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Caractérisation des réservoirs compacts naturellement fracturés

Caractérisation des réservoirs compacts naturellement fracturés
Cas du réservoir F6-1 du dévonien inferieur des gisements Ledjmet Hassi
Messoud

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Caractérisation des réservoirs compacts naturellement fracturés

  1. 1. République Algérienne Démocratique et Populaire Ministère de l’Enseignement Supérieur et de la Recherche Scientifique Université des Sciences et de la Technologie Houari Boumediene Faculté des Sciences de la Terre, de la Géographie et de l’Aménagement du Territoire Mémoire du projet de fin d’études Pour l’obtention du diplôme De Master Spécialité : Réservoir Engineering Sujet Thème proposé par : ALNAFT Réalisé par : Encadré par : ABBAS Nassim Mr. BOUROUIS Seid (USTHB) DJAALAB Hamza ZELGHI Ferhat, Chef départ gisement (Sonatrach) Soutenu le : ……………………… Devant le jury composé de : ………………………… Président Mr S.BOUROUIS Rapporteur ………………………… Examinateur ………………………… Examinateur PROMOTION : 2016/2017 Caractérisation des réservoirs compacts naturellement fracturés Cas du réservoir F6-1 du dévonien inferieur des gisements Ledjmet Hassi Messoud
  2. 2. Page I Résumé : La prise de conscience du rôle des fractures naturelles sur la production et la récupération des hydrocarbures est devenue de plus en plus forte au sein de la communauté pétrolière. Les réservoirs naturellement fracturés de forte compacité représentent une classe spéciale des gisements pétroliers à cause de l'effet de la porosité et de la perméabilité des fractures. L’optimisation de l’exploitation des réserves des hydrocarbures nécessite une étude spécifique pour les réservoirs non conventionnels. Dans cette étude nous exploitons les données présentes et disponibles dans les champs de Ledjmet pour caractériser le réservoir F6-1. Les fractures naturelles de F6-1 situé au SE de Hassi Messaoud sont étudiées en exploitant les données de la sismique, des carottes de puits, des diagraphies, des essais de puits, et de la géomécanique. Notre étude montre que le réservoir F6-1 est une formation compacte naturellement fracturée et située dans le type 4 sur l’échelle des réservoirs naturellement fracturés. Abstract: The awareness of the role of natural fractures on hydrocarbons production and recovery has become increasingly strong within the oil industry. The naturally fractured tight reservoirs represent a special part of petroleum reservoirs due to the effect of fractures porosity and permeability. The production optimization of hydrocarbon reserves requires a specific study in compared to conventional reservoirs. Our study consists in exploiting to the maximum the available data in order to perform a better characterization this type of reservoirs. The natural fractures in the reservoir F6-1 of Ledjmet fields located in southeast of Hassi Massaoud are studied by using the seismic data, well cores, logs, well tests, and geomechanics. Our study affirm that the reservoir F6-1 is a tight naturally fractured formation situated in 4th type in the scale of naturally fractured reservoirs.
  3. 3. Page II SOMMAIRE INTRODUCTION :.............................................................................................................................1 CHAPITRE 1 : LES RESERVOIRS NATURELLEMENT FRACTURES..................................2 1.1. DEFINITIONS :..................................................................................................................................................... 2 1.1.1. Réservoirs : ................................................................................................................................................ 2 1.1.2. Réservoirs pétroliers :................................................................................................................................ 2 1.1.3. Les fractures : ............................................................................................................................................ 3 1.1.4. Les fissures : .............................................................................................................................................. 4 1.1.5. Les failles :................................................................................................................................................. 4 1.2. CARACTERISTIQUE PRINCIPALE DES RESERVOIRS NATURELLEMENT FRACTURES : ....................................... 4 1.3. CLASSIFICATION DES RESERVOIRS NATURELLEMENT FRACTURES :................................................................ 5 1.4. DIFFERENCE ENTRE LES FRACTURES INDUITES ET LES FRACTURES NATURELLES :........................................ 6 1.4.1. Fractures induites : ................................................................................................................................... 6 1.4.2. Fractures naturelles : ................................................................................................................................ 6 1.4.3. Indicateurs des fractures naturelles dans un réservoir :.......................................................................... 7 1.5. INFLUENCE DE LA FISSURATION NATURELLE SUR LA QUALITE DU RESERVOIR :............................................. 7 CHAPITRE 2 : CARACTERISATION DES RESERVOIRS NATURELLEMENT FRACTURES.......................................................................................................................................8 2.1. DETECTION DES FRACTURES NATURELLES DANS LES RESERVOIRS :................................................................ 8 2.2. CARACTERISATION DES RESERVOIRS NATURELLEMENT FRACTURES PAR LA SISMIQUE : .............................. 8 2.3. L’ENREGISTREMENT ET L’ANALYSE DE LA MICROSISMICITE INDUITE : .............................................................. 10 2.4. CARACTERISATION DES RESERVOIRS NATURELLEMENT FRACTURES PAR LA DESCRIPTION DES CAROTTES DES PUITS :..................................................................................................................................................................... 10 2.5. CARACTERISATION DES RESERVOIRS NATURELLEMENT FRACTURES PAR LES METHODES DIAGRAPHIQUES : 11 2.6. CARACTERISATION DES RESERVOIRS NATURELLEMENT FRACTURES PAR LES ESSAIS DES PUITS (WELL TESTING) :...................................................................................................................................................................... 11 2.6.1. Principe des essais des puits :.................................................................................................................. 11 2.6.2. Les équations fondamentales utilisées en essais des puits : ................................................................... 12 2.7. CARACTERISATION GEOMECANIQUE DES RESERVOIRS NATURELLEMENT FRACTURES :.............................. 13 2.7.1. Notions générales : .................................................................................................................................. 13 2.7.2. Paramètres mécaniques de la roche : ..................................................................................................... 14 2.7.3. Paramètres de résistance (ou de rupture) :............................................................................................. 15 2.7.4. Comment peut-on avoir les paramètres mécaniques d’une roche ? ...................................................... 16 2.7.5. Etat des contraintes dans les roches : ..................................................................................................... 18 2.7.6. Détermination de la direction des fractures naturelles :........................................................................ 18 2.8. L’IMPORTANCE DE LA DETECTION DES FRACTURES NATURELLES :............................................................... 19 CHAPITRE 3 : PRESENTATION DU CHAMP............................................................................21 3.1. SITUATION GEOGRAPHIQUE :........................................................................................................................... 21 3.2. HISTORIQUE DU CHAMP :................................................................................................................................. 22 3.3. PROJET DE DEVELOPPEMENT (BLOCK 405B) MLE-CAFC (PRODUCTION PREVUE DE GAZ, DE GPL (GAZ DE PETROLE LIQUEFIE), DE GAZ A CONDENSAT ET DE L'HUILE) :..................................................................................... 22 3.4. LES PRINCIPAUX RESERVOIRS DES CHAMPS MLE ET CAFC : ....................................................................... 22 3.5. LA SEQUENCE STRATIGRAPHIQUE DES GISEMENTS LEDJMET :...................................................................... 23 3.6. ASPECT LITHOLOGIQUE DE LA FORMATION F6-1 :......................................................................................... 24 3.7. APERÇU SEDIMENTOLOGIE ET PETROGRAPHIQUE DU RESERVOIR F6-1 :...................................................... 24 CHAPITRE 4 : PARTIE EXPERIMENTALE...............................................................................26 CARACTERISATION DU RESERVOIR F6-1..............................................................................26
  4. 4. Page III 4.1. DESCRIPTION DES CAROTTES : ........................................................................................................................ 26 4.1.1. Description et Interprétation visuelle des résultats des carottes : .......................................................... 26 4.1.2. Conclusion :............................................................................................................................................. 27 4.2. CARACTERISATION PETROPHYSIQUE :................................................................................................................ 27 4.2.1. Analyse des carottes :............................................................................................................................... 27 4.2.2. L’analyse des logs diagraphiques : ......................................................................................................... 27 4.3. CARACTERISATION GEOMECANIQUE : ............................................................................................................ 29 4.3.1. Détermination des propriétés mécaniques intrinsèques des roches formant F6-1 :.............................. 29 4.3.2. Etat des contraintes (analyse des breakouts) :........................................................................................ 34 4.4. CARACTERISATION DES FRACTURES NATURELLES PAR LA MICROSISMICITE INDUITE :............................... 36 4.5. CARACTERISATION DYNAMIQUE PAR LES ESSAIS DES PUITS :............................................................................. 38 4.5.1. Puits A-3 : ................................................................................................................................................ 38 4.5.2. Puits B-1 :................................................................................................................................................. 41 CONCLUSION ET PERSPECTIVES.............................................................................................44 REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES ........................................................................................46 ANNEXE............................................................................................................................................... I
