Hmd bassin

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INTRODUCTION 1 REPUBLIQUE ALGERIENNE DEMOCRATIQUE ET POPULAIRE MINISTERE DE L’ENSEIGNEMENT SUPERIEUR ET DE LA RECHERCHE SCIENTIFIQUE UNIVERSITE M’HAMED BOUGARA BOUMERDES FACULTE DES HYDROCARBURES ET DE LA CHIMIE Département : Gisements Miniers et Pétroliers LABORATOIRE DE RESSOURCES MINERALES ET ENERGETIQUES (LRM&E) MEMOIRE DE MAGISTER Présenté par : YAHIAOUI LAMIA EN VUE DE L'OBTENTION DU TITRE DE MAGISTER EN RESSOURCES MINERALES ET ENERGETIQUES Option : Recherche et prospection des hydrocarbures et des minéraux utiles THEME Soutenu devant le jury : Pr DJEDDI Mabrouk Professeur ...............….(UMBB)……...Président Dr CHAOUCH Rabah Maître de conférences (A)…. UMBB)……...Rapporteur Dr LOUMI Khaled Maître de conférences A)…(UMBB)….......Examinateur Dr SADAOUI Moussa Maître de conférences(A)…(UMBB)…...Examinateur Dr ASSES Amar Maître de conférences (B)…. .(UMBB)…..Examinateur ANALYSE COMPLEXE ET EVALUATION DES PROGRAMMES DES PUITS EN SHORT RADIUS ET HORIZONTAUX A HASSI MESSAOUD ASPECT GEOLOGIQUE ET APPLICATION DANS LA PARTIE SUD

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YAHIAOUI-Lamia phd

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INTRODUCTION

1

REPUBLIQUE ALGERIENNE DEMOCRATIQUE ET POPULAIRE

MINISTERE DE L’ENSEIGNEMENT SUPERIEUR ET

DE LA RECHERCHE SCIENTIFIQUE

UNIVERSITE M’HAMED BOUGARA BOUMERDES

FACULTE DES HYDROCARBURES ET DE LA CHIMIE

Département : Gisements Miniers et Pétroliers

LABORATOIRE DE RESSOURCES MINERALES ET ENERGETIQUES

(LRM&E)

MEMOIRE DE MAGISTER Présenté par :

YAHIAOUI LAMIA EN VUE DE L'OBTENTION DU TITRE DE

MAGISTER EN RESSOURCES MINERALES ET ENERGETIQUES

Option : Recherche et prospection des hydrocarbures et des minéraux utiles

THEME

ANALYSE COMPLEXE ET EVALUATION DES PROGRAMMES

DES SHORT RADIUS ET DES HORIZONTAUX A HASSI

MESSAOUD ASPECT GEOLOGIQUE ET APPLICATION

Soutenu devant le jury :

Pr DJEDDI Mabrouk Professeur ...............….(UMBB)……...Président

Dr CHAOUCH Rabah Maître de conférences (A)…. UMBB)……...Rapporteur

Dr LOUMI Khaled Maître de conférences A)…(UMBB)….......Examinateur

Dr SADAOUI Moussa Maître de conférences(A)…(UMBB)…...Examinateur

Dr ASSES Amar Maître de conférences (B)…. .(UMBB)…..Examinateur

ANALYSE COMPLEXE ET EVALUATION DES PROGRAMMES DES

PUITS EN SHORT RADIUS ET HORIZONTAUX A HASSI MESSAOUD

ASPECT GEOLOGIQUE ET APPLICATION DANS LA PARTIE SUD

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INTRODUCTION

2

Boumerdes 2010

42002

650350

32

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INTRODUCTION

3

Résumé

Le champ de Hassi Messaoud est considéré de part ses dimensions et ses réserves,

comme l’un des plus grands au monde. Il s’étend sur une superficie d’environ 4200 Km2

produisant ainsi de l’huile dans le réservoir Cambro-Ordovicien.

Il se présente comme un vaste dôme anticlinal orienté Nord Nord Est-Sud Sud Ouest,

situé dans la partie centrale du bassin triasique, à environ 650 Km au Sud Sud Est d’Alger et à

350 Km de la frontière tunisienne.

Les dépôts du Cambrien constituent les réservoirs R3, R2, Ra, et Ri de Hassi

Messaoud liés aux grès quartzitiques fissurés, érodés sous la discordance hercynienne et de

couverture assurée par un épais dépôt du Trias.

Ce réservoir gréseux est caractérisé par une hétérogénéité qui se traduit par les

variations extrêmes des propriétés pétro-physiques entraînant la variation de la production

d’une zone à une autre et d’un puits à un autre. L’étendue de ce champ implique une

variabilité de la production dans ses différentes parties. Ceci est nettement attesté par

l’histoire de la production cumulée à ce jour.

Malgré cela, le champ de Hassi Messaoud a atteint un degré de déplétion très élevé

mais non encore définitif. Ces réservoirs ont subi une longue et complexe évolution

géologique qui a généré une hétérogénéité difficile à localiser et à évaluer spatialement.

Ces dernières années de vastes programmes de développement sont tracés pour

soutirer encore plus de pétrole. Parmi ces programmes, le Short Radius qui prend une place

assez importante.

Cette étude s’inscrit dans cette nouvelle dynamique d’exploration du champ de Hassi

Messaoud et porte sur le Cambrien qui constitue le réservoir principal. Elle s’articule autour

des objectifs suivants qui sont : une évaluation des programmes des puits en Short Radius, un

traitement des données géologiques choisies (porosité, perméabilité et épaisseur utile) du

complexe productif R1 (Ra+Ri) de la partie sud du champ, une caractérisation et

modélisation des différents paramètres pétrophysiques du réservoir Cambrien du secteur

d’étude sur la base du logiciel géostatistique «Grid-Stat» et enfin la réalisation d'un

programme de reprise en Short Radius.

Page 4: Hmd bassin

INTRODUCTION

4

Mots clefs : Hassi Messaoud, le Cambrien, géostatistique, Short Radius, puits horizontaux et

modélisation.

Abstract

The field of Hassi Messaoud, with its area (4200 km²) and its hydrocarbon reserves in

the Combo-Ordovician reservoirs, is considarated as one of the largest in the world.

It looks like a wide anticline dome oriented North North East – South South West and

located in the central part of the Triasic Basin, at almost 650 km South South East of Algiers

and 350 km from the border of tunisia.

The Cambrian deposits are the R3, R2, Ra and Ri reservoirs made of splited quartzites

that are eroded under the hercynian uncorformity.

The seal is done by the thick Triasic deposits, these sandstone reservoirs are

characterized by an extreme heterogenous petrophysics properties, that is the reason of the

variation of the production from one zone to another and from one well to another.

This is testified by the history of the cumulative production up today; nevertheless, the

Hassi Messaoued field has reached a high degree of depletion but not final.

The reservoirs underwent a long and complex geologic evolution that has given an

heterogenous distribution of the petrographic material, hard to assess.

These last decades great programs of development have been drawn to produce more

oil. Among these programs is the short radius which is taking an important part.

This study could be integrated in the framework of the new dynamic of exploration of

the field of Hassi Messaoud and aims the cambrian that is the main reservoir. The purpose of

this study is an estimation of the program of the wells candidate for the short radius, a

Page 5: Hmd bassin

INTRODUCTION

5

processing of geologic data (Porosity, permealibity and useful thickness…) of the productive

system R (Ra+Ri) of the south part of the field.

Beside of that a characterisation and modelling of the different petrophysic parameters

of the Cambrian reservoir based on the geostatistic hard war (Grid-Stat); and finally, the

reaslisation of a program of wells taken again into short radius.

Key words: Hassi Messaoud, Cambrian, geostatistic, Short Radius, horizontal wells and

modeling.

Sommaire INTRODUCTION___________________________________________________________

___1

CHAPITRE I : GENERALITES SUR LE CHAMP DU HASSI MESSAOUD

I. HISTORIQUE DU CHAMP DE HASSI

MESSAOUD____________________________3

II. SITUATION GEOGRAPHIQUE

___________________________________________5

III. SITUATION GEOLOGIQUE

_____________________________________________ 5

IV. ZONATION DU CHAMP ET NUMEROTATION DES PUITS

_____________________8

V. STRATIGRAPHIE DU CHAMP

___________________________________________9

V.1) Le socle

____________________________________________________10

1

3

5

5

8

9

10

10

15

18

18

19

19

22

23

23

24

24

Page 6: Hmd bassin

INTRODUCTION

6

V.2) Le Paléozoïque

_________________________________________________10

V.3) Le Mésozoïque

______________________________________________15

V.4) Le Cénozoïque

________________________________________________18

VI. TECTONIQUE DU CHAMP

_______________________________________________18

VI.1) Structuration du champ de HASSI

MESSAOUD_______________________

VI.1.1) Structuration anté-triasique

___________________________________19

VI.1.2) Structuration post-triasique

___________________________________22

VI.1.3) Structuration

actuelle________________________________________23

VI.1.4) Les paléo vallées hercyniennes

_______________________________23

VI.2) Les déformations tectoniques

_____________________________________24

VI.2.1) Les déformations

cassantes__________________________________24

VI.2.2) Les intrusions intra

cambriennes___________________________29

VII. ASPECTS SEDIMENTOLOGIQUES

_____________________________________31

VII.1) Stratifications

obliques__________________________________________31

VII.2) Stratifications horizontales

_______________________________________31

VII.3) Constituants pétrographiques

____________________________________32

VII.4) Géométrie des corps gréseux

______________________________________33

Page 7: Hmd bassin

INTRODUCTION

7

VII.5) Conclusions

___________________________________________________35

VIII. ASPECT PETROLIER

_________________________________________________36

VIII.1) Roche mère

________________________________________________36

VIII.2) Roches couvertures

__________________________________________36

VIII.3) Pièges

_____________________________________________________36

IX. DESCRIPTION DU RESERVOIR

________________________________________39

IX.1) Description des drains

________________________________________39

IX.2) Subdivision diagraphique

_______________________________________40

IX.3) Subdivision pétrophysique ______________________________________

CHAPITRE II : EVALUATION DES PROGRAMMES DES PUITS EN SHORT

RADIUS ET DES PUITS HORIZONTAUX A HASSI MESSAOUD

I. GENERALITES SUR LE FORAGE

DIRIGE__________________________________

I-1)

Introduction_________________________________________________________

I-2) Théorie sur le forage

dirigé____________________________________________

I-3) Applications des forages

dirigés_________________________________________

I.3.1) Réservoirs

fracturés _________________________________________

I.3.2) Réservoirs

multicouches_______________________________________

I.3.3) Réservoirs à basse

perméabilité _________________________________

44

44

46

46

47

47

47

47

47

48

48

48

48

49

49

51

51

42

Page 8: Hmd bassin

INTRODUCTION

8

I.3.4) Formations non consolidées (contrôle des

sables)___________________

I.3.5) Conning de gaz et de

l’eau ___________________________________

I-4) Classification des puits

dirigés________________________________________

I.4.1) Les puits à long

rayon ______________________________________

I.4.2) Les puits à moyen rayon

____________________________________

I.4.3) Les puits à rayon court ou ultra

court__________________________

I.4.4) Les puits

multilatéraux__________________________________

I.4.5) Les puits en ré-entrée (Short

radius)____________________________

II. LES PUITS EN SHORT

RADIUS ____________________________________________

II.1)

Introduction _____________________________________________________

II.2) Historique du Short

Radius__________________________________________

II.3) Intérêt du Short Radius à Hassi

Messaoud_______________________________

II.4) Sélection (Puits / Drain /

Azimut) ____________________________________

II.4.1) Sélection des

Puits______________________________________

II.4.2) Choix des drains à cibler_______________________________

II.4.3) Choix de

l’azimut ______________________________________

II.5) Architecture d’un Short

Radius______________________________________

Page 9: Hmd bassin

INTRODUCTION

9

II.6) Détermination du profil de la

trajectoire _________________________________

II.6.1) Critère du choix du

profil ________________________________

II.6.2) Détermination des principaux termes d’un Short Radius_______

II.7) Choix de

l’azimut_________________________________________________

II.7.1) la

perméabilité ________________________________________

II.7.2) La porosité___________________________________________

II.7.3) la saturation __________________________________________

II.7.4) l’argilosité ___________________________________________

II.7.5) la

production ___________________________________________

II.7.6) les contraintes IN –

SITU _________________________________

II.8) Particularités de réalisation liées aux double drains___________________

III. EVALUATION DES PROGRAMMES DES PUITS EN SHORT RADIUS ET

DES PUITS HORIZONTAUX A HASSI

MESSAOUD__________________________________

III-1)

Introduction _______________________________________________________

III-2) Objectifs et

avantages_______________________________________________

III-3) Evolution de la

production____________________________________________

III.3.1 Courbe de l’évolution de l’indice de productivité

(IP)________________

III.3.2) Courbe de l’évolution du débit

initial___________________________

III.3.3) Courbe de l’évolution de la

production__________________________

62

62

63

64

64

67

67

67

67

68

68

68

72

73

74

75

77

78

83

83

Page 10: Hmd bassin

INTRODUCTION

10

III.3.4) Courbe de l’évolution des puits complétés par

an___________________

III.3.5) Courbe de l’évolution des puits cumulés

__________________________

Conclusion___________________________________________________________

CHAPITRE III : APPLICATION DE L’ANALYSE DES TENDANCES A LA PARTIE

SUD

SUD DU CHAMP ET INTERPRETATION DES RESULTATS

I. INTRODUCTION____________________________________________________

___

II. LISSAGE PAR LA METHODE DES MOINDRES

CARREES_____________________74

II.1) Analyse de tendance _________________________________________

II.2) Ecart des moindres carrées ____________________________________

III. REALISATION DES DIFFERENTS TRENDS ET CALCULS

____________________78

IV. INTERPRETATION DE L’ANALYSE DE TENDANCE DU COMPLEXE

R1 (Ra+Ri) DU CHAMP DE HASSI

MESSAOUD________________________

IV.1) Description de la loi de distribution de la porosité___________________

IV.2) Description de la loi de distribution de la

perméabilité__________________

IV.3) Description de la loi de distribution de l’épaisseur utile______________

V. ANALYSE COMPLEXE DES ANOMALIES LOCALES DES

CHANGEMENTS DES CARACTERISTIQUES

RESERVOIRS______________________________

Conclusion ______________________________________________________________

Page 11: Hmd bassin

INTRODUCTION

11

CHAPITRE IV : PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE

I. GENERALITES SUR LA ZONE

1B_____________________________________100

I.1)

Introduction______________________________________________________

I.2) Localisation de secteur

d’étude______________________________________

I.3) Description du réservoir

Ra________________________________________

I.4) Aspect structural de la zone

d’étude__________________________________

I.4.1) Les cartes

structurales____________________________________

- Carte en Isobathes au toit du drain

D5________________________4

- Carte en Isobathes au toit du drain

D4________________________105

- Carte en Isobathes au toit du drain

D3________________________105

- Carte en Isobathes au toit du drain

D2________________________105

- Carte en Isobathes au toit du drain D1 et

ID____________________106

I-4-2) Les cartes en

Isopaques__________________________________

- Carte en Isopaques du drain

D5_____________________________106

- Carte en Isopaques du drain

D4_____________________________106

- Carte en Isopaques du drain

D3_____________________________106

100

100

102

103

104

104

104

105

105

105

106

106

106

106

106

106

106

112

112

113

114

114

115

119

119

119

121

122

Page 12: Hmd bassin

INTRODUCTION

12

- Carte en Isopaques du drain

D2_____________________________106

- Carte en Isopaques du drain

ID______________________________106

I-5 L’effet de la discordance hercynienne._______________________________

I-6 Détermination du plan

d’eau___________________________________________

I-7 Approche sédimentologique (milieu de

dépôt)____________________________

CHAPITRE V : ANALYSE GEOSTATISTIQUE ET MODELISATION

I. INTRODUCTION____________________________________________________

__114

II. NOTION DE

GEOSTATISTIQUE________________________________________114

III. NOUVELLE METHODE

GEOSTATISTIQUE_____________________________115

III.1) Semi variogramme

vertical_______________________________________119

III.2) Semi variogramme

horizontal_____________________________________

III.3) Ellipse de recherche ___________________________________________

III.4) Application de l’estimation locale en caractérisation des réservoirs_______

III.5) Application de la simulation en caractérisation des réservoirs

(Simulation conditionnelle)

_______________________________________

IV. APPLICATION DU GRID STAT POUR LA MODELISATION DE LA ZONE

D’ETUDE__________________________________________________________

___

IV.1)

Introduction ___________________________________________________

125

125

125

125

125

125

126

126

126

Page 13: Hmd bassin

INTRODUCTION

13

IV.2)

Méthodologie_______________________________________________________

IV.2.1) Variogramme des paramètres

pétrophysiques______________125

- Variogramme

vertical_____________________________________125

- Variogramme

horizontal___________________________________125

- Ellipse de recherche de

l’anisotropie_________________________126

IV.2.2) Variogramme des paramètres par le krigeage

ordinaire____________

- Modèle en

3D____________________________________________126

- Etablissement des

cartes____________________________________126

- Etablissement des

profils___________________________________126

IV.3) Variographie des paramètres

pétrophysiques_________________________

A- La

porosité_________________________________________________ 127

- Résultat de la

variographie_________________________________127

- Analyse

statistique________________________________________127

- Coupe du changement latéral de la

porosité____________________9

- Interprétation des résultats obtenus par le

krigeage______________1

B- La

perméabilité_____________________________________________142

- Résultat de la

variographie_________________________________142

Page 14: Hmd bassin

INTRODUCTION

14

- Analyse statistique

_______________________________________142

- Coupe du changement latéral de la

perméabilité____________________144

- Corrélation entre la porosité et la perméabilité_________________

C- La saturation en

huile._______________________________________164

- Résultat de la

variographie_________________________________164

- Analyse

statistique________________________________________164

- Interprétation des cartes en Iso-saturation en

huile_______________164

- Coupe du changement latéral de la saturation en

huile____________165

Conclusion___________________________________________________________

__

CHAPITRE VI : EXEMPLE D’APPLICATION DU SHORT RADIUS A LA ZONE 1B

I. EVALUATION DES PUITS EN SHORT RADIUS DANS LA ZONE

1B_____________

II. CHOIX DE L’AZIMUT POUR LE PUITS MD72___________________________

II.1)

Introduction__________________________________________________

179

184

184

184

187

187

187

187

187

188

Page 15: Hmd bassin

INTRODUCTION

15

II.2) Historique du puits

MD72____________________________________

II.3) Critères du choix du drain pour le puits

MD72____________________187

II.4) Critères du choix de l’azimut pour le puits

MD72___________________187

- Statut d’implantation des puits

voisins______________________187

-

L’anisotropie__________________________________________187

- Répartition de la

porosité________________________________187

- Influence des

contraintes_________________________________188

- La

production_________________________________________88

- La

saturation__________________________________________88

-

L’argilosité___________________________________________188

Conclusion ___________________________________________________________

___

CONCLUSION

GENERALE _____________________________________________________

RECOMMANDATIONS _____________________________________________________

______

Page 16: Hmd bassin

INTRODUCTION

16

INTRODUCTION

Le champ de Hassi Messaoud est considéré comme l’un des plus grands au

monde ; il apparaît comme un vaste anticlinal aplatit près de la terminaison nord

orientale du bassin triasique sud algérien.

Le réservoir de ce champ correspond aux grès quartzitiques du Cambrien érodé

sous la discordance hercynienne et couvert par le Trias argilo-salifère. Quatre unités

constituent de bas en haut le réservoir principal Cambrien (R3, R2 et R1) avec une

épaisseur totale des formations productives qui oscille entre 175 et 240 m.

Depuis sa mise en production en 1958, le champ de Hassi Messaoud pose des

problèmes importants généralement liés à l’hétérogénéité de la distribution des

paramètres pétrophysiques et pétrographiques.

Il est tellement compliqué qu’il est à considérer comme une mosaïque de

gisements délimités par des barrières de perméabilité avec des porosités variables

permettant des régimes de production différents dans les divers compartiments. Au vu

de cette hétérogénéité, le schéma d’exploitation du champ est subdivisé en 25 blocs, le

maintien d’une certaine pression de couche se fait grâce au complexe de puits

d’injection se trouvant sur la périphérie des blocs ; par contre les puits d’exploitation

forés dans les parties centrales, caractérisent la nette amélioration de la qualité

réservoir.

Page 17: Hmd bassin

INTRODUCTION

17

Actuellement plusieurs techniques ont été établies pour une meilleure

exploitation de l’huile en place (acidification, fracturation hydraulique et Short

Radius)

Parmi ces techniques, la plus utilisée actuellement à Hassi Messaoud et celle de la

reprise des puits en Short Radius, où plusieurs d’entre eux ont pu être repris après

l’arrêt de leur production à cause de leur très faible débit. Dans cette étude, nous allons

établir une évaluation des programmes des puits en Short Radius et des puits

horizontaux à l'échelle du champ.

Elle se basera sur le traitement des données en notre possession qui sont la

porosité, la perméabilité et la saturation en huile avec le logiciel « Grid-Stat ». Un

modèle pétrophysique en 3D sera réalisé et exploité pour tous les puits existants et

recommandés pour les futurs forages afin d’optimiser la production.

La méthodologie appliquée dans cette étude s’appuie sur :

l’acquisition des données (structurales et pétrophysiques).

l’analyse des cartes établies.

l’évaluation et l’estimation des programmes des puits en Short Radius dans le

champ étudié.

l’analyse des cartes de distribution des différents paramètres étudiés à travers le

réservoir.

le calcul et l’établissement des cartes de trend de ces différents paramètres.

le traitement des données pétrophysiques par le logiciel « Grid-Stat » pour la

modélisation du secteur d’étude.

Page 18: Hmd bassin

CHAPITRE I

Généralités sur le champ de

Hassi Messaoud

Page 19: Hmd bassin

Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

3

I- HISTORIQUE DU CHAMP DE HASSI MESSAOUD

Le gisement de Hassi Messaoud fut découvert le 16 Janvier 1956 par la société

nationale de la recherche pétrolière en Algérie (SN REPAL). Le premier sondage

Messaoud 1 (Md1) a rencontré une accumulation d’huile dans le réservoir Cambrien

Ra à 3338 m de profondeur.

En 1957, la compagnie française du pétrole en Algérie (C.F.P.A) à la suite de

l’obtention de la partie septentrionale du champ confirmait ce résultat par le forage

OM1 situé à environ 7 Km au Nord - Nord Ouest du puits MD1.

Le champ de Hassi Messaoud a été divisé en deux concessions distinctes

attribuées à la C.F.P.A pour la partie Nord et, la partie Sud à la SN.REPAL à laquelle

revient la paternité de la découverte.

La mise en production avait commencé en 1958 avec 20 puits d’exploitation

Depuis la découverte du gisement de Hassi Messaoud plusieurs travaux lui ont été et

lui sont encore consacrés.

En 1960, Millot et al. ont étudié l’évolution des grés cambro-ordoviciens du

Sahara central

En 1963, A.Tillous et J.Malenfer ont détaillé les aspects stratigraphiques,

structuraux et de réservoir

Page 20: Hmd bassin

Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

4

Dans la même année, Montadert apporta les premières réflexions d’ordre

sédimentlogiques applicables aux réservoirs de Hassi Messaoud.

En 1970, A.Balduchi et G.Pommer ont précisé la structure de Hassi Messaoud

en la plaçant dans un contexte régional

En 1971, S.Beuf et al.ont établi une synthèse de l’évolution sédimentlogique et

paléogéographique du Paléozoïque inférieur du sahara.

En 1972, J.Gautier, D.Massa et al. ont étudié la fracturation du réservoir du

champ, retraçant ainsi les grandes phases tectoniques qui ont affecté la région.

En 1979, L’ IFP a réalisé plusieurs travaux qui ont abouti à la délimitation dans

le champ de Hassi Messaoud de 25 zones productives.

Il existe également des rapports internes de la SONATRACH. On peut citer

l’étude réalisée par R. Kerdali et N.Hadibi sur les Quartzites de Hamra en Novembre

1996.

Les universitaires ont contribué également avec des mémoires d’ingéniorats nous

citerons par exemples :

- Une étude sédimentlogique du cambro-ordovicien du gisement de Hassi Messaoud

fait par Ait Ali et Hammouche en 1997.

- Une étude sur l’influence de la mise en place des intrusions intra-cambriennes sur

les qualités réservoirs dans le secteur Sud Ouest du champ de Hassi Messaoud à été

réalisée par O.Bendjeda en 1998.

- Une caractérisation sédimentlogique diagénétique et pétrophysique du cambro-

ordovicien du gisement de Hassi Messaoud faite par Amirouche en 2000.

Page 21: Hmd bassin

Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

5

- Une étude des ciments argileux des réservoirs cambro-ordoviciens du champ de

Hassi Messaoud par la diffraction aux rayons X et les diagraphies spectrométriques,

faite par Djoudi et Kharroubi en 2005.

- Une étude sédimentologique et diagénétique du Cambrien du secteur Nord - Est de

Hassi Massaoud faite par A.Mostefai en 2007.

