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SOMMAIRE

AVANT-PROPOS

RESUME

ABSTRACT

INTRODUCTION GENERALE

I. OBJECTIFS 6

II.METHODOLOGIE 6

A. Acquisition des données 6

B. Traitement des données 6

Premier Chapitre

Cadre général

I. CONTEXTE GEOGRAPHIQUE 7

A. Situation générale du bassin d’Illizi 7

B. Situation géographique de la région STAH 8

C. Situation Géographique de la zone ELRAR 8

II. CONTEXTE GEOLOGIQUE 9

A. Aperçu géologique sur le champ d’ALRAR 9

B. Au plan stratigraphique 10

C. Au plan structural 14

Deuxième Chapitre

DECRYPTAGE DES SIGNAUX DIAGRAPHIQUE

I. INTRODUCTION 15

II. DIAGRAPHIE 15

III. Rappel 15

A. Gamma Ray 15

B. Diagraphie neutron 15

IV. L’ANALYSE DES FACIES DIAGRAPHIQUES 16

A. Electro-faciès de type 1 16

B. Electro-faciès de type 2 17

C. Electro-faciès de type 3 18

V. SYNTHESE LITHOSTRATIGRAPHIQUE. 19

VI. CORRELATION 19

A. Transect AB (NE- SW) 19

B. Transect CD (E -W) 19

VII. CONCLUSION 20

2

Deuxième Chapitre

LES CARACTERISTIQUES PETROPHYSIQUESDU RESERVOIR F3

I. INTRODUCTION 23

II. NOTION DE BASE 23

A. Le volume d’argile 23

B. La porosité 24

C. La Perméabilité 24

III. ETUDE DES PARAMETRES PETROPHYSIQUES 25

A. Acquisition des données 25

B. Résultats et interprétation 25

1. La carte en iso-argilosité 25

2. La Carte iso Porosité 26

3. La Carte en iso-perméabilité 27

IV. CARTES EN ISOPAQUES ET EN ISOBATHES 28

A. INTRODUCTION 28

B. RESULTATS ET INTERPRETATION 28

1. Carte en isopaques 28

2. Carte en isobathes au toit 29

C. CONCLUSION 29

CONCLUSION GENERALE 30

REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES 31

LISTE DES FIGURE 32

LISTE DES TABLAUX 33

3

AVANT –PROPOS

Avant tout choses je tiens à loué Allah pour le courage, la patience et la force et

la volonté dont il m’a gratifié me permettant ainsi de modeste jusqu’à son terme.

, en second lieu, mes vifs remerciements vont aux membres du jury :

Monsieur Choukri SOULIMANE, Maitre-assistant (A) qui m’a suivi durant

toute la période de la rédaction de ce modeste mémoire. Je tiens une fois encore

le remercier pour ses précieux conseils et son aident

Madame Fatiha HADJI, Maître-Assistant classe (A) qui m’a fait l’honneur de

présider le jury.

Monsieur Mustapha BENADLA, Maître-Assistant classe (A) pour son aide

et son encouragement tout au long de mon parcours universitaire (Licence-

Master). Sa présence aujourd’hui dans ce jury en qualité d’examinateur me fait

grand plaisir

Il me paraît important de remercier Monsieur Mokhtar DIDA, d’avoir m’orienté

et permis de postuler pour ce stage

Comment termine cet avant-propos sans remercie les enseignants qui ont

participé à ma formation durant tout mon cursus universitaire

je tiens à remercier aussi tout le le personnel de la SONATRACH/DP

Direction régionale STAH pour leur amabilité et leur efficacité

4

RESUME

Le bassin d’Illizi se situe dans la partie Sud Est du Sahara Algérien. Il représente l'une

des plus grandes provinces pétro-gazifières de l’Algérie.

.

Cette étude concerne la caractérisation des propriétés pétrophysiques de dévonien F3

dans le champ d'Alrar. L'interprétation des diagraphies dans le but de suivre l'extension

spatiale de ce réservoir a révélé une structure monoclinale faillée.

L'étude des paramètres pétrophysiques montre du caractéristique réservoir moyen à

bonne avec une porosité effective moyenne de l'ordre de 13%, une perméabilité moyenne de

l'ordre de 162 md et une argilosité de l’ordre de 16%.

Enfin, les carte en isopaques et en isobathes montre l’existence d’une variation des

épaisseurs avec un axe de diminution progressive SW-NE

Mots-clés : Bassin d’Illizi, Réservoir F3, faciès diagraphique, petrophysiques, Isobathes,

isopaques.

5

ABSTRACT

Illizi Basin is located in the Southern-Est part Is of Algerian Sahara. It represents one

of the largest provinces pétro-gazifières of Algeria.

This study relates to the characterization of the petrophysic properties of dévonien F3

in the field of Alrar. The interpretation of the diagraphics with an aim of following the space

extension of this tank revealed a faulted structure monoclinale.