  5. 5. Page IV Liste des figures Figure 1 : Schéma d'un réservoir pétrolier …………………………………………………………………………………….. 3 Figure 2 : Schéma du forage horizontal dans le cas d’un réservoir compact naturellement fracturé……………………………………………………………………………………………………………………………............... 4 Figure 3 : Structure faillée……………………………………………………………………………………………………………… 5 Figure 4 : Types des réservoirs naturellement fracturés (Nelson 2001)………… ……………………………… 7 Figure 5 : Mise en œuvre d’un profil sismique vertical…………………………………………………….……………. 9 Figure 6 : Fractionnement des ondes de cisaillement (Shear Wave Splitting)…………………............... 10 Figure 7 : Exemple des fractures verticales partiellement ouvertes dans une carotte du puits du réservoir F6-1(document sonatrach)……………………………………………………………………………………………. 11 Figure 8 : Principe d’un essai de puits………………………………………………………………………………………….. 12 Figure 9 : Courbe log-log pour le modèle de double porosité………………………………………………………. 13 Figure 10 : Courbe contrainte-déformation…………………………………………………………………..…………….. 14 Figure 11 :L’angle de frottement pour un tas des grains………………………………………………..……………. 16 Figure 12 : Test de compression triaxiale…………………………………………………………………..………………… 17 Figure 13 : Critère de Mohr-Coulomb………………………………………………………………………………............. 18 Figure 14 : Les contraintes principales…………………………………………………………………………………………. 19 Figure 15 : Figure représente d’une Coupe transversale traverse un Trou de forage……….............. 20 Figure 16 : Location géographique du champ Ledjmet (document sonatrach)…………………………….. 21 Figure 17 : Les principaux réservoirs des régions CAFC & MLE (document sonatrach)…………………. 23 Figure 18 : Le réservoir F6-1 du dévonien inferieur (document sonatrach)…………………..…………….. 24 Figure 19 : Schéma du modèle de déposition de F6-1(document sonatrach)…………..………………….. 25 Figure 20 : Fractures interférents le réservoir (F6-1) sous pression…………………………………..………... 26 Figure 21 : Carotte du puits D-1(document sonatrach)………………………………………..……………………… 29 Figure 22 : Les échantillons des carottes prélevés du puits D-1(document sonatrach)….…………….. 30 Figure 23 :L’échantillon 1 du puits D-1 à =5MPa (modifié de document sonatrach)……………… 30 Figure 24 : L’échantillon 2 du puits D-1 à =10MPa (modifié de document sonatrach)………….. 31 Figure 25 : L’échantillon 3 du puits D-1 à =30MPa (modifié de document sonatrach)…………… 31 Figure 26 : Les échantillons des carottes prélevés du puits D-1(document sonatrach)…………………. 31 Figure 27 : L’échantillon 1 du puits C-1 à =5 MPa (modifié de document sonatrach)……………. 32
  6. 6. Page V Figure 28 : L’échantillon 2 du puits C-1 à =10 MPa (modifié de document sonatrach)…………………………………………………………………………………………………………………………………… 32 Figure 29 : L’échantillon 3 du puits C-1 à =30MPa (modifié de document sonatrach)..………………………………………………………………………………………………………………………………… 32 Figure 30 : Critère Mohr-Coulomb puits C-1……………………………………………………………………………….. 33 Figure 31 : Figure illustre un modèle géomécanique 1D pour le réservoir F6-1……………................. 35 Figure 32 :L’orientation des breakouts……………………………………………………………………………………….. 36 Figure 33 : le positionnement des puits lors de l’opération de la microsismique………………………... 37 Figure 34 : L’opération de la fracturation hydraulique en 3D puits A-3…………………………................ 37 Figure 35 : Figure illustre la direction des fractures naturelles d’après la microsismique…............. 38 Figure 36 : Calage du model avec les données du test de puits A-3…………………………………………….. 39 Figure 37 : Calage du model avec les données du test de puits B-1…………………………………………….. 41 Figure 38 : Réponse aux fractures puits B-1….................................................................................. 42 Figure 39 : Le modèle d’écoulement pour un réservoir fracturé………………………………………………… 43 Figure 40 : L’opération de fracturation hydraulique et le well design pour la formation F6-1……… 45
  7. 7. Page VI Liste des tableaux Tableau 1 : Classification et répartition des réservoirs naturellement fracturés (Nelson 2001) ……… 6 Tableau 2 : L’effet des fractures naturelles sur la qualité du réservoir……………………………………………. 8 Tableau 3 : Module de Young et coefficient de Poisson pour quelques roches (document sonatrach) ………………………………………………………………………………………………………………………..…………. 15 Tableau 4 : La résistance à la compression simple en fonction la compaction des roches gréseuses (H. Brown 1981) …………………………………………………………………………….……………………………………………. 16 Tableau 5 :L’angle de frottement interne pour quelques roches (Peck 1974) …………………..…………. 16 Tableau 6 : Certaines valeurs de la cohésion en fonction de la lithologie (Minnesota Department of Transportation, Pavement Design, 2007 et NAVFAC Design 1986 ….…………………………………………... 16 Tableau 7 : La lithostratigraphie et chronostratigraphie de CAFC (modifié de document de sonatrach ……………………………………………………………………………………………………………………………………. 23 Tableau 8 : Les propriétés pétrophysiques de certains puits du réservoir F6-1 à partir de l’analyse des carottes ……..………………………….…………………………………………………………………………………………….. 27 Tableau 9 : Les propriétés pétrophysiques de certains puits du réservoir F6-1 à partir de l’analyse des logs diagraphiques ……….…………………………………………………………………….………………………………… 28 Tableau 10 : Les paramètres d’élasticité de certains puits du réservoir F6-1(document sonatrach) ………………………………………………………………………………………………………………………………….. 33 Tableau 11 : Les paramètres de résistance réservoir F6-1.puits C-1 ……….…………………………………… 34 Tableau 12 : Le modèle choisi en essai de puits pour le puits A-3 …………………………………………….…. 39 Tableau 13 : tableau de l’historique de pression (SBHP) : c’est la pression statique du trou de forage, LPT : long production test) ……………………………………………………………………….…………………………………. 40 Tableau 14 : Les propriétés dynamiques du réservoir F6-1 évaluées pour le puits A-3 ………………… 40 Tableau 15 : Les propriétés du réservoir F6-1 évaluées pour le puits B-3 ……..…………………………….. 42
  8. 8. Page VII Liste des symboles et des abréviations : La pression de test initial, Psi (Pound Square Inch). : La pression au fond du puits, Psi (Pound Square Inch). L : La longueur horizontale effective du puits, m (mètres). q : Le débit du fluide, /s /secondes). : Le facteur de volume d’huile, Bbl/STB (Barrels/Stock Tank Barels). μ : La viscosité, Cp(Centipoises). : La viscosité de l’huile, Cp(Centipoises). Φ : La porosité en : La porosité intermatricielle primaire en : La porosité-densité en : La porosité-neutron en : La porosité-sonique en : La porosité-densité évaluée en face du banc argileux le plus épais, le moins cavé et le plus proche du réservoir en : La porosité-neutron évaluée en face du banc argileux le plus épais, le moins cavé et le plus proche du réservoir en : La porosité-sonique évaluée en face du banc argileux le plus épais, le moins cavé et le plus proche du réservoir en : La porosité-densité en face du banc argileux le plus épais, le moins cavé et le plus proche du réservoir en : La porosité-densité corrigée de l’effet de l’argilosité en : La porosité-neutron corrigée de l’effet de l’argilosité en : La porosité secondaire ou porosité des fractures en : La porosité de la fracture en : La porosité totale en La valeur du gamma ray lue directement du log GR en face du banc étudié en (API). C’est la valeur minimale du gamma ray correspond au niveau qui est considéré comme propre (sable) en (API). La valeur maximale lue du gamma ray correspond au niveau qui est considéré comme argileux en (API). Kh : Le produit de la perméabilité de réservoir et son hauteur utile (net thikness), md.m (Milly darcy*mètres). : La perméabilité de la fracture, md (Milly darcy). : La perméabilité arithmétique, md (Milly darcy). : La perméabilité géométrique, md (Milly darcy). : La perméabilité harmonique, md (Milly darcy).
  9. 9. Page VIII : C’est la densité globale mesurée à partir des diagraphies de densité en( ⁄ ). : La densité de la matrice en( ⁄ ). : La densité du fluide en( ⁄ ). : Saturation en eau de formation en . : Facteur de la lithologie, coefficient de la nature de la roche m : Le facteur de cimentation n : L’exposant de saturation Résistivité de l’eau de formation en ( ). Résistivité de la formation en zone vierge (résistivité profonde) en ( ). : C’est le volume d’argile en . C’est la résistivité profonde du banc argileux, le moins cavé et plus proche du réservoir argiles en ( ) ( ). S : Le facteur de skin, sans dimension. : La compressibilité total, ( ). : Le rayon du puits, m (mètres). Α : La surface du bloc matriciel, ( ). t : Le temps, heurs. WBS : wellbore storage (l’effet de capacité de puits). : La demi-longueur de la fracture en m (mètres). TAGI : trias argilo gréseux inférieur. V : La vitesse apparente, m/s (mètres/secondes). V : Le volume du bloc matriciel en ( ). q : Le débit volumique, /s ( ). p : pression, atm(Atmosphère). : Pression des pores en Pascal. : La masse volumique, kg/ (kilogrammes/ ). R : Le rejet en m (mètres). : Le rejet horizontal en m (mètres). : Le rejet vertical en m (mètres). IP : L’index de productivité en ( /h/kg/ ) ( /heurs/kilogrammes/ ) PSV : Le profil sismique vertical. 3DPSV : Le profil sismique vertical 3D. S : L’onde de cisaillement. P : L’onde de compression-dilatation. X : La longueur du bloc matriciel en m (mètres). : La dérivée par rapport à x : La dérivée par rapport à t h : L’épaisseur utile (net thikness) de la formation en m (mètres). : Le coefficient d’échange ou coefficient d’interporosité
  10. 10. Page IX : Le rapport de capacité (storativity ratio). : La contrainte en Pa (Pascal). F : La force en N (Newton). S : La surface en ( ). : La déformation en Pa (Pascal). : La déformation en état élastique en Pa (Pascal). : La déformation en état plastique en Pa (Pascal). : La déformation en état cassante en Pa (Pascal). : La déformation radiale en Pa (Pascal). : La déformation axiale en Pa (Pascal). E : Le module de Young en GPa (Giga-pascal). : Le coefficient de poisson, sans dimension. : La longueur originale (initiale) du corps en m (mètres). : La longueur du corps après l’élongation en m (mètres). : La largeur originale (initiale) du corps en m (mètres). : La largeur du corps après l’élongation en m (mètres). UCS : La résistance à la compression simple en MPa (Méga-pascal). : L’angle de frottement interne en degrés. : La cohésion en MPa (Méga-pascal). : La contrainte de cisaillement en MPa (Méga-pascal). : La traction en Pa (Pascal). : La pente de la courbe contrainte déformation en état d’élasticité. : La contrainte axiale en Pa (Pascal). : La contrainte de confinement en Pa (Pascal). : La contrainte verticale en Pa (Pascal). : La contrainte horizontale maximale en Pa (Pascal). : La contrainte horizontale minimale en Pa (Pascal). MD: Measured Depth en m (mètres). TD : Total Depth en m (mètres). TVD : Total Vertical Depth en m (mètres). SS : Sandstone (grès). SH : Shale (argiles). SI : Silt (limon). DO : Dolomite. LM : Limestone (calcaires). SSL : Sub Sea Level (sous niveau de la mer). F6-1: Field (Champ) 6-1. F2-B: Field (Champ) 2-B. SBHP : Static BoreHole Pressure (pression statique du trou de forage), en Bar. LPT : Long Production Time en jours.
  11. 11. Page X Remerciements Nous remercions en premier lieu ALLAH, le tout puissant qui a éclairé notre chemin, et nous a donné le courage, la force et la patience pour achever ce travail. Nous remercions toute l’équipe de l’association de SH-FCP (Sonatrach-First Calgary Petroleums) pour leurs aide précieuse, à la tête : NEGGALA Nadhir, NOURI Dhiya eddine, SMAIL Fayçal, KANIT Noureddine, NOUARI Khaled, ZELGHI Ferhat, SULTANI Imad et ABBAS Abderrahime pour leur générosité, leur ouverture d’esprit et leurs enseignements, ainsi que tout le personnel du département gisement au sein de SH-FCP. Nous tenons également à remercier notre promoteur Mr BOUROUIS Seid d’avoir accepté de diriger ce travail avec beaucoup de patience, malgré ses lourdes charges, nous le remercions pour ses orientations et ses conseils qu’il nous a apporté durant ce travail. Nos remerciements vont également au président de jury et aux examinateurs pour nous avoir fait l’honneur de juger ce travail . Finalement, nos remerciements s’adressent à tous les enseignants rencontrés dans notre cursus.