II- SITUATION GEOGRAPHIQUE

Le champ de Hassi Messaoud est un important gisement d’hydrocarbure. Il

contribue pour plus de 50 % de la production algérienne. Il se situe à 650 km Sud –

Sud-Est d’Alger, à 350 km de la frontière tunisienne, et à 80 Km à l’Est de Ouargla.

La concession du champ de Hassi Messaoud dont la superficie est de l’ordre de 4200

Km², avait été octroyée à la société SN REPAL et la compagnie CFP(A) (Fig.1).

Ses coordonnées Lambert sont :

X : 790.000 @ 840.000 EST

Y : 110.000 @ 150.000 Nord

III- SITUATION GEOLOGIQUE

La structure de Hassi Messaoud correspond au prolongement vers le Nord du

môle d’Amguid-El Biod, elle occupe la partie centrale de la province triasique.

(Fig.2).

Ce gisement est limité :

Au Nord, par la structure Djemâa-Touggourt.

Au Sud, par le haut-fond d’Amguid-El Biod.

A l’Est, par les dépressions de Dahar et de Ghadamès.

A l’Ouest, par la dépression d’Oued Mya.

Page 22: Hmd bassin

Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

6

Page 23: Hmd bassin

Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

7

FFiigguurree 11 :: Situation géographique du champ de Hassi Messaoud (WEC. 2007)

Figure 2 : Situation géologique du champ de Hassi Messaoud (WEC. 2007)

Page 24: Hmd bassin

Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

8

IV- ZONATION DU CHAMP ET NUMEROTATION DES PUITS

L’évolution des pressions des puits en fonction de la production a permis de

subdiviser le gisement de Hassi Messaoud en 25 zones, dites de production,

d’extension variable. Ces zones sont relativement indépendantes et correspondent à un

ensemble de puits communiquant entre eux et non pas avec ceux des zones

avoisinantes, Elles ont chacune un comportement propre du point de vue pression de

gisement. Les puits d’une même zone drainent conjointement une quantité d’huile en

place bien établie. Toutefois il est important de souligner que le facteur de pression ne

peut être le seul critère de caractérisation des zones (Fig.3).

Le champ de Hassi Messaoud est divisé en deux parties distinctes : la zone

Nord et la zone Sud, chacune ayant sa propre numérotation établie par les premières

sociétés détectrices du champ.

1) Champ Nord : comporte une numérotation géographique complétée par

une numérotation chronologique, exemple : Omn 43.

O : Majuscule, permis d’Ouargla.

m : Minuscule, carreau de 1600 km²

n : Minuscule, carré de 100 km²

4 : Abscisse, et 3 : ordonnée

2) Champ Sud : Elle est principalement chronologique complétée par une

numérotation géographique basée sur des abscisses et des ordonnées

d’intervalle égale à 1,250 km et harmonisée avec les coordonnées Lambert.

Ex: Md10 (33) – (15) .

Page 25: Hmd bassin

Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

9

Figure 3 : Carte de zonation du champ de Hassi Messaoud

(Sonatrach / Division Production – Rapport interne 2002)

V- STRATIGRAPHIE DU CHAMP

La série stratigraphique du champ de Hassi Messaoud reposant sur le socle a

environ 4393m d’épaisseur. Elle est marquée par l’absence du Silurien, Dévonien,

Carbonifère et Permien ; elle est de ce fait incomplète. La discordance hercynienne est

manifestement plus accentuée au centre de la structure, où les dépôts argilo-gréseux et

salifères du Trias reposent directement sur le Cambrien. En allant vers la périphérie,

cette discordance tronque des termes ordoviciens de plus en plus récents (Fig.4 et 5).

La série stratigraphique de Hassi Messaoud se présente comme suit : (Fig. 6 et 7)

Page 26: Hmd bassin

Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

10

V.1) LE SOCLE :

Il est formé essentiellement de granite porphyroïde rose.

V.2)LE PALEOZOIQUE :

a) L'infra-Cambrien :

C'est l'unité lithologique la plus ancienne rencontrée par les forages de la région

notamment au Nord de la structure, il est constitué de grès argileux rouge.

Les formations paléozoïques reposent en discordance sur le socle à travers la

discordance panafricaine.

De la base au sommet on distingue :

b) Le Cambrien :

Il est essentiellement constitué de grès hétérogènes, fins à très grossiers

entrecoupés de passées de siltstones argilo-micacés.

On y distingue trois (3) lithozones [R1 (Ra +Ri), R2, R3]

Lithozone R3 : Son épaisseur moyenne est de 370 mètres.

Elle se compose de grès, feldspathiques et micacés à grains moyens à très

grossiers conglomératiques à la base, à ciment argileux abondant, ayant des passées de

grès ferrugineux et d'argile silteuse.

Lithozone R2 : Son épaisseur moyenne est de 100 mètres.

Elle se compose de grès moyens à grossiers micacés, mal classés, à ciment

argileux assez abondant avec des intercalations de silts. Les stratifications sont souvent

obliques.

Page 27: Hmd bassin

Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

11

Figure 4 : Coupe géologique du champ de Hassi Messaoud

(Sonatrach / Division Production – Rapport interne 1998)

Figure 5 : Bloc diagramme de l’écorché géologique sous la discordance hercynienne du

champ de Hassi Messaoud (Sonatrach / Division Production – Rapport interne 1998)

Page 28: Hmd bassin

Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

12

Figure 6 : Colonne stratigraphique type du champ de Hassi Messaoud -Modifiée

(Sonatrach / Division Exploration – Rapport interne 2005)

Page 29: Hmd bassin

Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

13

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Page 30: Hmd bassin

Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

14

Lithozone Ra : Son épaisseur moyenne est de 125 mètres.

Elle se compose de grès à grès quartzites anisomètriques moyens à grossiers, à

ciment argileux et siliceux, possédant de nombreuses passées de silts centimétriques et

décimétriques. Les stratifications sont souvent obliques à entrecroisées, parfois

horizontales. Les Tigillites sont présentes dans la partie supérieure de la série.

L'ensemble du Ra a été érodé au centre du champ.

Lithozone Ri : Son épaisseur moyenne est de

42 mètres.

Le passage entre le Cambrien et l'Ordovicien n'est pas net, c'est pourquoi on

peut distinguer une zone de passage appelée " cambro-ordovicien ". La transition est

brutale puisqu'on passe à des grès bien classés.

Il se compose de grès quartzitiques isométriques fins bien classés glauconieux,

à ciment argileux et siliceux, avec présence abondante de Tigillites.

Zone des alternances : Son épaisseur moyenne est de 20 mètres.

Désignée ainsi en raison de la présence de nombreuses passées d'argiles

indurées alternant avec des bancs de quartzites fins isométriques.

c) L'Ordovicien :

On distingue de la base au sommet trois (03) unités lithologiques.

Argiles d'El Gassi : Son épaisseur moyenne est d'environ 50 mètres.

Cette formation est constituée d'argile schisteuse, indurée présentant une

couleur verte à noire, rarement rouge. Cette argile peut être glauconieuse ou

carbonatée présentant une faune (Graptolites) indiquant un milieu de dépôts marin.

Cette formation est surtout rencontrée sur les zones périphériques du champ.

Les grès d'El Atchane : Ils ont une épaisseur moyenne qui varie de 12 à

25 mètres.

Page 31: Hmd bassin

Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

15

Cette formation est constituée de grès fin à très fin, de couleur gris-beige à gris-

sombre. Ce grès peut être argileux ou glauconieux avec de nombreuses passées

argileuses et silteuses.

Les quartzites de Hamra : Leur épaisseur moyenne varie de 12 à 75

mètres.

Ce sont des grès quartzitiques fins, à rares intercalations d'argiles.

V.3) LE MESOZOIQUE :

a) Le Trias :

Il repose en discordance sur le Cambrien, au centre et sur l'Ordovicien vers les

flancs de la structure .C'est un faciès très varié résultant de la transgression qui fût à

caractère laguno-marin, accompagnée par des coulées éruptives. Il est subdivisé en

trois (3) unités:

Le Trias gréseux :

Il constitue le premier remplissage du relief paléozoïque et se subdivise en

plusieurs unités qui diffèrent les unes des autres par leur lithologie et leur réponse

diagraphique. Il est accompagné par des coulées éruptives. Son épaisseur varie de 0 à

75 m

Le Trias argileux :

Il est constitue d’argiles plus au moins silteuses, brun rouge a bariolés,

dolomitiques et anhydritiques avec des intercalations de banc de sel au sommet.

Son épaisseur moyenne est de 113m.

Le Trias salifère :

Il est constitue de bancs de sel massif présentant au sommet des intercalations

d’anhydrite et des bancs d’argile légèrement silteuse et dolomitique, son épaisseur

moyenne est de 340m.

Page 32: Hmd bassin

Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

16

o Le Trias salifère « S3 » (TS3) :

C’est une alternance d’argiles grises sombres, moyennement dures, avec des

niveaux de sel massif jaunâtre à rosâtre, parfois translucide. Il a une épaisseur

moyenne de 200 m.

o Le Trias salifère « S2 » (TS2) :

C’est une succession d’argiles grises brunes, tendres avec des bancs de sel

massif translucide.

o Le Trias salifère « S1 » (TS1) :

D’une épaisseur de 46 m, il est formé par une argile grise verte parfois rougeâtre,

tendre, intercalée de bancs d’anhydrite moyennement dure, microcristalline et de sel

massif translucide.

Note sur l’éruptif du Trias :

Il se situe approximativement entre la discordance hercynienne et le mur du

trias argilo –gréseux.

On le localise rarement dans le Ra, sa rencontre est difficilement prévisible dans

la partie Sud-Ouest et Ouest du champ, avec des épaisseurs variables de 0 m à 90 m et

le potentiel du- réservoir se trouve réduit lors de sa présence.

b) Le Jurassique : Son épaisseur moyenne est 844 mètres.

Le Jurassique est un ensemble argilo-grèseux à intercalations de calcaire au

sommet ( Malm ) et à alternances de faciès lagunaires et marins à la base ( Dogger et

Lias ) .

Le Lias : Son épaisseur moyenne est de 300 mètres.

Le passage du Trias au Lias est caractérisé par une zone de marne dolomitique

connue sous le terme de l'horizon B qui est un repère sismique. Le Lias est subdivisé

en cinq (5) niveaux bien distincts s'intercalant entre eux sur toute l’épaisseur.

Page 33: Hmd bassin

Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

17

Le Dogger : Son épaisseur moyenne est de 320 mètres.

Le Dogger est subdivisé en deux (2) formations, le Dogger lagunaire à la base

et le Dogger argileux au sommet.

Le Malm : Son épaisseur moyenne est de 225 mètres.

Il est caractérisé par les dépôts d'argiles et de marne avec des intercalations des

bancs de calcaire et dolomie accompagnés de quelques traces d’anhydrite.

c) Le Crétacé : Son épaisseur moyenne est de 1620 mètres.

Il est constitué de sept étages, de la base au sommet on distingue :

Le Néocomien :

Il comprend deux niveaux, à la base un terme gréseux constitué de grès et de

quelques passées d'argiles avec des passées de grès, au sommet un terme argileux

représenté par des argiles avec nombreuses intercalations de calcaire et de dolomie.

Le Barrémien : Son épaisseur moyenne est de 280 mètres.

Il est formé de grès fins à moyens carbonatés à plages d’anhydrite, alternant

avec des niveaux d'argile gréseuse et dolomitique.

L'Aptien : Son épaisseur est de 25 mètres.

Il est représenté par deux bancs dolomitiques encadrant un niveau argileux .La

limite Aptien-Barrémien coïncide avec la barre calcaro-dolomitique qui représente un

bon repère sismique.

L'Albien : Son épaisseur moyenne est de 350 mètres.

Constitué de grès et sable fin, avec des intercalations d'argile silteuse, il

représente une immense nappe aquifère.

Page 34: Hmd bassin

Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

18

Le Cénomanien : Son épaisseur moyenne est de 145 mètres.

Alternance d'anhydrite et d'argile rouge-brune, de marnes grises et de dolomie.

La limite Cénomanien-Albien coïncide avec le passage des séries évaporitiques aux

séries plus gréseuses de l’Albien.

Le Turonien : Son épaisseur moyenne varie de 70 à 120 mètres.

C’est une alternance de calcaire argileux, calcaire dolomitique et calcaire

crayeux ; Au sommet apparaissent les bancs de calcaire. Le Turonien contient une

nappe d'eau salée.

Le Sénonien : Son épaisseur moyenne est de 230 mètres.

A la base , une série lagunaire présentant des bancs massifs de sel et des

alternances d'anhydrite , dolomie et d'argile grise , au sommet une série carbonatée

présentant des bancs de calcaire dolomitique argileux et des bancs d'anhydrite .

V.4) LE CENOZOIQUE : Son épaisseur moyenne est de 360 mètres.

Il est constitué de calcaire dolomitique à l'Eocène et d'un recouvrement de type

sableux au Mio-Pliocène.

VI- TECTONIQUE DU CHAMP (Fig. 8-9)

Le champ de Hassi Messaoud se trouve sur la partie extrême Nord de la zone haute

d’El Biod - Hassi Messaoud. Il se présente comme un vaste dôme anticlinal aplati, de

direction générale Nord-Est – Sud-Ouest. Les accidents affectant le réservoir sont de

deux types :

Les failles de directions subméridiennes Nord - Nord-Est – Sud - Sud-Ouest

ainsi que d’autres failles qui leurs sont perpendiculaires de direction Nord - Ouest

– Sud-Est, ceci fait ressortir le caractère tectonique en horst et graben.

Les cassures sans rejets qui ont eu un grand effet sur la fracturation du

réservoir.

Page 35: Hmd bassin

Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

19

VI.1) STRUCTURATION DU CHAMP DE HASSI-MESSAOUD

L‘évolution structurale du gisement est le résultat de plusieurs phases

tectoniques que l’on peut résumer chronologiquement comme suit :

VI.1.1) Structuration anté-triasique

Phase panafricaine :

C’est une phase compressive de direction Est – Ouest, due a une collision

continentale entre le craton ouest 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 Nord-Est – Sud-Ouest, Nord-Ouest – Sud-Est suivie

d’une érosion intense qui s’est installée jusqu’au Cambrien conduisant à la formation

d’une surface de pénéplanation appelée surface infra-tassiliènne. Cette pédiplaine

marque le début d’une histoire cratonique du Sahara.

Des mouvements distensifs de directions Nord-Ouest – Sud-Est interviennent

au Cambro-Ordovicien; qui sont à l’origine de l’étirement de la croûte continentale

suivie d’une subsidence tectonique et plus tard thermique ; cette distension provoque

un jeu de faille normales (Nord-Est – Sud-Ouest) préexistant dans le socle

accompagnée de volcanisme ; BEICIP, FRANLAB. (1979).

Phase eo-calédonienne précoce ou phase anté-tremadocienne

(500 M.A) :

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 Nord-Est – Sud-Ouest et accompagnée de volcanisme ; BEICIP,

FRANLAB. (1979).

Page 36: Hmd bassin

Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

20

Figure 8 : Phases tectoniques majeures ayant affectés le Sahara Central

(Boudjemâa.1987)

Page 37: Hmd bassin

Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

21

Figure 9 : Carte structurale du champ de Hassi Messaoud

(Sonatrach / Division Production – Rapport interne 2002)

Phase calédonienne (400 M.A) :

Datée d’environ de 400 millions d’années, cette phase est régionalement connue

par l’absence de sédiments du Dévonien et du Carbonifère sur 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

Page 38: Hmd bassin

Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

22

Phase hercynienne (225 à 250 M.A) :

Du Nord-Est au Sud-Ouest, elle est accompagnée du jeu des failles de même

orientation, qui compartimentent le réservoir en blocs ayant leur comportement propre

(horst, graben).

Au cours de cette phase, on assiste à un serrage de direction Nord-Ouest – Sud-

Est, c’est à dire, perpendiculaire aux accidents majeurs.

VI.1.2) Structuration post-triasique :

Les effets de cette phase sont relativement faibles et ne correspondent qu’à 50 à

100 m de fermeture structurale (2950 - 3050 m). Ces déformations s’accompagnent

d’un basculement vers le Nord-Ouest d’environ 200 m entre la partie Sud-Est et Nord-

Ouest; ce basculement a eu lieu au Mésozoïque. La fermeture Nord-Sud est beaucoup

plus importante que la fermeture Ouest-Est, ce qui pourrait être due aux mouvements

d’âge Eocène qui sont dus à la phase tectonique atlasique avec une direction de

compression Nord-Nord-Ouest – Sud-Sud-Est ; BEICIP, FRANLAB. (1979)

Phase autrichienne (100 M.A) :

Datée d’environ de 100 millions d’années, cette phase est un raccourcissement Est-

Ouest, 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 leur

formation a débuté au Jurassique et s’est poursuivie pendant le Crétacé.

Phase atlasique (Eocène) :

C’est une phase dont la compression est de direction Nord-Nord-Est – Sud-Sud-

Ouest, postérieure à la formation des hydrocarbures, donc elle est probablement à

l’origine des barrières de perméabilité dues à un décalage des niveaux réservoirs.

Page 39: Hmd bassin

Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

23

VI.1.3) Structuration actuelle :

Cette structuration montre une fermeture de 300 m entre les bordures et le top

du gisement, elle est compressive à raccourcissement Nord-Sud, elle a subit un faible

réajustement épirogénique. Cette dernière à un allongement général Nord-Est – Sud-

Ouest, 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 80 mètres ; BEICIP, FRANLAB.

(1979).

VI.1.4) Les paléo-vallées hercyniennes (Fig.10) :

D’après des études précédemment faites, il a été mis en évidence l’existence de

paléo vallées qui sont caractérisées par un remplissage plus épais du Trias, avec une

série éruptive à la base. Elles sont contrôlées par les niveaux d’érosion, plus profonds

au niveau des axes par apport aux inters flancs.

Six paléo vallées ont été détecté au champ de Hassi Messaoud. Dans certains

cas, les flancs de ces paléo vallées forment des falaises et canyon étroits avec un tracé

pouvant être parfois méandriforme.

Figure 10 : Exemple de vallée hercynienne (Champ de Hassi Messaoud)

(Sonatrach / Division Production – Rapport interne 2002)

Page 40: Hmd bassin

Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

24

VI.2) LES DEFORMATIONS TECTONIQUES :

A Hassi Messaoud il n’est possible de montrer la présence de faille qu’à partir

de décalage de profondeur entre des niveaux identiques, lorsqu’ils sont faciles à

identifier, suffisamment marqués et corrélables entre puits voisins.

Les failles laissent aussi de nombreuses empreintes sur les roches tel que :

Les brèches (Fig.11) : elles correspondent au remplissage d’espaces vide créés par

la faille tel que fractures et fissures ; ceci avec le produit de rabotage des parois lors

du déplacement des blocs, elles sont constituées par des éléments broyés

Généralement un puits caractérisé par une forte densité de brèches est faillé ou

situé à proximité d’une faille.

Les fissures (Fig.12) : elles correspondent à des discontinuités au sein des roches,

engendrées par la distension ou la compression, parfois il est difficile de

reconnaître une fissure originelle d’une fissure artificielle. En effet, le carottage et

les différentes opérations réalisées sur les carottes peuvent engendrer la formation

de fissures artificielles dites induites, créant ainsi une ambiguïté entre elle et les

fissures vides originelles.

Les stylolithes (Fig.13) : ce sont des structures en colonnettes au sein de certaines

roches, dessinant des joints irréguliers, généralement soulignés par un résidu

noirâtre ou brunâtre .Les figures correspondent à des surfaces de pression –

dissolution, permettant notamment de déterminer la direction de la compression qui

leur a donné naissance et qui est parallèle à l’allongement des colonnettes.

VI.2.1) Les déformations cassantes (Fig.14 et 15) :

L’ensemble du môle de Hassi Messaoud est caractérisé par un important réseau

de flexures de failles délimitant des zones en horst et graben d’orientation Nord-Nord-

Est – Sud-Sud-Ouest.

Les panneaux sont longs. Ils peuvent atteindre 10 km de longueur ; leur rejet

peut aller jusqu’à 150m. Les failles sont généralement méridiennes et /ou sub

méridiennes et leur jeu est normal, rarement inverse si les contraintes sont

Page 41: Hmd bassin

Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

25

perpendiculaires à leur direction, ou alors, en décrochement lorsqu’elles sont obliques.

Une faille majeure est de direction Nord-Est – Sud-Ouest.

Filon brèchique dans une matrice argilo-bitumineuse

Brèche tectonique

Brèche tectonique colmaté par de la pyrite

Figure 11 : Exemple du comportement des zones tectonisées au niveau du champ de Hassi

Messaoud – Puits; OMO-31, OMN-11 et OMN-53 (Brèches : Indicateurs de failles)

(Sonatrach / Division Production - Rapport interne / 2002)

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Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

26

Figure 12 -13 : Exemple du comportement des zones tectonisées au niveaux

du champs de Hassi Messaoud - Puits OMLZ-36 (Brèches : Indicateurs de failles)

(In : MERZOUK, A. 2008)

Fissures horizontales

Joints stylolithiques

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Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

27

Figure 14 : Bloc diagramme shématisant les déformations tangentielles du réservoir

Cambrien du champ de Hassi Messaoud

(La rosace rapelle l’orientation préferentielle des accidents).

(Rhuland et Massa, 1972 : Etude structurale et de la fracturation du champ de Hassi

Messaoud – Edition technips, Paris)

Orientation Nord Est – Sud Ouest prédominante

Indices de mouvements tangentiels par décrochement sont prédominants

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Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

28

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Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

29

VI.2.2) Les intrusions intra cambriennes (Fig.16)

Laccolites : Se sont des massifs de roches magmatiques, plutoniques en grosses

lentilles de plusieurs km de longueur, à surface supérieur convexe, l’ensemble est

pratiquement parallèle aux structures de l’encaissant, il est parfois nommé massif

concordant. Ces laccolites se situent principalement au niveau du secteur Sud-

Ouest du champ de Hassi Messaoud. Dans la série stratigraphique, les laccolites

occupent généralement la partie centrale du Ra, D3 (MD282 zone 24 a un

épaississement de 26 m dans le D3).

Les filons couches : Ce sont des sills, correspondant à une lame de roche

magmatique intrusives, parallèle aux structures de l’encaissant. L’épaisseur varie

de 1m à quelques dizaines de mètres. Leur longueur atteint plusieurs km. les sills

s’infiltrent à la faveur d’un niveau argileux ; écartent deux couches préférentielles

et s’étalent entre elles.

Les dykes : Leur épaisseur peut atteindre 100m. Ce sont des roches magmatiques

qui recoupent les structures de l’encaissant transversalement par rapport aux

couches sédimentaires.

Page 46: Hmd bassin

Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

30

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Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

31

VII- ASPECTS SEDIMENTOLOGIQUES (Fig. 17)

Les études sédimentologiques effectuées sur le champ de Hassi Messaoud,

n’ont pas pu à ce jour définir avec précision les différents types d’environnements

sédimentaires caractérisant les différentes unités lithologiques constituant le réservoir.

Des études de comparaison ont été établies entre les grés de Hassi Messaoud et

ceux affleurant au Tassili des N’Ajjers ; BEICIP, FRANLAB. (1995).

En effet, des similitudes ont été découvertes entre ces deux grés et les structures

suivantes ont été observées :

VII.1) STRATIFICATIONS OBLIQUES :

La base des grés des Tassilis N’Ajjer présente deux types de stratifications

obliques :

1. Type arqué : résultant de la migration des dunes hydrauliques, le même type est

présent au D1.

2. Type tabulaire : correspond à une migration de barres hydrauliques, qu’on

retrouve au D2 et D 4.

VII.2) STRATIFICATIONS HORIZONTALES :

Elles sont associées à des dépôts fins à très fins ; ce type de stratifications est

due à un régime hydraulique calme, à écoulement laminaire, caractérisé par un bon

classement ; le ciment argileux est plus important dans ce cas qu’on retrouve dans la

zone fine médiane du Ra.

Les litages en flaser :

Ce sont des lentilles de silstones alternant avec des lits d’argile.

On observe ces figures dans la zone fine médiane du Ra, elles indiquent un milieu

marin calme.

Page 48: Hmd bassin

Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

32

Les diasthèmes :

Ils correspondent à des interruptions courtes de la sédimentation, avec des surfaces

d’érosion quartzifiées et diaclasées.

Lors des reprises des dépôts, les tubes tigillitiques sont remplis de sables grossiers.

Les diasthèmes figurent dans des massifs grossiers et plus fréquemment dans le Ra

supérieur.

Les structures festonnées :

Ces structures sont associées à des tigillites, leur présence est signalée dans les grés

isométriques.

Les tigillites :

Ce sont des remplissages des terriers creusés par des organismes vivants sous une

faible tranche d’eau.

On les retrouve en quantité importante dans le Ri qui semble fournir les conditions

écologiques pour leur épanouissement, à savoir : milieu marin peu profond à régime

hydraulique calme.

