi Messaoud est divisé en deux parties: le champ Nord (ex CFPA)
et le champ Sud (ex SN REPAL), chacun ayant sa propre numérotation.
♦ Champ Nord : comporte une numérotation géographique complétée par une numérotation
chronologique, exemple Omo38.
O : majuscule, permis d’Ouargla.
m : minuscule, Superficie de la zone à huile est de 1600km².
n : minuscule, Superficie de la zone à huile est de 100km².
3 : abscisse, et 8 : ordonnée.
♦ Champ Sud : Elle est principalement chronologique, exemple : MD1, MD2, MD3,
Remarque : pour les puits horizontaux, leur nomenclature contient (Z), exemple :
OMKZ303, OMKZ202
Le champ de Hassi-Messaoud a été découvert le 16 Janvier 1956 par la SN. Répal qui a
amorcé le premier forage (MD1), implanté à la suite d’une compagne sismique réfraction. Le
15 Juin de la même année, ce forage atteindre l’huile dans grés du cambrien à 3338m de
profondeur.
Par la suite, le champ de Hassi Messaoud fut l’objet d’une division en deux (02) champs:
C.F.P.A pour le champ Nord (OM, ON) et SN.REPAL pour le champ Sud (MD).
A partir de 1968, le rythme de forage s’est développé avec une moyenne de 32 puits par
an. La production a atteint le seuil de 32,3 millions de tonne en 1970.
Après la nationalisation des hydrocarbures le 24 février 1971, les forages n’ont cessé de se
multiplier pour atteindre en 1977 une moyenne de 34 puits par an.
Le premier forage horizontal réalisé en août 1993 à Hassi Messaoud dans le puits MDZ-
453. Depuis cette date, le forage horizontal s’est considérablement développé et on en
comptait 39 puits en 2001.
En 1979, L’IFP a réalisé plusieurs travaux qui délimitent le champ de Hassi Messaoud de
25 zones productives.
Le champ de Hassi Messaoud a connu deux (02) périodes de développement. Une phase
de développement des « zones de production » par forages verticaux (1958-2000) , et une
phase de développement des zones structuralement complexes ainsi que des réservoirs de
faibles paramètres pétrophysiques par forages non conventionnels (1997-2005), Plus de cent
(100) puits verticaux inexploitables ont été repris en short radius depuis 1997 (WEC 2007).
Les statistique jusqu’a Mai 2018 ont montré que le nombre de puits foré est de 1388 puits
avec dont 130 sont des puits injecteurs gaz, 64 puits injecteurs l’eau, et 677 puits producteur
d’huile.
I.7.1 Le Socle :
Rencontré au niveau des puits MD2 à 3658 mètres et Om81 à 4533 mètres,
essentiellement constitué de granite porphyroïde en couleur rose.
I.7.2 Infracambrien :
Reconnu par le forage Om47 à une profondeur de 4092 mètres, c’est l’unité lithologique la
plus ancienne rencontrée par les forages, affleuré dans la région nord de la structure,
essentiellement constitué de grés argileux rouges d’une épaisseur d’environ 45 mètres.
I.7.3 Le Paléozoïque :
a) Le Cambrien :
a.1) Lithozone R3 :
Son épaisseur moyenne est de 370 m. La lithozone R3 repose sur l’infracambrien ou
directement sur le socle. 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. Il ne présente aucun intérêt pétrolier à cause de ses
faibles propriétés matricielles et de sa position profonde au-dessus du plan d’eau.
a.2) Lithozone R2 :
Son épaisseur moyenne est de 100 mètres. La lithozone R2 se compose de grès moyens à
grossiers micacés, mal classés, à ciment argileux assez abondant et admettant des
intercalations de silts. Les stratifications sont souvent obliques. Il est exploitable lorsqu’il est
en position haute.
a.3) Lithozone Ra :
Son épaisseur moyenne est de 125 mètres. Elle se compose de grès à grès quartzites
anisométriques moyens à grossiers, à ciment argileux et siliceux, admettant de nombreuse
passées de silts centimétrique et décimétriques.
NB: le mot « drain » est un terme désignant une surface de drainage favorable.
Elle se compose de grès quartzitiques isométriques fins bien classés, à ciment argileux et
siliceux, avec une présence abondante de Tigillites. Sur le plan pétrolier cette zone représente
un réservoir secondaire.
b) L’Ordovicien :
Il est subdivisé en plusieurs unités. Ces unités sont les suivantes de bas en haut :
b.1) La zone des alternances :
C’est une zone où les lits d’argile noire, indurée, silteuse et micacée alternent avec des
grès gris clair, fins à très fins silico-quartzitiques, durs avec une abondance des Tigillites.
I.7.4 Le Mésozoïque :
a) Le Trias :
Il repose en discordance sur les terrains paléozoïques, il est subdivisé dans la zone d’étude
en quatre termes : La série inférieure, le Trias éruptif, le Trias argileux et le Trias salifère.
Constituée essentiellement par une argile silteuse à silto-sableuse avec des passées de grès
à siltstone argileux.
Ce sont des roches éruptives gris brun, vertes, parfois violacées riches en minéraux verts
avec des passées d’argile brune, indurée, silteuse.
Il est formé d’argile brune rouge, silteuse, à silto-sableuse, tendre et indurée alternant avec
des passées de grès fin, blanc verdâtre.
b) Le Jurassique :
Les sédiments du Jurassique sont largement représentés dans la région de Hassi Guettar,
ce sont des dépôts lagunaires et marins, confirmés par la présence du calcaire qui forme
l’horizon « B ». Il est représenté par :
b.1) Le Lias :
C’est essentiellement une anhydrite blanche à passées d’argile grise à gris vert, parfois
brune, dolomitique et de dolomie microcristalline beige et dure. Il comprend : L’horizon
« B », le Lias salifère « LS2 », le Lias dolomitique « LD2 », le Lias salifère « LS1 » et le Lias
dolomitique « LD1 »
D’une épaisseur de 31m, il est constitué de marnes grises avec des passées de dolomies
grises.
D’une épaisseur de 55m, il est formé d’une alternance de bancs de dolomies massives à
grains fins, de couleur grisâtre avec des passées de marnes grises légèrement dolomitique.
