CARACTERISATION DU RESERVOIR DU TRIAS ARGILO- GRESE UX INFERIEUR (TAGI) DU CHAMP DE HASSI BERKINE SUD. BASSIN DE BER KINE. PLATE

FORME SAHARIENNE. ALGERIE. SADAOUI, M ., BOUTALEB, K. et KECIR, A.

Laboratoire Ressources Minérales et Energétiques Département Gisements. Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie.

Université M’Hamed Bougara. Boumerdès. Algérie. E- Mail : sadaoui2001@yahoo.fr

Résumé: La région d’étude, Hassi Berkine Sud se trouve dans le bassin de Berkine, qui présente une couverture Paléozoïque et Mésozoïque avec une épaisseur de 6000m reposant en discordance sur le socle. Le réservoir du Trias Argileux Gréseux Inférieur(TAGI) est l’objectif de cette étude, qui est caractérisé par des variations des paramètres pétrophysiques et le changement de la lithologie, qui influent considérablement sur la productivité et sur les résultats des forages. De ce fait on a utilisé une approche combinant plusieurs concepts pour répondre à ces problèmes, dans le but de délimiter les zones pour le choix d’implantation des puits horizontaux pour la récupération des réserves en place. Le TAGI, avec une épaisseur moyenne de 75m, repose en discordance sur les formations du Paléozoïque, il est constitué par des alternances de grés et d’argiles, avec passées de siltstones. Il est constitué par plusieurs niveaux gréseux indépendants, qui sont rarement connectés. L’utilisation des diagraphies nous a permis de délimiter les bancs perméables, d’identifier les zones à huile et les zones à eau, de déterminer le pourcentage d’argile dans les formations aquifères à partir du GR et de déterminer l’épaisseur, la porosité, la perméabilité et la saturation en eau. Les failles jouent un rôle positif en provoquant la fissuration, qui va augmenter la perméabilité et un rôle négatif à la fois en provoquant la dissolution de la silice, qui va ensuite colmater les pores. Les plus importants objectifs des puits horizontaux sont l’augmentation de la production par l’agrandissement de la surface de drainage, l’amélioration du taux de récupération par l’élimination du phénomène de conning d’eau ou de gaz. Ce type de forage est appliqué pour les réservoirs fracturés, hétérogènes et à faibles épaisseurs. Les principaux critères d’implantation sont: le choix des drains à cibler, le choix de l’azimut, être dans une zone non tectonisée et le plan d'eau doit être le plus bas possible. L’implantation des puits sera le plus près le maximum de la faille majeure, où les propriétés pétrophysiques s’améliorent et les unités U1 et M1 deviennent de plus en plus gréseuses et plus épaisses. Mots clés: Bassin de Berkine. Champ de Hassi Berkine Sud. Réservoir TAGI. Caractérisation du Réservoir. Puits horizontaux. Introduction: Le champ de Hassi Berkine Sud (HBNS) d’étude se situe dans le bloc 404, dans la partie Sud du Bassin de Hassi Berkine (Fig.1). Le réservoir du Trias Argileux Gréseux Inférieur(TAGI) est l’objet de cette étude. Il a été découvert en 1995. Il a été exploré à l’aide des méthodes géologiques et géophysiques, ainsi que le forage de plus de 70 puits. Ceux sont essentiellement les données géologiques et pétrophysiques de carottes et des diagraphies qui ont été mesurées et quantifiées dans ces forages. Les données de ces paramètres ont été dépouillées et compilées. Dans le champ HBNS, la problématique réside dans la productivité, qui est liée à des variations des paramètres pétrophysiques et le changement de la lithologie du réservoir TAGI, eu égard à son hétérogénéité, qui influe sur les résultats des forages effectués dans notre région d’étude, de ce fait on a utilisé une approche combinant plusieurs concepts pour répondre à ces problèmes dans le but de délimiter les zones pour le choix des travaux ultérieurs, ainsi que la récupération des réserves en place. De ce fait et pour rentabiliser cette étude, on a essayé de trouver un argument logique aux problèmes posés, consistant à l’amélioration de la production.

Fig. 1 - Situation géologique de la Région (Turner et al, 2001).