VII.3) CONSTITUANTS PETROGRAPHIQUES :

L'étude au microscope a montré que les différents niveaux cambriens ont les

mêmes constituants pétrographiques, mais avec des proportions plus ou moins

différentes d'un niveau à un autre. Les principaux constituants sont :

Le Quartz :

Le Quartz est considéré comme le constituant majeur, il représente une teneur

moyenne de 75% de la roche .Les grains sont arrondis à subanguleux. Le contact entre

les grains et généralement concavo-convexe.

Page 49: Hmd bassin

Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

33

Fragments de roches :

Les fragments de roches sont très fréquents dans le Ra .Ils sont liés aux zones

grossières et comportent des fragments de quartzites et de brèches tectoniques.

Micas :

La fréquence des micas ne dépasse pas les 2%, ils sont plus fréquents dans les

passées silteuses et représentés le plus souvent par de la moscovite ou de la biotite.

Minéraux lourds :

Les minéraux lourds se présentent en inclusion dans les grains de quartz dont on

cite l'oxyde de fer, le zircon et la pyrite.

Les carbonates :

Ils sont représentés dans le réservoir sous forme de ciment authigène, qui

colmatent les fissures et leurs alentours .Il est à noter que la principale fraction

carbonatée est la sidérite et à degré moins la calcite.

Ciments :

* Silice secondaire : elle se présente essentiellement sous forme d'un ciment de

nourrissage des grains de quartz. Elle est plus répandue dans le Ra que dans le R2.

* Argiles : très répandu dans les niveaux inférieurs du Cambrien, le ciment

argileux est représenté d'une part par une fraction détritique, qui semble être composée

en grande partie par l'Illite et d'autre part, par une fraction authigène qui est la

Kaolinite.

VII.4) GEOMETRIE DES CORPS GRESEUX :

On peut résumer le réservoir de Hassi Messaoud comme un milieu hétérogène

(sur le plan vertical et sur le plan horizontal), anisotrope et discontinu. Et, pour donner

un modèle représentatif, l'étude des différentes disciplines géologiques est absolument

nécessaire.

Page 50: Hmd bassin

Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

34

o La sédimentologie (dépôts et diagenèse).

o La tectonique (fissures et failles).

o La géomorphologie (surface d’érosion).

Cette hétérogénéité verticale se manifeste par une extrême variabilité des

valeurs de perméabilité, se distribuant en " dents de scie ", avec des valeurs de 0,1 à

plus de 1000 md. Elle est expliquée par le mode de dépôts des grès cambriens,

compliquée par les effets diagénétiques.

Le réservoir est constitué par un empilement d'unités lithologiques élémentaires

centimétriques à décimétriques. Chaque unité lithologique a ses caractéristiques

lithologiques propres (granulométrie, argilosité). L'agencement de ces unités

lithologiques est très complexe et correspondrait au mode de dépôts " en gouttières ",

caractéristiques de certains milieux continentaux fluviatiles de type anastomosé, en

tresse.

La gouttière est composée d’un assemblage complexe de feuillets élémentaires

de dépôts, d’épaisseurs centimétriques et disposés en oblique. Ce sont des structures

obliques qui caractérisent les grès du réservoir vue sur carottes.

L'extension des corps gréseux est limitée à une centaine de mètres, tandis que

les silts minces, mais imperméables ne dépassent pas les cinquante (50) mètres. Il faut

noter l'absence de corrélation des perméabilités entre les puits.

Ces prévisions de la perméabilité sont aléatoires (Il faut prévoir la porosité et

l'argile totale). La porosité est liée à la silice, au classement et à l'argile. Il faut, dans ce

cas, accorder une signification aux variations tendancielles de la perméabilité.

Le contrôle des qualités de réservoir impose la connaissance de la

granulométrie, le classement, la morphoscopie, la teneur et la nature des argiles et les

effets induits par la diagenèse, en plus des aspects structural et tectonique.

Donc, ces grès cambriens ont été modifiés dans leurs structures et dans leurs

caractéristiques pétro-physiques, à la suite de leur profondeur d'enfouissement. Le

stade ultérieur de la compaction se manifestera par l'engrenage des grains.

Page 51: Hmd bassin

Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

35

VII.5) CONCLUSION

Il faut souligner que l’évolution de cette série réservoir traduit :

D’une part, la superposition des variations des niveaux fluviatiles à marin

d’amplitudes modérées témoignant des tendances plus marines de l’inter-

drain et surtout du drain D3.

D’autre part des variations d’amplitudes plus fortes témoignant de

l’évolution de la série de l’environnement fluviatile vers un marin franc

soulignant la tendance transgressive généralisée qui se continue au dessus

dans le drain D5.

Figure 17 : Séquence sédimentaire comparative entre les grés de HASSI-MESSAOUD

et ceux du TASSILI N’AJJERS (BEICIP, FRANLAB - 1995).

Page 52: Hmd bassin

Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

36

VIII- ASPECT PETROLIER

VIII.1) ROCHE MERE

Silurien :

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 et radioactives, très

riches en matière organique, d’une épaisseur qui varie de 20 à 70 m.

La matière organique est de nature amorphe. La présence de Tasmanacés

confirme l’origine marine de cette matière et son apport pétrolier est évident.

Actuellement, on peut dire qu’après la dismigration des hydrocarbures générés

au Paléozoïque, il y a eu une deuxième phase de génération plus importante qui a

cessé à la fin du Crétacé suite à la diminution de la subsidence.

Le Silurien est préservé au Nord du champ de Hassi Messaoud, à l’Ouest

(dans le bassin d’Oued Mya), au Sud-Ouest (bassin de Mouydir) et à l’Est (Bassin de

Berkine).

VIII.2) ROCHES COUVERTURES :

La couverture des réservoirs ordoviciens est assurée respectivement par

l’épanchement des roches éruptives ainsi que par les épaisses séries d’évaporites

d’âges triasique ou jurassique.

VIII.3) PIEGES :

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. Il existe trois types de pièges :

Page 53: Hmd bassin

Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

37

Pièges structuraux :

Ces pièges sont le résultat de mouvements tectoniques tels que les anticlinaux

ou pièges par failles.

Pièges stratigraphiques :

C’est la combinaison de deux milieux différents correspondant au passage d’un

milieu perméable à un autre imperméable tel que les lentilles gréseuses et les biseaux.

Pièges mixtes :

Ils sont à la fois structuraux et stratigraphiques, comme par exemple la structure

de Hassi Messaoud (anticlinal tronqué par la discordance Hercynienne).

Au niveau du bassin d’Oued Mya au Nord-Est de Hassi Messaoud, les pièges

reconnus, jusqu’à présent, sont de type stratigraphique et structural (mixtes).

Caractéristiques du fluide (Fig.18) :

Huile légère.

Densité moyenne en surface : do = 0,8.

La pression de gisement est variable : Pg = 120-400 Kgf /cm2

La température du gisement est de : T°=118°C

Le rapport Gaz / Huile : GOR = 219 m3/m

3

La porosité est faible : ø = 5-10%

La perméabilité est très variable

La viscosité : µ = 0,2 Cp.

Le facteur volumétrique de fond : Bo = 1,7 m3 /m

3

Page 54: Hmd bassin

Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

38

Fig

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18

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0)

Page 55: Hmd bassin

Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

39

IX- DESCRIPTION DU RESERVOIR

IX.1) DESCRIPTION DES DRAINS :

Du point de vue sédimentologique, le réservoir est subdivise en trois zones

suivant les critères granulométrique :

1. Zone grossière inférieure (Ra inférieure)

2. Zone fine médiane (Ra moyen)

3. Zone grossière supérieure (Ra supérieure)

La base du Ra s’individualise comme une zone grossière inférieure dans laquelle

se développent trois drains qui se distinguent par leurs paramètres granulométriques.

Ce découpage peut être également validé par les particularités suivantes :

D1 : Grès grossiers à stratifications de type oblique arqué dominantes, bien

marquées et souvent à base micro-conglométriques, avec absence de tigillites.

ID : Niveaux plus minces et fréquence plus grande des niveaux silteux, avec

présence locale de tigillites. Il marque un passage très progressif entre le D1 et le

D2.

D2 : Grès grossiers mais bien classés à stratifications obliques tabulaires

dominantes formant des méga-rides, avec présence de quelques intercalations de

niveaux de silts à fines bioturbations.

Pour cette partie inférieure du Ra qui comporte les meilleurs niveaux réservoirs,

il faut surtout remarquer l’extension progressive des zones d’érosion vers la zone

centrale du champ.

D3 : Il correspond à la zone fine médiane (granulométrie plus faible). La

principale caractéristique de ce drain est l’abondance d’inter-lits silteux et de grès

fins à très fortes bioturbations (des tigillites en particulier).

Page 56: Hmd bassin

Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

40

Le caractère marin de ce drain est bien marqué. Il pourrait correspondre à un

environnement de plate forme infra-littorale, composée de niveaux argilo-silteux

bioturbés dans lesquels se développent des barres marines à influence tidale ou de

tempêtes.

Dans un tel environnement l’existence de barrières de perméabilité d’extension

kilométrique est très probable ; BEICIP, FRANLAB. (1995).

D4 : Il correspond à la zone grossière supérieure. Ce sont des grès à stratifications

obliques tabulaires fréquentes formant des mégas- rides de un à plus de deux

mètres d’épaisseur.

Pour reconnaître et suivre les réservoirs en tout lieu du champ, on l’a subdivisé en

paquet ou tranche en utilisant les différents paramètres sédimentologiques cités

antérieurement, ainsi que leur propriétés diagraphiques et petro physiques.

IX.2) SUBDIVISION DIAGRAPHIQUE (FIG.19)

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

gisement en quatre termes : Ri, Ra, R2 et R3

1. Zone Ri : ou grès isométriques, zone habituellement très compacte D5 ou

(R 70 – R 90), subdivisé en trois tranches 7, 8,9.

2. Zone Ra : composée de 3 lithozones :

La zone grossière supérieure, ou D4 (R100 à R130).

La zone fine médiane ou D3 (R130 à R140)

La zone grossière inférieure, comprenant le D2 (R140 à R150), ID (R150

à R170), D1 (R170 à R190) et la zone de passage ZPG (R190 à R200).

3. Zone R2 : Zone de grès quartzites, plus argileux présentant rarement des

qualités réservoir dans sa partie supérieure (R200-R300), R2 ab (R200-

R250).

4. Zone R3 : Zone très grossière à micro conglomératiques très argileuse,

sans aucun intérêt pétrolier (R300-R400).

Page 57: Hmd bassin

Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

41

A l’intérieur des termes supérieures du Cambrien, il a été possible à l’aide des

études pétrographiques et à l’aide des diagraphies (Gamma Ray, neutron, log

électrique) de définir des subdivisions secondaires ou « Tranches diagraphiques ».

Ces subdivisions sont limitées par des repères traduits en profondeurs

électriques. Lithologiquement, ces repères sont des niveaux à tendance argileuse.

Il y a trois zones limitées par des repères 50, 100 et 200, la zone de passage

correspond à la tranche 19 (R190 - R200) ; épaisseur = 5 m.

Ri - - - - - - - - - - - - - - - - - -50

Ri - - - - - - - - - - - - - - - - - -100

Ri - - - - - - - - - - - - - - - - - -200

Ces repères perdent de leurs valeurs chronostratigraphiques lorsque le sommet

d’une zone se trouve affectée par une discordance.

Chaque zone est subdivisée en tranches, dont l’épaisseur peut varier de 05 à 30 mètres.

Huit tranches sensiblement isopaques, ont été reconnues dans le Ra, la où la série est

complète. Elles sont limitées par les repères suivants :

Le repère 0 étant la discordance Hercynienne

TRANCHE 10

Repère 100

TRANCHE 13 Repère 130

TRANCHE 14 Repère 140

TRANCHE 15 Repère 150

TRANCHE 16 Repère 160

TRANCHE 17 Repère 170

TRANCHE 18 Repère 180

TRANCHE 19 Repère 190

Repère 200

Page 58: Hmd bassin

Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

42

Le repère 100 (Repère de la partie supérieure du Ra) n’est pas un repère

stratigraphique ; appelé repère volant, il repose d’Est en Ouest sur des niveaux

plus élevés dans la série.

Reconnaissance pratique des limites :

Limite Ra / R2 : Sur le neutron ; apparaît une « Bosse siliceuse » (Quartzites

très dure) se trouvant à environ 5 à 7 m au dessous de la limite Ra/R2.

Limite Ra/ Ri : Le log Gamma Ray fait ressortir la présence d’un pic radioactif,

assez remarquable, situé à 5 ou 6 m au dessous de la limite Ra / Ri.

IX.3) SUBDIVISION PETROPHYSIQUE :

La notion de drains fait appel aux données sédimentologiques, diagraphiques et à

la qualité réservoir.

Cette notion est à caractère horizontal et à caractère pétrophysiques vertical dans

le réservoir.

Le terme drain qualifiant, des zones faiblement cimentées, coïncide avec les trois (03)

zones préférentielles du réservoir.

1. Zone grossière supérieure : R 100 D4

R 130

2. Zone médiane : R 130 D3 (22 m)

3. Zone grossière inférieure R 140 D2 (24

m)

R 150

R 150 ID (28 m)

R 170

R 170 D1 (26 m)

Page 59: Hmd bassin

Chapitre І Généralités sur le champ de Hassi Messaoud

43

R 190

Figure 19 : Découpage en drain du Cambrien de Hassi Messaoud

(In : CFPA-SN REPAL / Tillous et al - 1963)

PETRO-

PHYSIQUE

DIAGRAPHI

QUE.

CCFFPPAA SSNN RREEPPAALL DIAGRAPHIQE

Grès

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D5

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OLOGIQUE AAGGEE TTYYPPEE DDEE

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Page 60: Hmd bassin

CHAPITRE II

Evaluation des programmes des puits en

Short Radius et des puits horizontaux au

niveau de Hassi Messaoud

Page 61: Hmd bassin

Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius

et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud

43

II. GENERALITES SUR LE FORAGE DIRIGE

I.1) INTRODUCTION :

Les compagnies pétrolières se trouvent, généralement confrontées aux

problèmes de maintien de production pour les gisements en déclin. Pour cela, plusieurs

actions visant à optimiser la récupération et l’augmentation du taux de la production

sont menées. Il s’agit du forage de nouveaux puits, du Work Over, du nettoyage et

autant d’opérations complémentaires agissant dans le même but. Ces dernières années

une nouvelle technologie est apparue ; elle consiste en la réalisation de puits

horizontaux (Fig.20).

La première apparition de la technique du forage horizontal date de l’année

1939 par Ranny, cette technique a été par la suite développée par J.Eastman et

E.Zubblin.

Au début de l’année 1980, la majorité des succès de production à travers les

puits horizontaux sont reportés par la compagnie de production standard d’Alaska :

The standard Alaska Production Company Prudhoe Bay et par ELF aquitain Lacq-90

dans le Sud de France.

Depuis ce temps les techniques de forage horizontal n’ont cessé de se

développer.

Un tel succès ne s’explique que par des résultats excellents obtenus grâce à la

technique du forage horizontal, malgré quelques échecs, surtout au début. Ce succès a

été rendu possible par une rapide évolution technologique des équipements :

Développement des outils de mesure en temps réel.

Développement d’une nouvelle génération de moteurs de fond.

Evolution des fluides de forage et développement de nouveaux équipements de

contrôle de solide.

Page 62: Hmd bassin

Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius

et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud

44

Meilleure compréhension du comportement du train de tiges

Forage vertical

Forage Horizontal

Figure 20 : Forage dirigé

Q = ΔP * K * H

Q = Débit

ΔP = Changement de pression

K = Perméabilité

H = Epaisseur utile

Page 63: Hmd bassin

Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius

et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud

45

I-2) THEORIE SUR LE FORAGE DIRIGE :

Le succès d’un forage horizontal dépend de la réussite de son implantation et du

positionnement du drain dans le réservoir. Pour réussir cette implantation il faudrait

disposer de données géologiques complètes (structure, lithologie, caractéristiques

pétro-physiques) et réaliser des études de simulation adéquates pour permettre de

calculer l’index de productivité d’un puits horizontal par rapport au puits vertical.

La seconde étape consiste à déterminer l’azimut du drain horizontal. L’azimut

est l’angle évalué à partir du Nord magnétique dans le sens des aiguilles d’une montre

de 0 à 360 °

Les puits horizontaux sont forés dans des réservoirs minces ou épais ayant une

bonne perméabilité latérale

Le profil théorique d’un forage horizontal est défini par quatre paramètres :

Profondeur verticale de l’objectif (True vertical Depth : TVD)

Déplacement horizontal (Vertical Section : VS)

Azimut

Côte d’amorce de la déviation

Le drainage d’un puits horizontal idéal a une configuration ellipsoïdale qui est

fonction de la longueur de la section verticale, de la perméabilité horizontale et

verticale.

I-3) APPLICATIONS DES FORAGES DIRIGES :

Dans beaucoup de réservoirs, le forage horizontal permet d’augmenter la

production et aussi d’améliorer le taux de récupération, ceci par un meilleur drainage

et en retardant l’arrivée d’eau et de gaz dans le fluide récupéré.

Les applications des puits horizontaux sont très nombreuses et nous ne mentionnons

ici que les plus intéressantes :

Page 64: Hmd bassin

Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius

et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud

46

I.3.1) Réservoirs fracturés :

Les réservoirs fracturés sont parmi les meilleurs candidats au développement

par forage horizontal. Les fractures de ces réservoirs étant sub-verticales, le meilleur

moyen d’en intercepter le plus grand nombre est de forer un puits horizontal

perpendiculairement à leur direction principale.

I.3.2) Réservoirs multicouches :

Dans la plus part des réservoirs multicouches, un puits horizontal peut

remplacer plusieurs puits verticaux ou déviés.

I.3.3) Réservoirs à basse perméabilité :

Le forage horizontal dans de tels réservoirs est une alternative à la fracturation

hydraulique. Le drain horizontal se comporte comme une fracture avec plusieurs

avantages, car il est plus facile de forer un long drain horizontal plutôt que de créer

une fracture équivalente.

I.3.4) Formations non consolidées (contrôle des sables) :

La production des sables non consolidés présente un sérieux problème dans les

puits à grands débits car elle dépend des forces de viscosité à la paroi.

Un drain horizontal forer dans un tel réservoir permet de réduire la vitesse

d’écoulement à la paroi du puits et en conséquence la production de sable.

I.3.5) Conning de gaz et de l’eau :

Les puits horizontaux aident énormément la production de réservoirs affectés

par les phénomènes du conning d’eau ou de gaz. Il en déroule une augmentation de la

distance entre le drain et le contact Huile/Eau. L’amélioration de la productivité est

Page 65: Hmd bassin

Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius

et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud

47

obtenue par la dispersion du soutirage entraînant une faible vitesse d’écoulement. Le

même principe s’applique dans le cas des venues de gaz.

I-4) CLASSIFICATION DES FORAGES DIRIGES (FIG.21)

En fonction du degré de courbure, les forages dirigés peuvent être classés en

plusieurs catégories :

I.4.1) Les puits à long rayon :

Ces puits ont un rayon de courbure supérieur à 200m, et permettent l’utilisation

de toutes les procédures de forage conventionnelles, forage avec rotary, carottage,

tubage, etc… et ceci avec des équipements standards et pour des puits sans restriction

de diamètre ou de longueur de drain. La longueur de ces puits peut atteindre plus de

1000 m.

I.4.2) Les puits à moyen rayon :

Ces puits ont un rayon de courbure qui varie entre 50 m et 200 m, et nécessitent

des équipements adaptés tels que des moteurs de fond coudés et ajustables en surface.

Avec un tel rayon de courbure, on peut aller jusqu’à 600m de drain horizontal si la

trajectoire est bien réalisée (affinée).

I.4.3) Les puits à rayon court ou ultra court :

Ces puits ont un rayon de courbure inférieur à 50 m et peuvent atteindre même

5 m, ils nécessitent des équipements spécifiques tels que des moteurs articulés et des

garnitures articulées. En raison de difficultés de contrôle de la trajectoire, la longueur

du drain est limitée à environ 300 m, et de tels puits sont difficiles à compléter et,

limitent l’utilisation de cette technique.

Page 66: Hmd bassin

Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius

et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud

48

I.4.4) Les puits multilatéraux :

La technique du puits multilatéral consiste à forer plusieurs branches à partir

d’un drain primaire qui peut être vertical, dévié ou même horizontal.

I.4.5) Les puits en ré-entrée (Short Radius) :

La reprise des puits en Short Radius est une nouvelle technique, elle s'applique

surtout aux puits secs, bouché et abandonnés ou à faibles productions. Cela consiste à

traverser horizontalement les intervalles contenant encore des hydrocarbures en

évitant les zones de mauvaises caractéristiques pétrophysiques.

Des études géologiques et de réservoir ont été faites et se font encore, pour les

puits secs ou à faible production afin de bien choisir les puits candidats, la position

idéale pour les drains ciblés et l’orientation favorable à leur donner.

Les puits en Short Radius ont une inclinaison très rapide 1.5º á 3º par 0.3 m. Ils

peuvent atteindre 90 º pour 2 - 3 m.

Page 67: Hmd bassin

Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius

et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud

49

Fig

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Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius

et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud

50

II- LES PUITS EN SHORT RADIUS

II.1) INTRODUCTION

Après plusieurs années de production, la pression du gisement et les réserves en

place ont considérablement chuté. La quantité des hydrocarbures restant piégés dans

des niveaux dont la récupération demande des études très poussées et des techniques

de haute précision demeurant inexploitable.

La reprise des puits en Short Radius est une nouvelle technique à Hassi

Messaoud. Elle s’applique surtout aux puits secs ou peu producteurs localisés dans des

zones à problèmes et consiste à traverser horizontalement les intervalles contenant

encore des hydrocarbures.

II.2) HISTORIQUE DU SHORT RADIUS

Cette technique a été appliquée pour la première fois en Algérie au champ de

Hassi Messaoud. Le premier puits repris est le MD 218 en 1995.

La réalisation d’un drain horizontal dans une partie du réservoir a été effectuée

à la suite d’un programme détaillé d’une équipe pluridisciplinaire où se côtoient

l’ingénieur de réservoir, le géologue, le producteur, le foreur, et le prestataire de

service pour les équipements de mesure.

Sonatrach a adopté la technique Short Radius pour pouvoir atteindre le meilleur

drain rapidement et faire produire uniquement le voisinage du puits sec (ancien puits).

II.3) INTERET DU SHORT RADIUS A HASSI MESSAOUD :

Les objectifs de la reprise des puits en Short Radius sont :

Remédier aux problèmes de percée d’eau ou de gaz.

Optimiser le nombre des puits de développement.

Augmenter les productivités des puits qui sont déjà dans les régions de bonnes

perméabilités.

Page 69: Hmd bassin

Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius

et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud

51

Baisser la pression d’abandon.

Augmenter la récupération totale.

Drainer la partie qui présente de meilleures caractéristiques pétrophysiques.

Produire à débit plus élevé pour un même P (faible draw down).

Les puits reconvertis en Short Radius doivent obéir aux conditions suivantes :

Eviter le plan d’eau.

Eviter les zones à gaz ou les rayons des puits injecteurs d’eau ou de gaz.

Eviter les rayons de zone sèche.

Eviter la zone à eau pour les puits situés en flanc de structure, ou en zone

d’injection d’eau.

Eviter la zone à gaz pour les puits à fort GOR (Gaz Oil Ratio).

II.4) SELECTION (PUITS / DRAIN / AZIMUT) :

Cette sélection se fait à partir des études géologiques et prend en compte trois

critères :

1) Sélection des puits candidats.

2) Choix des drains à cibler.

3) Choix de l’azimut (l’orientation à donner aux drains).

II.4.1) Sélection des puits :

Pour reprendre un puits en Short Radius, ce dernier doit obéir aux conditions

suivantes :

Etre un puits sec ou mauvais producteur (sélection primaire).

Etre loin des puits injecteurs (d’eau et de gaz).

Etre dans une zone à faible GOR.

Etre dans une zone non téctonisée. Il est à noter que les fissurations

horizontales améliorent la production des puits en Short Radius.

Le plan d'eau doit être le plus bas possible.

Page 70: Hmd bassin

Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius

et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud

52

II.4.2) Choix des drains à cibler :

Le choix du drain dépend des paramètres propres à la formation traversée par le

forage ; ce sont :

L’épaisseur du réservoir (au moins 5 m).

La saturation en huile.

Le rapport Kv / Kh (Perméabilité verticale / Perméabilité horizontale : ce

rapport doit être le plus petit possible).

La porosité.

Le niveau du plan d’eau.

La présence d’un gaz cap.

II.4.3) Choix de l’azimut :

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 tels que la direction des contraintes et l’orientation des

structures sédimentaires conditionnent le choix de l’azimut ; cet aspect sera développé

plus loin.

L’orientation des structures sédimentaires est une opération qui reste difficile.

Après la reprise d’un certain nombre de puits la direction N135-N315 semble la plus

favorable. Cependant, la complexité du champ ne peut permettre la détermination

d’une variation préférentielle systématique pour tous les puits.

Cette direction est imposée par l’orientation générale des caractéristiques

pétrophysiques.