D’une épaisseur moyenne de 90m, il est constitué d’argiles brunes à passées de sels et
d’anhydrites blanches.
b.2) Le Dogger :
Formé essentiellement par des argiles bariolées, tendres, silteuses, en alternance avec
quelques niveaux gréseux gris blanc et quelques rares passées dolomitiques.
b.2.3) Le Malm :
C’est une intercalation d’argile brune, silteuse, avec des niveaux de grès fins, gris à blanc
à ciment argileux et quelques rares bancs de dolomie microcristalline.
c) Le Crétacé :
c.1) Le Néocomien :
C’est une série argilo-carbonatée, grise à gris vert, tendre, silteuse avec quelques passées
de grès fins à moyens, gris blancs, silico-carbonatés, localement glauconieux, intercalés de
rares passées de dolomie microcristalline.
c.2) Le Barrémien :
Il est formé par une alternance de grès fin à moyen, parfois grossier, bien classé, friable et
d’argiles vertes et brunes, ainsi que des niveaux de dolomie microcristalline.
c.3) L’Aptien :
C’est un niveau bien individualisé, formé par une barre dolomitique microcristalline de
couleur blanche à beige avec des passées de marne gris verdâtre indurée.
c.4) L’Albien :
Il est constitué de grès fins à moyens rarement grossiers, friables, parfois argileux avec des
passées de dolomie brunâtre microcristalline dure.
c. 5) Le Cénomanien :
Il est formé par des bancs d’anhydrite blanche, pulvérulente cristalline en alternance avec
des niveaux de dolomie beige à grise et de quelques passées d’argile gris verdâtre.
c.6) Le Turonien :
Il est représenté par des calcaires blancs, crayeux, localement dolomitiques et quelques
passées d’argile brune plastique à la base.
c.7) Le Sénonien :
Il est fortement développé dans la région de Hassi Guettar et, se subdivise en trois parties :
Il est constitué par des niveaux d’anhydrite blanche, cristalline; intercalés de bancs de
dolomie et de lits d’argile légèrement silteuse, indurée.
Il est formé par des niveaux de dolomie claire, cristalline, parfois vacuolaire, passant par
endroits à des calcaires dolomitiques gris blancs argileux.
I.7.5 Le Cénozoïque :
Il est définit par :
a) L’Eocène :
C’est une formation carbonatée représentée par des calcaires dolomitiques crypto
cristallins avec des nodules de silex.
b) Le Moi-pliocène :
Hassi Messaoud a une structure d’un vaste dôme anticlinal aplati, avec direction générale
NE-SO, structuralement, deux types d’accidents affectent le réservoir :
Les failles de directions subméridiennes N.NE - S.SO ainsi que d’autres failles qui
leurs sont perpendiculaires de direction NO-SE, ceci fait ressortir le caractère
tectonique en Horst et Graben.
Les cassures sans rejets ou flexures qui ont eu un grand effet sur la fracturation du
réservoir et donc les paramètres pétrographiques de réservoir.
a) La phase Panafricaine :
C’est une phase compressive de direction E-O, due a une collision continentale entre le
craton West africain rigide et le bloc Est Africain plastique (Bertand et R.Caby 1978),
provoquant une tectonique cassante, représentée par un réseau de failles de directions NE-SO,
NO-SE suivie d’une érosion intense qui s’est installée jusqu’au Cambrien conduisant à la
formation d’une surface de péniplanation appelée surface infra-tassiliènne. Cette pédiplaine
marque le début d’une histoire cratonique du Sahara.
Datée d’environ 500 millions d’années, cette phase est marquée par la transgressivité des
grés isométriques (Ri) connus sur les flancs du champ, après la mise en place du dépôt du
réservoir (Ra).
Une structure Tardi-Cambrienne s’est produite avec érosion et failles s’établissant déjà
suivant une direction NE-SO et accompagnée de volcanisme (Beicip/Franlab 1979).
Datée d’environ de 400 millions d’années, cette phase est régionalement connue par
l’absence de sédiments de Dévonien et du Carbonifère dans toute la surface du haut fond d’El
Biod. A noter qu’une hypothèse de non dépôt de ces sédiments a été retenue plutôt que celle
de l’érosion hercynienne du fait que les faciès remaniés à la base du Trias gréseux
proviennent du Cambro-Ordovicien. Cette phase aurait débutée au Silurien ou au Dévonien
inférieur (MASSA-NICOL-1971).
d) La phase Hercynienne :
Datée de 225 à 280Ma, cette phase est responsable d’un grand bombement de direction
NE-SO accompagnée du jeu de failles de même orientations, qui compartimentent le
réservoir en blocs ayant leur comportement propre (Horst, Graben).
On peut dire qu’au cours de cette phase, on assiste à un serrage de direction NO-SE, c’est
à dire, perpendiculaire aux accidents majeurs.
Les effets de cette phase sont relativement faibles et ne correspondent qu’à 50 à 100m de
fermeture structurale (2950-3050m). Ces déformations s’accompagnent d’un basculement
vers le NO d’environ 200m entre la partie SE et NO, ce basculement a eu lieu au
Mésozoïque. La fermeture N-S est beaucoup plus importante que la fermeture O-E et pourrait
être due aux mouvements d’âge éocène qui est une phase tectonique atlasique avec une
direction de compression NNO-SSE. (Beicip/Franlab 1979).
a) La phase Autrichienne :
Datée d’environ de 100 millions d’années, cette phase est un raccourcissement E-O, elle a
accentué la fermeture structurale et a provoqué des fracturations le long des failles anciennes
qui ont probablement rejoué.
Elle est presque synchrone de la mise en place des hydrocarbures, car la formation de ces
derniers a débuté au jurassique et s’est poursuivie pendant le Crétacé.
b) La phase Atlasique :
C’est une phase dont la compression est de direction NNE-SSO, postérieure à la formation
des hydrocarbures, donc elle est probablement à l’origine des barrières de perméabilité dues à
un décalage des niveaux réservoirs.
Cette structuration montre une fermeture de 300m entre les bordures et le top du gisement,
elle est compressive à raccourcissement N-S, elle a subit un faible réajustement épirogénique.
Cette dernière à un allongement général NE-SO, et montre des culminations locales
d’amplitude de l’ordre de la centaine de mètres, le rejet connu des failles ne dépasse pas 70 à
80m. (Beicip/Franlab).
Les argiles du Silurien constituent la roche mère source génératrice des hydrocarbures à
l’échelle de toute la plate forme saharienne.
Cette source est représentée par les argiles noires, carbonatées radioactives, très riches en
matière organique et d’une épaisseur qui varie de 20 à 70m.
Le Silurien est préservé au Nord du champ de Hassi Messaoud, à l’Ouest dans le bassin
d’Oued M'ya, au Sud-Ouest dans le bassin de Mouydir et à l’Est le bassin de Berkine.
R3.
R2 (R2C et R2ab).