I. Aspect sur le réservoir d’étude : Le TAGI repose en discordance sur les formations du Paléozoïque, il est constitué par des alternances de grés fins à moyens rarement grossiers, et des argiles grises, silteuses, avec passées de siltstones. Son épaisseur varie de 0 à plus de 100m avec une moyenne de 75m. Au Nord-Ouest, il perd toutes ses qualités de roche réservoir, où il est constitué de roches éruptives avec des intercalations de bancs métriques de grés et d’argiles. Les réservoirs gréseux du Trias Argileux Gréseux Inférieur ne forment pas un seul et unique réservoir, mais ils correspondent à plusieurs niveaux gréseux indépendants et rarement connectés. L’épaisseur des corps gréseux est très variable, elle est parfois considérable dans le centre et à l’Ouest du bassin et moins élevée dans les autres régions Mode et milieu de dépôt : La compréhension des mécanismes de dépôts des séquences du TAGI est étroitement liée aux conditions paléographiques de l’époque, tenant compte notamment des apports sédimentaires, qui ont une direction d’apport en général Sud Ouest. L’environnement de dépôt des séquences du TAGI correspond à un empilement de chenaux fluviatiles de types en tresse à la base en évoluant vers les méandriformes. II. Lithostratigraphie du réservoir TAGI- HBNS Le réservoir de TAGI est subdivisé en trois couches principales: TAGI supérieur, TAGI moyen, et TAGI inférieur. Ces couches sont elles même constituées d’un total de neuf niveaux. Les corrélations entre puits dans le TAGI sont fondées sur l'hypothèse, que les deux principaux niveaux d'argile M2 et U2, sont régionalement continus. Ils se présentent donc comme un horizon repère (Fig.2). 1. TAGI supérieur : La couche du TAGI supérieur est constituée de quatre niveaux: - U1a, qui est constitué de grès des dépôts fluviatiles et parfois traversé par les dépôts éoliens. La prolongation latérale de ce niveau est importante, l’épaisseur moyenne de ce niveau est variée (4.1 à 10,52m) avec une moyenne de 6.42m. - U1b, c’est un niveau de grès dont les qualités de réservoir sont moins bonnes dans le Sud-est. Il inclut également quelques dépôts deltaïques intercalés, l’épaisseur moyenne de ce niveau est de 5.73m. - U2 est un niveau d'argile. Il est rencontré dans toute la région. Il est caractérisé par sa petite épaisseur 1.05m. Il est également marqué par les dépôts lacustres. - U3 a une épaisseur variable. Les premiers lits de grès sont intercalés avec les dépôts deltaïques. Son épaisseur moyenne est de l’ordre de 5.15m. 2. TAGI moyen : La couche du TAGI moyen est subdivisée en quatre niveaux : - M2 est un niveau d’argile. On considère que c’est un dépôt lacustre d’une ampleur régionale. Son épaisseur est très variable. Au niveau de HBNS elle est en moyenne de 1.7m. - M1c, M1b, et M1a : Ces niveaux sont constitués des grès ayant des caractéristiques moyennes de réservoir (bons en général). Ils sont marqués par des épaisseurs variables selon la distribution locale des chenaux. Le niveau M1 montre la plus grande variation dans l'épaisseur, il est de moyenne de 4.54m.

HB HB

HB

RBQB

OR

Pipelines

existantes

Pipelines

Fig. 2 - Colonne stratigraphique du gisement HBNS (Azoug et al., 2007)

3. TAGI inférieur : La partie inférieure TAGI L , qui se trouve directement sur la discordance hercynienne, est subdivisée en deux niveaux : - Un niveau de grès, caractérisé par les dépôts fluviatiles - Un niveau d'argile. L'épaisseur des grés est très petite est égale en moyenne à 1.3m. Les valeurs des caractéristiques pétrophysiques sont relativement faibles. L'épaisseur du TAGI est variable, elle s’amincit vers le Nord, alors que le niveau M2 d'argile s'épaissit dans la même direction. III. Aspect structural : Dans le canevas structural de la zone d’étude, le mécanisme principal de piégeage est structural, le gisement est d’âge Triasique, sa profondeur moyenne est d’environ 3000m, il possède une structure anticlinale asymétrique au relief peu prononcé et la prédominance d’un réseau de failles orientées NE-SW dont les principales sont des failles normales de même direction dus principalement aux mouvements distensifs triasiques, repris durant les phases autrichienne et tertiaire, leur rejet peut atteindre jusqu’à 200 m. De plus des failles secondaires subdivisent les divers champs en série de petits blocs. Les failles E–W, sont d’âge antérieur (Paléozoïque) avec des reprises liasique et autrichienne. Ces failles jouent un rôle prépondérant sur les fermetures latérales des pièges. Elles sont parfois associées à des ensellements de même direction. 1. Etude sismique : La méthode géophysique la plus utilisée pour déterminer les structures du sous-sol est la méthode sismique. La mise en oeuvre la plus répandue est celle de type couverture multiple en sismique de réflexion. Cette technique fournit une échographie du sous-sol à 2 ou 3 dimensions (2 ou 3D). Pour obtenir un calage en profondeur plus précis que celui obtenu en utilisant les vitesses issues des données sismiques de surface. Les géophysiciens utilisent des données de puits, telles que carottage sismique et diagraphie sonique. La sismique de puits est utilisée pour une meilleure connaissance du gisement en phase d’exploration, mais elle peut être également utilisée en phase d’exploitation en sismique répétitive pour l’étude du gisement au cours du temps (monitoring). Dans le bassin de Berkine, un levé sismique a été effectué. Il y a eu au total 43097,0 km en 2D séismique acquis entre 1986 et 2004 et 8119 km2 de séismique 3D acquis entre 1995 et 2004. Au niveau du champ HBNS, le traitement des données sismiques par le groupe SONATRASH – ANADRKO, était basé sur les résultats de la sismique 2D réalisés au début de l’année 1990. Dés que la découverte du champ a été faite, une campagne sismique à 3D a eu lieu pour l’obtention de données de hautes qualités. Cette campagne séismique 3D a été réalisée durant le deuxième semestre 1996. L’intégration des résultats de la 3D et des données aux puits a permis d’obtenir une image haute résolution de la structure du réservoir à construire, tant au niveau de la surface du réservoir elle même que