Par ailleurs, l’azimut dépend des paramètres intra puits et des paramètres extra

puits :

Page 71: Hmd bassin

Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius

et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud

53

Les paramètres intra puits :

Il faut que le forage soit dirigé perpendiculairement à la direction des

perméabilités horizontales maximales.

Les paramètres extra puits :

Présence de barrière de perméabilité latérale (failles, changement latéral de

faciès).

Présence de puits injecteurs de gaz ou d’eau.

II.5) ARCHITECTURE D’UN SHORT RADUIS (FIG.22)

Figure 22 : Architecture d’un puits en Short Radius

(Sonatrach / Division Production - Rapport interne / 2002)

KOP : Point d’amorce de la déviation prise en général à 10 m sous le sabot du tubage de 7’’.

Section courbe (longueur de 60 à 70 m): C’est la partie inclinée du puits (Inc : 0° à 90°).

ROC : Rayon de courbure (± 40 m)

BUR : Taux de montée en inclinaison (7 à 15° /10m).

Drain horizontal (Longueur de 300 à 500 m): C’est l’objectif du puits, il est foré

horizontalement à l’intérieur du drain cible avec une tolérance déterminée en profondeur

Verticale appelée Target.

Page 72: Hmd bassin

Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius

et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud

54

II.6) DETERMINATION DU PROFIL DE LA TRAJECTOIRE :

II.6.1) Critère du choix du profil :

Plusieurs critères doivent être pris en considération lors du planning d’un profil :

Longueur du drain horizontal :

Théoriquement, il est certain que plus la longueur du drain augmente, plus le

profil est productif, mais les difficultés de conduite du forage en réduisent le

résultat le plus positif espéré (frottement, tirage, coincement, mauvaise

transmission du poids sur l’outil, perte d’azimut).

Position de la cible et tolérance admise :

Le Target est défini comme étant la côte de maintien du drain horizontal.

Position du kick off point KOP :

Le choix du KOP se fait à partir de :

* La distance entre le sabot du tubage de 7˝ et la cible (2 - 3 m)

* Les dog leg les plus adéquats pour pouvoir réaliser le puits dans les meilleures

conditions possibles (Dureté de la formation traversée et la distance à parcourir

entre le point de départ de la déviation KOP et le drain ciblé).

L’aspect économique

L’aspect économique doit être présent dans tout calcul, il devra intervenir dans

la longueur totale forée et dans les moyens des matériaux à utiliser.

Mais théoriquement, la récupération des puits avec cette technique est

économique car la longueur du forage est très courte d’une part, et on utilise la partie

verticale du puits préalablement réalisée et équipée d’autre part.

Page 73: Hmd bassin

Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius

et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud

55

II.6-2) Détermination des principaux termes d’un Short Radius :

Géométrie du puits (Fig.23)

Le chemin suivi par l’outil pour relier la tête du puits à la cible s’appelle

trajectoire.

La distance verticale séparant la tête du puits de la cible sera appelée côte ou

total vertical depth TVD, alors que la longueur de la trajectoire réellement forée par

l’outil sera appelée profondeur ou longueur forée VS.

MD est la longueur totale du forage : Partie reprise (verticale) + partie forée

(horizontale).

Cible :

En général, la cible à atteindre est définie par les coordonnées d’un point prenant

en compte des données géologiques dont la précision est souvent très relative.

La définition des coordonnées de réalisation de l'objectif doit être complétée par

un niveau de tolérance sur la position du fond.

Trajectoire théorique :

La déviation est amorcée au point KOP. L’accroissement de l’inclinaison est

réalisé progressivement : c’est la phase d’élévation en angle build up caractérisée par

un gradient de déviation : gradient de build up.

Généralement le gradient de déviation est maintenu constant (D’après le plan

théorique), la trajectoire décrit un arc de cercle dont le rayon est donné par la formule :

R = 3600 / 2 Π i

Où :

I : Gradient de build up (en º/10m)

R : Rayon de courbure de la trajectoire (en m)

Une fois l’inclinaison du puits atteint 90º, la trajectoire sera poursuivie de façon

rectiligne en maintenant l’inclinaison constante jusqu'à la fin du drain sélectionné.

Page 74: Hmd bassin

Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius

et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud

56

II.7) CHOIX DE L’AZIMUT :

Le choix de l’azimut dépend de plusieurs facteurs qui sont :

La perméabilité

La porosité

La saturation

La production

Les contraintes

L’argilosité

II.7.1 la perméabilité (Fig.24)

La perméabilité est un paramètre très important dans le choix de l’azimut et

l’orientation du drain. Ceci est en rapport avec l’anisotropie du réservoir sur le plan

horizontal Kx- Ky.

Figure 23 : Géométrie d’un Short Radius

(Sonatrach / Division Production – Rapport interne – 2000)

Page 75: Hmd bassin

Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius

et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud

57

Figure 24 : Drainage d’un puits horizontal

(Sonatrach / Division Production – Rapport interne – 2000)

Pour un meilleur drainage, la section horizontale devra être perpendiculaire à la

direction de la perméabilité élevée (Ky), c’est pour cela que l’étape de mesure de la

perméabilité est importante avant le commencement du forage horizontal.

La perméabilité caractérise l’aptitude des roches à laisser circuler des fluides ;

gaz, huile ou eau.

Il existe trois types de perméabilité :

La perméabilité absolue : est celle qui s’applique à une formation donnée et au

mouvement d’un fluide unique et homogène.

La perméabilité efficace : décrit le mouvement d’une phase de fluide dans un

environnement à plusieurs fluides.

La perméabilité relative.

Son unité est le Darcy. Un Darcy correspond à un flux de 1 cm³ de fluide par

seconde (s), pour un fluide de viscosité égale à 1 centpoise (Cp) à travers une section

Page 76: Hmd bassin

Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius

et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud

58

transversale de 1 cm², sous un gradient de pression de 1 atmosphère par centimètre,

mais on utilise souvent le sous multiple de Darcy c’est le milli Darcy.

La perméabilité est mesurée à partir des essais de puits

K= Q x μ x h / (S (P1 – P2)

K : Perméabilité (en md).

Q : Débit (en cm³/s).

μ : Viscosité du fluide (en centpoise).

S : Surface à travers laquelle se produit l’écoulement (en cm²).

h : Epaisseur du matériaux à travers lequel se produit l’écoulement (en cm).

ΔP : Différence de pression en amont et en aval de l’échantillon (en atmosphère).

Une étude géostatistique de la perméabilité du champ de Hassi Messaoud a été

réalisée par BEICIP-FRANLAB à partir des valeurs du Build-up de chaque puits. Il en

ressort que les meilleures perméabilités suivent d’une manière générale la direction

des failles principales du champ.

Il existe deux méthodes de mesure de la perméabilité :

Mesure de la perméabilité au laboratoire.

Mesure de la perméabilité à partir des essais de puits.

II.7.2) La porosité :

C’est la première qualité que doit présenter une roche réservoir : elle correspond

à la faculté d’une roche de contenir des fluides.

Elle est définie aussi comme étant le rapport du volume du vide Vp sur le

volume total de la roche Vt, elle est désignée par le symbole Ф et s’exprime en %.

Il existe la porosité primaire ou intérgranulaire, elle dépend de la forme et de la

taille des grains, leur arrangement et leur ciment.

Page 77: Hmd bassin

Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius

et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud

59

La porosité secondaire constitue la porosité de cavité, elle est produite par

dissolution.

L’étude de ce paramètre joue un rôle assez important dans le choix de l’azimut

et du drain ; grâce à ce paramètre nous pourrons connaître le potentiel du réservoir en

huile, gaz et eau.

Si on prend en considération la sédimentation qui est transgressive, de direction

Nord –Sud ; on a une évolution de la porosité de direction perpendiculaire c'est-

à-dire Est-Ouest.

En fonction de la disposition des pores dans la roche on distingue :

La porosité utile ou connectée : C’est le rapport du volume des pores qui sont

reliés entre eux et susceptibles de contenir et de communiquer entre eux.

La Porosité résiduelle : C’est une porosité dont les pores ne communiquent pas

entre eux.

Porosité totale : C’est la somme des deux porosités résiduelles et utiles, elle est

obtenue à l’aide des diagraphies électriques ou nucléaires ou bien encore en

laboratoire par mesure sur des échantillons.

Dans le cadre de l’exploitation, on s’intéresse uniquement aux porosités utiles

susceptibles de contenir des fluides.

Selon l’évolution antérieure du sédiment, on distingue deux types de porosités :

Porosité primaire : Acquise au moment de la sédimentation, elle est connue

sous le nom de porosité intérgranulaire.

Porosité secondaire : Liée au phénomène diagénétique, c’est la porosité

intercristalline.

La porosité est mesurée par deux méthodes, elles sont différentes suivant la

nature de l’échantillon et ses dimensions :

Page 78: Hmd bassin

Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius

et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud

60

- Mesure directe :

Cette méthode consiste à mesurer le volume solide et le volume total d’un

échantillon de roche (plug) à l’aide d’un appareillage appelé porosimétre à immersion

dans le mercure de type CORELAB.

- Mesure indirecte :

Elle utilise les méthodes basées sur l’utilisation des diagraphies électriques et

nucléaires.

La méthode des diagraphies électriques est basée sur la formule d’Archie qui lie

la porosité au facteur de formation.

II.7.3) la saturation :

C’est le pourcentage d’un liquide ou d’un gaz contenu dans 100 ℅ de pores. La

saturation en huile est un facteur important ; car sa connaissance nous permet de

délimiter les zones à injection d’eau et/ou de gaz dont les percées sont nuisibles à la

production des puits.

Il faut aussi tenir compte des saturations des puits voisins candidats à la re-

entry ; pour cela il est indispensable d’éviter les puits à fort GOR en s’éloignant le plus

possible.

II.7.4) l’argilosité :

C’est un facteur aussi important que les précédents car il affecte de très près la

qualité de perméabilité et réduit automatiquement la production des puits.

L’argilosité est calculée à partir des diagraphies de radioactivité naturelle

enregistrées dans les puits par le log ‘’Gamma Ray’’ et selon la formule suivante :

Vsh % = (GR lue – GR min) / (GR max – GR min)

Vsh : Volume d’argile (en %).

GR : Les valeurs du Gamma Ray en unité A.P.I du rayonnement Gamma.

Page 79: Hmd bassin

Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius

et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud

61

GR min : La plus petite valeur du Gamma Ray dans le log.

GR lue : Valeur à une profondeur X donnée.

GR max : La plus grande valeur du Gamma Ray dans le log.

II.7.5) La production :

Le but principal du Short Radius étant d’augmenter la production .Il est évident

que le choix de la direction du drain doit se faire dans le sens des sections de la

meilleure productivité.

II.7.6) Les contraintes IN –SITU : (Fig.25)

On n’utilise pas de tubage dans le Short Radius à Hassi Messaoud (le réservoir

reste en Open Hole), ce qui nous pousse à vérifier les contraintes in-situ en vu d’éviter

la fermeture des puits.

Le champ de Hassi Messaoud est soumis théoriquement et régionalement à des

contraintes représentées par deux directions : la direction Nord-Est Sud-Ouest pour la

contrainte horizontale minimale σh min, et la direction Nord-Ouest Sud-Est pour la

contrainte horizontale maximale σh max. Pour éviter la fermeture du trou on doit

choisir la direction parallèle à la contrainte maximale.

Page 80: Hmd bassin

Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius

et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud

62

Figure 25 : Analyse des contraintes In Situ (Beicip)

II.8) PARTICULARITES DE REALISATION LIEES AUX DOUBLE DRAINS :

Pour profiter davantage des nouvelles techniques du forage directionnel et des

performances apportées aux équipements, une nouvelle option de reprise de puits en

Short Radius a été adoptée dans le champ de Hassi Messaoud : elle concerne la

technique de reprise en double drains (Dual latéral).

Cette technique de reprise en double drains latéralement pour la première fois

sur le puits OMN 21 en avril 1999. Ensuite et jusqu’en 2001 ; 12 autres puits ont été

repris en double drains.

La reprise d’un puits en doubles drains consiste à réaliser deux drains à partir

d’un même puits, ces drains ont des profondeurs différentes, un drain inférieur qui est

réalisé le premier, et un drain supérieur réalisé après la complétion du premier

(Fig.26).

3200

3150

3100

3100

3200

3150

3200

3250

3300

3300

3400

3350

3300

3300

3250

3350

3250

3200

3150

3150

3150

3200

3250

3150

32503200

3300

3250

3350

K L I

M N O P M

110

120

130

140

150

790 800 810 820 830 840

OM1.

.MD1

NNordord

max

h

min

BR

EA

K

BR

EA

K--O

UT

OU

T

ANALYSE DES ANALYSE DES

CONTRAINTESCONTRAINTES

ININ--SITUSITU

BREAKBREAK--OUTOUT

Fig 48 :

Analyse des contraintes

In situ.

Page 81: Hmd bassin

Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius

et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud

63

Figure 26 : Puits en doubles drains

(Sonatrach / Division Production – Rapport interne – 2000)

III- EVALUATION DES PROGRAMMES DES SHORT RADIUS ET

DES PUITS HORIZONTAUX A HASSI MESSAOUD

III.1) INTRODUCTION

Le champ de Hassi Messaoud est composé de quatre (04) réservoirs (R3, R2,

Ra et Ri) dont les dépôts quartzitiques d’âge Cambrien se développent sur plusieurs

centaines de mètres d’épaisseur, à une profondeur qui varie entre 3200 et 3500 m

Le Ra d’épaisseur moyenne 100 m, constitue le réservoir principal grâce à ces

meilleures qualités pétrophysiques, Il est lui-même subdivisé en six niveaux ou

drains (D1, ID, D2, D3, D4 et D5).

Durant plusieurs années de production du champ, on a pu constater que des

ensembles de puits se comportent d’une manière indépendante les uns par rapport aux

autres, d’où la définition de zones, dont les pressions moyennes évoluent d’une

manière différente.

Page 82: Hmd bassin

Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius

et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud

64

Les périphéries des zones (les interzones et les zones extérieures) sont des

régions de faibles caractéristiques pétrophysiques, leur développement n’est

concevable que par la mise en place de moyens non conventionnels : forages

horizontaux ou reprise en Short Radius et fracturation hydraulique (Fig.27, 28, 29)

Figure 27 : Forages types à Hassi Messaoud

Section horizontale = 400-650 m

Foré horizontalement

Section horizontale = 900- 1100m

Foré en Slanted

Foré avec un Azimut NW-SE pour

Intercepter les fractures

Short Radius

Horizontal

Page 83: Hmd bassin

Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius

et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud

65

Figure 28 : Position des puits en Short Radius (Champ de Hassi Messaoud)

(Sonatrach / Division Production – Rapport interne 2002)

Figure 29 : Position des puits horizontaux (Champ de Hassi Messaoud)

(Sonatrach / Division Production – Rapport interne 2002)

Puits en Short Radius généralement

forés aux abords du champ ou la

dégradation de la perméabilité et les

problèmes de l’eau altèrent le puits

Puits horizontaux forés à la

périphérie du champ

Puits horizontaux forés

en interzones

Page 84: Hmd bassin

Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius

et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud

66

III-2) OBJECTIFS ET AVANTAGES :

Tableau n°1 : Objectifs et avantages des puits horizontaux et des Short Radius.

Puits horizontal Puits en Short Radius

- Remplacer le forage des puits verticaux

par celui des forages horizontaux

- Développer les interzones où les puits

verticaux n’étaient pas adéquats

- Développer la périphérie du champ

- Considérer un programme de

maintenance pour les puits verticaux

actuels

- Les Shorts Radius doivent être issus de

puits secs ou peu producteurs localisés

dans des zones à problèmes

III-3) EVOLUTION DE LA PRODUCTION :

III.3.1) Courbe d’évolution de l’indice de productivité : (Fig.30)

L’indice de productivité IP des mêmes populations des puits ayant fait l’objet

d’analyse, démontre qu’environ 26 % des puits totaux développent des indices de

productivité différents, où on peut lire une moyenne de 0.02 m3/h/bar sur les puits

verticaux, 0.12 m3/h/bar pour les Short Radius suivi par les puits horizontaux avec une

moyenne de 0.24 m3/h/bar

Pour une même population de 5% de puits, on enregistre un indice de

productivité IP de 0.005 m3/h/bar pour les puits verticaux, 0.03 m

3/h/bar pour les Short

Radius et 0.06 m3/h/bar pour les puits horizontaux démontrant ainsi une meilleure

performance pour les puits horizontaux dans la zone.

III.3.2) Courbe d’évolution du débit initial : (Fig.31)

La population initiale analysée en terme de débit sur un ensemble composé de

puits verticaux, Short Radius et horizontaux, montre clairement que les débits initiaux

Page 85: Hmd bassin

Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius

et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud

67

importants sont en faveur des puits horizontaux, des Short Radius et enfin des puits

verticaux, où on note des débits initiaux de 20 à 25 m3/h sur les puits horizontaux, 5 à

10 m3/h pour les Short Radius et 2 à 5 m

3/h pour les puits verticaux

III.3.3) Courbe d’évolution de la production : (Fig.32 et 33)

L’application des techniques de forage horizontal et Short Radius a donné de

nouvelles tendances de la production du champ de Hassi Messaoud, où on note une

production journalière d’huile des puits verticaux d’environ 60 000 m3/J, constante ou

presque de 1990 à 2000. Leur déclin débutant réellement à partir de 1997 est récupéré

grâce aux puits horizontaux et en Short Radius réalisés à partir de 1997.

A partir de 2001 s’annonce un autre déclin de production causé par l’arrêt de certains

puits verticaux et l’augmentation de la reconversion en puits horizontaux et puits en

Short Radius.

III.3.4) Courbe d’évolution des puits complétés par an : (Fig.34)

L’activité forage développement, dans le champ, montre une croissance du

nombre de puits complétés (35 puits) de 1957 à 1960, un recul d’environ 10 puits/an

de 1960 à 1967 et un accroissement rapide jusqu’à 1977.

De 1977 à 1997, le nombre de forage par an a diminué nettement jusqu’à

atteindre des moyennes de 15% par an.

A partir de 1997, un important programme de forage horizontal et Short Radius

a été élaboré et exécuté jusqu’à 2004, où il a été réalisé 128 puits horizontaux et 123

Short Radius

III.3.5) Courbe d’évolution des puits cumulés : (Fig.35)

Le nombre de puits réalisés sur le champ de Hassi Messaoud est en augmentation

de 1957 à 1997, avec un arrêt relatif de 1999 à 2004 pour l’exécution du programme

Page 86: Hmd bassin

Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius

et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud

68

de forage Short Radius et horizontal avec 128 puits horizontaux et 123 Short Radius.

Le nombre total de puits forés totalise plus de 1200 puits

Figure 30 : Courbe d’évolution de l’indice de productivité

Figure 31 : Courbe d’évolution du débit initial

Page 87: Hmd bassin

Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius

et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud

69

Figure 32 et 33 : Courbes d’évolution de la production

Page 88: Hmd bassin

Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius

et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud

70

Figure 34 : Courbe d’évolution des puits complétés par an

Figure 35 : Courbe d’évolution des puits cumulés

Page 89: Hmd bassin

Chapitre ІI Evaluation des programmes des puits en Short Radius

et des puits horizontaux au niveau de Hassi Messaoud

71

Conclusion

Les puits en Short Radius et horizontaux sont tous deux

complémentaires et très utiles pour l’augmentation de la production, ils

ont en moyenne les mêmes débits mais les puits horizontaux sont plus

coûteux (cinq fois plus chers) que les Short Radius

Les puits en Short Radius sont très efficaces à Hassi Messaoud, au début

ils ont été utilisés pour trouver les meilleures perméabilités. Cependant

leurs nouveaux objectifs permettent :

- de contrôler le gaz et l’eau,

- d’augmenter les productivités des puits qui sont déjà dans les

régions de bonnes perméabilités,

- d’améliorer les puits horizontaux

Les modèles géologiques sont très efficaces pour les planifications des

puits en Short Radius. Ils donnent des résultats consistants et suffisants

et augmentent la production lorsqu’ils sont suivis et appliqués

Page 90: Hmd bassin

CHAPITRE III

Application de l'analyse des tendances à la

partie Sud du champ et interprétations des

résultats.

Page 91: Hmd bassin

Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud

du champ et interprétation des résultats

73

II. INTRODUCTION

Le lissage des valeurs brutes par l’analyse des tendances ou bien le trend

analyse est réalisé pour rechercher une tendance générale d’évolution du phénomène et

pour étudier les résidus positifs liés à des anomalies favorables aux bonnes qualités de

production du réservoir.

La méthode des surfaces des tendances n’est qu’une généralisation des

techniques de lissage. Cette méthode consiste à rechercher des tendances pour

l’ensemble de la population donnée et à extraire des sous ensembles ayant certains

caractères particuliers dans le cas de variables à deux dimensions.

L’ensemble des valeurs observées de la variable permet de tracer une ligne

brisée plus ou moins régulière ou mieux encore soustraire une droite ou une courbe

simple.

Les surfaces recherchées sont en principe ajustées par la méthode des moindres

carrées lorsque les irrégularités sont de grande importance.

En ce qui concerne notre étude, notre choix s’est porté sur la porosité (Ø), la

perméabilité (K) et l’épaisseur utile (Hu) du complexe productif R1 (Ra+Ri) du

cambro-ordovicien de la partie Sud du champ de Hassi Messaoud, la figure n°36

résume ainsi le modèle du traitement des données géologiques choisies.

Page 92: Hmd bassin

Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud

du champ et interprétation des résultats

74

Figure 36 : Modèle du traitement géologique par l’analyse de tendance

II. LISSAGE PAR LA METHODE DES MOINDRES CARREES

En général l’équation recherchée est la suivante :

Z (x, y) = Z’ (x, y) + Ɛ (x, y)

Où :

– Z (x, y) : Paramètre étudié ;

– Z’ (x, y) : Equation du pendage régional (Trend) ;

– Ɛ (x, y) : Ecart réel du pendage.

Données de

la porosité

Données de

la perméabilité

Données de

l’épaisseur utile

Carte en

Iso-porosité

Trend de

La porosité

Carte en

Iso-perméabilité

Trend de

La perméabilité

Carte en

Iso-épaisseur

utile

Trend de

L’épaisseur utile

Zon

e d

’hét

érogén

éité

pét

rop

hysi

qu

e

Rec

her

che

des

zon

es

d’e

xp

loit

ati

on

Rec

om

man

dati

on

d

’exp

loit

ati

on

Axe de tendance

de la porosité

Recherche d’anomalies

de la porosité

Recherche d’anomalies

de l’épaisseur utile

Axe de tendance

de l’épaisseur utile

Axe de tendance

de la perméabilité

Recherche d’anomalies

de la perméabilité

Page 93: Hmd bassin

Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud

du champ et interprétation des résultats

75

Les conditions d’application sont les suivantes :

II.1) ANALYSE DE TENDANCE :

La tendance la plus simple est un plan. Par exemple, lorsque qu’on suit un

horizon géologique donné, on peut être amené à déterminer un pendage régional

mettant par ailleurs en évidence les déformations locales.

L’équation finale du plan recherché est la suivante :

Z (x, y) = ax + by + c

Les coefficients (a, b et c) sont obtenus en minimisant la somme des carrées des

écarts ou résidus entre les valeurs calculées Z’ et celles observées Z :

D’où :

Page 94: Hmd bassin

Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud

du champ et interprétation des résultats

76

Pour résoudre le système d’équations (1), on utilise la méthode des matrices :

Page 95: Hmd bassin

Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud

du champ et interprétation des résultats

77

Si la surface estimée est plus complexe qu’un plan, un polynôme de degrés plus

élevé peut être utilisé.

– Analyse de tendance du second degré (parabolique) :

L’équation s’écrit comme suit :

Z (x, y) = a (x2) + b (y

2) + c (x y) + d (x) + e (y) + f

– Analyse de tendance de troisième degré (cubique) :

L’équation est donnée par :

Z (x, y) = a (x3) + b (y

3) + c (x

2 y) + d (x y

2) + e (x

2) + f (y

2) + g (x y) + h (x) + i

(y) + j

II.2) ECART DES MOINDRES CARREES (ECART TYPE) :

Le principe des moindres carrées est un calcul de probabilité qui énonce que la

valeur la plus probable, d’une quantité X ayant fait l’objet de ( j ) mesures, est celle

qui rend minimale la somme des carrées des erreurs.

Page 96: Hmd bassin

Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud

du champ et interprétation des résultats

78

En d’autre terme, l’écart type est la racine carrée positive de la fluctuation d’un

ensemble de données, où la fluctuation sera la moyenne arithmétique des carrées des

écarts de ces données par rapport à leur moyenne arithmétique.

L’écart des moindres carrés est donné par la formule suivante :

III. REALISATION DES DIFFERENTS TRENDS ET CALCULS

Pour la résolution de différentes questions dans ce travail, il est particulièrement

important de montrer la séparation des directions de variations régionales du

paramètre géologique. Ces directions de variations régionales sont suffisamment

montrées et avec exactitude sur les cartes correspondantes. Seulement dans les

conditions d’hétérogénéité du champ de Hassi Messaoud au caractère mosaïque

des paramètres étudiés, la détermination des tendances et leurs changements à vue

d’œil est une tache très délicate, dont la résolution est souvent prise en compte avec

des considérations subjectives des conceptions géologiques.