R1 (Ra, Ri), Ra (D1, ID, D2, D3, D4), Ri (D5).
Les réservoirs Cambriens, leur couverture est assurée par les argiles d’El Gassi donc, les
séries argilo-gréseuses du Lias et du Trias et à un degré moindre, la série inférieure (roches
éruptives) du Trias assureront l’étanchéité pour les quartzites de Hamra tandis que, la série
des argiles d’El Gassi et les intrusions y intercalées formeront une couverture remarquable à
l’ensemble des réservoirs Cambriens.
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.
Ces pièges sont le résultat de mouvements tectoniques tels que les anticlinaux.
Ils sont à la fois structuraux et stratigraphiques, comme par exemple les pièges contre
failles au niveau du bassin d’Oued Mya et le Nord- Est de Hassi Messaoud les pièges
reconnus jusqu’à présent sont de type stratigraphique et structural.
X : 05°45’et 6°00’E
Y : 31°00’et 31°15’N
Le champ de Hassi D’zabat est limité par le champ de Hassi Messaoud vers le Nord,
Hassi Terfa vers le Nord-Est, Hassi Guettar vers l’Ouest, à l’Est le champ de Mesdar et au
Sud le champ d’El Gassi.
Hassi Dzabat
I.11 Conclusion :
Hassi Messaoud fait partie du province orientale, avec une superficie de 4200km2, et
surface de réserve d’environ 40*40km2, géologiquement subdivisé en 2 parties, Nord
(OM,ON), Sud (MD), selon la pression de gisement, il est en 25 zones productrices, la roche
mère est de Silurien, mais érodé par l’érosion Hercynienne, la roche réservoir est le Cambro-
Ordovicien, le Cambrien est affleure dans tout le champ, mais l’ordovicien érodé dans la
partie centrale, et affleure dans les périphéries de champ (Hassi Terfa, Hassi Guettar,
Rhourde Chegga…..), pour la couverture, assuré par les roches éruptifs de Trias.
Structuralement, Hassi Messaoud est un vaste dôme aplati, de direction NE-SO, affecté
par 7 phases tectoniques, compressive et distensifs, par conséquence, un réseau des fissures et
parfois failles caractérise le réservoir cambro-ordovicien.
II.1 Introduction :
Le carottage est une technique de prélèvement un cylindre de roche qu’il existe dans la
profondeur, cette carotte fournit des informations précieux sur le réservoir, c’est un
échantillon représentatif de ce dernier, sur le quelle, on fait des essais et des mesures qui
donnent des résultats fiables, c’est une analyse direct sur le réservoir.
II.2 Définitions :
Le carottage est une technique de prélèvement d'échantillons de roche qui consiste à forer
sous sol à l'aide d’un instrument s’appelle carottier, pour but d’obtenir un cylindre de matière.
La carotte est un échantillon cylindrique de roche que l’on prélève, généralement dans la
phase finale de forage (réservoir). Une carotte donne des informations précieux sur les
caractéristiques de la roche généralement le réservoir, et permet une meilleures calibration et
interprétation de signaux électriques (logs).
Cette méthode consiste de faire une description à l’œil nu, ou par l’aide d’un loupe, pour
ressortir des données détaillés, déterminer la lithologie et les faciès de l’intervalle carotté, et
définir le figures sédimentaires s’il existe dans la carotte, les fractures ou bien les fissures
existante,
Sur le plant structural, et à l’aide d’imagerie, la carotte donne des informations détaillées
sur les fractures ou bien les fissures horizontaux et verticaux dans la carotte, avec cette
analyse structurale, on peut détecter le régime structural compressif ou bien distensif, et même
estimé les contraintes qui affectent ce gisement.
On peut faire aussi une analyse sédimentologique, et pétrographique sur le réservoir pour
avoir le milieu de dépôt et paléo climat et ……etc.
Le nom du puits.
La compagnie.
Les numéros des carottes.
Le nombre de caisses pour chaque carotte.
Vérifier les côtes ‘Top’ et ‘Bottom’.
Vérifier l’orientation des deux traits imprimés sur les tubes.
Approuver le bordereau d’envoi et remplir la fiche technique de réception des
carottes.
Figure 11 : Des carottes dans les caisses avec ses renseignements (CRD 2018).
II.5.2 Le nettoyage :
- Potassium K.
- Thorium Th.
Figure 12 : Figure représente le log de Rayon Gamma global et spectral (CRD 2008).
Cette opération consiste à photographier la carotte dans toute la partie latérale de la paroi
de carotte, pour obtenir une photo de la carotte avec un balayage de 3600.
Avec une plugueuse, on creuse une partie de carotte sous forme d’un cylindre qui s’appelle
le plug dans La Salle de préparation. On prélève une Plug chaque 25cm :
Il faut écrire sur le plug, le numéro d’ordre, le numéro de la carotte et son orientation avec
une encre de chine noire et indélébile.
Après la réalisation des plugs, il faut marquer à l’encre de chine (ou encre indélébile) sur le
corps de celui-ci :
• Le nom du puits.
• Le numéro de la carotte.
Cette opération n’est pas systématique et doit faire l’objet d’une demande par le client,
consiste de coupé la carotte en deux morceaux, suivant le plan vertical de la carotte, le
premier morceau pour le pluggage, 2/3 de la section horizontal de la carotte, et 1/3 pour
d’autre opération.
Après la préparation nécessaire pour la mesure pétrophysique, qui inclus : lavage avec le
toluène (impuretés des hydrocarbures), et le méthanol (les sels), puis, extraction des fluides à
DEAN STARK, puis, séchage à une étuve.
II.6.1 La porosité :
suivante : VP = VS / VT .
L’ultra porosimètre permet de mesurer le volume solide de la roche. Cet instrument est
baser sur la loi de Boyle et Mariotte qui est : P1 * V1 / T1 = P2 * V2 / T2
Le volume total (VT) est déterminé grâce à une pompe volumétrique à mercure
par le principe d’Archimède.
A l’aide d’un balance électronique, on peut peser le poids de l’échantillon, celui-ci est
répertorié dans le programme de Winpore où le grain densité est calculé automatiquement
sous la formule : Poids/volume solide = densité des grains (g/cm3)
On peut mesurer la perméabilité d’un plug à l’aide d’un perméamètre, sous une pression de
confinement de 400PSI, manufacture est basée sur la loi de DARCY.
a b c
Cette description est faite par SONATRACH - Direction Production – Géologie – Hassi
Messaoud, pour le puits HDZ 17 : est comme la suite :
Carotte N°1 : QH
Prélevée entre 3235m et 3241m à un taux de récupération de 94%, l’épaisseur carottée est
de 6m, elle est caractérisée par :
Nodules quartzitiques.