The study of the parameters petrophysic shows characteristic average tank with good

with an average effective porosity of about 13%, an average permeability of about 162 md and

a argilosity of about 16%.

Lastly, the map into isopaques and isobaths shows the existence of a variation

thicknesses with an axis of progressive reduction SW-NE

Keywords: Illizi Basin, F3 Tank, facies diagraphic, petrophysic, Isobathic, isopacks

6

INTRODUCTION GENERAL

I. OBJECTIFS

Suite à mon stage qui s’est déroulé au niveau de la division engineerings et production

(E.P) et grâce à l’acquisition de quelques données du réservoir F3 qui constitue l’un des

principaux objectifs pétroliers dans le champ d’Alrar, nous avons pu mener une étude

pluridisciplinaires don les principaux objectifs sont :

réunir le maximum d’informations concernant la géologie de la région et la géologie

régionale du bassin d’Illizi;

Déterminer les faciès diagraphiques à partir de décryptage des signes GR;

Etablir des corrélations lithostratigraphique pour bien suivre les variations des

épaisseurs;

Etudier les paramètres pétrophysiques pour contrôler la qualité de ce réservoir;

Etablir des cartes en isovaleurs : isobathes isopaques, iso-porosité et iso perméabilité

pour mieux connaître la variation des paramètres pétrophysiques.

II. METHODOLOGIE

A. Acquisition des données

Les données utilisées dans le présent mémoire sont des données numériques qui

proviennent de la division engineerings et production (E.P). Les Data-base ainsi obtenus ont

une extension LAS pour l’étude diagraphique et XLS pour les données pétrophysiques.

B. Traitement des données

Le traitement des données a été effectué par le logiciel « Schlumberger Techlog », la

méthode du traitement commence par l'importation des fichiers sous extension .LAS qui

seront traiter par la suite en log diagraphique. Par contre, l’utilisation du logiciel «Golden

Software Surfer» nous a permis d’élaborer les cartes en iso-argilosité, iso-porosité, iso-

perméabilité, isobathes et isopaques.

7

Premier chapitre CADRE GENERAL

I. CONTEXTE GEOGRAPHIQUE

A. Situation générale du bassin d’Illizi

D’une superficie de 108 424 km, le bassin d’Illizi est situé au Nord du massif Targui

(Hoggar) dont il fait partie de la province orientale de la plate-forme saharienne. Il représente

l'une des plus grandes provinces pétro -gazifières de l’Algérie. Il se situe entre les longitudes

6°E et 10°E, et les latitudes 29° 45’00’’ N et 26° 30’00’’N. Ce dernier est limité au Nord par

le bassin de Ghadamès, au Sud par le massif du Hoggar, le môle de Tihemboka, le séparant

des bassins de Djado et Murzuk en Libye à l’Est et enfin par le môle d’Amguid-Messaoud à

l’Ouest (fig.1).

Ce bassin s'étend jusqu'en Libye à l'Est dont la plus grande partie se trouve en Algérie,

couvrant ainsi une superficie de 100.000 Km² jusqu'au massif du Hoggar qui le borde au sud

(Benhadouche et Farourou, 2013).

Fig. 1 : Situation géographique du bassin d’Illizi à l’échelle régional.

N

8

B. Situation géographique de la région STAH

Située à 1700km au Sud- Est d’Alger et à 400km au Nord- Est d’Illizi. Celle-ci est

Limitée au Nord et à l’Est par la frontière Algéro-Lybienne (à 30km), à l’Ouest par la route

nationale d’In-Amenas et Deb-Deb et au Sud par la région d’In- Amenas. Fig. (2-B)

La Région De Stah Comprend Trois (03) Champs :

1- Champ de Stah (huile)

2- Champ de Merksen (huile)

3- Champ d’Alrar (gaz à condensât)

C. Situation Géographique de la zone d’ALRAR

Le champ d’ALRAR est situé dans le bassin d’ILLIZI à la frontière Algéro-Lybienne,

à 100Km environ au Nord d’IN-AMENAS. Il a été découvert en Août 1961 par le forage

ALE-1. (SONATRACH -Division PED-, 2000) (Figure 2 –C).

Fig. 2 : Situation géographique de la région Stah.

9

II. CONTEXTE GEOLOGIQUE

A. Aperçu géologique sur le champ d’ALRAR

D’après les travaux de SONATRACH (Division PED, 2000), le réservoir dévonien F3

qui fait partie au champ d’ALRAR constitue un piège du type mixte (stratigraphique et

structural). Il se présente sous la forme d’un monoclinal faillé à pendage N-NE, S-SO allongé

dans la direction N-NE, S-SE.