  12. 12. Page XI Dédicaces Je dédie ce travail à toute ma famille, ainsi que tchina et pour tous ceux qui m’aiment. ABBAS Je dédie ce modeste travail à tous ceux qui portent le nom de DJAALAB à la tête ma simple famille, à tous mes amis sans mentionner leurs noms parce qu'ils sont au cœur ainsi qu’à tous ceux qui ont contribué de près ou de loin à ce mémoire. DJAALAB
  13. 13. Introduction Page 1 Introduction : Les énergies fossiles restent jusqu’à aujourd’hui la source d’énergie la plus utilisée dans le monde malgré les grands efforts faits pour les substituer par d’autres énergies. La demande sur cette matière ne cesse d’augmenter, alors que les découvertes de nouveaux champs pétroliers sont faibles. L’intérêt actuel est de mieux exploiter les réservoirs prouvés, surtout les réservoirs non- conventionnels qui donnent des perspectives prometteuses de point de vue production et qui restent actuellement peu exploités, bien qu’ils contiennent une partie significative des réserves mondiales en hydrocarbures. Les réservoirs naturellement fracturés forment une catégorie tout à fait particulière, car leur exploitation constitue un enjeu majeur pour les compagnies pétrolières. Ils se caractérisent généralement par une excellente productivité du pétrole et/ou du gaz. Leur étude est spécifique et complexe due à l’existence d’une porosité ou d’une perméabilité secondaires (l’existence de double porosité ou double perméabilité). Bien qu’ils soient considérés comme des grands gisements, mais du point de vue exploitation, ils sont classés parmi les plus difficiles au monde. Ceci est dû en premier lieu à la compaction des roches et à la présence des fractures naturelles. Les gisements naturellement fissurés sont des réservoirs matriciels initialement continus, c’est-à-dire ils sont composés des roches perméables. Cependant, sous l’effet des contraintes et des tassements tectoniques, les roches sont sujettes aux déformations et aux fissurations. Dans ce mémoire, nous allons essayer de répondre aux questions suivantes : - Quelles sont les caractéristiques des fractures naturelles ? - Quel est leur rôle dans l’exploitation des réservoirs naturellement fracturés ? - Est-ce que les fractures ont une influence sur l’exploitation et l’écoulement des fluides ? La réponse aux questions précédentes et l’exploitation des données disponibles nous permet d’atteindre les objectifs suivants :  Décrire les réservoirs naturellement fracturés,  évaluer leurs caractéristiques pétrophysiques et mécaniques,  identifier les paramètres affectant la production pétrolière. Notre manuscrit est organisé comme suit : le premier chapitre est consacré aux définitions des réservoirs naturellement fracturés, les méthodes caractérisant ces réservoirs sont présentés dans le chapitre deux, le troisième chapitre porte sur une présentation de la région d’étude et son contexte géologique, le chapitre quatre est réservé à un cas d’étude expérimentale et nous terminons par une conclusion générale et des perspectives.
  14. 14. Chapitre 1 : Les réservoirs naturellement fracturés Page 2 Chapitre 1 : Les réservoirs naturellement fracturés Les réservoirs naturellement fracturés représentent plus de 50% des réservoirs pétroliers et contribuent à une grande proportion dans la production pétrolifère et gazifière dans le monde (Tarek, 2010). 1.1. Définitions : 1.1.1. Réservoirs : Un réservoir est défini comme une roche ou une couche présentant une porosité et une perméabilité. 1.1.2. Réservoirs pétroliers : ce sont des formations rocheuses, poreuses et perméables, renfermant des accumulations naturelles, individuelles ou séparées d’hydrocarbures dont les contours sont limités par des barrières des roches imperméables (généralement des argiles) et souvent par une barrière aquifère, et qui sont caractérisées par un système de pression unique (D.PERRIN,1995) (figure1). Figure 1: Schéma d'un réservoir pétrolier (ce réservoir est une formation constitue des hydrocarbures limitée en haut par une couche imperméable et à la base par des aquifères) Parmi les réservoirs pétroliers, nous citons : - Réservoirs compacts (tight reservoirs) : sont des formations géologiques rocheuses ayant des faibles perméabilités et porosités due à l’enfouissement et l’accumulation des couches sédimentaires au cours des temps géologiques. Ils ont une compacité dont les hydrocarbures ne peuvent s’y mouvoir que très difficilement. L’exploitation des gisements compacts impose l’amélioration de la perméabilité des roches réservoirs ce qui nécessite des techniques spéciales comme les forages horizontaux, souvent en combinaison avec la fracturation hydraulique. Les méthodes de stimulation permettent d’obtenir des débits supérieurs à ceux des puits verticaux.
  15. 15. Chapitre 1 : Les réservoirs naturellement fracturés Page 3  Forage horizontal : c’est la déviation d'un puits le long d'une trajectoire à partir de la surface jusqu’à la cible qui est le réservoir. Cette technique devient de plus en plus un outil très important dans le développement des gisements d'hydrocarbures. La figure 2 montre le forage horizontal en cas des réservoirs compacts naturellement fracturés : Figure 2 : Schéma du forage horizontal dans le cas d’un réservoir compact naturellement fracturé.  Fracturation hydraulique : ce procédé est utilisé généralement pour les formations géologiques peu perméables. Nous injectons, sous très haute pression, un fluide destiné à fissurer et micro-fissurer la roche. Il peut être de l’eau, une boue ou un gel technique dont la viscosité a été ajustée. Cette fracturation peut être pratiquée à proximité de la surface, ou à grande profondeur (jusqu’à 4 km dans le cas de certains réservoirs non-conventionnels), et à partir des puits verticaux, inclinés ou horizontaux. Cela est fait pour empêcher que le réseau de fractures ne se referme pendant la chute de pression due à la mise en production. Le fluide est enrichi en agents de soutènement ’’proppants’’ qui peuvent être des poudres de matériaux durs, grains de sable tamisés ou des microbilles de céramique. - Réservoirs fracturés : constituent un type extrême des gisements hétérogènes comportant deux milieux contrastés, un milieu matriciel détenant la plus grande part des hydrocarbures en place et présentant une faible perméabilité, et un milieu fracturé représentant peu du volume des fluides en place et hautement conducteur. Les gisements fracturés sont caractérisés par la dualité matrice-fractures. Leur récupération possible peut varier du pire au meilleur et que beaucoup des champs fracturés n'auraient pas été produits sans l'existence des fractures en raison de la faible perméabilité de la matrice. 1.1.3. Les fractures : la signification du terme “fracture" varie d’un domaine à l’autre : En géologie : une fracture désigne une discontinuité (cassure) dans la roche due fréquemment à une rupture mécanique. Sa surface est souvent irrégulière. D’un point de vue mécanique, une fracture est une entité définie par deux surfaces à travers lesquelles une discontinuité de déplacement se produit. Chaque fracture peut être caractérisée par les attributs suivants : longueur, azimut, pendage, morphologie, ouverture et origine. L’obtention de ces propriétés aide à optimiser le plan de développement du réservoir naturellement fracturé.
  16. 16. Chapitre 1 : Les réservoirs naturellement fracturés Page 4 1.1.4. Les fissures : ce sont des discontinuités brutales apparaissant dans un matériau sous l'effet des contraintes internes ou externes où la matière est séparée sur une certaine surface. Elles représentent les fractures et les cassures de petites dimensions. 1.1.5. Les failles : elles sont des discontinuités ou des cassures des terrains selon lesquelles s’est produit un déplacement relatif des deux compartiments fracturés (Figure 3). Figure 3 : Structure faillée (avec : rejet : la gamme du déplacement relatif d’un compartiment par rapport à l’autre le long d’un plan de faille, miroir : la section du plan de faille ayant subi par frottement un polissage mécanique, toit : c’est la partie supérieure de la couche, mur : la partie inférieure de la couche). 1.2. Caractéristique principale des réservoirs naturellement fracturés : Les réservoirs naturellement fracturés sont appelés les doubles milieux (milieu matriciel et milieu fracturé). Cela est dû à la présence de double porosité ou double perméabilité. Dans le cas de double porosité, la présence de deux types distincts de milieux poreux(matrice et fractures) où les couches sont constituées par deux porosités, la porosité intergranulaire formée par les espaces des vides entre les grains de la matrice rocheuse, et la porosité secondaire créée par les espaces des vides formés par les fractures. Les fractures sont caractérisées généralement par une faible porosité, c’est pourquoi le stockage des hydrocarbures se fait dans les blocs matriciels. La mesure de cette porosité en laboratoire n’est pas une opération systématique comme la mesure de la porosité totale. Afin de calculer la porosité des fractures ou la porosité secondaire, on utilise la formule : = ).
  17. 17. Chapitre 1 : Les réservoirs naturellement fracturés Page 5 Dans le cas de double perméabilité, le réservoir est subdivise en deux blocs. Un bloc matriciel peu ou pas perméable et un bloc des fractures fortement perméable. C’est pourquoi les fluides circulent à travers les fractures. 1.3. Classification des réservoirs naturellement fracturés : Les réservoirs naturellement fracturés sont classés en fonction de la contribution des fractures dans la porosité et la perméabilité du réservoir en 4 types (Nelson 2001) : Types Problèmes Type1 : Les fractures fournissent toute la capacité de stockage en plus de la perméabilité. Des taux de déclin et des écoulements rapides et aussi des réserves limités L’intensité et la largeur des fractures très grandes. Type 2 : Les fractures fournissent une perméabilité essentielle pour le réservoir (la matrice a une perméabilité négligeable, mais contient tous les fluides). Isolation des hydrocarbures par l’interaction matrice-fractures Un contraste de perméabilité pour matrice- fractures Type 3 : la matrice a une très bonne perméabilité(Les fractures mènent à un débit d’écoulement plus grand). Une mauvaise estimation de la surface de drainage (non-connaissance du système des fractures) Les réservoirs isolés sont souvent interconnectés Le system des fractures a une bonne connectivité Type 4 : les fractures sont remplies des minéraux créant des barrières de migration. Ces formations sont anisotropies et souvent non-productives. Contradiction entre Les prévisions de l’écoulement et la performance du réservoir Très grands facteurs de skin. Tableau 1: Classification et répartition des réservoirs naturellement fracturés (Nelson 2001). La figure 4 montre les positions relatives de ces 4 types en fonction des pourcentages de la porosité et de la perméabilité de l’espace :
  18. 18. Chapitre 1 : Les réservoirs naturellement fracturés Page 6 Figure 4: Types des réservoirs naturellement fracturés (Nelson 2001) avec : I : type1, II : type 2, III : type 3, IV : type 4. Le tableau 1 et la figure 4 montrent une représentation des types des réservoirs naturellement fracturés. Les avantages de cette représentation sont : - La détermination des paramètres du système des fractures, - la possibilité du passage d’un type à un autre. Comme par exemple du type 4 (la perméabilité des fractures s’avère être plus faible que celle de la matrice environnante dans ce cas où les fractures sont des barrières) au type 1 (la perméabilité des fractures est plus forte que celle de la matrice dans ce cas où les fractures sont conductrices) par la fracturation hydraulique. 1.4. Différence entre les fractures induites et les fractures naturelles : 1.4.1. Fractures induites : Les fractures induites sont des fractures artificielles liées à des contraintes qui se produisent au cours du forage et du carottage. Elles peuvent être créées par plusieurs phénomènes : - L'influence de la pression hydrostatique des fluides de forage qui est supérieure à celle de la formation, - l'écart entre la température du fond et la température de surface (boue froide), - le train de tige et la vitesse de rotation. 1.4.2. Fractures naturelles : Contrairement aux fractures induites, les fractures naturelles contiennent des traces des colmatants vues en carottes. Elles sont des cassures se produisent ou causées par :
  19. 19. Chapitre 1 : Les réservoirs naturellement fracturés Page 7 - Les évènements tectoniques (compression-tension) au cours des temps géologiques, - les déformations cassantes au niveau des couches sédimentaires, - les processus de compaction-diagenèse, notamment de suppression des fluides. 1.4.3. Indicateurs des fractures naturelles dans un réservoir : Il existe plusieurs indices qui nous renseignent sur l’existence des fractures naturelles dans un réservoir, soit dans la phase de forage d’un puits, soit au cours de production : - L’augmentation importante de la productivité des puits après l’opération de stimulation artificielle par l’injection des eaux est une forte indication d’une formation naturellement fracturée, - le fort indice de productivité est un indicateur de puits fracturé naturellement (Saidi, 1987), - le comportement de double porosité dans les essais de puits et l’obtention d’une perméabilité supérieure à celle des carottes des puits (Thompson.2006), - la perte des fluides en circulation, - l’augmentation du taux de pénétration de l’outil au cours du forage, - l’apparition des fractures naturelles dans les carottes et dans les logs d’imagerie, - la polarisation des ondes de cisaillement dans le profil sismique vertical. 1.5. Influence de la fissuration naturelle sur la qualité du réservoir : Les fractures naturelles ont un impact considérable au sein d’un réservoir. Elles présentent en général les apports positifs et négatifs suivants : Influences positives Influences négatives -L’augmentation de la porosité effective grâce aux fissures, -l’amélioration de la perméabilité et la circulation des fluides, -la bonne connectivité entre les pores intergranulaires, -l’augmentation de la capacité du stockage, -la fertilité des réservoirs fracturés, -les fractures supportent des hauts débits, -elles peuvent augmenter la tortuosité du champ et améliorer son efficacité. -L’influence sur les qualités pétrophysiques. -la circulation d’eau riche en minéraux qui colmate les pores, -la dismigration des hydrocarbures aux autres formations, -les pertes des fluides de forage au cours de circulation, -l’effet défavorable des failles et des fractures sur la production du champ, -les fractures diminuent la possibilité de circulation des fluides (barrières), -les fractures parfois diminuant la circulation des hydrocarbures. Tableau 2 : L’effet des fractures naturelles sur la qualité du réservoir.