Des grès gris quartzitique sombre à gris beige, fins à très fins à ciment silico-
bitumineux.
Nombreux joints stylolithiques et quelque films jaunâtre.
Abondance de Tigillites longues et courtes.
Présence de fissures verticales remplis à la silice et quelque fissure vide.
Quelque fissure horizontale.
La stratification inobservable.
Carotte N°2 : QH
Quartzite gris sombre à gris beige, fins à très fins, à ciment siliceux.
Nombreux joints stylolithiques.
Carotte N°3 : QH
Quartzite à gris quartzitique, fins, compact, dur, ciment silico-bitumineux gris à gris
sombre.
Nombreux joints stylolithiques.
Présence de Tigillites longues et courtes.
Les fissures horizontales et verticales remplis par la silice et bitume.
La stratification totalement inobservable.
Carotte N°4 : QH
Quartzite gris foncé à beige par endroit, dur compact à ciment siliceux micacé avec
passé de joints stylolithiques et joints argileux très fins.
Fissures verticales fermées très développées allant jusqu’à 80cm de longueur.
Fissures verticales ouvertes très peu colmaté par la silice et bitume, et vide par
endroit.
Fissures horizontales et obliques abondantes.
Une stratification oblique entrecroisées en mamelon due à un courant marin multi
directionnel.
Des traces de pyrite.
Brèche de faille avec des éléments conglomératiques et schistosité oblique avec des
miroirs de faille.
Tigillite très abondantes et très développées allant jusqu'à 50cm de longueur.
Carotte N°5 : QH
Carotte N°6 : QH
Quartzitique gris sombre à beige avec nodules de quartzites très grossiers, arrondi
conglomératique à ciment silico-bitumineux.
Fissures verticales très développées, ouvertes, colmatés par le bitume et fissures
verticales fermées.
Présence des joints stylolithiques.
Fissures horizontales et obliques.
Présence de stratifications entrecroisées due à un courant marin multidirectionnelle
avec des joints argileux.
Carotte N°7 : QH
Carotte N°8 : QH
Le volume solide est déterminé à l’aide d’un Ultra-Porosimètre à hélium basé sur la loi de
BOYLE-MARIOTTE.
Le volume total est mesuré à l’aide d’une pompe volumétrique à mercure basée sur la loi
d’Archimède.
b) Perméabilité :
Cette mesure à été effectuée à l’aide d’un Ultra- Perméamètre 500, de type CORELAB
avec une pression de confinement de 450psi.
La perméabilité est donnée par une équation qui dérive de la loi de DARCY appliquée aux
gaz.
Le poids est déterminé avec précision (+/- 0.001g) par une balance électronique.
L’échantillon est placé dans un capaciteur qui sera placé dans un retort; et en fonction de
l’augmentation de la température, l’extraction des deux fluides (eau et huile) se fait
progressivement.
Lorsque la température atteint les 800°F, toute l’eau est extraite des pores (valeur initiale
de l’eau). A 1200°F, on note le volume d’eau finale et le volume d’huile. :
II.11 Conclusion :
L’analyse directe des carottes de réservoir de HDZ-17, représenté par Quartzite El Hamra,
on conclure que :
Sur le plan sédimentologique, la formation de Quartzite El Hamra est composée par des
dépôts gréseux fin à moyen avec des stratifications qui varie entre oblique et entrecroisée
indique un milieu avec courant multidirectionnelle, l’abondance d’ichnofaciès de type
Tigillite indique un milieu marin peu profond, donc c’est un Tight réservoir, que produise par
fissuration, ou bien fracturation.
Ce type de réservoir (Quartzite El Hamra) est très compacte, où la déformation cassante est
dominante, la fracturation est bien développée avec un colmatage de silice et bitume et
rarement ouverte non colmaté.
La faible perméabilité dans Quartzite El Hamra est peut être le résultat d’une part de
l’abondance des ciments siliceux, parfois argileux et d’autre part, à la profondeur
d’enfouissement qui à causer la forte compaction de ces niveaux réservoirs.
III.1 Introduction :
L’imagerie est une technique développée, utiliser pour la détection des fracture et les
breakouts, leur sens et direction, en utilise cette technique en cas de non réalisation de
l’opération de carottage, ou bien de résolue des problèmes, tel que la production d’eau dans
les puits horizontaux, c’est une technique très important dans l’industrie pétrolier moderne,
surtout dans ‘ Upstream section’.
L’un des principaux de cette étude est de les déférentes caractéristiques géologiques
observés sur les journaux d’images, afin de réduire l’incertitude dans l’interprétation de
l’image, et d’améliorer notre compréhension de la résolution de caractéristique importantes,
tell que les fractures dans le réservoir.
Dans ce chapitre on voit quelque généralité sur l’imagerie, puis les différentes étapes pour
le traitement (Processing) des données, enfin application sur le puits HDZ-17.
III.2 Généralités :
C’est une technique de diagraphie, consiste de descendre un outil qui réalise une image
de la paroi de trou, selon principe de fonctionnement physique, cet outil permet de réaliser
une image de 360° de trou.
Il existe deux dans l’imagerie, imagerie acoustique, et imagerie électrique, chaque société
des services pétroliers a sa propre nomenclature d’outil, mais le principe de fonctionnement
reste le même.
Pour Schlumberger :
1. Acoustique : UBI (Ultrasonic Borehole Imager).
2. Electrique : OBMI (Oïl Base Micro-Imager).
Pour Backer Hughes :
1. Acoustique : UXPL (Ultrasonic Xplorer).
2. Electrique : EI (Earth Imager).
On peut détecter les différents fractures, naturelles, ouverts ou colmatés, et induits, pour
Pour bien caractériser les différents types des fractures il est indispensable de combiner les
outils acoustiques aux outils électriques.
les fractures colmatées par un ciment résistif ou l’image électrique montre une
réponse claire alors que l’outil acoustique dément l’ouverture de la fracture par
un signal de forte amplitude.
les fractures colmatées par un ciment conducteur sont représentées eux aussi par
deux cas:
a)- colmatées par un ciment conducteur (ferreux, pyrite), ou l’image acoustique montre un
signal clair et pas de transit time alors que l’image électrique montre un signal sombre.
Les outils CBIL et Earth Imager ont été combinés dans le puits vertical HDZ-17 de
SONATRACH-DP, situé dans le champ de Hassi Messaoud, dans le Sahara algérien. Cette
section du puits a été forée dans la phase 6 pousses avec une boue à huile de densité égale à
1.47 g/cm3.