du système de failles associées exemple. Ces données sont importantes dans la compréhension de l’inter- connexion du réservoir et/ou des compartiments. La surface du réservoir et le système de failles définissent la structure de base du modèle de simulation du réservoir. IV. Le Potentiel pétrolier de la région d’étude : 1. La roche mère : Les principales roches mères de la région sont : - Les argiles à Graptolites du Silurien basal. - Les argiles du Frasnien situées sous la discordance hercynienne. 2. La roche réservoir : Le principal réservoir dans la région d’étude est le Trias Argilo Gréseux Inférieur. Il est subdivisé on trois niveaux qui sont de bas en haut : - TAGI inférieur.

- TAGI moyen.

- TAGI supérieur. 3. La roche couverture : La couverture du réservoir TAGI est formée par des argiles et des évaporites du Trias carbonaté.

V. Etude pétrophysique

Introduction: Les diagraphies sont des techniques utilisées essentiellement pour l’évaluation des paramètres pétrophysiques et de caractériser le faciès géologique, ainsi que la caractérisation de la nature des fluides en places. Elles rendent aussi possibles les corrélations puits à puits, donc le suivi d’un horizon lithologique du sous-sol. C’est pourquoi elles revêtent une telle importance, c’est pour cela qu’on ne peut plus concevoir de nos jours de synthèse géologique sans exploitation des données diagraphiques. Elles établissent en quelque sorte un constat, elles sont donc la signature du terrain. 1. Méthodes d’interprétation : A. Qualitative : La première approche consiste à caler toutes les diagraphies entre elles, établir un log composite, à partir de ce log on va: - Repérer les zones à grande résistivité.

- Repérer les zones à radioactivité minimum. Si les roches répondent à ce critère, il y a une possibilité de réservoir a. réservoir: Deuxième étape consiste à détecter les réservoirs et donc repérer les zones poreuses et perméables. Ceci peut se faire à partir de plusieurs diagraphies : - Gamma Ray : retenir les zones à radioactivité minimale et repérer les zones d’argile

- Microlog : délimiter et retenir les zones de séparation positive.

- Diamétreur : délimiter et retenir les zones à dépôt de mud-cake. b. Fluides : La caractérisation de fluide peut se faire par comparaison et superposition de courbes de résistivité, elle est mesurer par un Latérolog, Microlog, induction, …. deux cas peuvent se présenter: - La zone à eau : de faible résistivité dans ce cas la formation est saturée en eau.

- La zone à hydrocarbures : d’une résistivité élevée. La nature de l’hydrocarbure sera déterminée ultérieurement par comparaison Neutron – Densité. c. Lithologie : Elle est définie par comparaison des courbes de porosité Neutron – Densité – Sonic et aussi par des Cross Plot correspondant à deux outils de porosité B. Quantitative : Lorsque l’on a repéré un réservoir, il faut en étudier les qualités qui conditionnent son rendement, elles sont principalement: Son volume.

Sa porosité. Son taux de saturation. Sa perméabilité. Les différents fluides qu’il renferme (huile, gaz, eau) VI. Analyse des résultats de l’interprétation diagraphique : Le réservoir TAGI de la région d’étude est constitué de plusieurs niveaux caractérisés par des paramètres pétrophysiques variables, de ce fait, on a traité les paramètres des unités constituants les principaux objectifs pétroliers du TAGI. Les puits concernés par cette étude sont : P-2, P-10, P-13, P-15, P-41, P-69. Pour les réservoirs du champ de Berkine nous avons utilisé: Фcut _ off = 10% et pour Sw = 50 % cela veut dire qu’à partir de ces valeurs toute production est considérée comme étant rentable. Les données sont extraites a partir des log composite de chaque puits. Les résultats obtenus lors de cette étude du Puits P-2 sont représentés dans le tableau suivant:

Tab. 1- Interprétation diagraphique du Puits P-2. Interprétation des résultats : Dans tous les puits, les bancs propres sont déterminés à partir du GR, la combinaison de l’ensemble des diagraphies permet de déduire l’intérêt pétrolier de chaque intervalle. Puits P-2 : on a subdivisé ce réservoir en quatre intervalles qui sont respectivement de haut en bas : le U1a qui représente une zone a huile, et M1c, M1a et L qui représentent la zone a eau ; Les valeurs moyenne des paramètres pétrophysiques de ce réservoir sont Hutile = 15,3m, utile = 14,85%, Vsh = 12,26%, SW= 58,33% (Tab.1). Puits P-10 : ce réservoir est subdivisé en six intervalles qui sont respectivement de haut en bas : le U3, U1b,U1a et M1b qui représentent une zone a huile, M1a et L qui représentent la zone à eau ; Les valeurs moyenne des paramètres pétrophysiques de ce réservoir sont Hutile = 11,6m, utile = 13,02% , Vsh = 30,54%, SW= 36,98%. Puits P-13 : on a subdivisé ce réservoir en quatre bancs qui sont respectivement de haut en bas : le U1a, M1a contient deux intervalles et L qui représentent la zone a eau, ce puits ne contient pas de l’huile; Les valeurs moyenne des paramètres pétrophysiques de ce réservoir sont Hutile = 7,7m, utile = 13,02% , Vsh = 16,14%, SW= 95,17%. Puits P-15 : on a subdivisé ce réservoir en quatre bancs qui sont respectivement de haut en bas : le U1b qui contient deux intervalles, M1a et L qui représentent la zone a eau ce puits n’a aucun intérêt pétrolier ;

Les valeurs moyennes des paramètres pétrophysiques de ce réservoir sont Hutile = 10,5m, utile = 16,54%, Vsh = 7,96%, SW= 90,60%. Puits P-41 : on a subdivisé ce réservoir en sept bancs qui sont respectivement de haut en bas : le U1b qui contient 3 intervalles, U1a et M1b qui représentent une zone a huile, et M1a et L qui représentent la zone a eau ; Les valeurs moyenne des paramètres pétrophysiques de ce réservoir sont Hutile = 14m, utile = 13,28% , Vsh = 21,43%, SW= 78,29%. Puits P-69 : on a subdivisé ce réservoir en cinq intervalles qui sont respectivement de haut en bas : le U1b, U1a, M1b qui représentent la zone a huile, et M1a et L qui représentent la zone a eau ; Les valeurs moyenne des paramètres pétrophysiques de ce réservoir sont Hutile = 21,5m, utile = 13,88% , Vsh = 17,61%, SW= 65,93%. VII. Caractérisation du réservoir. Introduction : L’objectif d’une étude pétrophysique est de mettre en évidence l’évolution des caractéristiques pétrophysiques (Porosité, perméabilité, saturation…) et de certain paramètres géologiques (épaisseur totale, épaisseur utile …) , en fonction de la profondeur ainsi que leur extension latérale dans les réservoirs étudiés, ceci est primordial pour l’évaluation de leurs capacités et pour une meilleure compréhension des phénomènes d’écoulement des fluides, grâce à cela, on pourra parvenir à une exploitation optimale du réservoir en question. 1. Interprétation des cartes :

Carte en isobathes au toit du réservoir TAGI : D’après cette carte on constate que : - La structure du top TAGI se présente sous forme d’un anticlinal affecté par une faille normale orientée NE-SW, parallèlement à l’axe du pli, d’un rejet important de 44 m prouvé par la sismique, cette dernière divise la structure en deux grands blocs, l’un est soulevé à l’Ouest de la faille et l’autre affaissée à l’Est de la faille. - La côte absolue du contact huile/eau est située à -3070 m. A. L’unité U3 : a. Carte de l’épaisseur totale : un maximum d’épaisseur se trouve à l’Est de la région, l’unité s’amincit a l’ouest des puits P-10 et P-69, le P-69 présente seulement 1m d’épaisseur pour cette unité. Cela est du à la non continuité des dépôts sédimentaires fluviatiles (Fig.3.a). b. Carte de porosité : Deux puits seulement P-10 (14%) et P-13 (12%) présentent de bonnes porosités dans cette unité, cela est du a la présence des failles à coté de ces puits, qui ont causé des fissures (Fig.3.b). c. Carte de perméabilité : les puits P-10 et P-69 présentent de mauvaise perméabilité (25 md) contrairement au puits P-41 (120md), où elle s’améliore au alentour du puits, elle atteint jusqu’à 300md, cela est causé par le passage de la faille majeur à coté de ce puits (Fig.3.c). d. Carte de Net to Gross : le puits P-10 présente un bon Net to Gross (0,8) alors qu’au niveau du puits P-69 il est dégradé (0,35) et il s’annule au niveau du puits P-41 (Fig.3.d). e. Carte de saturation : une haute saturation en eau est concentrée aux extrémités de la région à l’Est et à l’Ouest (80%), contrairement au centre qui montre de faible valeurs de Sw (20%) (Fig.3.e). Conclusion sur l’unité U3 : Vu sa faible épaisseur en premier lieu, et vu les mauvaises qualités du réservoir en deuxième lieu, l’unité U3 ne peut pas être un bon candidat pour toute proposition d’un nouveau puits. B. L’unitéU1b : Cette unité présente un épaississement en allant du puits P-10 vers le P-41, ainsi que de bonnes qualités de réservoir, par contre l’épaisseur de 3m est conservée en allant vers le puits P-69, mais ça n’empêche pas une nouvelle proposition de puits dans cette direction. C. L’unité U1a : Deux directions peuvent être considérées comme bonnes de point de vue qualité du réservoir : La première du puits P-10 vers P-57 présentant un amincissement (6 à 4m), où les propriétés s’améliorent dans cette orientation. La deuxième du puits P-10 vers le P-69 présentant aussi un amincissement (6 à 3 m) ,où les propriétés s’améliorent.