La structure du F3 est limitée à l’Est par la frontière libyenne, au Nord par l’aquifère,

au Sud et à l’Ouest par la disparition des grès du F3. Ce dernier est composé par plusieurs

accidents Nord-Sud. Par ailleurs, le pendage du réservoir F3 est faible et la profondeur au toit

du réservoir varie entre 2500m et 2650m. Parallèlement, l’altitude de la surface varie assez peu

où la valeur moyenne est de 700m au dessus du niveau de la mer.

Fig. 3 : Situation géologique du bassin d’illizi à l’échelle

régionale (In. BOUBAHZIZ, 2012).

La couverture sédimentaire dans le bassin d’Illizi est représentée essentiellement par des

terrains d’âge Paléozoïque, enfouis au centre de la cuvette et affleurant au Sud-Est et sur sa

10

marge méridionale où ils forment les Tassilis. L’épaisseur de la couverture sédimentaire

paléozoïque augmente grossièrement du sud (1 000 m à 1 500 m) vers le Nord (1 500 m à 2

000 m). Les dépôts du Mésozoïque sont à l’inverse érodés dans la moitié Sud et affleurent au

centre du bassin formant une succession de falaises orientées Est-Ouest. Ils reposent en

discordance sur les terrains paléozoïques et leur épaisseur est d’environ 1000 m (rapport

SONATRACH, 2007).

B. Au plan stratigraphique

D’après les travaux de Sonatrach (Rapport inédit), le bassin d’Illizi a été, pour

l’essentiel, un bassin marin peu profond situé près d’une marge continentale soumise à une

période d’érosion intense qui a permis l’installation d’une importante colonne sédimentaire

paléozoïque. La succession lithostratigraphique comprend de bas en haut :

Le Socle : de 3428 m à 3458 m (ép : > 30 m)

Il est constitué par des roches magmatiques et métamorphiques

1. Paléozoique

Le Paléozoïque a une épaisseur moyenne de 3000 m et repose en discordance majeure sur

un socle cristallin et métamorphique. Il est constitué essentiellement par des alternances de

grés et d’argile, avec des niveaux carbonatés dans les séries du Carbonifère

Unité IV : de 3088m à 3428 m(ép : 340 m )

on note l’absence totale de l’ordovicien (unité III) et le cambrien (unité II). Le sommet de

l’unité IV est constitué par des grés gris-blanc a blanc, translucide, très fin a fin, sub-anguleux

a sub-arrondi, bien classé, siliceux a silico-quartzitique, pyriteux, bien consolidé, compact.

La partie basale est caractérisée par une alternance de grés gris-blanc a blanc, translucide, très

fin a fin parfois moyen, silico-quartzitique a siliceux, consolidé et d'Argile gris-noir a noire,

fortement silteuse, micacée, indurée et argile grise a gris noire, micacée feuilletée, silteuse,

indurée.

Le Précambrien : de 3428 m à 3458 m( ép : > 30 m)

L’Ordovicien : de 3088 m à 3408 m (ép : 340 m)

Le Silurien argileux : de 2848 m à 3088 m(ép : 240 m )

Argiles noires, schisteuses, silteuses, micacées avec quelques fines intercalations gréseuses

ou argilo - gréseuses.

Le réservoir F6 (unité M1) : de 2778 m à 2848 m(ép : 70 m)

Il est très semblable à l’unité M2, mais avec des bancs de grès parfois relativement plus épais.

Le réservoir F6 (unité M1) : de 2778 m à 2848 m(ép : 70 m )

Il est très semblable à l’unité M2, mais avec des bancs de grès parfois relativement plus épais.

Le réservoir F6 (unité M2) : de 2748 m à 2778 m(ép : 30 m)

Il est formé d’une alternance de grès beige clair à blanc, parfois brun violacé, fin à moyen,

à ciment silico argileux légèrement micacé moyennement dur et d’argile gris foncé à brune

silto sableuse, localement très sableuse, indurée, feuilletée.

Silurien : de 2743 m à 3088 m(ép : 345m )

Le réservoir F6 (unités B + A) : de 2743 m à 2748 m( ép : 5 m )

11

Formé de grès beige-clair fin à grossier, siliceux, localement argileux parfois quartzitique, dur

(unité B). Grès blanc à beige clair, fin à grossier, à ciment siliceux à silico argileux, localement

quartzitique, dur avec passées d’argile gris foncé silto sableuse, micacée, indurée, feuilletée

(unité A).

Le réservoir F6 (unité C) : de 2708 m à 2743 m ( ép : 35 m )

Cette unité est subdivisée en trois sous unités C1, C2 et C3. Elle est constituée par un

ensemble argileux- gréseux, caractérisé par des grés fins, grossiers parfois

microconglomératiques, gris - clair, beige, à ciment siliceux à silico argileux avec de rares

débris de charbon, pouvant s’alterner avec des niveaux argileux, gris foncé à noirs (unité C2).