Le traitement et l’analyse des données de CBIL et d’Earth Imager ont été réalisés à l’aide
du logiciel TECHLOG version 2016.2
Puis, une fenêtre apparaitre contient résultat des corrections précédentes, les valeurs de
l’ordre 0,0... , et la couleur vert indique que votre correction est très bien, soit pour le CBIL
ou bien EI, en précisent dans la figure ci-dessus sur le CBIL.
Figure 30 : Fenêtre contenant un résumé sur les résultats CBIL, Cross plot des axes X et Y
l'accéléromètre et du magnétomètre.
Figure 34 : 4ème étape de correction : Array orientation and travel time calibration.
III.5 Commentaire :
On note qu’il ya des coincements de l’outil CBIL dans plusieurs intervalles, tel que :
De 3251.65 à 3251.75m.
3251.90m.
De 3252.45 à 3252.2m.
De 3253.40 à 3252.43m.
De 3265.10 à 3253.45m.
De 3256.92 à 3265.15m.
Dans le premier cas, en haut, on remarque qu’il existe une fracture brèchique, d’origine
tectonique, comme la photo de section de carotte montre ca, mais au journal d’imagerie, il est
interpréter comme une bedding ou bien strate avec pendage d’environ 5 degré, donc c’est une
mauvaise interprétation par le logiciel, le même chose pour le deuxième cas qu’il interprète
comme une strate avec un faible pendage environ 12 degré.
Les strates sont bien interprétées par le log d’imagerie, comme montre la carotte, avec un
pendage faible d’environ 5 degré.
Les strates sont bien interprétées par le log de logiciel, ces strates sont liées avec les
breakouts.
Fractures de faible
3232.4-3268m amplitude correspondant
55 43
(Zone 1) ouvert sur la carotte.
3282-3284.7m
(Zone 2b) 1 37 Zone de faille possible, la
densité de fracture est
intense sur la carotte,
avec non expérience sur
3284.7-3293m l’image.
1 86
(Zone 2c)
Total 87 211 -
Tableau 9 : Analyse des fractures dans le puits HDZ-17 (Document Baker Hughes).
On note que l’intervalle compris entre 3282 à 3293m est non pas concerné par
l’expérience d’imagerie, pour cette raison en remarque un grand écart entre les deux résultats
mais le nombre total des fractures sur la carotte est de 88 fractures, et pour l’image est 85
fractures dans l’intervalle entre 3232.4 et 3282m (Zones 1 et 2a), et 3293-3296.9 m (Zone 3).
Le tableau d’analyse montre qu’il existe une super homogénéité entre les résultats obtenu
par les carottes et celles obtenu par l’imagerie.
III.8 Conclusion :
Les résultats de comparaison entre les deux densités de fracturation obtenue par
l’imagerie et de carotte, qui montre un petit écart entre les deux, dans l’intervalle de 3232 à
3282 m.
L’analyse des fractures sur l’image et la carotte, donne des résultats super proche entre les
deux, avec une différence de deux fractures dans l’intervalle de entre 3232.4 et 3282m (Zones
1 et 2a), et 3293-3296.9 m (Zone 3).
Sur les deux précédentes résultats, on conclue que l’imagerie est une technique très utile,
et moins chère que le carottage, et donne des résultats très fiables, et on peut le remplacer par
le carottage pour qui concerne l’étude des fracturations.
IV.1 Introduction :
Dans les dernières années, une étude géomécanique sur le réservoir est étape primordial
pour une meilleure modélisation de réservoir, d'une part pour une évaluation beaucoup plus
fiable des quantités d'hydrocarbures produites en contenant la déformation mécanique du
réservoir dans le calcul du drainage, d'autre part pour la prévision du comportement
mécanique à moyen ou long terme du réservoir, cette étude est nécessaire pou ressortir les
paramètres mécanique tel que le module de Young (E) et coefficient de poisson (ν) , après
calcule des contraintes σ1, σ2 et σ3, selon contrainte maximal, utilisé pour le choisir de profil
de forage horizontal, selon contrainte minimal, utilisé pour le choisir de direction de
fracturation hydraulique.
Dans ce chapitre, on donne quelque généralité sur les mouvements et déformations, après,
on donne des initiations sur les cinq (5) essais géomécaniques, puis en calcule les différents
paramètres géomécanique (module d’Young et coefficient de Poisson) statique et dynamique,
Enfin, on estime les trois (3) contraintes : Min, Max, et Vertical
IV.2 Généralités :
IV.2.1 Rappelle sur les propriétés mécaniques des roches :
a) Mouvement et déformation des roches et des sols :
Lorsqu’un volume de roche subit à un champ de force, se transforment sous 2 types, ils sont :
Un déplacement global du volume par translation et rotation rigide.
Une déformation qui manifeste par le déplacement des molécules de volume rocheux
cette déformation a 2 types :
Ductile : une déformation sans déplacement.
Cassante : une déformation avec déplacement. Selon le champ de forces, il est compressif,
une extensif ou un cisaillement.
Une contrainte définit par un champ des forces qui ont la même direction, même sens, et
même intensité, donc, un volume de roche subit de 03 contraintes en sens large, mais il existe
des particularités.
La répartition des contraintes et des pressions des fluides en place dans le champ changent
au cours de production, ce changement provoque un nouvel état, cette dernière engendre un
changement des paramètres d’écoulement, la production est pour but de récupération des
hydrocarbures, mais sur le plan géomécanique, pour provoque une porosité et perméabilité
utile et significatif.
La contrainte verticale exercée sur ceux-ci tend à augmenter plus rapidement que la
contrainte horizontale. Cette modification du champ de contrainte appliqué sur le réservoir
cause une compaction de celui-ci. En conséquence, cette compaction induit une déformation
de la structure de la roche et de l’espace poreux associé.
Un programme des essais de mécanique des roches sur 08 carottes du puits HDZ-17 dans
Quartzite el Hamra, comporte les analyses suivantes :
a) Réalisation du test :
Une rainure de largeur W (10mm) est tracée sur la surface de la carotte avec un couteau en
diamant synthétique. Le déplacement du couteau est contrôlé par une vitesse de coupe
« constante » (V) et une profondeur de passe (d) qu’on fait varier (d ~ 0.1 – 0.35mm) avec un
incrément constant (généralement égal à 0.05mm). Les composantes de la force de coupe Fc
sont enregistrées tout le long de l’essai permet de calculer la valeur de la résistance à la
compression simple.