  20. 20. Chapitre 2 : Caractérisation des réservoirs naturellement fracturés Page 8 Chapitre 2 : Caractérisation des réservoirs naturellement fracturés La caractérisation des réservoirs naturellement fracturés représente une des disciplines nécessaires pour comprendre leurs mécanismes physiques. Les fractures naturelles sont évidemment un paramètre très important dans l’évolution d’un réservoir, car elles ont effet direct sur la qualité de ce dernier en termes de production. 2.1. Détection des fractures naturelles dans les réservoirs : La détection des fractures naturelles reste une étape très complexe malgré les progrès enregistrés avec les nouvelles technologies. Pour pouvoir donner une bonne description de ces fractures, nous disposons d’un certain nombre des techniques : la sismique, l’analyse des carottes, les diagraphies, les études dynamiques des essais de puits… 2.2. Caractérisation des réservoirs naturellement fracturés par la sismique : La sismique est une technique de géophysique qui sert à créer une bonne couverture du terrain en visualisant ses différentes structures. Parmi les méthodes sismiques qui servent à détecter les fractures, il y a la sismique des puits ou plus précisément le profil sismique vertical 3D (3DVSP). Cette technique nécessite une source sismique située en surface et des hydrophones ancrés successivement à différentes cotes en profondeur. La source à une position fixe généralement à l'aplomb des hydrophones quelle que soit leur profondeur (Jean. L. Mari, 2000), figure 5. Figure 5: Le profil PSV 3D avec : la figure (b) est une mise en œuvre d’un profil sismique vertical et la figure (a) c’est le résultat de cette mise en œuvre (J.L. Mari, 2000). L'évaluation de l'anisotropie horizontale due à la présence des fractures naturelles à l'intérieur du réservoir est réalisée à l'aide du fractionnement des ondes de cisaillement ’’Shear Wave Splitting’’ comme représenté sur la figure 6.
  21. 21. Chapitre 2 : Caractérisation des réservoirs naturellement fracturés Page 9 Figure 6: Fractionnement des ondes de cisaillement (Shear Wave Splitting) avec : P : c’est l’onde de compression qui se propage parallèlement à la direction de propagation des particules. S : c’est l’onde de cisaillement qui se propage perpendiculairement à la direction de propagation des particules (une onde P incidente va convertir en onde S. Cette dernière se divise en deux ondes de cisaillement, l’une rapide suivant la direction des fractures et l’autre lente perpendiculaire aux fractures) (document Sonatrach-ENI). Une onde de compression P incidente convertie à une onde de cisaillement S sur une roche anisotrope fracturée naturellement. Cette onde S se divise en deux ondes de cisaillement polarisées qui se déplacent à des vitesses différentes, l'une rapide dans la même direction des fractures, tandis que l’autre est lente perpendiculaire aux plans des fractures. Les méthodes sismiques présentent les avantages et les inconvénients suivants :  Avantages :  La sismique des puits aide à La détection des failles et l’orientation des fractures,  le déplacement des ondes S dans le PSV3D donne la direction des fractures et permet la prévision des zones compactes,  l’analyse des vitesses sismiques assure une image structurale et lithologique de la sub-surface en indiquant les zones fracturées à forte perméabilité.  Inconvénients :  La méthode sismique est peu efficace surtout en cas des structures verticales,  l’interprétation des données sismiques est dans la plupart des cas très délicate.  La méthode sismique est peu efficace surtout en cas des structures verticales,  l’interprétation des données sismiques est dans la plupart des cas très délicate.
  22. 22. Chapitre 2 : Caractérisation des réservoirs naturellement fracturés Page 10 2.3. L’enregistrement et l’analyse de la microsismicité induite : C’est une application utile qui permet d’identifier la direction des fractures naturelles. Les mesures de la microsismicité induite sont réalisées pendant l’injection du fluide pour des procédés de récupération secondaire ou pour stimuler la zone et augmenter la perméabilité des fractures. La roche, qui réagit aux tensions et contraintes liées aux changements de pression et aux mouvements dans le réservoir, génère un signal mesurable dû à la rupture des discontinuités pré-existantes. Ce signal traité en termes d’évènements microsismiques est alors utilisé pour cartographier la croissance du réseau des fractures naturelles in situ fournissant une estimation de sa forme géométrique. La précision des mesures de la microsismicité induite dépend beaucoup de la qualité du dispositif employé (capteurs en surface ou au fond du puits, distance des puits d’observation.) et de la qualité du modèle de vitesse ainsi que la connaissance de ses propriétés mécaniques. 2.4. Caractérisation des réservoirs naturellement fracturés par la description des carottes des puits : L’évaluation et la description des attributs des fractures naturelles est une étape très nécessaire pour caractériser les réservoirs pétroliers. Parmi les méthodes les plus utilisées nous citons la technique de l’analyse des carottes, car elle est basée sur l’analyse visuelle. Elle permet d’évaluer les paramètres pétrophysiques et mécaniques des fractures naturelles. Figure 7: Exemple des fractures verticales partiellement ouvertes dans une carotte d’un forage du réservoir F6-1 (document sonatrach). La figure 7 est un exemple de carotte qui montre les fractures naturelles partiellement ouvertes d’un forage du réservoir F6-1. Les avantages et les inconvénients de l’analyse des carottes sont cités ci-dessous :  Avantages :  La mesure directe des propriétés des fractures et des roches,  l’identification des caractéristiques pétrophysiques et mécaniques des roches,  la distinction entre les fractures naturelles et les fractures induites.
  23. 23. Chapitre 2 : Caractérisation des réservoirs naturellement fracturés Page 11  Inconvénients :  Les opérations sur les carottes sont lentes, très chères et ne sont pas toujours possibles,  les carottes ne représentent qu'un échantillonnage très limité en volume,  les fractures approximativement parallèles au forage sont sous-estimées. 2.5. Caractérisation des réservoirs naturellement fracturés par les méthodes diagraphiques : Les fractures naturelles sont l’un des évènements géologiques importants, car elles ont un impact sur l’écoulement des fluides dans les réservoirs. Malgré cette importance, leur caractérisation demeure un problème difficile dans l’industrie pétrolière. Les diagraphies sont des enregistrements graphiques, analogiques ou digitaux d’un paramètre pétrophysique en fonction de la profondeur. Elles permettent de différencier qualitativement des différentes unités lithologiques des faciès afin d’avoir une idée générale sur la répartition ou l’extension du réservoir. Les principaux avantages et inconvénients de ces méthodes sont illustrés ci-après :  Avantages :  L’identification des réservoirs et la localisation des orientations des fractures naturelles,  la description des fractures et la mesure de leurs propriétés pétrophysiques,  la détermination de la contrainte actuelle en basant à la détection des zones de faiblesse (Breakouts) à l’aide des logs d’imagerie.  Inconvénients :  Les mesures des propriétés des roches sont moyennées avec celles des fluides de forage,  la précision des diagraphies est limitée en cas des fractures avec des ouvertures limitées. 2.6. Caractérisation des réservoirs naturellement fracturés par Les essais des puits (Well testing) : Il existe des techniques aidant à l’évaluation du débit et de la pression du réservoir pour la caractérisation du système de production comme l’essai des puits. Les essais de puits sont l’une des méthodes répondues dans le domaine pétrolier. Ils assurent une information détaillée sur le gisement contrairement à la sismique qui donne une information globale et aux diagraphies qui donnent une information locale. 2.6.1. Principe des essais des puits : Le principe d’un essai de puits est de faire varier le débit du puits pour provoquer une perturbation de la pression, afin d’avoir ses paramètres tels que : la perméabilité, l’effet de skin et sa capacité ‘’wellbore storage’’.
  24. 24. Chapitre 2 : Caractérisation des réservoirs naturellement fracturés Page 12 Figure 8 : Principe d’un essai de puits (ce principe est basé sur une perturbation qui provoque un changement de débit, l’analyse de réponse de puits à cette perturbation détermine les paramètres de réservoir). La figure 8 montre le principe d’un essai de puits. Les avantages et les inconvénients des essais de puits sont mentionnés ci-après :  Avantages :  Evaluer La connaissance des propriétés pétrophysiques de la formation,  déterminer le degré d’endommagement du puits et la compressibilité de la roche,  fournir des informations sur le type, les hétérogénéités et les frontières du réservoir.  Inconvénients :  Ces méthodes ne fournissent aucune information directe sur la géométrie des fractures,  les tests sont limités pour un seul puits et pour les essais de ‘’draw down’’ ou ‘’build up’’,  l’existence de certaines erreurs sur l’estimation des paramètres du réservoir. 2.6.2. Les équations fondamentales utilisées en essais des puits : L‘interprétation des essais de puits est faite à l’intermédiaire d’un software SAPHIR (voir annexe page viii) qui est basé sur les équations suivantes : - Loi de Darcy : - L’équation de continuité : ( )) ) - L’équation de diffusivité : - La solution de l’équation de diffusivité : [ ( ) ] La figure 9 illustre la forme du test d’un réservoir naturellement fracturé :
  25. 25. Chapitre 2 : Caractérisation des réservoirs naturellement fracturés Page 13 Figure 9 : Courbe log-log pour le modèle de double porosité avec ( :Le rapport de capacité entre la matrice et les fissures, :Le coefficient d’échange qui décrit la vitesse de transition d’écoulement dans les fractures vers l’écoulement fractures-matrice , 1 : écoulement radial aux abords de puits de pente =0( dans les fissures),2: zone de transition (écoulement de la matrice vers les fractures et des fractures vers le puits) ,3 : écoulement radial aux limites de réservoir, Δt : variation de temps, ΔP : variation de pression. 2.7. Caractérisation géomécanique des réservoirs naturellement fracturés : Les roches peuvent être soumises à l’action des forces dites contraintes ce qui change leur forme initiale, elles se déforment. Cette déformation résulte des mouvements des plaques lithosphériques et des contraintes modifiant la forme des roches, leur volume et, dans certains cas, leur composition chimique et minéralogique. 2.7.1. Notions générales : Contrainte : décrit les forces que les particules élémentaires d'un milieu exercent les unes sur les autres et elle est exprimée comme une force appliquée sur une surface σ=F/S en unité de pression. Déformation : caractérise la manière dont réagit un matériau quand il est soumis à des sollicitations mécaniques. Elle peut être permanente. Il y a 3 types de déformations : i) Déformation élastique (réversible linéaire) : elle intervient pour les faibles sollicitations où il y a des déformations infinitésimales. ii) Déformation plastique irréversible non linéaire : est une modification irréversible de la forme d’un corps physique suite à l’application d’une force sur cet objet entrainant un réarrangement de la position relative des éléments constitutifs du matériau. iii) Déformation cassante : elle se produit avec l’augmentation de la contrainte sur le matériau. Ce dernier atteint un seuil de rupture et il casse.