Le sommet de cet ensemble (unité C3) passe à des grés gris fins fluviatiles à estuariens à

influence marine marquant ainsi le début de la transgression du Dévonien inférieur.

La série argileuse : de 2673 m à 2708 m(ép : 35 m)

Argile noire à gris noire finement silteuse, légèrement pyriteuse, micacée et feuilletée

Le réservoir F4 : de 2591 m à 2673 m(ép : 82 m )

Il est formé d’une alternance de grès gris blanc et brun clair, fin à très fin, dur parfois friable

avec argile indurée-

La série argileuse : de 2581 m à 2591 m( ép : 10 m)

Constitué d’argiles gris – foncé à brun, sableuse, indurée, pyriteuse, avec des grès argileux.

et de siltstone gris clair micacé.

Le réservoir F3 : de 2541 m à 2581 m(ép : 40 m )

Ce réservoir est potentiel en gaz, sachant qu’on est dans le gisement d’alrar, il est composé de

deux ensembles gréseux :

La moitié sommitale est composée de grès gris, blanc à beige clair, fin à grossier, à ciment

siliceux, localement argileux, sub-arrondi à sub-anguleux, dur à très dur, avec passées de

nodules d’argile. La moitié basale est composée de grès blanc à gris blanc, fin à très fin, à

ciment siliceux quartzitique, moyennement dur avec fines passées d’argile et de siltstone.

La série argileuse : de 2348 m à 2541m.( ép : 193 m)

Argile gris - clair à gris - foncé avec rares et fines passées de calcaire et de grés gris - brun,

silteux et micacé.

Le réservoir F2 : de 2298 m à 2348 m. (ép : 50 m )

D’âge Strunien et d’une épaisseur variable de 40 m à 70 m. il est composé de grés gris - blanc,

moyen, à fin, friable, silico argileux, et alternance d’argile gris foncée, carbonatée,

charbonneuse

Dévonien : de 2298 m à 2743 m(ép : 445m )

Tournaisien ‘ A’ : de 2033 m à 2298 m.(ép : 265 m )

Représenté par des argiles gris - noires, à noires, localement feuilletées, micacées, indurées à

rares passées de grés gris, fin à très fin argilo-siliceux, friable argileux. Traces de débris

fossiles (lamellibranches).

Viséen ‘B’ : de 1813 m à 2033 m.(ép : 220m )

Alternance de grès gris clair à beige, fin, à ciment silico argileux et d’argile grise à gris foncé

silico sableuse micacée, tendre, dolomitique et localement feuilletée.

-Viséen ‘C’ : de 1538 m à 1813 m.(ép : 230 m)

Constitué d’argile gris – verdâtre, tendre, feuilletée avec passées de grés gris clair, fin, friable

à ciment silico argileux traces de débris fossiles (lamellibranches).

-Namurien ‘D’ : de 1413 m à 1583 m.(ép : 170 m )

12

Alternance de grés gris à gris clair, fin à moyen, carbonaté, friable avec passées d’argile grise

à gris verdâtre, sableuse, carbonatée, indurée parfois feuilletée et de calcaire gris et beige

crypto cristallin, argileux.

Westphalien - Namurien ‘E’ : de 1238 m à 1413 m.(ép : 175 m )

Caractérisé par des marnes gris clair à verdâtre, pâteuse avec passées de calcaire blanc à beige

et d’argile brune, tendre et d’anhydrite blanche pulvérulente.

Westphalien ‘F’ : de 1223 m à 1238 m.( ép : 115 m )

Formé de calcaire blanc beige, brunâtre, cryptocristallin, de dolomie, pseudo-oolithique,

passées de marne grise, tendre et d’argile brune calcaireuse.

-Tiguentourine : de 963 m à 1123 m(: 160 m)

Constitué d’argile plastiques rouge brique, indurées, marneuses, silteuse

Carbonifère : de 963 à 2320 m(ép : 1357m )

1. Mésozoïque

Le Mésozoïque est formé par trois ensembles lithostratigraphiques d’âge Trias (assez réduit),

Jurassique et crétacé. Il repose en discordance majeure sur le Paléozoïque, son épaisseur est

de 955 m et il affleure en surface par des formations carbonatées du Turonien (Crétacé)

Trias +Jurassique: de 273 m à 963 m.(ép : 690m )

Il englobe la partie inferieur de la serie Taouratine et la formation de Zarzaitine. De bas en

haut, on distingue :

Zarzaitine Inférieur : non dissociable du trias, il est formé essentiellement de grès gris-clair

fin à grossier, localement à graviers, sub anguleux à sub arrondis avec passées d’argiles brun-

rouge, silto sablauses, dolomitiques. Rares traces de calcaire beige crypto cristallin.

Zarzaitine Moyen : Il est formé d’intercalation d’argile brun-rouge à gris verdâtre sableuse,

indurée, et de grès gris clair friable argileux dolomitique avec traces de calcaire gris-beige,

tendre, traces d’anhydrite.