Remarque :
Il est important de préciser que pour garantir la fiabilité des résultats, l’équipement utilisé
est préalablement calibré par un essai sur une carotte d’affleurement (grés de Berea) dont la
résistance à la compression simple est connue et dont la valeur est égale à 7800Psi.
Les valeurs de la résistance à la compression simple mesurées sur les carottes est comme le
suivant :
La carotte N°5 est nettement supérieur, elles varient entre 90.01 et 310.44MPa.
L’ensemble du matériel étant au préalable calibré sur deux échantillons étalons d’acier
inoxydable et aluminium dont les valeurs des vitesses de compression et cisaillement sont
connues.
Deux mesures sont réalisées pour chaque type d’onde. Une première mesure est faite à
vide (sans l’échantillon) en mettant en contact les deux pièces piézométriques, suivie d’une
seconde mesure avec échantillon. La différence entre les deux mesures est utilisée pour
l’évaluation des temps de vol qui traverse réellement l’échantillon.
Le tableau 10 représenté, résume les valeurs des temps de vol et vitesses de propagation
des ondes de compression et cisaillement mesurées sur les échantillons testés.
Profondeur
Ech N° ΔTc (µs) ΔTs (µs) Vp (m/s) Vs (m/s) Vp/Vs
(m)
1 3235,17 11,51 18,47 4412 2749 1,60
2 3236,30 10,96 17,19 4711 3003 1,57
3 3238,71 10,05 15,2 5132 3393 1,51
4 3239,74 10,98 16,17 4710 3199 1,47
5 3241,11 10,33 15,76 4983 3266 1,53
6 3242,24 10,28 15,46 5012 3332 1,50
7 3244,66 10,63 16,04 4840 3208 1,51
8 3245,84 10,56 16,05 4881 3211 1,52
9 3247,38 10,39 15,92 4962 3239 1,53
10 3248,56 10,72 16,58 4812 3111 1,55
11 3249,30 10,84 16,95 4720 3019 1,56
12 3251,40 9,47 14,16 5405 3615 1,50
13 3252,32 10,01 15,46 5115 3312 1,54
14 3253,32 11,84 18,97 4299 2683 1,60
15 3254,11 11,1 18,17 4590 2804 1,64
16 3255,35 9,93 15,26 5132 3339 1,54
17 3255,88 Echantillon cassé lors de la préparation (essai non réalisé)
18 3257,35 13,74 24,43 3702 2082 1,78
19 3259,52 10,36 16,96 4912 3001 1,64
20 3262,51 12,44 18,93 4092 2689 1,52
21 3264,50 9,87 16,24 5178 3147 1,65
22 3264,95 10,4 16,62 4913 3075 1,60
23 3273,23 14,14 24,2 3613 2111 1,71
24 3274,10 10,19 16,78 5015 3045 1,65
25 3276,53 10,33 15,72 4926 3237 1,52
26 32.78.45 18,06 27,74 2815 1832 1,54
27 3279,12 12,34 19,09 4120 2663 1,55
28 3279,68 15,44 23,49 3290 2163 1,52
29 3283,16 Echantillon cassé lors de la préparation (essai non réalisé)
30 3287,72 13,14 22,49 3896 2276 1,71
31 3288,66 Echantillon cassé lors de la préparation (essai non réalisé)
32 3289,84
33 3290,42 10,05 16,76 5081,59 3047 1,67
34 2191,16 15,53 25,56 3280 1993 1,65
35 3292,49 11,88 21,48 4291 2373 1,81
36 3293,78 11,31 18,61 4508 2739 1,65
37 3294,19 11,10 18,40 4593 2771 1,66
38 3295,92 12,03 19,99 4231 2546 1,66
39 3296,29 Echantillon cassé lors de la préparation (essai non réalisé)
40 3298,75 10,53 16,75 4839 3042 1,59
Tableau 10 : Valeurs des temps de vols et vitesses de propagation des ondes (P et S).
La valeur de vitesse de l’onde de compression (P) varie entre 2815 et 5405m/s, et celles de
l’onde de cisaillement (S) varie dans une plage entre 1832 et 3615 m/s. Le rapport moyen
VP/VS est égal à 1.59.
ρ : La densité, en g/cc.
Les valeurs du module d’Young dynamique (Ed) sont comprises entre 17.52 et 73.25GPa et
celles du coefficient de Poisson dynamique (νd) se situent entre 0.07 et 0.28.
La rectification des faces des échantillons est réalisée au laboratoire en utilisant une
rectifieuse plane, ensuite, le parallélisme des faces rectifiées est contrôlé à l’aide d’un
comparateur.
E = Δσ / Δɛ ax
ν = - Δɛ rad /Δɛ ax
Les résultats des essais de compression simple sont montrés sur le tableau 12 :
Profondeur
Ech N° UCS Es(GPa) νs
(m)
1 3235,17 111,63 34,94 0,16
2 3236,30 144,95 41,46 0,12
3 3238,71 171,47 50,54 0,10
4 3239,74 209,11 47,58 0,12
5 3241,11 179,96 48,97 0,14
6 3242,24 208,32 53,66 0,09
7 3244,66 207,81 51,72 0,14
8 3245,84 147,88 46,44 0,13
9 3247,38 218,00 52,13 0,11
10 3248,56 173,66 48,41 0,14
11 3249,30 108,99 38,91 0,14
12 3251,40 263,98 65,43 0,12
13 3252,32 189,48 54,83 0,08
14 3253,32 90,81 31,88 0,12
15 3254,11 139,63 39,10 0,17
16 3255,35 163,24 57,76 0,19
18 3257,35 55,75 21,13 0.11
19 3259,52 173,86 48,50 0,11
20 3262,51 104,54 33,53 0,11
21 3264,50 171,05 50,38 0,11
22 3264,95 150,72 45,80 0,11
23 3273,23 56,09 19,99 0,25
24 3274,10 116,36 42,87 0,10
25 3276,53 112,87 40,27 0,11
26 3278,45 42,49 15,24 0,27
27 3279,12 136,21 35,49 0,11
28 3279,68 73,00 20,20 0,18
30 3287,72 105,70 28,31 0,20
34 3291,16 60,91 20,60 0,16
35 3292,49 79,79 30,61 0,17
36 3293,78 108,01 35,37 0,16
37 3294,19 108,52 36,17 0,12
38 3295,92 70,97 22,86 0,17
40 3298,75 129,04 42,49 0,13
Les valeurs de module d’Young statique (Es) varient entre 15.24 et 65.87GPa. Le
coefficient de Poisson statique (νs) varie entre 0.08 et 0.27.