  26. 26. Chapitre 2 : Caractérisation des réservoirs naturellement fracturés Page 14 Figure 10: Courbe contrainte-déformation. La figure 10 représente la courbe contrainte-déformation, il y a 3 phases. Lorsque l'intensité de la contrainte augmente, La première réponse est la déformation élastique. A un point donné durant la déformation élastique, cette relation devient non linéaire. Si la contrainte dépasse la limite de résistance, le matériau est déformé de façon permanente ; il en résulte une déformation plastique. Avec une augmentation de la contrainte, le matériau atteint un second seuil, son point de rupture, et il casse ; c'est la déformation cassante. 2.7.2. Paramètres mécaniques de la roche : le matériau est caractérisé par des paramètres mécaniques que ce soit à l’état d’élasticité ou après la rupture. • Paramètres d’élasticité : Quand le matériau est soumis aux sollicitations petites, il répond par une déformation élastique et la relation contrainte-déformation linéarisée est appelée loi de Hooke illustrée comme suit : σ=E.  Module de Young : est la constante qui relie la contrainte de traction ou de compression et le début de la déformation d’un matériau élastique isotrope. Il décrit la rigidité de ce matériau quand il est sous contrainte. Il est également homogène à une pression.  Coefficient de poisson ν : est définit comme le rapport entre la déformation radiale et la déformation axiale. Il est compris entre 0 et 0.5. Il est adimensionnel et donné par la relation suivante : ) Le tableau 7 regroupe un ensemble des valeurs de module de Young et de coefficient de poisson pour quelques roches ou en fonction de la dureté (compacité) de la lithologie :
  27. 27. Chapitre 2 : Caractérisation des réservoirs naturellement fracturés Page 15 Lithologie Module de Young E (GPa) Coefficient de poisson ν Grès doux 0.689-6.89 0.2-0.35 Grès moyen 13.8-34.5 0.15-0.25 Grès compact 41.4-68.9 0.1-0.15 Calcaire 55.1-82.7 0.30-.035 Charbon 0.689-6.89 0.35-0.45 Argile 6.89-68.9 0.28-0.43 Tableau 3 : Module de Young et coefficient de Poisson pour quelques roches (document sonatrach). Comme nous l’avons indiqué au début, la phase élastique de la courbe contrainte-déformation est suivie par une phase irréversible de différentes natures. Nous définissons la résistance de la roche comme étant la fin de cette phase élastique. 2.7.3. Paramètres de résistance (ou de rupture) : si le matériau a atteint sa limite d'élasticité et la contrainte dépasse cette limite, il est déformé. Parmi les paramètres qui régissent sa résistance, nous citons : • Résistance à la compression simple UCS (Unconfined compressive strength) : définie comme la contrainte maximale lors d’un essai de compression simple. Elle se mesure au laboratoire par écrasement à un échantillon plus ou moins solide. Le tableau 4 montre des valeurs de la résistance à la compression simple pour des roches gréseuses : Roche UCS (MPa) Grès compact 50-100 Grès très compact 100-250 Tableau 4 : La résistance à la compression simple en fonction la compaction des roches gréseuses (H. Brown 1981). • Angle de frottement interne (friction angle) : Traduit le frottement dans le glissement grain sur grain. Sa valeur dépend de l’état de compacité du matériau. Le tableau 5 résume des valeurs de l’angle de frottement interne pour les roches gréseuses : Roche Grès très friable <29 Grès friable 29-30 Grès moyen 30-36 Grès dur (compact) 36-41 Grès très dur (très compact) >41 Tableau 5 : L’angle de frottement interne pour quelques roches (Peck 1974).
  28. 28. Chapitre 2 : Caractérisation des réservoirs naturellement fracturés Page 16 Figure 11: L’angle de frottement pour un tas des grains. • Cohésion C’est la résistance au cisaillement du sol ou des roches sous l’effet des contraintes normales nulles. Elle est élevée pour les roches fines surconsolidées. Le tableau 6 montre quelques valeurs de la cohésion en fonction de la lithologie : Roche (MPa) Grès argileux 5 Grès silteux 22 Grès argileux compact 20 Tableau 6 : Certaines valeurs de la cohésion en fonction de la lithologie (Minnesota Department of Transportation, Pavement Design, 2007 et NAVFAC Design 1986). • Contrainte de cisaillement (Shear stress) : C’est une contrainte appliquée parallèle ou tangentielle à une face d'un matériau, à la différence aux contraintes normales. • Traction (tensile) : Définie comme l’action de tirer ou plus précisément c’est la sollicitation appliquée sur un matériau pour l’allonger. 2.7.4. Comment peut-on avoir les paramètres mécaniques d’une roche ? La détermination des paramètres mécaniques d’une roche se fait à partir de l’analyse au laboratoire des carottes en utilisant un appareil de test. Nous appliquons sur un échantillon de carotte deux contraintes l’une radiale et l’autre axiale, puis nous enregistrons la réponse (la déformation) à ces contraintes. • Détermination des paramètres d’élasticité : Afin de déterminer les paramètres d’élasticité de la roche, la méthode est la suivante : quand la courbe contrainte-déformation est linéaire où la réponse est la déformation élastique, nous pouvons déterminer le module de Young E et le coefficient de poisson ν de la roche telle que : Le module de Young E : est la pente de la courbe contrainte-déformation à l’etat d’élasticité (voir la courbe (b) (figure 12) : Le coefficient de poisson ν est donné par la relation suivante :
  29. 29. Chapitre 2 : Caractérisation des réservoirs naturellement fracturés Page 17 Figure 12 : Test de compression triaxiale (modifie d’après Baker Atlas 2005). La figure 12 représente la courbe contrainte-déformation et l’appareil de test triaxial. Explications de la courbe (b) (figure 12) : 1) Domaine d’élasticité linéaire : la roche est initialement chargée. En liaison avec la déformation, les microfissures existantes se ferment, entraînant une non-linéarité initiale de la courbe. 2) Création des nouvelles microfissures : la roche a un comportement linéairement élastique avec une courbe contrainte-déformation linéaire, axialement et radialement (création des nouvelles microfissures). 3) Augmentation de la densité des fissures : la roche se comporte presque linéairement. La courbe de contrainte-déformation axiale est quasi-linéaire et est presque réversible. 4) Résistance à la compression : la roche subit une rapide accélération de la microfissuration et une augmentation du volume. 5) Création des microfissures : la roche a dépassé la contrainte de pic, mais est encore intacte, même si la structure interne est fortement perturbée. L’échantillon subit un radoucissement des déformations (rupture). 6) Glissement sur les microfissures : la roche se rompt ou se brise en plusieurs blocs plutôt qu’en une structure intacte. • Détermination des paramètres de résistance de la roche : La figure 13 montre le critère de Mohr-Coulomb qui aide à déterminer les paramètres de la résistance d’une roche :
  30. 30. Chapitre 2 : Caractérisation des réservoirs naturellement fracturés Page 18 Figure 13: Critère de Mohr-Coulomb Avec τ : c’est la contrainte de cisaillement, c’est la cohésion : c’est la contrainte axiale, :c’est la contrainte de confinement, :l’angle de frottement interne, :c’est la traction, UCS : c’est la résistance à la compression simple, test brésilien : est un test géomécanique au laboratoire pour la mesure indirecte de la résistance à la traction des roches (Backer Atlas 2005). 2.7.5. Etat des contraintes dans les roches : Les superpositions des couches stratigraphiques et les forces tectoniques créent un système de contraintes tridimensionnel orthogonal appelé état des contraintes. La figure 14 montre les trois contraintes principales dans un repère orthogonal : Figure 14 : Les contraintes principales. 2.7.6. Détermination de la direction des fractures naturelles : Les fractures naturelles, discontinuités d’origine mécanique, expriment une contrainte subie par la roche, d’où leur orientation est issue des différentes phases tectoniques. Leur combinaison donne un réseau complexe qui peut favoriser l’écoulement des fluides. L’orientation de ce réseau peut être déterminée à partir des ‘’Breakouts ‘’.
  31. 31. Chapitre 2 : Caractérisation des réservoirs naturellement fracturés Page 19 • Les Breakouts : Ce sont des déformations (ou zones de faiblesse) de la section du puits en forme elliptique. Elles sont issues de la compression et des contraintes tectoniques de part et d'autre de la paroi de trou. La situation des breakouts dans le trou de forage montre la direction des contraintes horizontales minimales. L’orientation des fractures est donc indiquée par la direction des contraintes horizontales maximales. La figure 15 représente une Coupe transversale traversant un Trou de forage, illustrant les différentes ruptures induites. Figure 15 : Figure représente d’une Coupe transversale traverse un Trou de forage, illustrant les différentes ruptures induites qui peuvent survenir. Dans un puits vertical, l'orientation des breakouts et les fractures de traction indiquent L'orientation du champ des contraintes in situ. L'orientation des breakouts est dans la même direction de la contrainte horizontale minimale ( ), alors que l’orientation des fractures de traction est dans la même direction de la contrainte horizontale maximal ( ) (Backer Atlas 2010). 2.8. L’importance de la détection des fractures naturelles : Au cours des années récentes, la connaissance du rôle réseau des fractures naturelles sur la production et la récupération des champs devient de plus en plus nécessaire au sein de la communauté pétrolière.
  32. 32. Chapitre 2 : Caractérisation des réservoirs naturellement fracturés Page 20 Parce que les réseaux des fractures ont un effet sur le comportement dynamique du gisement. Ils pourront jouer un rôle de barrière s’ils sont associés à une sollicitation du réservoir, ou au contraire, favorisent les circulations des hydrocarbures. Ils peuvent créer une anisotropie d’écoulement des fluides. Les réseaux des fractures contrôlent largement : la perméabilité in-situ, la résistance des roches, le stockage des fluides et la mobilité, donc il est nécessaire de les détecter pour la récupération des hydrocarbures.
  33. 33. Chapitre 3 : Présentation du champ Page 21 Chapitre 3 : Présentation du champ Le champ de Hassi Messaoud est l’un des champs les plus grands et les plus complexes au monde. Il est limité : • Au nord-ouest par les gisements d’Ouargla, Guellala, et Haoud-Berkaoui, • au sud-ouest par les gisements de d’El-Gassi, Zotti et EL-Agreb, • au Sud-est par les gisements de Rourd-el-Baguel et Mesdar, • et à l’est par le gisement de Berkine. Le champ de Berkine est constitué de plusieurs gisements : gisement d’ourhoud, gisements de Ledjmet… Notre travail se concentre principalement sur les gisements de Ledjmet. 3.1. Situation géographique : Les gisements de Ledjmet de la société [SH-FCP] (SONATRACH-First Calgary petroleums) sont situés dans le bassin de Berkine. Ils sont environ 220 km au sud-est de Hassi Messaoud (Ouargla) et à 1000 km au sud-est d'Alger, exploités par le groupement italien ENI ’’Ente Nazionale Idrocarburi ’’ et la société nationale SONATRACH. La figure 16 représente la localisation géographique des gisements de Ledjmet : Figure 16 : Location géographique du champ Ledjmet (document sonatrach).