Zarzaitine Supérieur : Dominance de grès grossiers, friable, légèrement argilo-dolomitique

avec passées d’argile brune et rouge sableuse, tendre au sommet.

Dans la partie inférieure, on note une dominance d’argile gris-verdatre à brun-rouge, sableuse

avec passées de grès fin à moyen, très friable, localement argileux.

Taouratine : de 243 m à 433m.(ép : 190m )

Supérieur : il s’agit d’un ensemble gréseux gris-clair à blanc, fin à grossier, friable, légèrement

argileux avec passées d’argile.

Moyen + inférieur : Il est formé de deux ensembles. L’ensemble supérieur est constitué de

dolomie jaunâtre à blanche crypto cristalline, sableuse, d’argile versicolore tendre.

L’ensemble inférieur est constitué essentiellement de grès grossiers, friable, avec passées

d’argile brune sableuse tendre.

Formation d’In Akamil : elle est formée d’argile brun-rouge, tendre, pâteuse, avec passées de

calcaire beige, de dolomie microcristalline et rares passées de marne. (40 m).

Argiles à gypse : Argiles plastiques bariolées (jaunes, rougeâtres, marron, brunâtres, verdâtres,

gris bleuâtres) riche en banc ou nodules de gypse fibreux et translucide, nacré ou blanc

pulvérulent. Quelques minces intercalations de dolomie ou de calcaire (135 m) rapport

soantrach2009

13

FIG. 4 LOG STRATIGRAPHIQUE ET LITHOLOGIQUE SYNTHETIQUE DU BASSIN

D’ILLIZI

14

C. Au plan structural

Le réservoir dévonien F3 d’ALRAR Est et Ouest est un piège du type mixte

(stratigraphique et structural), il se présente sous la forme d’un monoclinal faillé à pendage

Nord-Nord Est, Sud-Sud-Ouest allongé dans la direction Nord -Nord Est, Sud-Sud Est. La

structure est limitée :

- A l’Est par la frontière libyenne

- Au Nord par l’aquifère

- Au Sud et à l’Ouest par la disparition des grès du F3

La structure du F3 est compartimentée par plusieurs accidents Nord-Sud. Il est a noté que Le

pendage du dit réservoir est faible. En outre, la profondeur au toit du réservoir varie entre

2500m et 2650m. Par ailleurs le champ d’Alrar est séparé par une faille moyenne non étanche

de rejet 100m, passant entre ALB-1 et AL-510 (ex AL-2).

15

Deuxième Chapitre

DECRYPTAGE DES SIGNAUX DIAGRAPHIQUE

I. INTRODUCTION

De nos jours, il est impensable de forer un puits sans effectuer une série de diagraphies

qui, en fonction d’une interprétation en termes lithologique, saturation, porosité, etc.., permettra

de décider l’exploitation d’un puits, d’un champ ou d’un permis.

II. DIAGRAPHIE

Une diagraphie est un enregistrement continu des variations d'un paramètre physique

en fonction de la profondeur. Les diagraphies sont enregistrées lors d'un arrêt ou en fin de forage, et

les paramètres mesurés ne sont accessibles qu'avec un certain retard sur l'exécution du forage d'où le

nom de diagraphies différées. Des outils, conçus dans ce but, sont descendus dans le trou de forage à

l'extrémité d'un câble qui assure la liaison avec les instruments de surface commandant les opérations,

et groupés soit dans un camion, soit dans une cabine fixe pour les forages en mer. Les diagraphies

sont exécutées par des sociétés de service en Algérie :SHLUMBERGER, BAKER ATLAS, et

HESP

III. RAPPEL

A. Gamma ray

C'est un enregistrement de la radioactivité gamma naturelle en fonction de la profondeur des

formations traversées par un forage. Les seuls éléments radioactifs ayant une concentration

notable dans les matériaux naturels sont

Le Potassium, l’Uranium. et le Thorium.

Le log gamma ray Permet d’estimer le pourcentage d’argile présent dans les formations

sableuses.

B. Diagraphie neutron

Cette diagraphie est une diagraphie nucléaire provoquée permettant la mesure directe de la

porosité de la formation (NPHI). Des neutrons à grande vitesse et à haute énergie sont émis par une

source radio active pour bombarder les formations traversées par le forage. Les neutrons sont

ralentis par la concentration en hydrogène des formations

Il est utilisé pour :

L’évaluation de la porosité des roches.

La détermination de la lithologie des formations.

La localisation des zones gaz, huile.

Evaluation de la densité des hydrocarbures.