Nous allons considérer les représentations graphiques des surfaces de tendance

des trends de différents ordres.

Trend du 1er

ordre : Considéré comme un plan qui caractérise la variation

de la tendance régionale du paramètre suivant une ligne droite sur une

surface.

Trend du 2éme

ordre : Il décrit une surface parabolique plus compliquée

dont la courbure dans le premier ou dans cet ordre tend à se rapprocher de la

courbure réelle du paramètre étudié. A cet ordre la surface de cette parabole

ne change pas, c’est à dire que la surface du trend du deuxième degré ne

Page 97: Hmd bassin

Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud

du champ et interprétation des résultats

79

contient pas des points de déviation. Pratiquement une telle surface peut

décrire une seule forme d’anomalie régionale positive ou négative, mais si

dans les limites de la région étudiée, existent plusieurs structures régionales,

elles seront alors concentrées et unies en une seule anomalie avec le trend du

deuxième ordre.

Trend du 3éme

ordre : La surface de tendance du trend du troisième degré

sera plus compliquée, elle renferme tous les points de déviation. Alors les

surfaces du trend du troisième degré peuvent être une association de

plusieurs structures régionales.

Pratiquement dans la recherche et la prospection en géologie de production dont

l’exemple typique étant notre travail, on a habituellement affaire à une structure

unique ou bien à une partie à part. C’est pourquoi en principe tous les changements des

tendances régionales des paramètres dans ce cas ou dans l’autre cas, sont définis par la

tectonique, donc elles peuvent être décrites par le trend du premier ou du deuxième

ordre. Prenant en considération le cas où il y a complication des structures, existence

de fractures et autres facteurs, il sera nécessaire de considérer l’utilisation de trend

d’ordre supérieur, troisième degré.

Les surfaces recherchées sont en principe ajustées par la méthode des moindres

carrée, lorsque les irrégularités sont de grande importance. Si la surface estimée est

plus complexe qu’un plan, un polynôme de degré plus élevé peut être utilisé. Le choix

de l’ordre se fait à la base du critère de FISHER (F) où F ( , P, M-P-I), mais vu sa

complexité il est préférable d’établir une relation entre le carré de la valeur moyenne

de l’écart et le degré du polynôme des paramètres étudiés. A la base du graphique

établi, nous nous arrêtons pour les calculs de l’ordre du polynôme au troisième degré.

Page 98: Hmd bassin

Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud

du champ et interprétation des résultats

80

C’est pourquoi dans ce travail, nous avons fait appel aux trends du 1er

, 2éme

et 3éme

ordre des paramètres géologiques suivant la partie Sud du champ de Hassi Messaoud

en conformité avec nos objectifs à savoir :

1) La porosité ;

2) La perméabilité ;

3) L'épaisseur utile.

Les calculs ont été faits sur ordinateur avec un programme conçu pour les

circonstances, mais permettant ainsi de calculer les coefficients des surfaces du trend,

l’écart standard et le sens de l’interpolation du trend par des coordonnées introduites.

1) La porosité :

Pour l’étude de la porosité, on a obtenu les équations suivantes relatives aux

surfaces de trends:

I Ordre

K = 0.0245133 X + 0.106395 Y

Ecart standard – 1.10163 % ;

II Ordre

K = - 6.2021*10-3

X2– 4.54497*10

-3 Y

2 – 6.72598*10

-3 XY+0.281495X +

0.332931Y + 3.52298.

Ecart standard – 1.06655 % ;

III Ordre

K = 2.93062*10-4

– 5.10002*10-3

Y3 + 5.22080*10

-4 X² + 2.55188*10

-3 XY² -

0.0252398X² + 0.0490098Y² - 0.0655136XY + 0.803832X + 0.622735Y –

0.356447

Ecart standard – 1.05745%

Page 99: Hmd bassin

Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud

du champ et interprétation des résultats

81

2) La perméabilité :

Pour l’étude de la perméabilité, on a obtenu les équations suivantes relatives aux

surfaces des trends :

I Ordre

KK = 1.08807X + 2.43532Y – 17.5834

Ecart standard – 26.0281 md ;

II Ordre

KK = - 1.85330*10-3

X² + 0.1833 Y² + 0.122331 XY + 0.13185 X – 2.08764 Y +

6.56777

Ecart standard – 25.788 md ;

III Ordre

KK = - 0.011847 X3 – 0.125981 Y

3 – 0.02080002 X²Y - 0.0479762 XY² +

0.738144X² + 3.6741Y² + 1.68633XY – 17.3984 X – 39.7533 Y + 1.18194

Ecart standard – 25.6582 md ;

3) L'épaisseur utile :

Enfin pour l’étude des variations de l’épaisseur utile, on comptabilise les

équations suivantes relatives aux surfaces des trends :

I Ordre

HU = 0.9814 X + 1.70111 Y + 60.2169

Ecart standard – 31.0204 m ;

II Ordre

HU = - 0.221449 X² - 1.110831 Y² - 0.4852 XY + 12.1605X + 27.0918 Y – 117.966

Ecart standard – 28.9326 m ;

Page 100: Hmd bassin

Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud

du champ et interprétation des résultats

82

III Ordre

HU = 6.33043*10-3

X3 – 0.124284 Y

3 + 0.123328X²Y - 0.127279 XY² - 1.59738 X²

- 1.32535Y² - 6.7519XY + 61.163 X + 87.244 Y – 556.541

Ecart standard – 27.954 m.

Les résultats obtenus montrent nettement l’approche de la surface du trend à la

distribution réelle des données de base. Alors avec l’augmentation du degré du

polynôme, l’écart standard de la porosité diminue de 1.10 % à 1.06 %, pour la

perméabilité de 26.03 md à 25.66 md et pour l’épaisseur utile de 31.02 m à 27.95 m.

Les résultats de calcul témoignent de l’optimisation du partage dans l’aire étudiée

en composante régionale et locale et ensuite de notre choix optimum du degré du

polynôme. Ceci montre qu’avec l’accroissement du degré de grandeur, l’écart standard

décroît rapidement, de même, au troisième ordre pratiquement, la courbure s’établit à

l’horizontale. Suivant donc ce dernier accroissement du degré du polynôme, la

décroissance de l’écart standard sera très sensible.

L'objectif recherché étant d'abord d'avoir une idée générale sur le sens

régionale de variation des paramètres étudiés et ensuite de délimiter les différents

anomalies locales et régionales de la région d'étude sans se soucier des détails sur

la diminution des valeurs de l'écart standard, c'est pourquoi graphiquement nous

allons nous limiter au trend du premier (1er

) ordre pour tous les paramètres

étudiés.

Page 101: Hmd bassin

Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud

du champ et interprétation des résultats

83

IV INTERPRETATION DE L’ANALYSE DES TENDANCES DU

COMPLEXE PRODUCTIF R1 (Ra+Ri) DE LA PARTIE SUD DU

CHAMP DE HASSI MESSAOUD

IV.1) DESCRIPTION DE LA LOI DE DISTRIBUTION DE LA POROSITE

(FIG. 37 ET 38) :

La carte en Iso-porosité du complexe R1 (Ra+Ri) de la partie Sud du champ de

Hassi Messaoud montre de moyennes valeurs de la porosité (8.2%), elles varient de

5.4 % (Md 319 situé dans le sud du bloc 1 B) à 12.4 % (Md 56 situé dans les limites

du bloc 23).

Grâce aux résultats d’interprétation, on peut délimiter trois zones avec des

valeurs de porosité relativement assez grandes, dans le Nord – Est de la partie Sud du

champ (aux alentours du puits Md 126), au centre de la partie étudiée (aux alentours

du puits Md 208) et au Nord – Ouest de cette même partie (aux alentours du puits Md

56). A l’Ouest, au Nord, à l’Est et au centre on remarque d’autres anomalies moins

importantes avec des valeurs de porosité qui varient de 8 à 9 %.

La superposition des cartes du trend du I ordre avec la carte de distribution de

la porosité nous a permis de délimiter un système d’anomalies locales de différentes

dimensions. De l’Ouest vers l’Est sont délimitées cinq assez importantes anomalies,

réparties aux alentours des puits Md 414, Md 339, Md 324, Md 193 et Md 126, de plus

sont délimitées huit autres anomalies moins importantes, rencontrées sur toute la partie

Sud du champ de Hassi Messaoud.

Pour conclure, il en résulte que :

1) Sur le plan régionale, la porosité croit en direction Nord, atteignant des

valeurs maximales aux alentours des puits Md 126 et Md 56 qui sont répartis

à proximité des accidents tectoniques.

2) La croissance régionale et locale de la porosité dans les puits situés dans les

zones accidentées tectoniquement s’explique par l’existence d’une porosité

Page 102: Hmd bassin

Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud

du champ et interprétation des résultats

84

secondaire à caractère fissuré, les zones locales où la porosité décroît malgré

leurs fissurations, sont liées avec les processus secondaires de cimentation et

de colmatage.

IV.2) DESCRIPTION DE LA LOI DE VARIATION DE LA PERMEABILITE

(FIG. 39 ET 40) :

Généralement la perméabilité varie de 0.9 md (Md 384) à 30 md (Md 270). Sans

compter les anomalies importantes liées à la fissuration (MD-180), tous les puits en

fonction de la valeur des perméabilités peuvent être subdivisés en trois groupes :

- Le premier groupe de puits : se caractérise par une relative croissance des

valeurs de la perméabilité ( 10 md) et occupe la partie centrale et Ouest de

la zone d’étude.

- Le deuxième groupe de puits : se caractérise par des valeurs moyennes de

la perméabilité, c’est à dire de 5 à 10 md, forées à la périphérie de la partie

Sud du champ de Hassi Messaoud. La majeure partie de ces puits renferme

quelques mètres de formation argileuse ce qui induit des diminutions de la

perméabilité à ces niveaux.

- Le troisième groupe de puits se caractérise par des perméabilités

inférieures à 5 md se trouvant habituellement dans les parties considérées

comme barrières, c’est à dire à la limite des blocs d’exploitation.

Les puits du premier groupe sur la carte d’Iso-perméabilité se regroupent dans

quatre zones à bonnes valeurs de perméabilité, séparées l’une de l’autre par des

surfaces écrans.

- La zone à perméabilité maximale se trouve à l’Est où certaines perméabilités

peuvent atteindre les 100 md.

- La zone considérée comme une grande anomalie barrière occupe les parties

périphériques des nouveaux blocs redéfinis par cette étude.

Page 103: Hmd bassin

Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud

du champ et interprétation des résultats

85

- La zone centrale renferme trois importantes anomalies de perméabilité, dans

les limites de l’anomalie Nord ; la perméabilité atteint une valeur maximale

de 200 md.

- La zone Ouest se compose de trois anomalies de forme isométrique, dans

l’une d’elle, la perméabilité atteint sa valeur maximale de 20 md.

La surface de tendance de la perméabilité, comme s’est montré sur la carte du I

ordre, témoigne de sa taille régionale qui varie du Sud - Ouest au Nord - Est, dans la

direction des blocs est de la structure.

La superposition de la surface du trend avec la carte de la distribution réelle du

paramètre nous permet de délimiter huit grandes anomalies, des quelles la plus

significative par la taille s’observe dans le Sud de la partie centrale aux alentours des

puits Md 149, Md 187 et Md 369, de même au Nord – Est de la région étudiée, prés

des puits Md 126 et Md 215. Comme règle, pour ces zones sont caractéristiques les

anomalies avec des valeurs de 5 à 247 md. Dans ce cas les valeurs absolues de

perméabilité des zones à anomalies croient dans ce sens, celui de la surface du trend

(du Sud – Ouest au Nord – Est).

Pour conclure, en déduit que :

1) En général les données obtenues concernant les tailles et les formes des

anomalies locales de la perméabilité avec les résultats des études

lithologiques, permettent de considérer que dans les limites de la région

d’étude les formations du complexe pétrolier R se caractérisent par deux

types de perméabilité, la première est primaire (intra-granulaire) et la

seconde est liée à la fissuration.

2) La perméabilité primaire qui détermine les grandes et isométriques anomalies

locales, domine en surface ; celles-ci sont éparpillées dans le centre des blocs

d’exploitation. Les anomalies linéaires de perméabilité de fissuration sont

habituellement liées aux périphéries des blocs.

Page 104: Hmd bassin

Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud

du champ et interprétation des résultats

86

3) Le caractère assez compliqué de l’origine des anomalies de la perméabilité,

est confirmé par la faible corrélation entre la porosité et la perméabilité

(coefficient de corrélation = 0.369551), ceci qui nous pousse à donner plus

d’importance à la perméabilité de fissuration.

IV.3) DESCRIPTION DE LA LOI DE CHANGEMENT DE L’EPAISSEUR

UTILE (FIG. 41 ET 42) :

La carte en Iso-épaisseur utile du complexe cambro-ordovicien R de la partie

Sud du champ de Hassi Messaoud montre que l’épaisseur utile varie de 6m (Md 55)

à 146 m (Md 149). Dans ce cas, on peut souligner l’existence de trois zones

d’anomalies localisées dans l’Ouest, le centre et l’Est de la région ; à leurs tours ces

anomalies se compliquent en petites anomalies locales.

La première zone à anomalies s’observe dans l’Ouest de la région, où les valeurs

de l’épaisseur utile varient de 100 à 125 m et croient ainsi du Sud – Ouest vers le

Nord. La distribution des valeurs d’épaisseur utile est à peu prés équitable, sauf dans

les parcelles aux alentours des puits Md 64, Md 181 et Md 305, où on constate une

rapide diminution de ce paramètre.

La deuxième zone à anomalie se délimite dans la partie centrale de la région

étudiée, où on constate quelques augmentations locales de l’épaisseur prés des puits

Md 151, Md 168 et Md 380 et où elle atteint 125 m. Dans tous les cas, l’épaisseur des

couches croit de la périphérie vers le centre, sauf à proximité des puits Md 103 et Md

129 où elle croit du Sud vers le Nord. La distribution de l’épaisseur dans cette zone

varie lentement sauf dans la partie Sud aux alentours des puits Md 238 et Md 109 où

elle diminue rapidement.

La troisième zone se distingue à l’Est et se caractérise par une épaisseur assez

importante qui diminue de la périphérie vers le centre, sa valeur varie de 75 à125 m.

Dans cette zone deux anomalies locales se distinguent, l’une d’entre elles se situe au

Page 105: Hmd bassin

Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud

du champ et interprétation des résultats

87

Sud – Ouest avec une forme isométrique et l’autre au Nord – Est étirée en direction

sub-latitudinale. Elles différent l’une de l’autre par les valeurs de l’épaisseur qui sont

inférieures à 100 m. Le maximum de l’épaisseur situé au Sud – Ouest, se caractérise

par trois anomalies qui croient de la périphérie vers le centre, par contre le maximum

situé au Nord – Est se caractérise par quatre anomalies où l’épaisseur atteint les 125 m

et plus. Dans la partie centrale, l’épaisseur est pratiquement constante et varie de 80 à

90 m.

Comme on le constate sur les cartes de la surface du trend du I ordre sur un plan

régional, l’épaisseur utile varie dans la direction Sud Ouest – Nord Est. La croissance

du paramètre étudié coïncide avec la direction de la croissance régionale de la porosité

et de la perméabilité, ayant ainsi des sens de changement de la surface des trends très

rapprochés.

La superposition de la carte du trend du I ordre avec celle de l’épaisseur utile, a

permis de délimiter dans les limites de la région étudiée, quatre grandes anomalies

positives orientées de l’Ouest vers l’Est.

Pour conclure, on en déduit que :

1) La distribution de l’épaisseur utile du complexe productif R (Ra+Ri) à travers

le territoire étudié, n’est pas uniforme (régulière) dont la cause est

l’irrégularité de la répartition des infimes couches ou bien les passées

argileuses de caractère à processus katagénètique et l’apparition de la

discordance hercynienne.

2) Les anomalies locales positives et négatives de l’épaisseur utile peuvent être

envisagées et examinées en série avec la répartition des anomalies des

caractéristiques réservoirs au moment de la délimitation des blocs

d’exploitation.

Page 106: Hmd bassin

Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud

du champ et interprétation des résultats

88

V- ANALYSE COMPLEXE DES ANOMALIES LOCALES DES

CHANGEMENTS DES CARACTERISTIQUES RESERVOIRS

(FIG.43) :

A la réalisation des cartes d’anomalies locales de différents ordres des propriétés

pétrophysiques étudiées, il a été décidé que les anomalies positives et négatives

coïncident même si c’est seulement dans certaines parties. Dans cette région d’étude,

le terrain se distingue par un caractère mosaïque avec différentes relations des

anomalies locales des différents paramètres de signe contradictoire, ce qui impose de

proposer une classification de zones de différente productivité. En principe on a

proposé un ordre de classement pour les paramètres étudiés en fonction de leur degré

de participation à la productivité, par conséquent l’ordre hiérarchique de prédominance

est le suivant :

1. Perméabilité.

2. Porosité.

3. Epaisseur utile.

En concordance avec cet ordre, les meilleures zones de la première catégorie

coïncident avec la positivité des trois paramètres. Les parties considérées comme

médiocres sont ; la septième et la huitième zone, elles se caractérisent par la

coïncidence d’anomalies négatives de presque tous les paramètres mais surtout de la

perméabilité. Les autres catégories (2 – 6) se subdivisent en fonction de l’importance

attribuée aux caractéristiques pétrophysiques étudiées (voir tableau n° 2). Comme

résultats de l’établissement des cartes d’anomalies locales des trois paramètres étudiés

on a réalisé une carte de synthèse reflétant la productivité de la partie Sud de Hassi

Messaoud. Sur cette carte il est montré deux types de zones à productivité maximale et

minimale.

Avant tout on a délimité des zones où on a unifié les anomalies locales positives

des paramètres pétrophysiques étudiés et seulement ceux considérés comme étant de la

première à la quatrième catégorie de productivité. Ces zones à meilleure productivité

Page 107: Hmd bassin

Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud

du champ et interprétation des résultats

89

se caractérisent en même temps par d’excellentes perméabilités, porosités et épaisseur

utile et déterminent une délimitation planifiée des blocs d’exploitations pour

rationaliser le système d’exploitation du champ.

En plus de cela, sur la carte de synthèse est montré les zones à caractéristiques

réservoirs mauvaises à médiocres, délimitées en générale par de basses valeurs de

perméabilité, certaines de ces zones peuvent être examinées à titre de possibles

barrières pour les blocs d’exploitations.

La délimitation planifiée des zones à meilleure productivité et ceux à médiocres

caractéristiques réservoirs, toutes comme elles sont, se déterminent par les conditions

de formation des couches ; Le caractère et l’intensité des phénomènes diagénitiques.

Dans les conditions réelles du champ de Hassi Messaoud et d’une façon certaine les

interprétations géologiques des résultats obtenus relatives à la délimitation des zones

de meilleur et de médiocre productivité apparaissent comme une tache difficile.

L’épaisseur des grés du complexe à huile R (Ra+Ri) du champ de Hassi

Messaoud peut atteindre quelques centaines de mètres, composée d’alternances

lithologiques hétérogènes, d’intercalations avec des épaisseurs qui varient de quelques

décimètres à quelques centimètres avec certaines particularités et spécificités

lithologiques (d’argile, de la composition et de la granulométrique).

Ceci conditionne les changements verticaux brusques des valeurs des caractéristiques

réservoirs (porosité et perméabilité). La texture de ces formations est aussi compliquée

et correspond aux textures des formations fluviatiles et continentales.

L’existence de fines passées de grés quartzitiques de quelques centimètres

d’épaisseur jouant le rôle d’écran de perméabilité dans les différents drains du

réservoir R (Ra+Ri) et complique sa structuration. Ces fines passées sont très

caractéristiques pour les formations cambro-ordoviciennes de plate forme saharienne

et sont appelées silts. Ces grés imperméables se caractérisent par des stratifications sur

des étendues limitées (quelques dizaines de mètres), de la sorte l’hétérogénéité

exceptionnelle du réservoir verticalement et horizontalement montre une influence

directe sur le caractère de distribution des propriétés pétrophysiques et sur le

mécanisme de filtration des hydrocarbures dans ses limites.

Page 108: Hmd bassin

Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud

du champ et interprétation des résultats

90

Pour conclure on a introduit un ensemble d’interprétations géologiques relatives

aux résultats obtenus de même les données de délimitation des zones de différentes

productivités ont été confrontées aux données de la composition granulométrique

(distribution du grain max et du grain moyen) et la contenance en différents types de

ciment (distribution du ciment siliceux et argileux) (Chaouchi Rabah.1990). Il a été

établi aussi une relation entre le taux de fissuration des formations du complexe

productive R1 (Ra+Ri) et leur éloignement de la surface de la discordance

Hercynienne, conditionnée ainsi par la formation de surfaces d’érosions.

Tableau n°2 : Catégories relatives aux anomalies perspectives des propriétés

pétrophysiques

Categories

Anomalies du trend

Perméabilité (K) Porosité (Ø) Epaisseur utile

(Hu)

+ + +

+ + −

+ − +

+ − −

− + +

− + −

− − +

− − −

I

II

IV

III

V

VI

VIII

VII

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Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud

du champ et interprétation des résultats

91

Eta

bli

e p

ar

R.C

hao

uch

i. 1

990

Mo

dif

iée.

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Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud

du champ et interprétation des résultats

92

Eta

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R.C

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.

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Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud

du champ et interprétation des résultats

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Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud

du champ et interprétation des résultats

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Eta

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R.C

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.

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Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud

du champ et interprétation des résultats

95

Eta

bli

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R.C

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990

Mo

dif

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.

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Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud

du champ et interprétation des résultats

96

Eta

bli

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R.C

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990

M

od

ifié

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Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud

du champ et interprétation des résultats

97

Page 116: Hmd bassin

Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud

du champ et interprétation des résultats

98

Conclusion

L’application du Trend-analyse à permis de réaliser une estimation complexe

des propriétés pétrophysiques du réservoir naturel R1 (Ra+Ri) de la partie Sud

du champ de Hassi Messaoud grâce à la décomposition des composantes de la

porosité, de la perméabilité et de l’épaisseur utile en régionale et locale ;

comme résultats de calculs, les équations des trends du Ier

ordre ont permis de

déterminer que sur le plan régional les caractéristiques réservoir du complexe

R1 (Ra+Ri) s’améliorent vers le Nord et le Nord-Est selon la même orientation

que l’axe de la structure de Hassi Messaoud.

A la base de l’analyse complexe des caractéristiques réservoir du complexe

productif R de la partie Sud du champ de Hassi Messaoud et des cartes du trend

du Ier

ordre, on a déterminé une série de zones locales de productivité

importante caractérisées par de meilleures valeurs calculées de porosité, de

perméabilité et d’épaisseur utile. Partiellement, à l’Est du territoire on a

délimité une grande zone de première catégorie qui englobe les blocs

d’exploitation 17 et 19 et une partie de la zone étudiée située entre ces deux

blocs considérés auparavant comme non productif. De plus, 13 petites zones de

première catégorie de productivité ont été délimitées avec de bonnes

caractéristiques pétrophysiques ; elles sont situées dans les parties centrales des

blocs d’exploitation et distribuées à travers tout le territoire de la partie Sud du

champ.

La distribution locale et régionale des caractéristiques réservoir observées, est

conditionnée par des facteurs secondaires de processus post-sédimentaires, de la

cimentation du premier réservoir et de sa fissuration. Après quoi les processus

secondaires ont joué leur double rôle dans la formation des roches magasins. La

détérioration des premières caractéristiques réservoirs suite à une cimentation

des voies de circulation augmentant ainsi la dureté des roches, ce qui a

Page 117: Hmd bassin

Chapitre ІII Application de l’analyse des tendances à la partie Sud

du champ et interprétation des résultats

99

conditionné la croissance du taux de fissuration des déformations et une subite

amélioration de ses propriétés pétrophysiques à l’époque d’intense activité

tectonique. De l’autre coté, l’accroissement de la perméabilité dans les zones

avec d’intenses broyages dans certaines parcelles ce qui a conduit à une

circulation active d’eaux avec une nouvelle cimentation de ces mêmes zones et

à une nouvelle détérioration des caractéristiques réservoirs. Cette combinaison

de résultats des processus secondaires est à l’origine de l’actuelle distribution

des propriétés pétrophysiques du réservoir.

Page 118: Hmd bassin

CHAPITRE IV

Présentation de la zone 1B

Page 119: Hmd bassin

Chapitre IV Présentation de la zone 1B

100

I- GENERALITES SUR LA ZONE 1B

I-1) INTRODUCTION

La troncature de la structure des réservoirs à la discordance hercynienne, ainsi

que l’image structurale bien définie au niveau du toit du Ra préfigure un champ très

complexe. Ceci a permis une définition de la géométrie des réservoirs intégrés dans les

différentes zones aux caractères propre. Dans ce champ, 25 zones de production on été

délimitées (Fig.44).