Le choix de cette valeur a été fait après réalisation d’un test isotrope (fermeture des
microfissures induites par relaxation des carottes).
σ rup = σ ax + Pc
La méthode de détermination des valeurs du module d’Young et coefficient de Poisson est
identique à celle utilisée pour l’interprétation des essais uniaxiaux (compression simple).
Les valeurs de la compression triaxial (CCS) montre une variation entre de 173.5 à
451.58MPa, et pour le coefficient de Poisson (ν) montre une variation entre 0.08 à 0.2.
Cette méthode est faite pour la simulation d’une traction, car pour faite cette méthode, est
impossible techniquement, donc on fait cette astuce pour simulé la réalité, Le but de cet essai
est de mesurer la résistance à la traction sur un échantillon de carotte (plug).
Figure 45 : Principe de l’essai brésilien. Figure 46 : Carotte après l’essai (CRD 2018)
σt = 2Fmax/πDL
Résistance à la traction
Ech N° Profondeur (m)
(MPa)
1 3236,27 8,78
2 3238,27 5,08
3 3239,80 12,05
4 3241,72 8,03
5 3242,16 7,24
6 3244,72 9,96
7 3248,54 7,15
8 3249,31 6,95
9 3251,48 11,53
10 3252,4 8,92
11 3253,19 4,88
12 3255,00 8,03
13 3257,24 4,27
14 3259,53 4,56
15 3262,65 4,16
16 3264,95 10,59
17 3274,37 9,65
18 3278,51 2,97
19 3279,07 5,94
20 3279,84 4,80
21 3286,29 4,61
22 3287,61 4,25
23 3288,76 3,50
24 3289,30 3,59
25 3290,51 6,13
26 3291,63 3,45
27 3292,61 6,05
28 3293,61 4,78
29 3294,12 5,12
30 3295,83 3,75
31 3296,21 2,30
32 3298,82 5,48
IV.4 Comparaison entre les résultats des essais soniques et ceux des essais de
compression simple (UCS) :
Le tableau N°14 représente une comparaison faite entre les valeurs des modules d’Young
dynamique (Ed) obtenu par essai de sonique, et statique (Es) obtenu par compression simple.
Graphe 12 : Variation des valeurs de module d’Young statique (Es) et dynamique (Ed).
Graphe 12 montre une loi linéaire reliant les deux valeurs du module d’Young (statique et
dynamique). Elle est donnée par :
Es = 0.881 Ed – 2.402
IV.5 Estimation des valeurs des contraintes dans le réservoir du puits HDZ-17 :
Pour déterminer l’état de régime structural dans la géomécanique en un point, il faut
déterminer les trois (3) composantes de contraintes sur les trois (3) axes AX et AY et AZ qui
sont connais dans la géomécanique par σv, σH, et σh.
Pour calculer la contrainte verticale sur un point quelconque dans le réservoir en applique
la formule suivante :
σv = ϼ*g*H
σv : contrainte vertical (GPa).
ϼ : densité (g/cc).
g : gravité 9.81 SI.
H : hauteur, de surface au point de mesure (m).
σH =(((1312.2)*(Ed/6.8947))+6163.1 (7441.6*So))*6.8947
σh =6163+1312,2*E-74,416*So
Pour (σH), on remarque qu’elle est supérieure à (σv) et (σh) de 3235 à 3255m et dans
l’intervalle 3268 à 3275m aussi, σv supérieure à (σH) et (σh) de 3265 à 3275m, et 2388 à
3293m.
Dans l’intervalle qui comprit de 3235 à 3256m, et de 3257 à 3265m, on remarque d’une
part une densité de fracturation fréquente sur l’image, et d’autre part une augmentation de la
courbe de contrainte horizontale maximale par rapport les deux autres contraintes
σH > σv > σh, car dans les zones où la contrainte horizontale maximale est supérieur (σH) au
contrainte verticale (σv), il ya une très grand possibilité d’existence de fracturation, et pour les
intervalles de 3265 à 3275m, on interprète la différence entre les deux résultat par le manque
des données .
Dans l’intervalle qui comprit entre 3294 à 3300m en remarque la même chose que le
premier intervalle, avec la même interprétation des résultats.
IV.8 Conclusion :
Pour test de Scratch, les valeurs de la résistance à la compression simple mesurées sont :
La carotte N°5 est nettement supérieur, elle varie entre 90.01 et 310.44MPa.
Pour les mesures dynamiques (Soniques), la vitesse de propagation des ondes S (Vs) : varie
entre 2815 et 5405m/s, et pour la vitesse de propagation des ondes P (Vp) : varie entre 1832
et 3615m/s.
Les valeurs du module d’Young dynamique sont comprises entre 17.52 et 73.25GPa et
celles du coefficient de Poisson dynamique se situent entre 0.07 et 0.28.
Pour l’essai de compression simple UCS, les valeurs de modules d’Young statique varient
entre 15.24 et 65.87GPa. Le coefficient de Poisson statique varie entre 0.08 et 0.27.
Pour l’essai triaxial (CCS), les valeurs de la compression triaxial (CCS) montre une
variation entre de 173.5 à 451.58MPa, et pour le coefficient de Poisson montre une variation
entre 0.08 à 0.2.
La comparaison entre les deux modules de Young, statique et dynamique (Es et Ed), donne
une bonne corrélation entre les deux, avec une loi linéaire reliant les deux valeurs de :
Es = 0.881 Ed – 2.402
Pour l’estimation des contraintes :
Pour l’analyse de les trois contraintes au même graphe on trouve que (σH), qu’elle est
supérieure à (σv) et (σh) de 3235 à 3255m et dans l’intervalle 3268 à 3275m aussi, σv
supérieure à (σH) et (σh) de 3265 à 3275m, et 2388 à 3293m.
Après l’analyse des carottes et l’identification des fractures sur les carottes, et comparer
avec celle d’imagerie, on trouve le résultat d’imagerie est presque la même avec le résultat
d’analyse des carottes.
Sur le précédent, on conclue que les résultats d’imagerie est fiable, et on peut faire des
analyse et des études et même des programmes on utilisant ces résultats.
Le carottage est une technique très chère, qui prendre un pourcentage important dans
l’opération de forage sur le plan d’exploration, par contre, l’imagerie est une technique
moderne et moins chère que le carottage, et fournit des résultats fiables, et représentatifs, se
qui concerne la fracturation, la structuration de réservoir, donc on peut remplacer la technique
d’imagerie par le carottage.