Fig.3.a. carte de l’épaisseur Fig.3.b. carte de porosité Fig.3.c. carte de perméabilité

totale de l’unité U3. de l’unité U3. de l’unité U3.

Fig.3.d. carte du Net to Gross Fig.3.e. carte de la saturation en eau de l’unité U3. de l’unité U3.

D. L’unité M1c : Dans cette unité seule la direction du puits P-41 vers le P-57 présente de bonnes caractéristiques de réservoir avec l’unique inconvénient qui est l’amincissement de la couche au niveau du puits P-41. E. L’unité M1b : Dans cette unité deux axes de bonnes qualités de réservoir sont présents, leur répartition est la suivante : L’axe de P-10-P-57, qui présente un amincissement de la couche en allant vers le P-57 (6m-4m). L’axe de P-10-P-69, qui présente un épaississement de la couche en allant vers le P-57 (6m-7m). F. L’unité M1b : Dans cette unité deux axes de bonnes qualités de réservoir sont présentes, leur répartition est la suivante : L’axe de P-10-P-41, qui présente un épaississement de la couche en allant vers le P-41 (5m-7m). L’axe de P-10-P-69, qui présente un épaississement de la couche en allant vers le P-69 (5m-9m).

G. L’unité M1a : Dans cette unité deux axes de bonnes qualités de réservoir sont présent, leur répartition est la suivante : L’axe de P-10-P-41, qui présente un épaississement de la couche en allant vers le P-41 (5m-7m). L’axe de P-10-P-69, qui présente un épaississement de la couche en allant vers le P-69 (5m-9m). Conclusion: D’après cette étude, plusieurs constatations sont mises en évidence, notamment : -La répartition des paramètres pétrophysiques est hétérogène, cette hétérogénéité est due aux dépôts fluviatiles (chenal en tresses) non continus. -La variation de l’épaisseur utile est due à la variation de l’épaisseur totale du TAGI et le banc d’argile qui s’intercale (l’unité M2), tel que les grandes épaisseurs sont justifiées par la sédimentation du Trias, qui a comblé les creux topographiques par rapport aux endroits les plus hauts (faible dépôt). -La variation des valeurs de porosité est expliquée par l’histoire géologique des dépôts (le changement de faciès), et en particulier des conditions de sédimentations (milieu de dépôts, transport) et des phénomènes de diagenèse qui leurs succèdent. -Les failles qui ont affecté la région, jouent un rôle positif en provoquant la fissuration, qui va augmenter la perméabilité et un rôle négatif à la fois en provoquant la dissolution de la silice, qui va ensuite colmater les pores. En analysant les différentes cartes on constate que les failles NE-SO et NW jouent un rôle à la fois positif et à la fois négatif sur la distribution des différents paramètres, à savoir la porosité, la perméabilité et l'épaisseur utile dans le réservoir du TAGI. VIII. Corrélation à travers les puits : Le but de cette corrélation est de voir l’extension latérale des différentes unités, ainsi que le changement de la lithologie et des épaisseurs à travers la région d’étude (Fig.4,5,6).

Fig. 4- Corrélation NE – SO entre les puits P-41, P-10, P-69 et P-13.