Une zone de production peut se définir comme un ensemble de puits qui se

communiquent bien entre eux mais sans contact avec ceux des zones voisines. Les

puits de chaque zone sont délimités par un contour qui englobe les puits concernés.

Cette limite s’identifiera par une barrière de perméabilité d’origine tectonique,

sédimentaire ou encore diagenétique qui s’oppose au déplacement des hydrocarbures.

Il en résulte que dans une zone de production, le réservoir présente une certaine

continuité hydrodynamique.

On peut rencontrer au sein d’une zone de production des puits aux indices de

productivité nuls et des puits secs situés hors de la zone de productivité, ils peuvent

être progressivement stimulés lors des essais d’injection aux fins de rentabilisation.

Page 120: Hmd bassin

Chapitre IV Présentation de la zone 1B

101

Figure 44 : Carte des Puits de la Zone 1B

(Sonatrach / Division Production – Rapport interne – 2000)

Page 121: Hmd bassin

Chapitre IV Présentation de la zone 1B

102

I-2) – LOCALISATION DU SECTEUR D’ETUDE :

La zone 1B est située à l’extrémité Ouest du gisement de Hassi Messaoud (Fig. 45). Elle est

limitée :

- Au nord, par la zone 1a

- Au Sud Est, par la zone 23

- A l’Est, par la zone 2 ext, et la zone 2.

Géographiquement, elle est limitée par les coordonnées Lambert suivantes :

- X : 790000 @ 800000

- Y : 120000 @ 127500

La zone 1B comporte 66 puits forés dans le réservoir (Ra+Ri) de la série combro-

ordovicienne ; sur les 66 puits on compte : (38 producteurs, 12 secs, 05 en Short

Radius, 13 fracturés, 09 injecteurs dont 09 injecteurs de gaz et 00 injecteurs d’eau.

Sur le plan de production, on a pu récupérer 7 452 435 tonnes de pétrole depuis

01/01/1989 jusqu’au 01/01/2001.

La zone 1B est constituée de deux réservoirs principaux :

- Le réservoir isométrique (Ri).

- Le réservoir anisometrique (Ra).

Page 122: Hmd bassin

Chapitre IV Présentation de la zone 1B

103

Figure 45 : Localisation de la Zone 1B

(Sonatrach / Division Production – Rapport interne – 2000)

I-3) – DESCRIPTION DU RESERVOIR Ra :

Le gisement de Hassi Messaoud est formé de trois réservoirs gréseux d’âge

Cambrien comme on a vue dans le chapitre I, mais en raison de la situation de la zone

1B à la périphérie du gisement, les deux réservoirs les plus profonds (R3, R2) sont

aquifères, donc dans cette zone les réservoirs producteurs se limitent au R1 (Ra + Ri).

Les puits produisent à partir de la partie inférieure du R1. Le Ra présente de bonnes

caractéristiques pétrophysiques, tandis que le Ri n’est pratiquement pas érodé.

Dans cette partie du gisement, on distingue dans la constitution du réservoir trois

types de milieux différents :

Page 123: Hmd bassin

Chapitre IV Présentation de la zone 1B

104

Les silts, ou niveau argilo-silteux.

Les drains ou unités réservoirs a bonnes caractéristiques avec des perméabilités

supérieures à 10 md.

Les milieux inter drain de perméabilité 2 à 3 md dans le quelle sont repartis les

drains et les silts.

I-4) – ASPECT STRUCTURAL DE LA ZONE D’ETUDE :

La structure de la zone 1B est relativement régulière caractérisée par un pendage

assez prononcé descendant d’Est en Ouest. Deux failles majeures viennent rompre la

régularité de cette structure :

La faille Nord-Sud située a l’Ouest de la zone et qui la sépare d’un panneau

affaissée de plus de 20 m. Les puits MD334 et MD337 forés dans cette zone sont

des puits sec.

Une faille inclinée de 45° vers l’Ouest et qui limite la zone au SE de la zone 23,

cette faille qui passe au Sud des puits MD72, MD277 et MD309 a également un

rejet de 20 à 30 m.

Au Sud de la zone, deux failles à faible rejet délimitent un panneau légèrement

sur élevé au tour du puits MD299.

Le réservoir Ri est également présent sur toute la zone et n’est érodé qu’à

l’extrémité ENE de la zone (au niveau du puits MD52). On constate également une

érosion très localisée du Ri au niveau du puits MD175.

L’épaisseur du Ri est comprise entre 45 à 50 m, celle du Ra est d’environ 145 m.

I-4-1) Les cartes structurales

Carte en Isobathes au toit du D5 (Fig.46) :

Cette carte montre la présence d’une faille de direction Nord Est – Sud Ouest

subdivisant la zone 1B en deux blocs:

Page 124: Hmd bassin

Chapitre IV Présentation de la zone 1B

105

Le bloc U soulevé, constitue un monoclinal de direction Nord Est – Sud

Ouest :

- Sur le flanc Ouest, le drain D5 est limité par les côtes suivantes : -3305

et 3285 m.

- Sur le flanc Est, le drain D5 est limité par les côtes suivantes : -3135 et

3150 m.

Le bloc D affaissé d’environs 50 m (Rejet de la faille) ; le drain D5 est

limité par les Isobathes : -3180 et -3225 m.

Carte en Isobathes au toit du D4 (Fig.47)

Cette carte montre la même tendance que celle du drain D5. La zone 1B est

subdivisée en deux blocs (U et D).

Le bloc U soulevé : Sur le flanc, le drain D4 est limité à l’Ouest par les

Isobathes -3349 et -3330 m et à l’Est par les Isobathes -3175 et -3190 m.

Le bloc D affaissé : Limité par les Isobathes -3255 et 3270 m à l’Est et les

Isobathes 3225 -3240 m à l’Ouest.

Carte en Isobathes au toit du D3 (Fig.48) :

Cette carte montre la même tendance que celle des drains D5 et D4. La zone 1B

est subdivisée en deux blocs (U et D).

Le bloc U soulevé : Sur le flanc, le drain D4 est limité à l’Ouest par les

Isobathes -3215 et -3230 m et à l’Est par les Isobathes -3385 et -3390 m.

Le bloc D affaissé : Limité par les Isobathes -3260 et 3275 m à l’Est et les

Isobathes 3290 -3305 m à l’Ouest.

Carte en Isobathes au toit du D2 (Fig.49) :

Cette carte montre la même tendance que celle des drains D5, D4 et D3. La zone 1B est

subdivisée en deux blocs (U et D).

Le bloc U soulevé : Sur le flanc, le drain D2 est limité à l’Ouest par les Isobathes -

3230 et -3245 m et à l’Est par les Isobathes -3390 et -3415 m.

Page 125: Hmd bassin

Chapitre IV Présentation de la zone 1B

106

Le bloc D affaissé : Limité par les Isobathes -3290 et 3305 m à l’Est et les Isobathes

3320 -3335 m à l’Ouest.

Carte en Isobathes au toit du D1 et ID (Fig.50 et 51) :

Conservant la même allure que les cartes précédentes, les cartes en Isobathes au toit du

D1 et ID montrent un monoclinal de direction Nord Est-Sud Ouest.

I-4-2) Les cartes en Isopaques

Carte en Isopaques du D5 (Fig.52) :

La carte en Isopaques du drain D5 montre une épaisseur moyenne de l’ordre de 45 à 50

m. Celle ci est conservée sur tout le drain et diminue progressivement vers l’Est pour atteindre

les 25 m au niveau du MD 52.

Sur le bloc affaissé (D), on remarque une diminution de l’épaisseur du centre du bloc vers

l’extrémité du secteur et vers la faille.

Carte en Isopaques du D4 (Fig.53) :

La carte en Isopaques du drain D4 montre une épaisseur moyenne de l’ordre de 35 à 45

m. Celle ci est conservée sur tout le drain et diminue progressivement vers l’Est.

Sur le bloc affaissé (D), on remarque une légère diminution de l’épaisseur du centre du bloc

vers l’extrémité du secteur et vers la faille.

Carte en Isopaques du D3 (Fig.54) :

La carte en Isopaques du drain D3 montre une épaisseur uniforme de l’ordre de

20 à 30 m. Celle ci est conservée sur tout le drain.

Carte en Isopaques du D2 (Fig.55) :

La carte en Isopaques du drain D2 montre une épaisseur uniforme de l’ordre de

20 à 30 m. Celle ci est conservée sur tout le drain.

Carte en Isopaques de l’ID (Fig.56) :

La carte en Isopaques du drain ID montre une épaisseur uniforme de l’ordre de

26 à 28 m. Celle ci est conservée sur tout le drain.

Page 126: Hmd bassin

Chapitre IV Présentation de la zone 1B

107

Figure 46 : Carte en Isobathes au toit du D5

Figure 47 : Carte en Isobathes au toit du D4

Page 127: Hmd bassin

Chapitre IV Présentation de la zone 1B

108

Figure 48 : Carte en Isobathes au toit du D3

Figure 49 : Carte en Isobathes au toit du D2

Page 128: Hmd bassin

Chapitre IV Présentation de la zone 1B

109

Figure 50 : Carte en Isobathes au toit du ID

Figure 51 : Carte en Isobathes au toit du D1

Page 129: Hmd bassin

Chapitre IV Présentation de la zone 1B

110

Figure 52 : Carte en Isopaques du D5

Figure 53 : Carte en Isopaques du D4

Page 130: Hmd bassin

Chapitre IV Présentation de la zone 1B

111

Figure 54 : Carte en Isopaques du D3

Figure 55 : Carte en Isopaques du D2

Page 131: Hmd bassin

Chapitre IV Présentation de la zone 1B

112

Figure 56: Carte en Isopaques de l’ID

I-5) L’EFFET DE LA DISCORDANCE HERCYNIENNE :

L’effet de la discordance hercynienne dans la zone 1B n’est pas assez prononcé car

on note la conservation de tous les drains du réservoir étudié sauf au niveau du puits

MD52 où il y a une réduction du D5 suite à l’érosion hercynienne.

I-6) DETERMINATION DU PLAN D’EAU :

Le plan d’eau théorique est situé en moyenne à la côte -3380 m, mais

pratiquement il est situé entre les côtes -3360 et 3365 m dans la plupart des puits de la

zone 1B.

Page 132: Hmd bassin

Chapitre IV Présentation de la zone 1B

113

I-7) APPROCHE SEDIMENTOLOGISTE (MILIEU DE DEPOT) :

D’après les études faites auparavant concernant la pétrographie et la

sédimentologie du réservoir R1 (Ra+Ri) (Description de carottes faites sur les puits :

MD422, MD221, MD381, MD279), nous pouvant constater que :

Le drain D5 correspond à un milieu marin peu profond avec un

hydrodynamisme assez calme ce qui explique la taille fine des grains et le

développement des tigillites.

Le drain D4 semble être plus continental que le drain D5. Il est caractérisé

par une granulométrie très hétérogène allant de fine à grossière et parfois

microconglomératique, ce qui exige des courants plus violents. Les

stratifications obliques et entrecroisées sont témoins d’une influence

fluviatile avec des fluctuations dans un régime hydrodynamique.

Le drain D3 est caractérisé par une granulométrie fine à moyenne parfois

grossière, des rares stratifications obliques et un développement

considérable des tigillites par endroit qui va diminuer vers le fond du

réservoir.

Le drain D3 est donc considéré comme un milieu marin avec influence

modéré d’un réseau fluviatile.

La base du réservoir Ra (Drains D2, ID, D1) correspond probablement à un

milieu fluviatile proche côtier

En général, le milieu de dépôt du réservoir Ra+Ri est marin peu profond,

avec une influence fluviatile ; la succession des bancs gréseux et des passées

d’argile et de silts est liée aux fluctuations du niveau marin. La présence des

niveaux argileux, silteux et leur hétérogénéité le long d’un puits rend tout

éventuelle corrélation très difficile.

Page 133: Hmd bassin

CHAPITRE V

Analyse géostatistique et modélisation

Page 134: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

114

I. INTRODUCTION

Le réservoir Cambrien du champ de Hassi Messaoud est un réservoir hétérogène difficile

à appréhender spatialement où les paramètres pétrophysiques varient brusquement latéralement

et verticalement, malgré un très grand nombre de travaux et d’études réalisées sur Hassi

Messaoud, jusqu'à nos jours une caractérisation objective n’a pu être proposée. Pour cela le

traitement statistique est la méthode la plus appropriée pour une meilleure caractérisation des

paramètres caractéristiques réservoirs.

La géostatistique est en ce moment un domaine très sollicité dans l’industrie pétrolière,

vu les besoins en caractérisation des réservoirs qui ne cessent d’augmenter d’année en année ;

et ce pour l’évaluation des réserves en hydrocarbures.

Grâce à ce développement les recherches dans ce domaine sont plus poussées et visent

une plus large population de techniques plus précises les unes que les autres ; ainsi c’est

devenu une partie intégrante du savoir faire des ingénieurs géologues et de production.

II. NOTION DE GEOSTATISTIQUE

La géostatistique étudie les problèmes posés par des variables mesurées dans la nature

telles que l’épaisseur d’une couche géologique, densité de végétation, pluviométrie….etc.

On distingue ces variables par leur caractère aléatoire ou bien régionalisé, dans le premier

cas nous aurons à faire à un caractère aléatoire, du par exemple à un phénomène physique sous

jacent très complexe, par contre dans le second cas les caractères des données ne sont pas

entièrement indépendants de leur localisation.

Suite aux travaux de recherches sur l’estimation des teneurs dans les mines d’or sud

africaines ; la géostatistique a connu un véritable bond en avant. MATHERON, G. 1985, à

l’école des mines de Paris, a développé le côté théorie et formalisme de la géostatistique ;

ainsi cette science a vu le jour dans différents domaines y compris dans le domaine pétrolier.

Page 135: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

115

III. METHODE GEOSTATISTIQUE :

Soient trois localisations X0, X1 et X2 que l’on promène dans le gisement, on mesure la

teneur en chacun de ces points.

X1……………………. X0………………………………………………………… X2

La teneur au point X1 devrait ressembler plus (en moyenne) à celle observée en X0 qu’à

celle en observée à X2.

On a peut être intérêt, à utiliser l’information contenue en X1 et X2 pour fournir un

meilleur estimé de X0 que si l’on utilisait que X1.

Notion de continuité de la minéralisation : Implicitement toutes les méthodes

d’estimation reposent sur ce concept plus ou moins défini, en géostatistique on cherche à

quantifier cette continuité préalablement à tout calcul effectué sur le gisement.

Soient deux point x et x+h séparés d’une distance h :

x x+h

- La teneur en x est une variable aléatoire Z (x)

- La teneur en x+h est une variable aléatoire, Z(x+h)

La différence entre les deux valeurs prises par ces deux variables aléatoires est :

Z (x) - Z(x+h) c’est également une variable aléatoire dont on peut calculer la variance.

Cette variance devrait être plus petite lorsque les points sont rapprochés et vice-versa.

La géostatistique compte sur un formalisme probabiliste qui fait intervenir le concept de

fonction aléatoire. Si on se basait sur la définition de la variable aléatoire qui est une famille de

valeurs numériques auxquelles est associée à chacune une probabilité, on peut dire qu’une

fonction aléatoire est une famille de fonctions complexes dont lesquelles sont associées des

probabilités.

Page 136: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

116

En d’autre terme, une fonction aléatoire apparaît comme un ensemble de variables

aléatoires, elle est définie en chaque point Xi du réservoir R.

Z(x) = {Z (xi), Xi, Xi R}

Les variables aléatoires Z (xi) sont corrélées entres elles.

Cette corrélation dépend à la fois du vecteur h séparant deux points Xi et Xi + h et de la

variable considérée.

Le résultat d’un tirage au sort est une fonction t(x) (où x est la position dans l’espace) de

la famille, qu’on appelle réalisation de la fonction aléatoire.

Dans l’étude d’une variable régionalisée ; qu’on ne connaît que par le positionnement de

quelques points dans l’espace (puits), la géostatistique considère que cette variable suit une

fonction de l’espace t(x) et que t(x) est une réalisation particulière d’une fonction aléatoire

T(x), le problème concret de la cartographie de t(x) se ramène ainsi à l’étude des propriétés de

T(x).

L’étude de T(x) suppose l’acceptation de l’hypothèse de stationnarité ; qui veut dire :

T(x) est homogène dans l’espace, c'est-à-dire qu’on peut considérer les données numériques

connues t(x1), t(x2),……t (xn) comme autant de réalisations non indépendantes d’une même

variable aléatoire T(x0), cette hypothèse permet donc l’interférence statistique de certains

éléments de la loi de probabilité de T(x).

En géostatistique linéaire, les éléments utilisés pour caractériser T(x) sont :

La loi de probabilité de la variable aléatoire T(x0) ; estimée grâce à l’histogramme

empirique des données.

Le variogramme (espérance mathématique des variables continues) de la fonction

aléatoire T(x) définie par :

2γ (h) = [Z (X) – Z(X+h)] ².

Ce variogramme n’est pas utilisable dans la répartition des paramètres géologiques car

celles-ci possèdent des valeurs X discontinues ce qui nous pousse à utiliser la forme discrète

d’un variogramme appelé aussi semivariogramme.

Page 137: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

117

Il existe deux types de semivariogrammes, vertical et horizontal, déterminés par la

formule suivante :

N (h)

2γ (h) = [1 / N (h)] * Σ [Z (X i) - Z (X i+h)] ².

i =1

Où :

- Z (Xi) est la mesure des données à la position X i ; i =1, 2,3…...n (n ; indique le nombre

de mesures)

- N (h) donne le nombre des emplacements de données séparées par un vecteur de

distance h ou nombre de paires.

Chaque phénomène géologique possède un variogramme qui lui est propre ainsi :

Un gisement d’or : présentera un variogramme erratique avec un fort effet pépite et

une faible portée.

Un gisement de cuivre porphyrique : montrera un variogramme linéaire à l’origine

avec faible effet de pépite et une grande portée.

Un gisement sédimentaire de fer : présentera une portée plus grande parallèlement à la

stratification.

La topographie pourra présenter un variogramme très continu avec absence d’effet de

pépite.

Il est à noter que :

L’effet de pépite : est une discontinuité à l’origine du variogramme, il peut représenter

des erreurs d’analyse, de réelles microstructures ou / et des structures d’une certaine

taille détectées par un échantillonnage insuffisant.

La porté : est la zone d’influence d’un échantillon Z(x), elle n’est pas toujours la même

dans toutes les directions dans l’espace, cela nous mène à définir des structure isotropes

et anisotropes de la variabilité.

En géologie les modèles les plus courants sont (fig 57) :

Effet de pépite

Puissance (cas particulier linéaire)

Page 138: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

118

Sphérique

Gaussien

Exponentiel

Figure 57 : Différents types de porté

Effet linéaire

0 100 200

g (h)

h 0 100 200

g (h)

h

200

100

0 0 100 200

h

0 100 200

h

200

100

0

200

100

0

0 100 200

g (h)

g(h)

h

Sphérique Gaussien

Exponentiel

Effet pépite

200

100

0

0

200

100

0

0

g (h)

200

100

0

Page 139: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

119

III.1) SEMI-VARIOGRAMME VERTICAL : (Fig 58)

Ce graphe est représenté par deux axes :

L’axe des X ; il correspondant aux valeurs de h (intervalle des valeurs à la verticale)

L’axe des Y ; il représente les différentes valeurs de γ et correspondant aux différentes

valeurs de h (distance par exemple) (Fig.58).

Il est à noter que ce variogramme utilise toutes les données de tous les puits pour établir

la meilleure corrélation verticale possible.

III-2) SEMI-VARIOGRAMME HORIZONTAL : (Fig 59)

Ce variogramme est réalisé suivant des directions bien définies, celui-ci utilise toutes les

données de tous les puits de la même direction.

Sur l’axe des X, on a les valeurs de (h) (différentes distances entre les puits selon un même

axe), l’axe des Y représente les différentes valeurs de γ.

Grâce à ces variogrammes horizontaux, on peut déterminer la meilleure direction de

corrélation, ce qui correspond à la même direction que le semi variogramme possédant la plus

grande portée. Cette corrélation est traduite par une ellipse de recherche possédant deux axes

R max et R min.

III-3) ELLIPSE DE RECHERCHE :

Les deux semi variogrammes nous permettent de réaliser deux ellipses de recherche,

l’une de recherche sur un plan verticale et l’autre recherche sur un plan horizontal.

Ces ellipses possèdent deux rayons R max et R min, conditionnés par la portée des semi-

variogrammes.

La portée est la distance à partir de laquelle la croissance des semi variogrammes se

stabilise, au-delà de cette distance, les deux valeurs X et (X+h) ne sont plus corrélables.

Les deux ellipses de recherches possèdent le même rayon max qui est déterminé à partir

des semi-variogrammes horizontaux (le semi-variogramme ayant plus de portée).

Par contre les rayons mini sont instaurés de façon différente : celui de l’ellipse de recherche

Page 140: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

120

vertical est établi grâce à la portée de semi-varaiogramme vertical, tandis que la valeur du

rayon minimale de l’ellipse de recherche horizontal correspond à la portée du semi-

variogramme horizontal établi selon une direction perpendiculaire à celle du semi-

variogramme ayant la plus grande portée.

L’orientation des deux ellipses de recherche sera déterminée selon la direction du semi

variogramme horizontal ayant la plus grande portée.

Parfois les résultats de la portée n’apparaissent pas sur les variogrammes horizontaux

mais le logiciel utilisé permet de continuer les calculs et de donner une valeur de portée.

La corrélation entre deux puits voisins se fait de façon parallèle à celle de la structure, d’où

l’inclinaison de l’ellipse de recherche. (Fig.60)

Le résultat des semi variogrammes (ellipses de recherche) sera utilisé par le logiciel pour

établir des cartes de la distribution des paramètres étudiés par méthode de krigeage.

Un variogramme est défini comme étant la variation d’une population par son classement

aérien et vertical dans l’espace et / ou dans le temps.

L’analyse structurale c'est-à-dire la caractérisation de structure de variabilité spatiale des

grandeurs considérées K, Φ est la première étape indispensable à toute étude géostatistique,

c’est le variogramme 2γ qui est chargé de résumer de façon quantifiée toute l’information

structurale sur le phénomène considéré puis d’injecter cette information dans les divers

processus d’évaluation des réserves et des ressources.

Le variogramme, outil de base de la géostatistique, caractérise certains traits structuraux

de la variable régionalisée t(x) :

* le comportement de γ pour h caractérise le degré de régularité de la variable.

* γ est fonction de la longueur et de l’orientation du vecteur h, donc reflète la longueur

caractéristique appelée portée et l’anisotropie du phénomène.

Ce formalisme est utilisé en géostatistique pétrolière pour deux objectifs différents mais

complémentaires :

- L’estimation locale.

- La simulation.

Page 141: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

121

L’utilisation de ces approches nécessite une analyse très rigoureuses des données afin de

choisir le model le plus adéquat et d’estimer empiriquement les paramètres de ce model.

III-4) APPLICATION DE L’ESTIMATION LOCALE EN CARACTERISATION DES

RESERVOIRS :

L’objectif de l’estimation locale est d’utiliser les données existants avec la précision la

plus avancée, et ce pour pouvoir prévoir la variable en un point ; grâce à un maillage spécial

sur lequel la distribution des points dans l’espace est effectuée ; l’estimation nous permet de

cartographier la variable sous forme d’une interpolation.

En géostatistique linéaire ; l’estimateur utilisé est appelé krigeage.

Le krigeage est une méthode géostatistique permettant de trouver une suite logique aux

valeurs des paramètres du puits étudié en utilisant l’ellipse de recherche établie par la

variographie. Autrement dit le krigeage est un estimateur de valeurs présentes dans une surface

limitée, et basées sur les données préexistantes sur ce plan.

Le krigeage permet de retrouver les valeurs manquantes qui sont placées selon les

mailles. Ainsi, il nous permet de tenir compte de la structure du phénomène, et de la proximité

des données au point à estimer.

Différents type de krigeage existent selon l’existence d’une moyenne connue (simple),

inconnue (ordinaire), d’une « dérive » de forme connue (dévie externe, krigeage universel).

Le krigeage est utilisé pour cartographier les paramètres géométriques (épaisseur ou

sommet du réservoir) ou pétrophysiques (porosité) du réservoir, en respectant les valeurs

connues aux puits.

La forme matricielle du krigeage peut être résumée suivant la formule :

Va = Ʃ (Vi * λi) Où :

Va : la valeur recherchée du paramètre étudié en un point (a) dans une maille donnée.

Vi : la valeur présente sur l’un des puits avoisinants.

λi : pondérateur de la distance h, cette distance sépare les deux points (a et i).

Page 142: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

122

En tant qu’estimateur le krigeage ne

produit pas les caractéristiques de la

variable (histogramme, variogramme).

En tant qu’estimateur, le krigeage ne produit pas les caractéristiques de la variable

(histogramme, variogramme).

En ce sens, il fournit une image lissée et simplifiée du phénomène étudié.