16

IV. Analyse des faciès diagraphique

On a distingué 3 types de facies diagraphiques différentes après l’analyse des logs GR et NPHI

. A. Electro-faciès de type 1 :

Les signaux diagraphiques correspondent un faciès gréseux, les mesures enregistrées

sont : (GR= 7 à 17 API et NPHI= -0.0011à 0.05 m3/m3) Fig. 5

Fig. 5 Facies diagraphique de type 1

17

B. Electro-faciès de type 2 :

Les mesures enregistrées (Gamma Ray = 134à 155 API, NPHI= 0.28 à 0.32 m3/m3)

évoquent la présence d’argile. Fig. 6

Fig. 6 Facies diagraphique de type 2

18

C. Electro-faciès de type 3 :

D’après l’enregistrement de GR et NPHI on a constaté la présence d’une alternance

grès argile. Les valeurs enregistrées pour les grès sont : GR= 49 à 67 API et NPHI = 0.2m3/m3

et pour l’argile : GR=88 à 122 API et NPHI= 0.17 m3/m3 Fig. 7

Fig. 7 Facies diagraphique de type 3

19

V. SYNTHESE LITHOSTRATIGRAPHIQUE.

A partir du décryptage des signaux diagraphiques (GR-NPHIE) et les caractéristiques

pétrographiques. Les principaux faciès du Dévonien Moyen sont composés essentiellement

d’une alternance d’argiles (couverture) et des grès (réservoir)

VI. CORRELATION

Afin de suivre la répartition spatio-temporelle du réservoir Dévonien moyen, deux

transepts ont été choisis en fonction de leurs positionnements. (Fig. 8). Il s’agit du transept NE-

SW incluant les puits (AL 12,AL 25,Al 13,AL 27,AL 81,AL 50,AL 80,AL 51) et du transept

Est-Ouest avec les puits (AL 4BIS,AL 26,AL 13,AL 82 ).

La diagraphie est très utiles pour faire des corrélations de puits à puits et d’avoir un

aperçu sur les variations lithologiques (CHAPELLIER, 2005).

Fig. 8 Carte présentant les deux transepts sélectionnés (AB et CD)

A. Transept AB (NE- SW)

Le transept AB composé par huit puits Fig 9

B. Transept CD (E -W)

Le transept CD composé par quatre puits. Fig.10

20

VII. CONCLUSION

D’après l’analyse des données diagraphiques et la corrélation spatio-temporelle de

douze puits, on remarque une variation des épaisseurs au niveau des deux transepts AB’ et

CD’, qui montrent les faits suivants :

Le transept CD montre une augmentation des épaisseurs de l’Est vers l’Ouest .Par ailleurs, au

niveau du transept de AB on remarque une faible diminution des épaisseurs du Sud-Ouest

vers le Nord-est

Le pendage du réservoir F3 est faible, la profondeur au toit du réservoir varie

entre de 2541 m à 2581 m

Le maximum des épaisseurs est situé au SW du réservoir F3

21

Fig. 9 Corrélation diagraphique (GR et NPHI) du transept AB (NE-SW)

SW NE

22

Fig. 10 Corrélation diagraphique (GR et NPHI) du transept CD (E-W)

E W

23

Troisième Chapitre :

LES CARACTERISATIQUES

PETROPHYSIQUES DU RESERVOIR F3

I. INTRODUCTION

Ce présent chapitre est consacré à l’étude des paramètres petrophysiques du réservoir

F3 afin d’avoir une idée claire sur l’intérêt Pétrolier. Pour cela on a sélectionné 12 puits dans

le champ d’Alrar. Ces paramètres sont traiter par le logiciel « Golden Software Surfer » et

représentés sous forme des cartes en iso-argilosité, iso-porosité, et iso-perméabilité. A la fin et

pour compléter cette étude, nous avons établi deux types de carte; carte en isopaque et carte en

isobathe en 2D pour avoir une idée sur l’évolution spatio-temporelle.

II. NOTIONS DE BASE

Les qualités qui conditionnent le rendement potentiel d’un réservoir qu’il soit aquifère

ou pétrolier sont (CHAPELLIER, 2005) :

Le volume d’argile ;

La porosité ;

La perméabilité ;

Le taux de saturation.

A. Le volume d’argile VSH

La connaissance du volume d’argile est très importante dans l’interprétation des

diagraphies. Ceci va nous permettre d’identifier si le réservoir est argileux ou propre d’une

part et de corriger les paramètres pétrophysiques d’autre part.

Pour cela, Il existe plusieurs méthodes pour la détermination du volume d’argile. Concernant

la présente étude et selon la disposition des données, on a utilisé le GR (Gamma Ray) comme

l’unique indicateur pour le calcul du volume d’argile dans tous les puits (AL 51, AL 80, AL

50, AL 81, AL 27, AL 13, AL 25, AL 12, AL 6BIS, AL 4BIS, AL 26 et AL 82). Pour cela,

on a Utilisé la formule suivante:

GR min : Valeur minimale lue en face d’un niveau considéré comme propre.

GR max : Valeur maximale lue en face d’un niveau argileux.