Conclusion sur les corrélations : D’après ces corrélation à travers les puits de notre région, on a pu conclure que : -Structuralement le puits P-10 est le plus élevé par rapport aux autres puits. -L’unité U est dégradée dans les puits P-10, P-13, P15, P-57 et la partie inférieure du puits P-41, elle s’améliore vers les puits P-2 et P-69, avec une variation de l’épaisseur des grés dans chaque puits. -L’unité M est totalement gréseuse dans les puits P-57, P15 et P-2, et la partie inferieure des puits P-69, P-10, P-13 et P-41, avec une variation de l’épaisseur des grés dans chaque puits.

Fig. 5- Corrélation NO – SE entre les puits P-57, P-10 et P-2.

Fig. 6- Corrélation O – E entre les puits P-10 et P-15.

IX. Implantation des Puits horizontaux. Introduction : Le forage horizontal est un forage directionnel qui se caractérise par la traversée du réservoir avec une inclinaison pouvant attendre un maximum de 100°, c'est-à-dire s’éloigner petit à petit de la verticale, qui passe par la tête du puits suivant une trajectoire et un rayon de courbure donnés, pour enfin arriver à forer le réservoir horizontalement.

1. Objectifs des puits horizontaux : Pour ce qui concerne les puits horizontaux les deux objectifs les plus importants sont : -Augmentation de la production par l’agrandissement de la surface de drainage (augmentation de la longueur de pénétration dans le réservoir). -Améliorer le taux de récupération par l’élimination du phénomène de conning d’eau ou de gaz. Il existe d’autres applications du forage horizontal qui sont liées aux différents problèmes du réservoir, dont on peut citer : a. Réservoir fracturé : (Fig.7). Les réservoirs fracturés sont parmi les bons candidats au développement par le forage horizontal, les fissures de ces réservoirs étant subverticales, alors on peut positionner le drain d’une telle façon à ce qu’il coupe et intercepte le maximum des fractures.

Fig.7 : cas d’un réservoir fracturé.

b. Réservoir hétérogène : Dans ce cas de figure un puits horizontal peut remplacer plusieurs puits verticaux, ces réservoirs contiennent des fissures non poreuses, le drain horizontal nous permet de traverser des zones avec des bonnes perméabilités si elles existent, l’expérience a montré que la production peut être multipliée de 5 à 10 fois la production d’un puits vertical. c. Réservoir de faible épaisseur : C’est le cas des réservoirs ayant une épaisseur de 15 à 20m dont un puits vertical ne peut avoir qu’une faible pénétration dans le réservoir, alors ces derniers sont considérés comme de bons candidats au développement par le forage horizontal, à l’aide de cette technique on peut réaliser une pénétration importante dans le réservoir (horizontale), ce qui permet par conséquence de minimiser le nombre de puits verticaux nécessaires pour l’exploitation de ce gisement. d. Eliminer le phénomène du conning : (Fig.8) Dans ce cas de figure, le forage horizontal donne la possibilité d’améliorer la production et la récupération tout en évitant le phénomène du conning d’eau ou de gaz, ceci est réalisé en augmentant la distance entre le drain et le contact huile/eau d’une part, et avec le contact huile/gaz d’autre part.

Fig. 8 : Elimination du phénomène Fig.9. La position des puits horizontaux en 2D. WETER- CONNING.

U1 Horizontal et U1 Horizontal_SE : Ces puits seront la conversion du puits P-69 du vertical en horizontal (Short Radius) dans l’unité U1, ce puits se situe à 350m à l’Ouest de la faille majeure (Fig.9). Le U1 Horizontal : Ce puits sera dirigé au NE du puits P-69 vers le puits P-10 en s’approchant de la faille, en gardant toujours la distance de sécurité, qui est égale à 200 m prés de la faille. U1 Horizontal_SE: Ce puits sera dirigé au SO du puits P-69 en s’approchant toujours de la faille et en gardant la distance de sécurité, qui est égale à 200 m prés de la faille. M1 Horizontal : Ce puits sera à l’Est du puits P-10 d’environ 300 m et il sera loin de la faille de la même distance (300 m), en allant au Sud vers le puits P-69 en s’approchant toujours de la faille et en gardant la distance de sécurité, qui est égale à 200 m prés de la faille. U1 Horizontal_NE : Sera prés du puits P-41 à l’Est, en allant au SO vers le puits P-10 en s’approchant toujours de la faille et en gardant la distance de sécurité, qui est égale à 200 m prés de la faille.