D’autre part, il ne permet pas directement de quantifier l’incertitude sur ce phénomène,

d’ou l’intérêt de recourir à une autre approche, qui est la simulation, pour traiter les problèmes

de modélisation des hétérogénéités et de quantification des incertitudes.

III-5) APPLICATION DE LA SIMULATION EN CARACTERISATION DES

RESERVOIRS (SIMULATION CONDITIONNELLE) :

La simulation a pour but non de prévoir une valeur numérique précise en un point, mais

de donner une information d’ordre statistique : valeur médiane, fluctuant,…sur le phénomène.

La simulation consiste à générer par des algorithmes adéquats des réalisations multiples

de la fonction aléatoire T(x).

Par construction, ces réalisations sont toutes équiprobables et possèdent les mêmes

caractéristiques statistiques que la réalité t (x), contrairement au krigeage ou il n’y a pas d’effet

de lissage.

En outre, chaque réalisation peut être post-traitée pour calculer par exemple une valeur

d’accumulation ou de réserve. Répété sur un grand nombre de réalisation, ce processus permet

de quantifier l’incertitude sur la valeur calculée (en supposant le choix du modèle de T (x)

fait).

La théorie du krigeage

Distance h

Valeur de recherche

Puits existants

Ellipse de recherche

(Résultat des variogrammes)

La théorie du krigeage

Page 143: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

123

La simulation répond donc en même temps aux besoins de modélisation du phénomène et

de quantification de l’incertitude (incertitude d’extrapolation aux zones non échantillonnées).

D’un point de vue formel, la simulation est fondée sur des propriétés fondamentales du

krigeage en ce qui concerne l’estimation de l’incertitude locale sur la variable.

Il faut noter que la géostatistique linéaire fondée sur le variogramme, n’est pas le seul

outil utilisé en modélisation des réservoirs. On peut citer une utilisation croissante des

simulations de processus de points (simulation objet dans lesquelles à chaque faciès est

associée une forme en une position) et des simulations par optimisation stochastique

(algorithme de recuit simule, permettant de combiner des contraintes complexes).

Figure 58 : Modèle de calcul pour les variogrammes verticaux

(Sonatrach / Division Production – Rapport interne – 2000)

Page 144: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

124

Figure 59 : Résultat des variogrammes horizontaux

(Sonatrach / Division Production – Rapport interne – 2000)

Figure 60 : Prélèvement des données

(Sonatrach / Division Production – Rapport interne – 2000)

Page 145: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

125

IV. APPLICATION DU GRID STAT POUR LA MODELISATION DE LA

ZONE D’ETUDE:

IV.1) INTRODUCTION

Le « Grid-Stat » est un logiciel de description géostatistique qui utilise des logs

digitalisés, des données de carottes des paramètres considérés et aussi des données sismiques.

« Grid-Stat » peut réaliser des cartes, des variogrammes, des profils et aussi des

modèles en trois dimensions. Ce logiciel a été développé par Texaco en 1990 et commercialisé

en 1995.

L’inconvénient de ce dernier est que sa capacité ne peut introduire tout le champ Sud de

Hassi Messaoud (Secteur d’étude) car la dimension du secteur d’étude est très grande, pour

cette raison nous avons choisi la zone 1B où nous disposant de 65 puits pour étudier la

distribution des paramètres considérés en trois dimensions.

Le Grid-Stat nous permet au cours d’une modélisation de faire :

Etude variogarphique des paramètres (porosités, perméabilité et saturation en huile).

Réaliser des cartes, modèles en 3D avec les différents paramètres du réservoir

(porosité, perméabilité et saturation en huile) ou de production (diagraphie, test de

puits)

Chercher les zones favorables pour l’implantation de nouveaux puits (Short Radius).

Optimisation des opérations de production (stimulation, perforation) et des schémas

d’injection de gaz et d’eau (Fig.61).

IV.2) METHODOLOGIE :

La distribution des paramètres pétrophysiques dans la zone 1B est réalisée avec la

démarche suivante :

IV.2.1) Variogramme des paramètres pétrophysiques :

Variogramme verticale.

Variogramme horizontale.

Page 146: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

126

Ellipse de recherche de l’anisotropie.

IV.2.2) Variogramme des paramètres par le Krigeage ordinaire :

Modèle en 3D.

Etablissement des cartes.

Etablissement des profils.

Fig

ure

61

: M

od

élis

atio

n d

e la

zo

ne

1B

Page 147: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

127

IV.3) VARIOGRAPHIE DES PARAMETRES PETROPHYSIQUES :

A. La porosité :

Résultat de la variographie (Fig.62) :

Les résultats obtenus à partir des variogrammes verticaux et horizontaux sont représentés dans

le tableau ci-dessous :

Tableau n° 3 : Résultat de la variographie de la porosité

R max 1600 m

Rmax / Rmin 2,85

R max / Rvérticale 13

Modèle théorique 0,2 fractal

Orientation Nord Est / Sud Ouest

Nous remarquons une bonne corrélation de la porosité dans la direction Nord Est - Sud

Ouest avec un azimut de 52°.

Analyse statistique :

a) Drain D5 (Fig 63-64-66) :

L’histogramme de répartition de la porosité du drain D5 réalisé avec 5367

échantillons est de forme gaussienne unimodale.

Il montre une variation de la porosité de 0 à 14 %.

La valeur moyenne de la porosité est de 5,97 %.

La carte en Isoporosité du drain D5 montre une alternance de faible et moyenne

porosité du Nord Ouest vers le Sud Est avec des valeurs qui ne dépassent pas les

9% (MD354 et MD375).

Page 148: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

128

b) Drain D4 (Fig.63-64-67) :

L’histogramme de répartition de la porosité du drain D4 (fig 20) réalisé avec

5323 échantillons est de forme gaussienne unimodale.

Il montre une variation de la porosité de 0 à 13 %.

La valeur moyenne de la porosité est de 6,7 %.

La carte en Isoporosité du drain D4 montre la même tendance de la porosité que

le drain D5 mais avec des valeurs plus importantes qui atteignent les 10% au

niveau du puits MD354 qui se trouve au Nord Est de la structure

c) Drain D3 (Fig 63-64-68) :

L’histogramme de répartition de la porosité du drain D3 (fig 20) réalisé avec

1534 échantillons est de forme gaussienne unimodale.

Il montre une variation de la porosité de 0 à 19 %.

La valeur moyenne de la porosité est de 7,5 %.

La carte en Isoporosité du drain D3 montre de moyennes valeurs de la porosité,

elles varient entre 6% et 10% et atteignent les 12% au niveau du puits MD354

qui se trouve au Nord Est de la structure.

d) Drain D2 (Fig.63-64-69) :

L’histogramme de répartition de la porosité du drain D2 (fig 20) réalisé avec

1524 échantillons est de forme gaussienne unimodale.

Il montre une variation de la porosité de 0 à 18 %.

La valeur moyenne de la porosité est de 7,4 %.

La carte en Isoporosité du drain D2 montre la même tendance de la porosité que

Le drain précédent (D3) sauf qu’au Sud de la faille Nord Est – Sud Ouest les

porosités diminuent et atteignent les 5%.

e) Drain ID (Fig.63-64-70) :

L’histrogramme de répartition de la porosité du drain ID (fig 20) réalisé avec

1345 échantillons est de forme gaussienne unimodale.

Il montre une variation de la porosité de 0 à 14 %.

Page 149: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

129

La valeur moyenne de la porosité est de 8 %.

La carte en Isoporosité du drain ID montre une tendance Nord Est – Sud Ouest et

deux zones préférables ou la porosité est supérieure à 10% :

1- La zone située au Nord Ouest de la structure aux environ des puits : MD326,

MD297et MD 145 (10%).

2- La zone située au Sud Est de la structure aux environ des puits : MD354,

MD277et MD 72 (12%).

NB : Le peu de données pour le drain D1 rend les cartes en Isoporosité, en

Isoperméabilité et en Isosaturation en huile moins représentatives vu le nombre

insuffisant des puits qui ont traversé ce drain.

Coupe du changement latéral de la porosité :

a) Coupe n°1 de diection Ouest-Est (Fig.72) :

La coupe de direction Ouest-Est passe par 7 puits. Elle indique une structure monoclinale

avec un pendage vers l’Est. Les meilleures valeurs de la porosité sont enregistrées à l’Ouest

(MD337 : Puits fermé) dans le drain ID et à l’Est (MD354) dans tout les drains ou elles

atteignent les 12%.

b) Coupe n°2 de direction – Nord Ouest-Sud Est (Fig.74) :

La coupe de direction Nord Ouest-Sud Est passe par 9 puits. Elle indique une structure

monoclinale avec un pendage vers le Nord Ouest. Les meilleures valeurs de la porosité sont

enregistrées au Nord Ouest (MD326 : Puits fermé) dans le drain ID ou elles atteignent les

12%.

c) Coupe n° 3 de direction – Nord Est-Sud Ouest (Fig.76) :

La coupe de direction Nord Ouest-Sud Est passe par 7 puits. Elle indique une structure

monoclinale avec un pendage vers le Sud Ouest. Sur cette coupe on remarque une tendance de

Page 150: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

130

la bonne porosité vers le Nord Est de la structure aux niveaux de tous les drains (Porosité>9%).

Dans le drain ID, la porosité varie entre 7 et 10% aux niveaux de tous les puits.

d) Coupe n° 4 de direction – Nord-Sud (Fig.78) :

La coupe de direction Nord-Sud passe par 4 puits. Elle indique une structure

compartimentée en deux blocs : un bloc Nord soulevé et un bloc Sud abaissé.

Les meilleures valeurs de la porosité sont enregistrées dans le bloc soulevé au niveau

du puits MD375, elles varient entre 8 et 12% le long de tout le réservoir.

Page 151: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

131

Figure 62 : Variographie de la porosité

Page 152: Hmd bassin

ChapitreV: Analyse géostatistique et modélisation

132

Figure 63 : Histogramme de la porosité

Figure 64 : Moyenne de la porosité par drains

Page 153: Hmd bassin

ChapitreV: Analyse géostatistique et modélisation

133

Figure 66 : Carte en isoporosité du D5 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud

Figure 67 : Carte en isoporosité du D4 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud

Page 154: Hmd bassin

ChapitreV: Analyse géostatistique et modélisation

134

Figure 68 : Carte en isoporosité du D3 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud

Figure 69 : Carte en isoporosité du D2 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud

Page 155: Hmd bassin

ChapitreV: Analyse géostatistique et modélisation

135

Figure 70 : Carte en isoporosité du ID - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud

Page 156: Hmd bassin

ChapitreV: Analyse géostatistique et modélisation

136

Figure 71 : Carte d’orientation du profil n°1

Figure 72: Profil de porosité à travers les puits MD337, MD276, MD257, MD310,

MD170, MD321et MD354 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud

Ouest Est

Page 157: Hmd bassin

ChapitreV: Analyse géostatistique et modélisation

137

Figure 73 : Carte d’orientation du profil n°2

Figure 74 : Profil de porosité à travers les puits MD334, MD326, MD276, MD477,

MD237, MD420, MD242, MD346 et MD277 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud

SE NW

Page 158: Hmd bassin

ChapitreV: Analyse géostatistique et modélisation

138

Figure 75 : Carte d’orientation du profil n°3

Figure 76 : Profil de porosité à travers les puits MD347, MD271, MD482, MD237,

MD422, MD310 et MD145 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud

NE

SW

Page 159: Hmd bassin

ChapitreV: Analyse géostatistique et modélisation

139

Figure 77 : Carte d’orientation du profil n°4

Figure 78 : Profil de porosité à travers les puits MD330, MD277, MD375 et MD404

Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud

NORD SUD

MD330

MD277

MD375

MD404

Page 160: Hmd bassin

ChapitreV: Analyse géostatistique et modélisation

140

Figure 65 : Modèle en 3D de la porosité

Page 161: Hmd bassin

ChapitreV: Analyse géostatistique et modélisation

141

Interprétation des résultats obtenus par le Krigeage :

Sur le plan tridimensionnel, on a réalisé des modèles de porosité, de perméabilité et de

saturation en huile.

Sur le plan bidimensionnel, on a réalisé des cartes de répartition des paramètres

considérés pour chaque niveau réservoir et des profils suivant différentes directions.

La Porosité :

Modèle 3D (Fig 65).

o La porosité présente une bonne corrélation dans la direction Nord Est-Sud Ouest

avec un azimut de 52°.

o Elle suit une loi gaussienne unimodale et présente une distribution homogène.

o Aux niveaux de tous les drains étudiés, les valeurs de porosité sont plus ou moins

faibles à moyennes, elles oscillent entre 5,97% et 8%.

o Le changement brusque des valeurs de porosité peut s’expliquer par les phénomènes

de cimentation, de recristallisation (diminution de la porosité) et de dissolution

(augmentation de la porosité)

o Les valeurs élevées de la porosité dans chaque drain se trouvent dans le bloc Nord

soulevé au Nord Est et au Sud Ouest de celui-ci. Ceci est confirmé sur les coupes

N° 2 et N°3

o La classification des drains du point de vue porosité est la suivante :

ID (8%), D3 (7,5%), D2 (7,4%), D4 (6,7%) et D5 (5,97%).

Page 162: Hmd bassin

ChapitreV: Analyse géostatistique et modélisation

142

B. La perméabilité :

Résultat de la variographie (Fig.79) :

Les résultats obtenus à partir des variogrammes verticaux et horizontaux sont représentés dans

le tableau ci-dessous.

Tableau n°4 : Résultat de la variographie de la perméabilité

R max 1200 m

Rmax / Rmin 2,85

R max / Rvérticale 16

Modèle théorique 0,2 fractal

Orientation Nord Est / Sud Ouest

Nous remarquons une bonne corrélation de la porosité dans la direction Nord Est- Sud

Ouest avec un azimut de 52°.

Analyse statistique :

a) Drain D5 (Fig.80-85-87) :

L’histogramme de répartition de la perméabilité du drain D5 réalisé avec 5267

échantillons est de forme gaussienne plurimodale.

Il montre une variation de la perméabilité de 0,01 à 500 md.

La valeur moyenne de la perméabilité est de 2,5 md.

La carte en Isoperméabilité du drain D5 montre de faibles valeurs de

perméabilités ce qui confirme la présence des niveaux argileux, elles sont

presque nulles au Sud Est, au centre et au Nord Ouest. La valeur maximale est

enregistrée au Nord Est au niveau du puits MD364 (K=4md).

b) Drain D4 (Fig.81-85-88) :

L’histogramme de répartition de la perméabilité du drain D4 réalisé avec 5223

échantillons est de forme gaussienne plurimodale.

Il montre une variation de la perméabilité de 0,01 à 200 md.

La valeur moyenne de la perméabilité est de 7 md.

Page 163: Hmd bassin

ChapitreV: Analyse géostatistique et modélisation

143

La carte en Isoperméabilité du drain D4 montre une diminution de la

perméabilité de l’Ouest vers l’Est. Celle-ci atteint les 32 md au niveau du puits

MD475.

c) Drain D3 (Fig.81-85-89)) :

L’histogramme de répartition de la perméabilité du drain D3 réalisé avec 1534

échantillons est de forme gaussienne plurimodale.

Il montre une variation de la perméabilité de 0,01 à 60 md.

La valeur moyenne de la perméabilité est de 3 md.

La carte en Isoperméabilité du drain D3 montre de faibles valeurs de

perméabilité ce qui confirme la présence des niveaux argilo-silteux.

Sur cette carte, il existe 4 secteurs où la perméabilité excède le 1md :

- Le 1er

secteur près des puits MD72, MD343et MD375.

- Le 2ème

secteur près des puits MD306, MD327et MD319.

- Le 3ème

secteur près des puits MD310, MD422, MD477, MD294, MD371 et

MD269.

- Le 4ème

secteur près des puits MD326, MD337et MD297.

d) Drain D2 (Fig.83-85-90) :

L’histogramme de répartition de la perméabilité du drain D2 (fig 20) réalisé avec

1524 échantillons est de forme gaussienne plurimodale.

Il montre une variation de la perméabilité de 0,01 à 90 md.

La valeur moyenne de la perméabilité est de 6 md.

La carte en Isoperméabilité du drain D2 montre de faibles valeurs de

perméabilité, celles-ci augmentent en allant vers l’Est ou elles atteignent les 4md

aux niveaux des puits : MD343, MD354, MD364 et MD72.

e) Drain ID (Fig.84-85-91) :

L’histogramme de répartition de la perméabilité du drain ID (fig 20) réalisé avec

2214 échantillons est de forme gaussienne plurimodale.

Il montre une variation de la perméabilité de 0,01 à 1300 md.

La valeur moyenne de la perméabilité est de 25 md.

Page 164: Hmd bassin

ChapitreV: Analyse géostatistique et modélisation

144

La carte en Isoperméabilité du drain ID montre de faibles perméabilités, il existe

trois secteurs où la perméabilité excède les 4 md :

- Le premier secteur près des puits MD 343 et MD364

- Le deuxième secteur près des puits MD306 et MD475

- Le troisième secteur près du puits MD315

La valeur minimale est enregistrée à l’Est aux niveaux des puits MD374b,

MD328 et MD389.

Coupe du changement latéral de la perméabilité :

a) Coupe n° 1 de direction – Ouest-Est (Fig.93) :

La coupe de direction Ouest Est passe par 8 puits. Elle indique une structure

monoclinale avec un pendage vers l’Est.

Sur cette coupe, nous pouvons distinguer les drains présentant les meilleures

perméabilités et les puits qui en bénéficient, ainsi il apparaît la tendance de la bonne

perméabilité vers l’Est et l’Ouest de la structure dans les drains : D4, D2 et ID.

b) Coupe n° 2 de direction – Nord-Sud (Fig.95) :

La coupe de direction Nord-Sud passe par 6 puits. Elle indique une structure

compartimentée en deux blocs : un bloc Nord soulevé et un bloc Sud abaissé.

C’est le bloc soulevé qui présente les meilleures valeurs de la perméabilité, celles-ci

atteignent les 8 md au nord de la structure dans le drain ID au niveau du puits MD70.

c) Coupe n° 3 de direction–Nord Ouest-Sud Est (Fig.97) :

La coupe de direction Nord Ouest Sud Est passe par 9 puits. Elle indique une structure

compartimentée en deux blocs : un bloc Nord soulevé et un bloc Sud abaissé.

Les meilleures valeurs de la perméabilité sont enregistrées dans le bloc soulevé au niveau

du puits MD475 (Drain D4) et entre les deux puits MD276 et MD294 (Puits sec) dans les

drains D4 et D2.

Page 165: Hmd bassin

ChapitreV: Analyse géostatistique et modélisation

145

d) Coupe n° 4 de direction –Nord Est-Sud Ouest (Fig.99) :

La coupe de direction Nord Est-Sud Ouest passe par 10 puits. Elle indique une structure

monoclinale avec un pendage vers le Sud Ouest.

Sur cette coupe, on remarque la tendance de la bonne perméabilité aux niveaux de tous

les puits dans le drain D4.

Page 166: Hmd bassin

ChapitreV: Analyse géostatistique et modélisation

146

Figure 79: Variographie de la perméabilité

Page 167: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

147

Distribution des fréquences relatives de la perméabilité

Distribution des fréquences cumulées de la perméabilité

Figure 80 : Distribution de la perméabilité dans le drain D5

Page 168: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

148

Distribution des fréquences relatives de la perméabilité

Distribution des fréquences cumulées de la perméabilité

Figure 81 : Distribution de la perméabilité dans le drain D4

Page 169: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

149

Distribution des fréquences relatives de la perméabilité

Distribution des fréquences cumulées de la perméabilité

Figure 82 : Distribution de la perméabilité dans le drain D3

Page 170: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

150

Distribution des fréquences relatives de la perméabilité

Distribution des fréquences cumulées de la perméabilité

Figure 83 : Distribution de la perméabilité dans le drain D2

Page 171: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

151

Distribution des fréquences relatives de la perméabilité

Figure 84 : Distribution de la perméabilité dans le drain ID

Figure 85 : Moyenne de la perméabilité par drains

Page 172: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

152

Fi

gu

re

87

:

Ca

rte

en

iso

per

abi

lité du D5- Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud

Figure 88 : Carte en isoperméabilité du D4 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud

Page 173: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

153

Fi

gu

re

89

:

Ca

rte

en

iso

per

abi

lité du D3- Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud

Figure 90 : Carte en isoperméabilité du D2- Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud

Page 174: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

154

Figure 91 : Carte en isoperméabilité du ID- Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud

Page 175: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

155

Figure 92 : Carte d’orientation du profil n°5

Figure 93 : Profil de perméabilité à travers les puits MD326, MD276, MD257, MD310,

MD214, MD170, MD321 et MD354 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud

Est Ouest

Page 176: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

156

Figure 94 : Carte d’orientation du profil n°6

Figure 95 : Profil de perméabilité à travers les puits MD330, MD277, MD20, MD199,

MD170 et MD214 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud

NORD SUD

Page 177: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

157

Figure 96 : Carte d’orientation du profil n°7

Figure 97 : Profil de perméabilité à travers les puits MD334, MD326, MD276,

MD294, MD482, MD252, MD475, MD299 et MD330 - Bloc 1B du champ de Hassi

Messaoud

SE NW

Page 178: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

158

Figure 98 : Carte d’orientation du profil n°8

Figure 99 : Profil de perméabilité à travers les puits MD347, MD271, MD252, MD420,

MD249 MD417, MD404, MD321, MD374B et MD52 - Bloc 1B du champ de Hassi

Messaoud

NE SW

Page 179: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

159

Figure 86 : Modèle en 3D de la perméabilité

Page 180: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

160

La Perméabilité :

Modèle 3D (Fig.86)

o La perméabilité présente une bonne corrélation dans la direction Nord

Est-Sud Ouest avec un azimut de 52°.

o Elle suit une loi gaussienne plurimodale, présente une distribution

hétérogène et résulte essentiellement de la fissuration.

o Aux niveaux de tous les drains étudiés, les valeurs de la perméabilité

sont plus ou moins faibles, elles oscillent entre 2,5md et 7md.

o Les meilleures valeurs de perméabilité sont enregistrées dans le bloc

Nord soulevé au niveau du drain D4 sur toute la structure et aux

niveaux des drains D2 et ID à l’Est de la structure. Ceci est confirmé

sur les coupes du changement latérales de la perméabilité.

o La classification des drains du point de vue perméabilité est la

suivante :

D4 (7md), D2 (6md), ID (3,5md – Présence des niveaux Silteux), D3

(3md-Présence des niveaux Argilo-Silteux) et D5 (2,5md - Présence

des niveaux Argileux) (Fig.86).

Corrélation entre la porosité et la perméabilité (Fig. 100, 101, 102, 103,

104) :

Les cartes de corrélation entre la porosité et la perméabilité des drains D5, D4,

D3, D2 et ID montre une faible corrélation

Les coefficients de corrélation sont faibles (< 0,19), ceci montre à quel point

cette zone est complexe et hétérogène, avec distribution incontrôlable et

difficile à interpréter.

Page 181: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

161

Figure 100 : Corrélation entre la porosité et la perméabilité du D5

Figure 101 : Corrélation entre la porosité et la perméabilité du D4

Page 182: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

162

Figure 102 : Corrélation entre la porosité et la perméabilité du D3

Figure 103 : Corrélation entre la porosité et la perméabilité du D2

Page 183: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

163

Figure 104 : Corrélation entre la porosité et la perméabilité du ID

Page 184: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

164

C. La saturation en huile :

Résultat de la variographie (Fig.105) :

Les résultats obtenus à partir des variogrammes verticaux et horizontaux sont

représentés dans le tableau ci-dessous :

Tableau n°5 : Résultat de la variographie de la saturation en huile

R max 218080 m

Rmax / Rmin 2,68

R max / Rvérticale 264

Modèle théorique 0,2 fractal

Orientation Nord Sud

Nous remarquons une bonne corrélation de la saturation dans la direction Nord-

Sud avec un azimut de 0°.

Analyse statistique :

Interprétation des cartes en Isosaturation en huile :

a)Drain D5 (Fig.107) :

La carte en Isosaturation en huile du drain D5 montre de bonnes valeurs

de saturation en huile au niveau de toute la structure, elles varient de 50%

(MD297) au Nord Ouest à 90% (MD343, MD375, MD495 et MD420) au

centre de la structure.

b) Drain D4 (Fig.108) :

La carte en Isosaturation en huile du drain D4 montre de meilleures

valeurs de saturation en huile (So=70-100%).

Page 185: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

165

Les valeurs maximales atteignent les 100% aux niveaux des puits : MD417,

MD495 et MD249 (Situés au centre de la structure).

c) Drain D3 (Fig.109) :

La carte en Isosaturation en huile du drain D3 montre une diminution

de la saturation en huile, de l’Est (100%) vers l’Ouest (10%).