GR lue : Valeur lue sur l’enregistrement GR.

24

B. La porosité Φ

C’est le rapport du volume des pores (Vp) sur le volume de la roche (Vr)Fig. F11

Fig. 11 schéma en 3d expliquant l’agencement des grains de grès et leur porosité

En basent sur l’enregistrement diagraphique densité-neutron et en utilisant le logiciel

« Techlog »on peut déterminer la porosité totale. Le seul paramètre demandé pour calculer la

porosité totale c’est la densité de filtrat qui est prise 0.9 g/cm3.

Après la détermination de la porosité totale on passe au calcule de porosité effective,

pour cela nous avons besoin de quelques paramètres comme :

ρ shale : La valeur de densité lue dans la partie argileuse.

PHIsh.neut: Porosité shale lue à partir le log de neutron dans les argiles.

C. Perméabilité

La perméabilité d’une roche est son aptitude à permettre l’écoulement des fluides

contenus dans son espace poreux. Ce dernier ne permet le déplacement des fluides que dans le

cas où ses pores sont reliés entre eux.

25

III. ETUDE DES PARAMETRES PETROPHYSIQUES

A. Acquisition et traitement des donnees

puits X Y Hu TOIT abs Vsh PHI K

AL 51 587100.1 3180700 25 -1919.44 27 13.1 158

AL 80 587100 3179050 15 -1907.6 23.8 10.3 56

AL 50 586799.9 3177500 22 -1887.26 23.1 16.2 140

AL 81 586600 3176000 23 -1875.16 5 12.3 61

AL 27 586290.7 3174568 25.5 -1863.8 20.3 11.2 54

AL 13 584698.7 3172600 32.5 -1858.5 16.13 13.4 124

AL 25 583299.6 3170401 36.5 -1847.5 6.94 12.7 132

AL 12 582998.4 3168200 41.5 -1827.7 7.2 17.3 180

AL 6BIS 582617.7 3166416 38.5 -1825.37 16.07 11.9 219

AL 4BIS 580200.1 3171500 33.5 -1876.01 18.8 16.4 332

AL 26 581874.8 3172350 36.5 -1880 15.5 13.9 134

AL 82 586399.9 3172400 24.5 -1852 13 8.2 331

Tabl. 1 les valeurs des paramètres petrophysiques et les profondeurs

B. Résultats et interprétation

1. La carte en iso-argilosité

Le réservoir est caractérisé par des valeurs d’argilosité qui peuvent atteindre 28%

comme le montre la fig ( ) et le puits Al51 situé au NE du bloc, les valeurs enregistrées dans

les 11 puits font sortir un axe de volume d’argile ayant une polarité NE-SW. Plus en allant du

Sud vers le Nord, le VSH augmente de ( 6%) vers un moyen pourcentage (28%). Fig. 12

Fig. 12 carte en iso-argilosité

26

2. La carte en iso-porosité

Pour cet intervalle lithologique, les valeurs de la porosité sont comprises entre 8 et

17%. Les plus fort taux de porosité sont localisé au SW, au niveau des puits ( Al4bis et Al12).

Par contre, la plus faible valeur est enregistrée dans le puits Al82 Fig. 13

Fig. 13 carte en iso-porosité

27

3. carte en iso-perméabilité

Ce membre lithologique se caractérise par une bonne perméabilité 50 à 330 mD. Elle

est excellente au niveau du puits Al 4 bis et Al 82 (environ 330). Alors qu’au Nord du bloc, la

perméabilité est faible Fig. 14

Fig. 14 carte en iso perméabilité

28

IV. CARTE EN ISOPAQUES ET EN ISOBATHES

A. Introduction

Pour avoir une image aussi complète sur l’évolution spatio-temporelle, nous allons

utiliser pour cela le logiciel « Golden Software Surfer » afin d’établir deux types des cartes;

carte en isopaque et carte en isobathe en 2D et 3D.

B. Résultat et interprétation

1. Carte isopaques

La plus grande valeur d’épaisseur est enregistrées dans la partie Sud (Al 12 = 41m).

L’épaisseur de réservoir F3 diminue progressivement en allant vers l’extrémité NE de la

structure (Al 80 = 15 m ); la limité d’extension de réservoir F3. Le maximum des épaisseurs

est situé au SW du réservoir F3(Al 12, Al 6BIS, Al 25 et Al 4BIS)fig. 15

Fig. 15 carte en isopaques

29

2. Carte en isobathes

La carte en isobathe au toit de réservoir F3 montre que la partie NE est la plus

profonde par rapport à la partie Sud (Al 12, Al 6BIS, Al 25 et Al 4BIS) fig. 16

Fig. 16 carte en isobathes

C. Conculsion

Dans ce chapitre, l’interprétation des cartes de l'évolution spatiale des paramètres

petrophysiques (K,VSH et Phie).On distingue une relation en eux .Les zones de forte

perméabilité et de porosité ce localisent dans la partie SW auteur des puits( Al 4BIS, Al 6BIS,

Al 12, Al 25et Al 26 ). Par contre les faibles valeurs de VSH sont enregistrées au niveau de la

structure NE de réservoir F3 du champ d’Alrar par apport au Sud.