  34. 34. Chapitre 3 : Présentation du champ Page 22 Les champs CAFC (Central Area Field Complex) et MLE (Menzel Ledjmet East) contiennent de nombreuses accumulations d'hydrocarbures qui peuvent être commercialement exploitées. Ils sont constitués de pétrole, de gaz maigre et de gaz riche. 3.2. Historique du champ :  Octobre 2001 : signature de contrat d'exploration et de recherche.  En 2002 : interprétation de 110 de données sismiques 3D couvrant la structureMLE (Menzel Ledjmet East), le premier puits foré et testé est le puits du gaz à condensat MLE-2.  Forages forés pendant la phase d’exploration : 28 puits (5 sur MLE et 23 sur CAFC).  Soumission MLE FDR : octobre 2006.  Résultat d'enchère MLE EPC : 10 décembre 2008 ‘’Saipem’’ avec 1750 M $.  Soumission FDR du CAFC (Central Area Field Complex) : 24 décembre 2008.  En 11 février 2007 : ALNAFT fait l’approbation du développement sur le terrain du MLE.  Contrat de forage : 26 janvier 2009 - décerné à Saipem (2 Rigs).  Mise en route du développement du sous-sol CAFC : 26 avril 2009 - MZLN7 c’est le premier puits.  22 mars 2009 : ALNAFT fait l’approbation du développement sur le terrain du CAFC.  Opérateur pour la phase de développement : OC SH-FCP (SH = 25% et FCP = 75%). 3.3. Projet de développement (Block 405b) MLE-CAFC (Production prévue de gaz, de GPL (gaz de pétrole liquéfié), de gaz à condensat et de l'huile) : Les gisements de Ledjmet se divisent en deux régions principales :  MLE (Menzel Ledjmet East) :  24 puits (18 nouveaux et 6 déjà existants dans la phase d'exploration).  CAFC (Central Area Field Complex):  73 puits (43 nouveaux ajoutées à 30 déjà existants),  24 puits producteurs de l’huile ajoutés à 11 existants,  7 puits producteurs de gaz ajoutés à 17 puits existants,  3 puits d'injection d'eau,  4 puits injecteurs du gaz (2 nouveaux puits et deux déjà existants) et 3 nouveaux fournisseurs d'eau pour l'injection. 3.4. Les principaux réservoirs des champs MLE et CAFC : Les deux régions MLE et CAFC se caractérisent par différents réservoirs résumés dans la figure17 ci-dessous :
  35. 35. Chapitre 3 : Présentation du champ Page 23 Figure 17 : Les principaux réservoirs des régions CAFC & MLE(document sonatrach). 3.5. La séquence stratigraphique des gisements Ledjmet : Période Formation Lithologie TOP(m) Epaisseur (m) MD TVD SSL Triasique Trias-argileux TAGI SH avec SS 3405 3404.7 -3151.7 54.9 Trias-carbonate SS-SH avec DO 3466.1 3459.6 -3206.6 39.5 TAGI Seq 3 SS avec SH 3499.7 3499.1 -3246.1 24.9 TAGI Seq 2 SH avec SS 3545.4 3544.8 -3271 20.8 Dévonien Saturnien F2-B SH avec SS 3545.4 3544.8 -3291.8 6.3 Famenien SH avec (SS-SI- LM) 3551.8 3551.1 -3298.1 287.8 Schiste famenien SH avec LM et (SI-SS) 3889.7 3838.9 -3585.9 110.9 Givetien SH avec LM 3954.6 3949.8 -3696.8 86.9 Emsien Mkr SH avec (LM- SI) 4054.2 4036.7 -3783.7 39.8 Emsien SH avec SI et LM 4112.3 4076.5 -3823.5 59.2 Siegénien F6-1 SS avec SH et SI 4262.4 4135.7 -3882.7 44.5 Siegénien F6-1 inf. SS avec SH 4481.3 4185.2 -3932.2 12.1 Tableau 7 : La lithostratigraphie et chronostratigraphie de CAFC (modifié de document de sonatrach/SS : Sandstone, SH : shale, SI : silt, LM : limestone, DO : dolomite.MD : measured depth, TVD : total vertical depth, TD : total depth, SSL : sub sea level, F6-1 : field 6-1, F2-B : field 2-B).
  36. 36. Chapitre 3 : Présentation du champ Page 24 Nous nous’intéressons dans notre travail sur la caractérisation du réservoir F6-1.La stratigraphie de ce dernier est résumée dans le tableau 7 et la figure 18 ci-dessous : Figure 18 : Le réservoir F6-1 du dévonien inferieur (document sonatrach). 3.6. Aspect lithologique de La formation F6-1 : La formation siegénienne F6-1 se manifeste comme un bloc constitué de grés schisteux avec des différentes traces de (siltstone) et d’argile. Les roches de cette formation sont compactes avec des ciments et des minéraux argileux, surtout les kaolinites et des ciments de silice disséminés. 3.7. Aperçu sédimentologie et pétrographique du réservoir F6-1 : Le réservoir F6-1 est situé dans le dévonien inferieur ou le Siegénien (entre 419 et 393 millions d’années). Le milieu de dépôt de F6-1 est un milieu marin peu profond. C’est une formation sableuse formée par des courants de mer (marées basses) (formation tidale) faisant partie d'un sable mélangé et d'une marée de boue plat avec des zones d'entrée fluviale / estuarienne (chenaux et tidaux), (figure 19).
  37. 37. Chapitre 3 : Présentation du champ Page 25 Figure 19 : Schéma du modèle de déposition de F6-1(document sonatrach).
  38. 38. Chapitre 4 : Partie expérimentale : Caractérisation du réservoir F6-1 Page 26 Chapitre 4 : Partie expérimentale Caractérisation du réservoir F6-1 4.1. Description des carottes : 4.1.1. Description et Interprétation visuelle des résultats des carottes : La description visuelle des carottes est une étude macroscopique à l’œil qui fait apparaitre des fractures naturelles en mesurant leur densité, leur état d’ouverture, leur pendage et leur degré de colmatage. La figure 20 ci-dessous montre la présence des fractures naturelles dans le réservoir F6-1.Nous pouvons distinguer deux types des fractures naturelles : 4.1.1.1. Les fractures fermées : sont des fractures colmatées, remplies des colmatants comme : a- L’argile : les fractures présentes sont remplies par des fillo-silicates. les principaux ciments argileux sont la kaolinite et l’illite. b- La silice : elle colmate généralement les fractures fines représentées par des grains de quartz caractérisés par des tailles microscopiques. 4.1.1.2. Les fractures partiellement ouvertes (partiellement colmatées) : ce sont des fractures interférentes habituellement les carottes des sédiments grossiers. Figure 20 : Fractures interférents le réservoir (F6-1) sous pression (modifié d’après document sonatrach).
  39. 39. Chapitre 4 : Partie expérimentale : Caractérisation du réservoir F6-1 Page 27 4.1.2. Conclusion : les observations visuelles des carottes des puits nous renseignent sur la présence des fractures naturelles fermées et partiellement ouvertes avec la dominance des fractures fermées. 4.2. Caractérisation pétrophysique : Les informations tirées à travers la description visuelle des carottes des puits de forage sont indispensables pour l’analyse quantitative des qualités pétrophysiques d’un réservoir. 4.2.1. Analyse des carottes : d’après la description des carottes, nous aboutions à déterminer les paramètres pétrophysiques principaux de la formation F6-1. Puits A-1 A-4 B-1 B-3 C-1 D-1 Ø (%) 8.50 9.58 11.52 8.43 8.39 9.71 md) 0.019 0.28 1.60 0.0087 0.0061 1.17 Tableau 8 : Les propriétés pétrophysiques de certains puits du réservoir F6-1 à partir de l’analyse des carottes avec Ø : porosité moyenne, K : perméabilité moyenne. Le tableau 8 résume les propriétés pétrophysiques principales déterminées à partir de l’analyse de carottes. Ces dernières montrent qu’il des faibles porosités et perméabilités. 4.2.2. L’analyse des logs diagraphiques : Pour évaluer les paramètres et les qualités pétrophysiques du réservoir F6-1 par les analyses diagraphiques, nous avons pu exploiter les données de six puits A-1, A-3, B-1, B-4, D- 1 et D-2 interceptant ce réservoir avec : 1- Depth-top et depth-base (m) : représentent respectivement le sommet et la base du réservoir. 2- Epaisseur (m) : l’épaisseur ici désigne l’épaisseur totale du réservoir. 3- Net-épaisseur (m) :c'est l'épaisseur du réservoir dans lequel la porosité et la perméabilité sont connues ou supposées être suffisamment élevées pour que l'intervalle soit capable de produire des hydrocarbures (pétrole et/ou gaz). 4- ) : c’est la porosité intermatricielle intergranulaire primaire, obtenue lors de la sédimentation et la genèse des formations. Elle dépond de la nature et la granulométrie des roches, ainsi que l’environnement de dépôt. 5- ): la porosité secondaire ou la porosité des fractures définit comme la porosité intergranulaire qui provient des contraintes mécaniques ou thermiques subies par la roche au cours des âges géologiques. Elle régit fortement les capacités de stockage des fractures, généralement significativement inférieure à celle de la matrice environnante. 6- ) designe la somme des deux porosités primaire et secondaire. Elle représente le rapport du volume total des pores au volume total de la roche. 7- ) : c’est la porosité intermatricielle vraie de la formation. Elle caractérise le réseau de pores où le fluide (que ce soit hydrocarbures ou eau) circule et est récupérable. Elle représente le rapport du volume utile des pores au volume total de la roche.
  40. 40. Chapitre 4 : Partie expérimentale : Caractérisation du réservoir F6-1 Page 28 8- K (md) : la perméabilité est un paramètre clé pour apprécier un réservoir géologique. Elle mesure la résistance du milieu à l’écoulement des hydrocarbures. Elle est définie comme la capacité de ce milieu à lisser véhiculer un fluide entre ses pores et ses vides. Elle est exprimée en darcy. 9- ) représente la quantité présente d’argiles dans la formation. Sa détermination est très importante dans l’interprétation des diagraphies. Elle permet d’identifier si le réservoir est argileux ou propre, et ainsi de corriger les paramètres pétrophysiques de l’effet de l’argilosité. 10- ) : c’est le volume occupé par le fluide (l’eau) au volume total des pores. Sa détermination est plus importante pour la caractérisation d’un réservoir pétrolier afin de quantifier la saturation en hydrocarbures en place . 11- ) c’est la quantité ou le volume occupé par le fluide (huile et/ou gaz) existée dans le réservoir ou c’est la partie utile de la roche occupée par les hydrocarbures. Elle est donnée par la relation . Le tableau 9 synthétise les différents paramètres pétrophysiques calculés par l’intermédiaire d’un software ‘’Geolog Paradigm’’ (situé dans l’annexe page) pour chaque puits en prend en considération les caractéristiques suivantes : ) ; (%) ; (%) . Puits A-1 A-3 B-1 B-4 D-1 D-2 Depth-top(m) 4130.34 4161.45 4047.56 4163.50 4119.57 4129.19 Depth-base(m) 4201.50 4236.40 4112.30 4231.46 4205.92 4213.22 Epaisseur(m) 71.16 74.95 64.74 67.96 86.35 84.03 Net épaisseur(m) 1.83 13.13 9.24 16.53 17.94 6.45 (%) 9.10 7.10 6.50 8.60 9.70 6.70 (%) 0.70 2.40 4.80 3.70 0.90 3.30 (%) 9.80 9.50 11.3 12.3 10.6 10 (%) 8.30 9.40 10.21 11.17 9.32 8.49 (md) 0.007 0.18 0.11 5.03 1.00 0.28 (md) 0.004 0.115 0.0095 0.80 0.45 0.24 (%) 24.42 9.30 20.53 31.71 22.75 26.14 (%) 31.50 26.10 18.60 24.09 26.26 30.90 (%) 78.50 73.90 81.40 75.91 73.74 69.10 Tableau 9 : Les propriétés pétrophysiques de certains puits du réservoir F6-1 à partir de l’analyse des logs diagraphiques (avec :représentent successivement la perméabilité arithmétique et la perméabilité géométrique). L’analyse des données dans le tableau 9 nous permet de remarquer que : - la porosité et la perméabilité de la matrice sont faibles, - l’existence d’une porosité secondaire.