N

Azimuth

K max

W E

K max

2. Les critères d’implantation : Cette sélection se fait à partir des études géologiques et tient en compte différents critères : - Choix des drains à cibler - Choix de l’azimut (l’orientation à donner aux drains). - Etre dans une zone non tectonisée (éviter les failles). - Le plan d'eau doit être le plus bas possible. a. Choix des drains à cibler : Le choix du drain est basé sur une analyse des caractéristiques pétrophysiques (Φ, K et SW) le long du réservoir afin de déterminer l’intervalle le plus poreux et perméable, on doit aussi tenir compte du plan d’eau pour éviter les percés. b. Longueur du drain horizontal : Théoriquement, Il est certain que plus la longueur du drain augmente, plus le profil est productif, mais pratiquement les difficultés du forage augmentent (frottement, tirage, coincement, mauvaise transmission du poids sur l’outil, perte d’azimut). c. Choix de l’Azimut (Fig.10): L’amélioration des caractéristiques pétrophysiques correspond à une direction géographique qui sera l’azimut de forage. Les caractéristiques pétrophysiques de la direction choisie déterminent au préalable la capacité et la durée de production du puits. D’autres paramètres conditionnent le choix de l’azimut tel que la direction des contraintes et l’orientation des structures sédimentaires. Cependant, la complexité du champ ne peut permettre la détermination d’une variation préférentielle systématique pour tous les puits. La direction est imposée par l’orientation générale des caractéristiques petro physiques, notre étude dans les chapitres qui précèdent montre que ces paramètres sont améliorés prés de la faille majeure d’orientation NE-SO et par la suite ces derniers sont bons le long de cette direction dans un intervalle de 600 m près de la faille (Fig.11). Ainsi il est préférable de forer perpendiculairement à la direction des contraintes maximales.

Fig.10- Choix de l’Azimut Fig.11- Les trajectoires des puits horizontaux en 3D.

d. Continuité du réservoir : Pour voir la continuité du réservoir on a établi des coupes géologiques montrant les facies géologiques et la répartition des corps gréseux et leur extension dans les différentes unités avec la trajectoire de chaque puits. -U1 Horizontal et U1 Horizontal_SE seront dans l’unité gréseuse U1 (Fig.12). -M1 Horizontal sera dans l’unité gréseuse M1. la trajectoire de ce puits doit être loin le maximum du contact huile-eau de -3070 m (Fig.13). -U1 Horizontal_NE sera dans l’unité gréseuse U1.

3. Les Propriétés prévisionnelles dans les drains : Des logs des différents paramètres pétrophysiques prévisionnelles et leurs moyennes (porosité, perméabilité, saturation, et Net to Gross) ont été établis par le logiciel pétrel pour chaque drain. - Le drain du puits U1 horizontal

Fig.12- Position des puits U1 horizontal_SE Fig.13- Position du puits M1 horizontal dans l’unité M1. et U1 Horizontal dans l’unité U1.

Propriété Average

ø(%) 0.13

K(md) 149

NTG(%) 0.64

SW(%) 0.16

Ep Utile (m) 6

Long. Drain (m) 610

U1 Horizontal

Propriété Average

ø(%) 0.19

K(md) 224

NTG(%) 0.90

SW(%) 0.20

Ep Utile (m) 4

Long. Drain (m) 781

U1 Horizontal_SE

Propriété Average

ø(%) 0.12

K(md) 18

NTG(%) 0.60

SW(%) 0.30

Ep Utile (m) 4

Long. Drain (m) 879

U1 Horizontal_NE

Propriété Average

ø(%) 0.13

K(md) 104.00

NTG(%) 0.80

SW(%) 0.20

Ep Utile (m) 4.7

Long. Drain (m) 927

M1 Horizontal

4. Avantages et inconvénients des choix d’implantation :

Avantages inconvenants U1 horizontal

Structure haute Epaisseur <5m Loin du contact huile-eau Possibilité de présence de barrière entre P-10 et P-69 Présence du grès Qualité du réservoir incertaine Exploiter les hydrocarbures piégés contre la faille NE-SO L'utilisation du puits P-69 ou top structure et qualité du réservoir sont connues au niveau du puits

Coût de réalisation réduit (P-69 sera utilisé) U1 horizontal_ SE

Zone non exploitée à nos jours Structure Basse d'après la sismique Possibilité de rencontrer des grès propres et épais Près du contact huile-eau L'utilisation du puits P-69 ou top structure et qualité du réservoir sont connues au niveau du puits

Aucun puits au SE du P-69 qui contrôle la structure et la présence des grès

Coût de réalisation réduit (P-69 sera utilisé) Qualité du réservoir incertaine U1 horizontal_ NE

Structure haute Qualité du réservoir incertaine Loin du contact huile-eau Coût de réalisation élevé Exploiter les hydrocarbures piégés contre la faille NE-SO

M1 horizontal

Structure haute Près du contact huile-eau Exploiter les hydrocarbures piégés contre la faille NE-SO Qualité du réservoir incertaine Possibilité de rencontrer des grès propres et épais Tops structure incertain Coût de réalisation élevé

5. Comparaison entre un forage horizontal et un forage vertical : De point de vue coûts de forage :

Puits vertical 8

Puits Horizontal 20-25

Nbre Equivalent de Puits Vertical 3

Comparison des Couts de Forage ($ million)