L’imagerie est une technique permettre d’identifier les zones où la densité de fracturation
est importante, et permettre de déterminer aussi leur pendage, et l’étude géomécanique est un
outil très important pour déterminer les paramètres géomécaniques des échantillons prélevé de
carotte, et l’estimation des contraintes pour comprendre le géomécanique de réservoir sur le
plan des pressions, et sélectionner les zones où les zones sont faible structuralement, et
déterminer les pression nécessaire pour la fracturions où l’éboulement de ces zones.
Donc la relation entre l’imagerie et la géomécanique est une relation d’intégration, c'est-à-
dire la géomécanique justifier les résultats d’imagerie, et le complète pour ce qui concerne les
pressions et définir les pressions nécessaire pour soit la fracturation de zones faible où la
fracturation est dominante, ou bien l’éboulement de puits.
Dans des puits de développements, car les puits d’explorations est déjà connu, avec
leur carottes.
FHSTU-GP18
Références bibliographiques
1. BEICIP. F., (2006).Carte des isobathes à la discordance hercynienne montrant la structure
tectonique faillée du champ de Hassi Messaoud
2. Rapport de description des carottes du champ de Hassi Messaoud puits HDZ-17.
3. Rapport schlumberger, (2008). SH-DP_MD-607_OBMI-UBI_Report
4. WEC, (2007). La géologie pétrolière de l’Algérie. In Sonatrach – Schlumberger Well
Evaluation Conference - Algérie (2007), p. 1.6 – 1.8, Édité par Schlumberger, (2007).
5. Rapport final de sondage SONATRACH, le puits HDZ-17
6. Rapport de description des carottes du puits HDZ-17. DP-SONATRACH
7. HDZ-17_SONATRACH_6in_EI_UXPL_Processed image_plot1_20
8. HDZ-17_SONATRACH_6in_EI_UXPL_Processed image_plot2_200
9. Rapport final d’étude géomécanique, CRD-SONTRACH-DP.
10. K.MEKKIRI, labo de géomécanique, CRD-SONATRACH-DP.
11. Rapport final de photographie sous 360°, CRD-SONATRACH-DP.
12. Mémoire AGGOUNE. Saber, L’interet de carottage dans l’évaluation du réservoir, étude
géomécanique et recalage d’imagerie (Avril, 2018).
13. Rapport Baker., (Février, 2017).SONATRACH PRODUCTION HASSI MESSAOUD
FIELD WELL HDZ-17 Geological interpretation of CBIL and EARTH Imager data.
14. Rapport Baker., (Février, 2017). Processing and analysis of circumferential core photo
and comparison with borehole image logs.
15. Rapport final de mesure pétrophysique, CRD-SONATRACH-DP.
FHSTU-GP 2018
Summary :
The heterogeneity of the Hassi Messaoud reservoirs results from a complex and important geological and structural evolution, this heterogeneity to complicate
the evaluation of reservoirs.
Well HDZ-17 located in the Hassi D'zabat field, the latter is part of the outskirts of Hassi Messaoud, it produces oil in the Ordovician, specifically in the
Quartzite El Hamra, the latter is a compact rock and fractured, which produces by cracking.
Imaging is an advanced technology, less expensive than coring, and provides representative information on reservoir fracturing, such as coring.
Our study is intended to verify the reliability of the information obtained by the imagery, so we followed the following methodology:
Tank evaluation by visual description of the core, and then a simple statistical analysis of the porosity and permeability.
Comparison between the analyzes obtained by the coring, and those obtained by the imagery.
Confirmation with the result of geomechanical tests, by determination of geomechanical, static and dynamic parameters, then estimation of the
three constraints, and finally comparison between the two.
Keyword : Hassi D'zabat – Ordovician - Quartzite El Hamra – Imaging – coring - geomechanical - rock
Résumé :
L’hétérogénéité des réservoirs de Hassi Messaoud résulte d’une évolution géologique et structurale complexe et importante, cette hétérogénéité à compliquer
l’évaluation des réservoirs.
Le puits HDZ-17 situé dans le champ Hassi D’zabat, ce dernier est partie de périphérie de Hassi Messaoud, il produise l’huile dans l’Ordovicien, plus
précisément dans le Quartzite El Hamra, cette dernière est une roche compacte et fracturés, qui produise par la fissuration.
L’imagerie est une technologie avancée, moins chère que le carottage, et fournit des informations représentatives sur la fracturation de réservoir, comme le
carottage.
Notre étude est pour but de vérifier la fiabilité des informations obtenu par l’imagerie, donc on a suivi la méthodologie suivante :
Evaluation de réservoir par description visuelle de la carotte, puis une analyse statistique simple de la porosité et la perméabilité.
Comparaison entre les analyses obtenu par le carottage, et celles obtenu par l’imagerie.
Confirmation avec le résultat d’essais géomécaniques, par détermination des paramètres géomécanique, statique et dynamique, puis estimation des
trois contraintes, et enfin comparaison entre les deux.
Mot clé : Hassi D’zabat - Ordovicien - Quartzite El Hamra - imagerie - carottage – géomécaniques - roche.
: ملخص
. هذا االمر عقد تقييم المكامن,عدم تجانس مكامن حاسي مسعود ناتج عن تطور بنيوي و جيولوجي معقد و مهم
في حقل حاسي زعباط هذا االخير هو جزء من محيط حقل حاسي مسعود وينتج البترول من االوردوفيسيان اكثر دقة من كوارتزيت الحمراء هذه االخيرة هي صخرة جد متماسكة وHDZ-17 يقع البئر
.مكسرة و اللتي تنتج عن طريق التشققات
.التصوير هي تقنية متقدمة اقل تكلفة من تقنية استخراج لب المكمن و تعطي معلومات تعكس الحقيقة على درجات تكسر المكمن مثلها مثل تقنية استخراج لب المكمن
: الهدف من دراستنا هو الت حقق من دقة المعلومات المتحصل عليها من تقنية التصوير اذن انتهجنا المنهجية التالية
.تقييم الخازنة بوصف عياني للعينة بعدها تحليل احصائي مبسط للمسامية و النفاذية
.مقارنة بين التحليالت المتحصل عليها من تقنية استخراج لب الخزان و تقنية التصوير
.برهنة مع نتيجة التجارب الجيوميكانيكية بتحديد المعامالت الجيوميكانيكية ساكنة و متحركة و في االخير مقارنة بين االثنين
. صخرة- االوردوفيسيان- الجيوميكانيكية- لب المكمن- التصوير- كوارتزيت الحمراء- االوردوفيسيان- حاسي زعباط: الكلمات الداللية