  41. 41. Chapitre 4 : Partie expérimentale : Caractérisation du réservoir F6-1 Page 29 En conclusion : les faibles porosités et perméabilités de la matrice ainsi que la présence d’une porosité secondaire montrent que le réservoir F6-1 est une formation compacte naturellement fracturée (tight naturally fractured formation). 4.3. Caractérisation géomécanique : 4.3.1. Détermination des propriétés mécaniques intrinsèques des roches formant F6-1 : Les paramètres mécaniques intrinsèques des roches du réservoir F6-1 sont déterminés à partir des carottes des forages D-1 et C-1. a) Pour le puits D-1 : La figure 21 représente une carotte du forage D-1 de la formation F6-1 : Figure 21 : Carotte du puits D-1(document sonatrach). La figure 22, illustre la mesure des caractéristiques mécaniques intrinsèques des roches au laboratoire en prenant trois échantillons (plugs) des carottes de forage D-1 : Figure 22 : Les échantillons des carottes prélevés du puits D-1(document sonatrach).
  42. 42. Chapitre 4 : Partie expérimentale : Caractérisation du réservoir F6-1 Page 30 Les échantillons ci-dessus sont placés dans un appareil de test en appliquant deux contraintes sur ces échantillons l’une radiale constante (force de confinement) et l’autre axiale variable. La réponse (la déformation) à ces contraintes, comme le montre les figures 23, 24 et 25 : Figure 23 : L’échantillon 1 du puits D-1 à =5 MPa (modifié document sonatrach). Figure 24 : L’échantillon 2 du puits D-1 à =10 MPa (modifié document sonatrach). Figure 25 : L’échantillon 3 du puits D-1 à =30 MPa (modifié document sonatrach).
  43. 43. Chapitre 4 : Partie expérimentale : Caractérisation du réservoir F6-1 Page 31 b) Pour le puits C-1 : La figure 26 montre les échantillons des carottes prélevés du forage D-1 : Figure 26 : Les échantillons des carottes prélevés du puits D-1(document sonatrach). Les enregistrements des deux contraintes axiale et radiale sont représentés sur les figures 27, 28 et 29. Les résultats des tests sont résumés dans le tableau 10. Figure 27 : L’échantillon 1 du puits C-1 à =5 MPa (modifié document sonatrach).
  44. 44. Chapitre 4 : Partie expérimentale : Caractérisation du réservoir F6-1 Page 32 Figure 28 : L’échantillon 2 du puits C-1 à =10 MPa (modifié document sonatrach). Figure 29 : L’échantillon 3 du puits C-1 à =30 MPa (modifié document sonatrach). A- Paramètres d’élasticité : à partir des enregistrements précédents obtenus en analysant les échantillons des carottes des forages D-1 et C-1 successivement, nous pouvons résumer les paramètres d’élasticité du réservoir F6-1 dans le tableau 10 suivant : Puits Depth(m) échantillon Pression de confinement Pc (MPa) Module de Young E (GPa) Coefficient de poisson D-1 4172.78 1 5 23.06 0.13 4172.80 2 10 31.74 0.15 4172.85 3 30 35.73 0.11 C-1 4155.36 1 5 24.82 0.13 4155.40 2 10 27.20 0.14 4155.48 3 30 31.40 0.12 Tableau 10 : Les paramètres d’élasticité de certains puits du réservoir F6-1 (document sonatrach).
  45. 45. Chapitre 4 : Partie expérimentale : Caractérisation du réservoir F6-1 Page 33 B- Les paramètres de résistance pour le puits C-1 : La figure 30 illustre les paramètres de résistance obtenus à partir des cercles de Mohr- Coulomb : Figure 30 : Critère Mohr-Coulomb puits C-1 avec (Tau : la contrainte de cisaillement (Shear stress) en MPa, : la contrainte (Stress) en MPa (les contraintes de confinement, et les : contraintes axiales), : l’angle de frottement interne ( en degrés). : la cohésion en MPa. La tangente à ces cercles a une équation d’une droite qui ne passe pas par l’origine de forme : +tg ( ) . D’après les critères de Mohr-Coulomb illustré ci-dessus pour le forage C-1 le tableau 11 montre les paramètres de résistance : Rupture (MPa) (deg) (MPa) UCS (MPa) 132.9 45 20 107.35 Tableau 11 : Les paramètres de résistance réservoir F6-1.forage C-1
  46. 46. Chapitre 4 : Partie expérimentale : Caractérisation du réservoir F6-1 Page 34 Résultat : La comparaison des paramètres mécaniques obtenus avec leurs valeurs théoriques (tableaux 3.4 et 5), nous a permet de conclure que le réservoir F6-1 est une formation gréseuse compacte (tight sandstone formation). 4.3.2. Etat des contraintes (analyse des breakouts) : L’état des contraintes et l’orientation des breakouts dans le forage C-1 sont déterminés par l’utilisation d’un software. Ce denier aide à réaliser ce que nous appelons ‘’MEM‘’ (Mecanical Earth Model). Ce modèle est utilisé essentiellement pour : - Caractériser la stabilité des puits et de la formation, - prévoir la compaction et estimer la quantité de subsidence à la surface, - caractériser la perméabilité du réservoir et leurs changements pendant la production des réservoirs fracturés pour optimiser le placement des puits, - optimiser des systèmes de récupération des hydrocarbures. A partir des paramètres mécaniques intrinsèques estimés préalablement dans les tableaux 10 et 11, le software permet de déterminer la distribution du champ des contraintes principales ainsi que l’emplacement des breakouts. Ces résultats sont confirmés par la suite en utilisant les logs d’imagerie dans la figure 31.
  47. 47. Chapitre 4 : Partie expérimentale : Caractérisation du réservoir F6-1 Page 35 Figure 31 : Modèle géomécanique 1D pour le réservoir F6-1 avec ; colonne1 : la stratigraphie mécanique. Colonne2 : ligne vert foncée : la pression des pores, ligne verte claire : la contrainte horizontale minimale, ligne rouge : la contrainte verticale, ligne bleu : la contrainte horizontale maximale. Colonne3 : ligne marron : UCS, ligne verte : l’angle de frottement interne, ligne violet : la force de tension, ligne verte pointée : coefficient de poisson. Colonne5 : ligne noir foncé : la rupture de traction, rectangle vert clair : breakouts peu profonds, rectangle orange : breakouts larges. Partie jaune : simulation des puits fracturés.
  48. 48. Chapitre 4 : Partie expérimentale : Caractérisation du réservoir F6-1 Page 36 La figure 32 montre l’orientation des breakouts ENE-WSW. Celle-ci indique la direction de qui est perpendiculaire à . Figure 32 : Orientation des breakouts. (La direction des breakout est suivant la contrainte horizontale minimale alors que l’orientation des fractures est suivant la contrainte horizontale maximale ). 4.4. Caractérisation des fractures naturelles par la microsismicité induite : A partir de la microsismicité induite, nous pouvons déterminer quelques attributs des fractures naturelles (étendue, orientation, direction…). Lorsque la roche se fracture à la suite des activités de production (Fracturation hydraulique, vapeur, extraction) l'énergie se libère sous forme d'ondes. Cette énergie est détectée par des récepteurs microsismiques généralement installés à proximité de la zone de production. L’enregistrement de la microsismicité induite se fait pendant l’opération de la fracturation hydraulique. Le forage A-3 est puits d’injection et A-5 est le puits d’acquisition (figure 33).
  49. 49. Chapitre 4 : Partie expérimentale : Caractérisation du réservoir F6-1 Page 37 Figure 33 : Le positionnement des puits lors de la microsismicité induite. Les résultats sont les suivants : Figure 34 : Fracturation hydrolique :sismicité induite durantl’injection dans le puits A-3 et enregistreés dans le forage A-5.
  50. 50. Chapitre 4 : Partie expérimentale : Caractérisation du réservoir F6-1 Page 38 La figure 35 montre la direction des fractures naturelles donnée par la microsismicité induite pour la formation F6-1 : Figure 35 : direction des fractures naturelles pour la formation F6-1 d’après la microsismicité induite avec : l’amplitude de l’onde primaire. : l’amplitude de l’onde de cisaillement. Sachant que l’attribut / est très fort pour les points blues qui représentent les fractures naturelles, tandis qu’il est faible en cas des points rouges qui indiquent les fractures artificielles. Conclusion : En partant de ces résultats, nous pouvons confirmer la présence des fractures naturelles qui ayant une direction NNW-SSE. Ce résultat montre que le réservoir F6-1 est une formation naturellement fracturée. 4.5. Caractérisation dynamique par les essais des puits : Pour confirmer les résultats précédents, l’interprétation des tests de puits a été faite en utilisant le software KAPPA-SAPHIR. Pour cela, nous avons exploité les données des deux forages suivants : 4.5.1. Puits A-3 :c’est le premier puits de développement foré dans le réservoir F6-1 jusqu’à maintenant. Le puits a été testé deux fois pour une longue durée :  Test 1 : en 2014, le puits a produit pour 4 mois puis il a été fermé pour 1 mois de (build up).  Test 2 : en 2016, le puits a produit pour 6 mois puis il a été fermé pour 3 mois de (build up). La figure 36 représente le calage du model avec les données du test de puits pour le forage A-3.
  51. 51. Chapitre 4 : Partie expérimentale : Caractérisation du réservoir F6-1 Page 39 Figure 36 : Calage du model avec les données du test de puits A-3.  Les résultats de l’interprétation des deux tests sont résumés dans les tableaux suivants : Model choisi Capacité du puits Model du Puits Limites du réservoir Changing storage Horizontal fracture Closed circular (circulaire fermé) Tableau 12 : Le modèle choisi en essai de puits pour le puits A-3.
  52. 52. Chapitre 4 : Partie expérimentale : Caractérisation du réservoir F6-1 Page 40 • L’historique de la pression est résumé dans le tableau 13 ci-après : Date SBHP (bar) Situation Cemmentaires 6 Jun 2015 373 Avant le LPT Pression initiale 6 Mar 2015 200 3 mois de build-up Fin de LPT 26 Oct 2016 247 10 mois de build-up Augmentation de 47 bars depuis LPT 25 Fev 2017 256 14 mois de build-up Augmentation de 56 bars depuis LPT Tableau 13 : l’historique de pression (SBHP : c’est la pression statique du trou de forage, LPT : long production test). L’analyse du tableau 13 nous permet de remarquer que le forage A-3 rencontre un rechargement de pression très lent comparant à la durée dans laquelle a été mis en build-up. Cela peut être considéré comme une forte indication concernant le volume de cette zone de drainage et sa faible perméabilité qui est de l’ordre de 0.101 md. Le tableau 14 représente les propriétés dynamiques de la formation F6-1 évaluées pour le forage A-3 : Propriétés du réservoir Pression initiale Kh K Skin des Fractures Demi- longueur de la fracture Rayon d’investigatio n 462 bars 1.11 md.m 0.101 md 0.3 3 21 m 450 m Tableau 14 : Les propriétés dynamiques du réservoir F6-1 évaluées pour le forage A-3 avec : K : la pérméabilité et Kh : le produit de la perméabilité et le net-épaisseur. La faible perméabilité et la longue durée de la recharge (storage) obtenue dans les tableaux 13 et 14 nous montrent que le réservoir F6-1 est une formation compacte (tight formation).