A partir des cartes isobathes et isopaques du réservoir F3 du d’Alrar on constate qu’il y a une

variation des épaisseurs notons que la partie SW est plus épaisse (41m) au niveau de puits Al

12 par contre la partie NE est plus mince (Al 80),et une diminution progressive des

profondeurs ,ayant une polarité SW-NE

30

Conclusion générale

A la lumière de cette étude pluridisciplinaire qui a été réalisée sur le Réservoir

Dévonien F3, dont on a sélectionné 12 puits dans le champ d’Alrar nous sommes arrivés aux

conclusions suivantes :

Le régime sédimentaire de la région d’Alrar nous a permis de dire que le milieu de

dépôt du réservoir Dévonien moyen F3 est de type milieu marin.

La coupe stratigraphique Type du champ Alrar se compose d'une série sédimentaire

allant du Silurien (argile a graptolite) jusqu’au Sénonien (calcaire), la discordance

Hercynienne joue un rôle important dans la limite entre le Paléozoïque et le Mésozoïque ce qui

résulte une absence totale du Permien.

L'interprétation des enregistrements diagraphiques a permis de calculer les paramètres

pétrophysiques à l'aide de logiciel TECH-LOG. la corrélation puits à puits des logs

synthétiques établis montre une structure Monoclinale faillée

Interprétation du champ d’étude du réservoir en fonction de l’évaluation des propriétés

pétrophysiques et de leur variabilité. Cela a permis également, la définition de régions à

propriétés pétrophysiques élevée au sein de réservoir ainsi que la détermination et la

localisation optimale des futurs forages

31

REFERENCE BIBLIOGRAPHIQUES

B. Benhadouch et F. Samir (Caractérisation et étude pétrophysiques du réservoir F3 champ

d’ALRAR Région de STAH-) mémoire de fin de formation IAP novembre 2013.

BENNACEUR. A (2018) Etude des paramètres pétrophysiques du réservoir dévonien F3

(l’anneau d’huile) Mémoire de fin de Formation MSP. 101p.

BENZEBOUCHI Y (2016) La réalisation du rapport de fin de puits et du rapport technique

de fin de sondage exemple : puits AL#84 Direction Régionale Stah. 103p

BOUBAHZIZ Makhlouf (2012) : Caractérisation et modélisation des réservoirs cambro-

ordoviciens du gisement Horst Nord IN AMINAS (HNIA) Bassin d’Illizi, mémoire de

magister UMB BOUMERDES.

D. Chapellier. (2005)- diagraphies pétrole cours online de géophysique

Assistant L. Baron 78p.

H. YEDDOU , H. HIMEUR et R. AITBOUR (2009) BILAN D’ACTIVITE année 2008

rapport Sonatrach 135p.

M. Beghoul (2013) ELEMENTS DE L’INTERPRETATION DES DIAGRAPHIES 2013-

ENSP – Groupe 5, Hassi – Messaoud.ppt 44p.

Plan annuel (2010) Bassin d’Illizi. Rapport Sonatrach 213p.

Raport sonatrach 2009 .

A. AITAMER (2001) PRESENTATIONDE LA REGION STAH Rapport Sonatrach 20p.

32

LISTE DES FIGURES

Fig. 1- Situation géographique du bassin d’Illizi à l’échelle régional. 7 Fig. 2- Situation géographique de la région Stah. 8

Fig. 3 Situation géologique du bassin d’Illizi à l’échelle régionale (In. BOUBAHZIZ,

2012)

9

Fig. 4 Log Stratigraphique et lithologique synthétique du bassin d’Illizi 13 Fig. 5 Facies diagraphique de type 1 16 Fig. 6 Facies diagraphique de type 2 17 Fig. 7 Facies diagraphique de type 3 18 Fig. 8 Carte présentant les deux transepts sélectionnés (AB et CD) 19 Fig. 9 Corrélation diagraphique (GR et NPHI) du transept AB (NE-SW) 21 Fig. 10 Corrélation diagraphique (GR et NPHI) du transept CD (E-W) 22 Fig. 11 schéma en 3d expliquant l’agencement des grains de grès et leur porosité 24 Fig. 12 carte en iso-argilosité 25 Fig. 13 carte en iso-porosité 26 Fig. 14 carte en iso perméabilité 27 Fig. 15 carte en isopaques 28 Fig. 16 carte en isobathes 29

33

Liste des tableaux

Tabl. 1 les valeurs des paramètres petrophysiques et les profondeurs 25