Ceci peut s’expliquer par le rapprochement du plan d’eau qui est situé à

environ -3360 m.

d) Drain D2(Fig.110) :

La carte en Isosaturation en huile du drain D2 montre la même

tendance que la carte précédente

Les valeurs maximales atteignent les 100% à l’Est aux niveaux des puits

MD72, MD343 et MD354

e) Drain ID (Fig.111) :

La carte en Isosaturation en huile du drain ID montre la même

tendance que la carte précédente :

- Sur le bloc soulevé : On remarque une diminution de la saturation

en huile de l’Est vers l’Ouest (90-0%).

- Sur le bloc affaissé : Les valeurs de saturations en huile sont

presque nulles.

Coupe du changement latéral de la saturation en huile :

a) Coupe n°1 de diection – Nord-Sud (Fig.113) :

La coupe de direction Nord-Sud passe par 6 puits. Elle indique une structure

monoclinale. Les meilleures saturations sont enregistrées dans le drain D4, elles

atteignent les 100% au centre de la structure aux niveaux des puits MD221 (Puits

fermé), MD249, MD242 et MD299.

Page 186: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

166

b) Coupe n°2 de direction – Nord-Sud (Fig.115) :

La coupe de direction Nord-Sud passe par 6 puits. Elle indique une structure

compartimentée en deux blocs ; un bloc Nord soulevé et un bloc Sud abaissé.

Le bloc soulevé présente les meilleures saturations en huile, celles-ci atteignent les

100% aux niveaux des puits fermés : MD52, MD364 et MD72 dans les drains D4 et

D2. Dans le bloc affaissé, la saturation atteint les 90% au niveau du puits fermé MD83

dans les drains D4 et ID.

c) Coupe n°3 de direction – Ouest-Est (Fig.117) :

La coupe de direction Ouest Est passe par 5 puits. Elle indique une structure

monoclinale avec un pendage vers l’Est.

Les meilleures saturations sont enregistrées à l’Est de la structure au niveau du puits

MD404 le long de tout le réservoir, elles atteignent les 100% à l’Est, au centre et à

l’Ouest de la structure.

d) Coupe n°4 de direction – Sud Ouest- Nord Est (Fig.119) :

La coupe de direction Ouest Est passe par 8 puits. Elle indique une structure

monoclinale avec un pendage vers le Sud Ouest.

Sur cette coupe, on remarque la bonne tendance de la saturation en huile vers le Sud-

Est de la structure. Le drain D4 présente les meilleures valeurs de saturation en huile

(So=90-100%) aux niveaux de tous les puits.

e) Coupe n°4 de direction – Ouest- Est (Fig.121) :

La coupe de direction Ouest-Est passe par 7 puits. Elle indique une structure

monoclinale avec un pendage vers l’Est.

Sur cette coupe, on remarque la bonne tendance de la saturation en huile vers l’Est de

la structure. Le puits fermé MD252 présente des saturations en huile assez élevées,

celles-ci atteignent les 100% dans le drain D4.

Page 187: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

167

Figure 105: Variographie de la saturation en Hydrocarbure

Page 188: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

168

Figure 107 : Carte en isosaturation en hydrocarbures au toit du D5

Bloc 1 B du champ de Hassi Messaoud

Figure 108 : Carte en isosaturation en hydrocarbures au toit du D4

Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud

Erodé

OMN873

Page 189: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

169

Figure 109 : Carte en isosaturation en hydrocarbures au toit du D3

Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud

Figure 110 : Carte en isosaturation en hydrocarbures au toit du D2

Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud

Page 190: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

170

Figure 111 : Carte en isosaturation en hydrocarbures au toit du ID

Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud

Page 191: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

171

Figure 112 : Carte d’orientation du profil n°9

Figure 113 : Profil de saturation en huile à travers les puits MD145, MD221, MD249,

MD242, MD299 et MD309 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud

SUD NORD

Page 192: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

172

Figure 114 : Carte d’orientation du profil n°10

Figure 115 : Profil de saturation en huile à travers les puits MD52, MD364, MD354,

MD72, MD83 et MD328 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud

SUD NORD

Page 193: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

173

Figure 116 : Carte d’orientation du profil n°11

Figure 117 : Profil de saturation en huile à travers les puits MD337, MD477, MD422,

MD221 et MD404 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud

Est Ouest

Page 194: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

174

Figure 118 : Carte d’orientation du profil n°12

Figure 119 : Profil de saturation en huile à travers les puits MD327, MD306, MD475,

MD224, MD249, MD417, MD511 et MD170 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud

NE SW

Page 195: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

175

Figure 120 : Carte d’orientation du profil n°13

Figure 121 : Profil de saturation en huile à travers les puits MD371, MD271, MD252,

MD475, MD242, MD346 et MD277 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud

Est Ouest

Page 196: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

176

Figure 106 : Modèle en 3D de la saturation en hydrocarbure

Page 197: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

177

La saturation en huile :

Modèle 3D (Fig.106)

o La saturation en huile présente une bonne corrélation dans la direction

Nord Sud avec un azimut de 0°.

o Elle monte un pourcentage élevé dans la zone d’étude

o La saturation en huile varie entre :

50-100% : Dans le drain D5

70-100% : Dans le drain D4

10-80% : Dans le drain D3

00-100% : Dans le drain D2

00-90% : Dans le drain ID

o Les valeurs minimales de la saturation en huile sont enregistrées :

- A l’Ouest de la structure dans le bloc Nord soulevé où le pendage

devient plus fort (en se rapprochant du plan d’eau : -3365m).

- Au Sud Est de la structure sur le bloc affaissé

Page 198: Hmd bassin

Chapitre V Analyse géostatistique et modélisation

178

Conclusion

La porosité et la perméabilité présentent une bonne corrélation dans la

même direction Nord Est - Sud Ouest avec un azimut de 52°.

Les valeurs de porosité et de perméabilité dans les différents drains

étudiés sont généralement faibles, elles sont plus ou moins hétérogènes.

La diminution des valeurs de la perméabilité nous indique la présence des

niveaux silteux, des niveaux argilo-silteux et des niveaux argileux qui

sont répartis d’une façon aléatoire.

La variation brusque de la porosité et de la perméabilité et la corrélation

entre ces deux paramètres nous confirme la complexité et l’hétérogénéité

du champ de Hassi Messaoud et surtout de la zone étudiée.

Les drains D2 et D4 se trouvant sur le bloc Nord soulevé présentent les

meilleures caractéristiques pétrophysiques.

La saturation en huile présente une bonne corrélation dans la direction

Nord -Sud avec un azimut de 0%.

Elle montre des pourcentages élevés, ce qui laisse à déduire que la zone

étudiée est à réservoir potentiellement riche.

Page 199: Hmd bassin

CHAPITRE VI

Exemple d’application du Short

Radius à la zone 1B

Page 200: Hmd bassin

Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B

179

I . EVALUATION DES PUITS EN SHORT RADIUS DANS LA

ZONE 1B :

Dans la zone 1B, on compte cinq (5) puits repris en Short Radius (MD41, MD52,

MD294, MD404 et MD309) (fig.122) et six (6) puits candidats en Short Radius

(MD364, MD374b, MD310, MD327, MD277 et MD72) (fig.123).

La plus grande partie de ces puits, sont à l’origine secs ou à très faible débit.

Les résultats obtenus sont résumés dans les tableaux n°

Figure 122 : Puits repris en Short Radius (zone 1B)

Figure 123 : Puits candidat en Short Radius (zone 1B)

Page 201: Hmd bassin

Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B

180

Tableau n° 6 : Puits repris en Short Radius – Zone 1B

Puits

Drain repris

Date du

forage

Prof

atteinte

(m)

X(UTM) Y(UTM) Zt(m) Remarques

MD41

(D4) 01.07.1960 3465 796 363,00 128 709,00 181

- Très faible producteur :

0,5m3/h,

-Peu de RA (Surtout D4)

-Réservoir médiocre

MD52

(D2) 28.02.1961 3446 798 497,57 126 596,92 147

-Presque sec

-Très fracturé (Brèche très

importantes, pas de rejet évident)

MD294

(D4) 14.11.1978 3495 792 849,48 124 050, 34 150

-Bon producteur

-Bon réservoir en base D5 et D4

(Quelques fissures ouvertes)

MD309

(D4) 16.02.1979 3484 794 999,68 120 552,15 161

-Sec (Puits isolé)

-Réservoir médiocre à nul,

Très peu fracturé

MD404

(D4) 22.08.1986 3487 796 800,34 124 349,06 149

-Sec

-Réservoir très médiocre à nul

-Très fracturé

(Brèche en D3, microfailles en

D5)

Tableau n° 7 : Puits candidats en Short Radius – Zone 1B

Puits Date du

forage

Prof

atteinte

(m)

X(UTM) Y(UTM) Zt(m) Remarques

MD364 02.11.1982 3453 799 111,01 125 419,75 146 - Producteur médiocre

MD374b 12.11.1984 3478 798 000,64 125 680,14 147

-Considéré sec

-Très faible IP

-Réservoir très dégradé, médiocre à

nul sur toute la hauteur

MD310 22.06.1979 3478 794 600,26 125 249,80 158 -Sec (IP : 0,047)

-Réservoir très médiocre D5 à D3

MD327 18.04.1980 3486 792 800,00 120 600,50 150

- Producteur médiocre, fermé

-Fracture avec pyrite, aspect de

brèche à 3460m

-Réservoir moyen (Base du D4)

MD277 12.04.1978 3450 796 500,10 121 900,63 154 -Sec

-Réservoir médiocre

MD72 08.11.1962 3488 799 681 127 274 179

-Faible producteur

-Réservoir dégradé

-Réservoir peu fracturé.

Page 202: Hmd bassin

Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B

181

1. Md 364 :

Tableau n° 8 : Drains et azimut choisis pour le puits Md 364

Puits Surface du

drain Drain choisi Azimut TVP

MD364 400 000 m D5 jusqu’à D2 307°N 400 m

720 000 m D5 175°N 550 m

Historique du puits :

21.10.1982:

PG = 388, 45 Kg /cm2, Qh =9, 90 m

3/h

02.05.1983:

PG = 382, 71 Kg /cm2,

Qh =11, 80 m3/h

24.10.1992 : Qh =7,2 m3 en trois (3) heures, Qe = 200 l/h

02.012001 : Qh =2,37 m3

Situation : Fermé en 1996

2. Md 374b :

Tableau n° 9 : Drains et azimut choisis pour le puits Md 374b

Puits Surface du

drain Drain choisi Azimut TVP

MD374b

490 000 m D4 jusqu’à D2 130°N 575 m

630 000 m

D5 et la moitié

de la base du

D2

298°N 550 m

Situation : Fermé à 1900 m

Page 203: Hmd bassin

Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B

182

3. MD310 :

Tableau n° 10 : Drains et azimut choisis pour le puits Md 364

Puits Surface du

drain Drain choisi Azimut TVP

MD310 680 000 m D4 328°N 550 m

Historique du puits :

24.06.1979:

PF = 399 Kg /cm2

Production initiale : 5,90 m3/h

Ce puits a eu des problèmes dus aux dépôts de sel, il a été nettoyé (Acide)

avec succès

Situation : Fermé

4. MD327 :

Tableau n° 11 : Drains et azimut choisis pour le puits Md 327

Puits Surface du

drain Drain choisi Azimut TVP

MD364 580 000 m D4 228°N 600 m

Historique du puits :

06.06.1980:

Pt = 58, 50 Kg /cm2, IP =7, 87 m

3/d

K = 2,4 md

Situation : Fermé (Bloqué par les dépôts de sel)

Page 204: Hmd bassin

Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B

183

5. MD277 :

Tableau n° 12 : Drains et azimut choisis pour le puits Md 277

Puits Surface du

drain Drain choisi Azimut TVP

MD277 195 000 m D2 304°N 300 m

Historique du puits :

20.04.1978:

PG = 448 Kg /cm2, Qh =2, 60 m

3/h

Pt = 24, 80 Kg /cm2

25.11.1978 / 04.12.1978:

PG = 450, 80 Kg /cm2, IP = 0,009

Pt = 26, 75 Kg /cm2, Qh =1, 65 m

3/h, GOR = 105

Situation : Fermé (Bloqué par les dépôts d’asphaltènes)

Page 205: Hmd bassin

Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B

184

II. CHOIX DE L’AZIMUT POUR LE PUITS MD72 :

II.1) INTRODUCTION

L’un des puits qui pourra être repris en Short Radius est le puits MD72 se

trouvant dans notre secteur d’étude.

Le puits MD72 obéit aux conditions déjà citées auparavant (puits sec, situé loin

des puits injecteurs, dans une zone à faible GOR………).

Le choix du drain est basé sur une analyse des caractéristiques pétrophysiques

(porosité, perméabilité, volume d’argile et saturation en huile) déjà établie (chapitre 4 :

Carte, Profils résultant du Krigeage).

Le choix de l’Azimut est fonction d’un certain nombre de paramètres (porosité,

perméabilité, volume d’argile, saturation en huile, production, direction des contraintes

et argilosité).

II.2) HISTORIQUE DU PUITS MD72 :

Le puits MD72 est situé à l’Est de la zone 1B, c’est un puits fermé entouré par

plusieurs puits producteurs à faible GOR (MD375, MD343, MD354) (Fig.124,

125, 126 et 127)

Date du forage : 08-11-1962

X : 799 681 m

Y : 127 274 m

Zsol : 174 m

Ztable : 179 m

Complétion : 4’’1/2 LTC

Tests : Pf : 477.1 Kg/cm2, Pt : 129.05 Kg/cm

2, Production initial : 14.5 m

3/h,

IP : 0.138, HKp : 311, Skin : -0.36

Situation : Fermé

Page 206: Hmd bassin

Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B

185

Puits MD72

Figure 124 : Statut et situation du puits MD72

(Sonatrach / Division Production - Rapport interne / 2002)

Figure 125 : Variation du GOR dans la zone 1B

(Sonatrach / Division Production - Rapport interne / 2002)

Zone 1B

Zone 1B

Page 207: Hmd bassin

Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B

186

Figure 126 : Variation de la production d’Huile dans la zone 1B

(Sonatrach / Division Production - Rapport interne / 2002)

Figure 127 : Fiche technique du puits Md 72

(Sonatrach / Division Production - Rapport interne / 1962)

Zone 1B

Page 208: Hmd bassin

Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B

187

II.3) CRITERES DU CHOIX DU DRAIN POUR LE PUITS MD72 :

D’après notre étude géostatistique (chapitre 4), nous avons pu constater que le

drain D2 présente les meilleures caractéristiques pétrophysiques (perméabilité,

porosité et saturation en huile) au niveau du puits MD72.

II.4) CRITERES DU CHOIX DE L’AZIMUT POUR LE PUITS MD72 :

Statut d’implantation des puits voisins (Fig.124) :

L’Azimut est évalué à partir du Nord en tournant dans le sens des aiguilles d’une

montre de 0 à 360°.

Le statut d’implantation des puits voisins est très important pour le choix de

l’Azimut, où on tient compte de la présence d’un puits injecteur à côté du puits

candidat pour éviter le risque de récupérer le gaz injecté.

Avant de sélectionner un puits pour être repris en Short Radius, il faut toujours

s’assurer que les puits qui l’entourent sont des puits producteurs.

L’anisotropie (Fig.129) :

Le choix de l’Azimut est très important, il faut le choisir de telle façon à ce que le

drain soit bien orienté par rapport à l’anisotropie sur le plan horizontal : Kx – Ky.

Pour assurer un meilleur drainage, il est préférable d’orienter le drain

perpendiculairement à la direction de la perméabilité horizontale maximale.

Dans le cas du puits MD72, l’orientation de la perméabilité maximale est

parallèle aux réseaux de failles de direction Nord Est-Sud Ouest, elle varie entre 8 et

32 md.

Répartition de la porosité (Fig.133) :

Le choix de l’Azimut de la zone des meilleures porosités est très important

On remarque que la direction obtenue par l’étude du paramètre de perméabilité

est similaire à celle de l’étude de la porosité, c'est-à-dire : Nord Est-Sud Ouest.

Au niveau du puits MD72, la porosité dans le drain D2 atteint les 12%.

Page 209: Hmd bassin

Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B

188

Influence des contraintes (Fig.128 et 129) :

On n’utilise pas de tubage dans le Short Radius à Hassi Messaoud (le réservoir

reste en Open Hole), ce qui nous pousse à vérifier les contraintes In-Situ en vu d’éviter

la fermeture des puits.

Le champ de Hassi Messaoud est soumis théoriquement et régionalement à des

contraintes représentées par deux directions : Nord Est-Sud Ouest pour la contrainte

horizontale minimale &h min, et la direction Nord Ouest-Sud Est pour la contrainte

horizontale maximale &h max. Pour éviter la fermeture du puits, on doit choisir la

direction parallèle à la contrainte maximale c'est-à-dire : Nord Ouest-Sud Est.

La production (Fig.126) :

Le but principal du Short Radius étant d’augmenter la productivité. Il est évident

que le choix de la direction du drain doit se faire dans le sens des aires de la meilleure

productivité.

Pour le puits MD72 le choix la direction Nord Ouest-Sud Est est à maintenir

La saturation :

Ce paramètre est invariable tout autour du puits MD72 (la saturation en huile

varie entre 90 et 100%) ce qui rend le choix de l’Azimut aléatoire (toute direction

présente une stabilité dans la saturation).

L’argilosité :

La distribution de l’argilosité dans la zone 1B n’est pas importante, elle est non

homogène et répartie d’une façon aléatoire.

Page 210: Hmd bassin

Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B

189

Figure 128 : Carte en isoperméabilité du Cambrien R1 (Ri+Ra)

(Réseau de failles Nord Est-Sud Ouest)

Page 211: Hmd bassin

Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B

190

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Page 212: Hmd bassin

Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B

191

Figure 130 : Carte d’orientation du profil n°1

Figure 131 : Profil de perméabilité à travers les puits MD319, MD299, MD346,

MD375, MD72, MD 354, et MD364 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud

NE SO

Page 213: Hmd bassin

Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B

192

Figure 132 : Carte d’orientation du profil n°2

Figure 133 : Profil de porosité à travers les puits MD309, MD277, MD375,

MD343, MD72 et MD364 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud

NE SW

Page 214: Hmd bassin

Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B

193

Figure 134 : Carte d’orientation du profil n° 3

Figure 135 : Profil de saturation en huile à travers les puits MD321,

MD354 et MD72 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud.

NW SE

Page 215: Hmd bassin

Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B

194

Figure 136 : Carte d’orientation du profil n°4

Figure 137 : Profil de saturation en huile à travers les puits MD52-ND, MD364, MD354,

MD72, MD83-ND et MD328 - Bloc 1B du champ de Hassi Messaoud.

Nord Sud

Page 216: Hmd bassin

Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B

195

Figure 138 : Carte d’orientation du profil n° 5

Figure 139 : Profil de saturation en huile à travers les puits MD315, MD294,

MD237,MD495, MD417, MD199, MD343 et MD72 - Bloc 1B du champ de Hassi

Messaoud.

Ouest Est

Page 217: Hmd bassin

Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B

196

Figure 140 : Choix de l’azimut pour le puits MD72

Page 218: Hmd bassin

Chapitre VI Exemple d’application du Short Radius à la zone 1B

197

Conclusion :

Le puits MD72 est situé à l’Est de la zone 1B, il est structuralement haut donc

les risques de venues d’eau sont très réduits.

Après avoir établi l’étude géostatistique des paramètres perméabilité et porosité,

le meilleur drain qui présente les meilleures valeurs et le D2.

L’orientation de la perméabilité maximale est parallèle aux réseaux de failles de

direction Nord Est-Sud Ouest, elle varie entre 8 et 32 md.

La porosité au niveau du puits MD72, atteint les 12%.

La saturation en huile varie entre 80 et 100%.

Le contact Huile/Eau est situé à 70 m au dessous du drain D2.

Ainsi le puits MD72 peut être repris en Short Radius avec les paramètres

suivants :

Target : 3250-3255 m (Drain D2)

Azimut : N330°

VS : 500 m

Page 219: Hmd bassin

CONCLUSION GENERALE

198

CONCLUSION GENERALE

La reprise des puits en Short Radius est de nature à obtenir une augmentation

substantielle de la productivité des puits par un drainage optimal.

L’évaluation des programmes de Short Radius et des puits horizontaux à

Hassi Messaoud montre que :

Les Short Radius et les puits horizontaux sont tout deux complémentaires

et très utiles pour l’augmentation de la production, ils ont en moyenne les

mêmes débits mais les puits horizontaux sont plus coûteux (cinq fois plus)

que les Short Radius.

Les Short Radius sont très efficaces à Hassi Messaoud ; au début ils ont

été utilisés pour trouver les meilleures perméabilités. Cependant leurs

nouveaux objectifs permettent :

- de contrôler le gaz et l’eau.

- d’augmenter la productivité des puits qui sont dans les régions de

bonne perméabilité.

- d’améliorer les puits horizontaux.

Les modèles géologiques sont très efficaces pour les planifications des

Short Radius. Ils donnent des résultats consistants et suffisants et

augmentent la production lorsqu’ils sont suivis et appliqués.

L’application de l'analyse des tendances à permis :

de réaliser une estimation complexe des propriétés pétrophysiques ; du

réservoir naturel R1 (Ra+Ri) de la partie Sud du champ de Hassi

Messaoud ; grâce à la décomposition des composantes de la porosité, de

la perméabilité et de l’épaisseur utile en régionale et locale. Comme

résultats de calculs, les équations des Trends du I er

ordre ont permis de

déterminer que dans le plan régional les caractéristiques réservoir du

complexe R1 (Ra+Ri) s’améliorent vers le Nord et le Nord-Est avec la

même orientation que l’axe de la structure de Hassi Messaoud.

Page 220: Hmd bassin

CONCLUSION GENERALE

199

de déterminer une série de zones locales de productivité importante

caractérisées par de meilleures valeurs calculées de porosité, de

perméabilité et d’épaisseur utile. Partiellement, à l’Est du territoire on a

délimité une grande zone de première catégorie qui englobe les blocs

d’exploitation 17, 19 et une partie de la zone étudiée située entre ces deux

blocs considérés auparavant comme non productive. De plus, on a délimité

13 petites zones de première catégorie de productivité avec de bonnes

caractéristiques pétrophysiques, situées dans les parties centrales des blocs

d’exploitation et distribuées à travers tout le territoire de la partie Sud du

champ.

Ainsi, les résultats obtenus nous ont permis de mettre en évidence les

contours des zones à basses perméabilités et les utiliser pour préciser de

nouvelles frontières des blocs d’exploitation.

La modélisation des paramètres pétrophysiques de la zone 1B située dans la

partie Sud du champ de Hassi Messaoud, nous a permis de voir l’évolution des

paramètres considérés en chaque point dans le réservoir Cambrien.

Comme résultats de la modélisation, nous avons obtenu les modèles

suivants:

Un modèle de porosité (Ø).

Un modèle de perméabilité (K).

Un modèle de saturation en huile (So).

Ces trois modèles montrent l'importance de la zone 1B de la partie Sud de

notre région d'étude présentant les meilleures caractéristiques

pétrophysiques.

L'analyse des différentes coupes au niveau du modèle géologique confirme

l'importance de la partie structuralement haute de la zone 1B et avec plus

de précision les drains D2 et D4, qui présentent les meilleures qualités

réservoir.

Page 221: Hmd bassin

CONCLUSION GENERALE

200

L’évaluation des programmes en Short Radius à Hassi Messaoud, la

caractérisation et la modélisation du réservoir Cambrien dans la zone 1B, ont

permis :

la sélection du puits fermé (MD72) situé à l’Est de la zone 1B pour la

reprise en Short Radius.

le choix des drains à cibler et de la direction de l’azimut de forage pour ce

puits qui sont :

- Target : 3250-3255 m (Drain D2)

- Azimut : N330°

- VS : 500 m

Page 222: Hmd bassin

RECOMMANDATIONS

201

RECOMMANDATIONS

Les résultats obtenus nous ont permis de proposer les recommandations pratiques

suivantes :

Les recherches effectuées nous ont permis de mettre en évidence les

contours des zones à basses perméabilités et les utiliser pour préciser de

nouvelles frontières des blocs d’exploitation.

En concordance avec la délimitation de zones de première catégorie de

productivité nous proposons de revoir l’utilité d'un ensemble de puits

actuellement mauvais producteurs ou fermés (comme futur puits d’exploitation

ou d’injection) mais surtout ceux situés généralement à l’intérieur des

anomalies considérées comme étant de catégories II, III et IV sans oublier ceux

de la catégorie V et VI.

Utiliser le modèle géostatistique en 3D pour le planning des puits.

Faciliter et améliorer le programme de modèle géologique à Hassi

Messaoud par :

- De meilleur équipement.

- De meilleurs logiciels.

Cibler les drains de bonnes perméabilités après évaluation.

Forer avec un azimut Nord Est – Sud Ouest pour les puits situés dans les

trends à bonnes perméabilités.

Augmenter le nombre de Short Radius par an et diminuer le nombre de

forages horizontaux annuellement.

Forer des Short Radius aussi bien pour les puits secs que pour certains

puits faiblement producteurs.

Page 223: Hmd bassin

RECOMMANDATIONS

202

Bibliographie

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algérien. Edition Altamira Rotopress, Madrid. Espagne.

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