De point de vue production :

Puits vertical 3000-6000

Puits Horizontal 30000

Nbre Equivalent de Puits Vertical 4 a 5

Comparison de Productions Par Jour ( BOPD)

Conclusion : Le travail effectué dans la région d’étude nous a permet d’obtenir les résultats suivants : L’étude sismique a montré La présence d’une faille majeure de rejet de 44m formant à la fois une bonne barrière entre le bloc du (P-13, P-10, P-41, P-69) et le bloc du (P-2, P15) et un bon piégeage structural des hydrocarbures contre faille. ces hydrocarbures piégés contre cette faille majeure, ont été confirmée par les travaux de simulation dans la région. L'interprétation diagraphique des puits P-2, P-10, P-13, P-15, P-41 et P-69 au niveau du réservoir TAGI a montré qu’uniquement les puits , P-10, P-13, P-41 et P-69 ont marqué des bons résultats pétrophysiques et par la suite une bonne potentialité de cette région. Le réservoir TAGI est considéré comme un objectif principal, il est caractérisé par une grande extension latérale. La zone d’étude se présente structuralement comme un anticlinal peu prononcé d’axe sensiblement Nord-Est – Sud-Ouest. Un contact huile-eau confirmé par le plus récent puits (P-69) foré en 2012. Ce contact nous a donné une bonne idée sur la position actuelle des hydrocarbures, puisque notre champ est en phase de production, chose qui rendre difficile la prédiction de la position actuelle des hydrocarbures. Le TAGI est caractérisé par des caractéristiques pétrophysiques médiocres, qui sont liées à l’hétérogénéité de ses dépôts, représentés essentiellement par une série argilo-gréseuse, ainsi que cette région a été affectée par des événements géologiques différents, qui ont conduits à la contribution des phénomènes diagénétiques, ainsi que la fracturation naturelle, ces derniers améliorent ou détériorent leurs caractéristiques pétrophysiques. La présence des bonnes qualités de réservoirs associées à une épaisseur encourageante à toute nouvelle implantation d’un puits dans l’unité M1 et U1. Comme l’épaisseur totale de unité U1 et M1 n’est pas assez importante (8m), il ne sera plus rentable et plus efficace de récupérer ces réserves qu’avec un puits horizontal, qui va augmenter la production. Les choix de l’implantation de ce puits seront près le maximum de la faille majeure, où les propriétés pétrophysiques s’améliorent et les unités U1 et M1 deviennent de plus en plus gréseuses et plus épaisses. Références. 1. Aliev, M. 1971. Structures géologiques et perspectives en pétrole et en gaz du Sahara Algérien. Tome 1 2. ANDRE, HASS. (2008). Conférence de géostatistique, Total Professeurs Associés.FHC. UMBB. Boumèrdes. 3. ARIF, T . (1999) - Diagnostic et analyses en Short Radius, Mémoire d’induction < SONATRACH >. 4. Bertrand, J. M. L. and Caby, R. 1978. Geodynamic evolution of the Panafrican orogenic belt: a new interpretation of the Hoggar Shield (Algerian Sahara). Geologische Rundschau. 5. Boudjemaa, A. 1987. Evolution structurale du bassin pétrolier "triasique" du Sahara Nord Orientale (Algérie). Thèse Doctorat Etat, Paris XI-Orsay, France. 6. COSSE, R . (1988) - Techniques d’exploitation pétrolière «Le gisement» .

7. Kazi Tani, N. 1996. Evolution comparée des bassins algériens depuis le protérozoïque inférieur. 2ème journées Scientifiques et techniques JST2. Recueil de communications. Tome 1. 8. PERRODON, A. 1985. Géodynamique pétrolière. Genèse et répartition des gisements d’hydrocarbures. 2ème édition. Elf Aquitaine. Paris. 9. Schlumberger. (1993) : Séminaire d’interprétation des diagraphies. 10. SERRA, O. (1979). Diagraphies différées (Tome I) « Interprétation des données diagraphiques ». SNEA.P PAU-France. 11. SERRA, O. (1985). Diagraphies différées (Tome II) « acquisition des données diagraphiques ». SNEA.P PAU-France. 12. Sonatrach-Anadarko. Rapports de fin des sondages des puits du champ de Berkine. 13. Sonatrach-Anadarko. Rapports d’implantations des puits du champ de Berkine. 14. TOUDJI, K. (2005) - Etude géostatistique des paramètres petrophysique pour l’évaluation des Short Radius. Mémoire de fin d’études. FHC. Boumèrdés. 15. WEC (Well Evolution Conférence). 2007- Doc Sonatrach/Schlumberger. Algérie. 16. Document Sonatrach et différents mémoires de fin d’éude.