  53. 53. Chapitre 4 : Partie expérimentale : Caractérisation du réservoir F6-1 Page 41 4.5.2. Puits B-1 : les résultats de l’interprétation du test de ce puits (build up) sont les suivants : La figure 37 illustre le calage du modèle avec les données du test de puits B-1 : Figure 37 : Calage du model avec les données du test de puits B-1.
  54. 54. Chapitre 4 : Partie expérimentale : Caractérisation du réservoir F6-1 Page 42 Figure 38 : Réponse aux fractures forage B-1. Le tableau 15 résume les propriétés du réservoir F6-1 évaluées pour le forage B-3 : Model sélectionné Paramètres du modèle (puits, réservoir, limites) Option du modèle Modèle standard Pression initiale 445 bars Puits Fracture-flux uniforme Capacité 0.29 bbl/bar Réservoir Radial composite Skin 0.1 Limites Failles parallèles K 9.25 md Tableau 15 : Les propriétés du réservoir F6-1 évaluées pour le forage B-3 avec K : la perméabilité.
  55. 55. Chapitre 4 : Partie expérimentale : Caractérisation du réservoir F6-1 Page 43 La figure 39 montre le modèle d’écoulement pour un réservoir naturellement fracturé comme F6-1 : Figure 39 : Le modèle d’écoulement pour un réservoir fracturé comme F6-1. L’interprétation du test de ce puits nous permet de dire qu’il intercepte probablement un réseau de fractures naturelles résultant d’un écoulement linéaire aux abords du puits. La perméabilité déterminée est de l’ordre de 9 md qui est largement supérieure à la perméabilité habituelle de F6-1 (<1 md). Conclusion : L’interprétation des essais des deux forages A-3 et B-1, nous permettent de dire que F6-1 est une formation compacte naturellement fracturée. La grande différence entre les perméabilités des deux forages confirme que ce réservoir est de type 4 sur l’échelle des réservoirs naturellement fracturés. Ce type est caractérisé par des fractures ouvertes peu cimentées créant une anisotropie d'écoulement.
  56. 56. Conclusion et perspectives Page 44 Conclusion et perspectives Conclusion Ce travail avait comme objectif l’exploitation des données pétrophysiques, géomécaniques et essais des puits pour décrire les réservoirs naturellement fracturés, évaluer leurs caractéristiques pétrophysiques et mécaniques et identifier les paramètres affectant la production pétrolière. Nous remarquons que les réservoirs naturellement fracturés de forte compacité constituent une part non négligeable des réserves énergétiques actuelles. Leurs matrices présentent, généralement, des propriétés pétrophysiques médiocres. Du point de vue mécanique ; ils ont des forts paramètres de résistance. A partir de l’analyse des données misent à notre disposition (pétrophysiques, géomécaniques, essai de puits…), nous pouvons conclure que : - La présence des fractures naturelles, - la compacité de la formation F6-1 due à leur faible porosité et perméabilité ainsi à leurs forts paramètres mécaniques, - la direction des fractures naturelles est NNW-SSE, - les breakouts ont une direction ENE-WSW, - la grande différence entre les perméabilités des deux forages confirme que ce réservoir est de type 4 dans l’échelle des réservoirs naturellement fracturés. Perspectives Pour exploiter une telle formation, nous recommandons : - D’introduire des techniques spéciales comme les forages horizontaux et la stimulation hydraulique, - d’identifier les zones à forte densité des fractures ‘’damage zone ‘’ qui représentent la meilleure cible pour les futurs puits de réservoir F6-1, - De faire un drain de puits horizontal de long rayon qui doit être parallèle à pour assurer une certaine stabilité et cela va permettre d’intercepter les fractures naturelles qui seront perpendiculaires à la direction de drain, et avec une stimulation hydraulique orthogonale au drain, figure 40.
  57. 57. Conclusion et perspectives Page 45 Figure 40 : L’opération de fracturation hydraulique et le well design pour la formation F6-1
  58. 58. Référence bibliographique Page 46 Références bibliographiques Association Sonatrach-First Calgary Petroleums Recape. Février 2013-rapport interne de Sonatrach. Backer Atlas 2005, INTR. Introduction +Fundamentals geomechanics-rapport interne de Backer. Backer Atlas 2010, Earth imager and CBIL processing and breakouts analysis rapport interne de Backer. CAFC Executive Summary, Sonatrach-First Calgary Petroleums 2009-rapport interne de Sonatrach. D.PERRIN. Techniques d’exploitation pétrolière. 1995,1er Edition, EAN13 : 9782 71080820, ISBN13 :978-2-7108-082- FARAPAD Project F6-1, Core fracture preliminary survey-rapport interne de Sonatrach. First Calgary Petroleums-Frac-Direction,2017-rapport interne de Sonatrach. General Field Presentation, 2014 -rapport interne de Sonatrach. Final Geological Well Report-rapport interne de Sonatrach. 3DVSP Survey-rapport interne de Sonatrach. Minnesota Department of Transportation, Pavement Design, 2007, ET NAVFAC Design Manual 7.2 - Foundations and Earth Structures, SN 0525-LP-300-7071, REVALIDATED BY CHANGE 1 SEPTEMBER 1986. Narr, Wayne, David S. Schechter, and Laird B. Thompson. 2006. Naturally fractured reservoir characterization. Richardson, TX: Society of Petroleum Engineers. Nelson, R.A, .2001.Geologic analysis of naturally fractured reservoirs, second edition. Gulf Professional publishing.323 pp. Peck, 1974, Foundation Engineering Handbook. Saidi, A.M., 1987.Reservoir Engineering of Fractured Reservoirs. Total Edition Press, Paris, 864 pp. Sedimentology Block 405b, Berkine Bassin, Algeria-rapport interne de Sonatrach. Tarek, A., 2010. Reservoir Engineering Handbook, Fourth edition. Gulf Professional publishing, Elsevier, 1445 pp.
  59. 59. Annexe Page i Annexe 1- Définition des déférentes moyennes (averages) : a) Moyenne arithmétique : ̅ ∑ b) Moyenne géométrique : ̅ (∏ ) ∑ ) c) Moyenne harmonique : ̅ N (∑ ) 2- Nous définissons un log diagraphique composite du puits A-3 dans la figure 1 : Figure 1 : Log composite du puits A-3(sonatrach 2010). 3- Notions pétrophysiques : la détermination de la composition de la roche est le premier souci de tout géologue, par ailleurs toute interprétation nécessite la connaissance de quelques notions générales sur la composition de la roche et du réservoir :
  60. 60. Annexe Page ii a) La matrice : c’est l’ensemble des éléments solides (grains et liants) qui constituent la roche réservoir. Elle est dite simple quand ses éléments et le ciment les reliant sont constitués du même minéral (grés, calcite, quartz…etc.).Cependant elle est dite complexe quand ses éléments ont une composition minéralogique variable. b) L’argile : les argiles sont des dépôts sédimentaires constitués par des minéraux phylliteux alumino-silicatés, hydratés. nous distinguons trois types d’argile suivant leur mode de distribution dans la roche :  Argiles laminées : elles correspondent aux argiles déposées en fins lits entre deux couches du réservoir (sable, calcaire).Cette catégorie n’affecte en rien la porosité utile, la saturation et la pérméabilité des réservoirs.  Argiles dispersées : elles correspondent à la catégorie des argiles qui soit adhèrent aux grains, soit les enduisent, soit encore occupent partiellement les pores.  Argiles structurales : elles correspondent aux argiles qui se présentent sous forme de grains ou de nodules jouant le même rôle que les autres grains de la matrice. c) Les fluides : l’arrangement des éléments solides laisse subsister des espaces vides appelles pores qui sont occupées par des fluides de nature différente : eau, huile, gaz. Les roches poreuses contiennent toujours de l’eau en quantité pus au moins importante, suivant la porosité et le pourcentage d’eau dans les pores (saturation). d) Détermination de la porosité, la saturation en eau, et le volume d’argile :  La porosité : est un paramètre qui gouverne l’aptitude et la capacité volumique du stockage du réservoir. Dans le cas des formations propres ; la porosité la plus probable est la porosité densité donnée par la formule suivante : ) ) avec ; = = : c’est la densité globale mesurée à partir des diagraphies de densité en( ⁄ ). et représentent successivement la densité de la matrice et la densité du fluide données comme suit : 2.65 ( ⁄ ) pour les grés. 2.71 ( ⁄ ) pour les calcaires. 2.85 ( ⁄ ) pour les dolomies. 1.0 ( ⁄ ) pour les boues douces non conductrices. 1.1 ( ⁄ ) pour les boues salées. 1.2 ( ⁄ )pour les boues saturées salées.  La saturation en eau : la saturation en eau de formation dans les cas des formations propres quand le volume d’argile 5 est donnée par la formule d’Archie suivante : Dans notre étude pour les gisements de Ledjmet où 5 il y a l’utilisation de la formule d’indonesian (Poupon-Leveaux) énoncée comme suit :
  61. 61. Annexe Page iii √ (√ ( ⁄ ) √ ) ⁄ Avec ; : Saturation en eau de formation en . : Facteur de la lithologie, coefficient de la nature de la roche 1 : C’est la porosité de la formation généralement . m : Facteur de cimentation 2 n : L’exposant de saturation =2 Résistivité de l’eau de formation en ( ). Résistivité de la formation en zone vierge (résistivité profonde) en ( ). : C’est le volume d’argile en . C’est la résistivité profonde du banc argileux, le moins cavé et plus proche du réservoir argiles en ( ).  Le volume d’argile : représente la quantité des argiles existée dans les formations géologiques. Il est donné par plusieurs expressions :  Où : La valeur du gamma ray lue directement du log GR en face du banc étudié en (API). C’est la valeur minimale du gamma ray correspond au niveau qui est considéré comme propre (sable) en (API). La valeur maximale lue du gamma ray correspond au niveau qui est considéré comme argileux en (API).    Avec : : C’est la porosité neutron calculée pour le banc étudié en ( ). : C’est la porosité densité pour le banc étudié en ( ). : C’est la porosité sonique pour le banc étudié en ( ). : C’est la porosité neutron du banc argileux le plus épais, le mois cavé et le plus proche du réservoir en ( ). : C’est la porosité densité du banc argileux le plus épais, le moins cavé et le plus proche du réservoir en ( ). : C’est la porosité sonique du banc argileux le mois cavé, le plus épais et le plus proche du réservoir en ( ).
  62. 62. Annexe Page iv Les logs pétrophysiques des puits exploités lors de cette étude ont été générés par le software Geolog Paradigm qui permet d’avoir des courbes type (log composite qui contient l’information essentielle phi, gamma ray) à partir de l’interprétation de « open hole logs ». L’interface basique de ce software est la suivante : La figure 2 illustre le Well general DATA : Figure 2: L’interface basique ou well general DATA du Geolog Paradigm Input DATA: Figure 3 : figure de l’entrée des données des puits.
  63. 63. Annexe Page v Interprétation : Figure 4 : L’interface de l’interprétation des données. Results and exported DATA : Figure 5 : L’interface des données exportées et des résultats 4- Définition de la technique d’imagerie des puits : L’imagerie des puits consiste à donner une image sur les parois du puits au cours de forage. Cette opération a considérablement évolué dans la reconnaissance des formations de sub-surface. Elle améliore grandement la caractérisation géologique des réservoirs. L’imagerie apporte des informations utiles pour divers domaines : la pétrophysique, la sismique, la mécanique des roches ainsi que la description géologique globale du réservoir.

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