Les diagraphies différées 18 au 20 MAI 2013 HMD diap.ppsx

Les diagraphies différées
Principes des outils et interprétation
18 – 20 Mai 2013
Groupe Ingénieurs Sonatrach Production
Animateur: Dr Mohamed Said BEGHOUL
INSTITUT ALGERIEN DU PETROLE, CORPORATE UNIVERSITY
Ecole de Boumerdes
UFR Forage & Production
IAP- Hassi Messaoud
1

Mon Nom:
Mon prénom:
Ingénieur d’Etat en Géophysique (option Diagraphies)
Mon cursus universitaire:
Expérience professionnelle:
30 années dans la branche Exploration/Développement (Sonatrach)
Docteur d’Etat en Géologie/Géophysique : Université de Strasbourg (France), 1991.
Directeur Régional Sonatrach Exploration
Président Directeur Général de HESP (ENSP/Halliburton)
Conseiller Directeur Général Société pétrolière Etrangère
Consultant Exploration/Développement ( Site web: www.begoil-consult.com)
BEGHOUL
Mohamed-Said
Qui est votre animateur?
Les diagraphies différées: principes des outils et interprétation- Dr M.S. Beghoul, 2013
2

 1ère partie :Principes des outils de diagraphie utilisés
actuellement dans l’exploration- production pétrolière .
 2ème Partie: notions d’interprétation pétrophysique et
géologique des diagraphies.
Contenu du cours
3

I. Introduction
I-1. Objectif du séminaire
I-2. Définition et origine du terme ‘’diagraphie’’
I-3. Historique de la diagraphie
I-4. Mise en œuvre – acquisition
I-5. Présentation d’une diagraphie
I- 6. Control de qualité
I-7. Les différentes catégories de diagraphies
II. Rôle des diagraphies dans l’exploration-production des hydrocarbures
III. Principe physique des diagraphies
III-1. Diagraphies open hole
III-2. Diagraphies cased hole
IV. Les différentes diagraphies selon les compagnies de service
V. Les nouvelles techniques diagraphiques en forage horizontal (LWD, MWD)
VI. Le coût des diagraphies
VII. Le marché logging en Algérie
Notions d’interprétation pétrophysique et géologique des diagraphies
Sommaire
4

I. INTRODUCTION
5

• Comprendre le principe physique des principales diagraphies
• Lire les courbes des principales diagraphies
• Faire des découpages lithologiques
• Reconnaître les fluides en place et leurs contacts
• Déterminer les paramètres physiques des formations
• Déterminer les paramètres pétrophysiques des formations tels que:
 Porosité (Neutron, Densité, Sonique, X-plot)
 Volume d’argile (Vsh ou Vcl)
 Salinité de l’eau de formation (Rw)
 Saturation en eau ( Sw)
A l’issue de ce cours, les stagiaires seront en mesure de:
6
I-1. Objectif du cours
Introduction

Introduction
I-2. Définition et origine du terme
‘’Diagraphie’’
 Diagraphe (diagrah): instrument qui permet de
projeter l’image d’un objet sur un écran et de reproduire
celle-ci en suivant les contours.
 Diagraphie: du grec dia (à travers) et graphein (dessiner)
 Equivalent américain log (bûche, rouleau)
7

Introduction
C’est l’enregistrement en continu, le long du puits,
des paramètres physiques du sous-sol ( résistivité,
radioactivité, vitesse acoustique, densité, …) et leur
interprétation en termes de caractéristiques
géologiques ( porosité, saturation en eau, argilosité,
épaisseur, pendage, fracturation, … )
géophysique de sondage
La Diagraphie (well logging)
La diagraphie est l’ECG du sous-sol
8

Introduction
 Première utilisation des diagraphies dans le monde: le 5 Septembre 1927,
en Alsace (France) par les frères Conrad et Marcel Schlumberger.
 Seule la résistivité des couches traversées par le forage est mesurée en
discontinu (une mesure tous les mètres).
 Autre nom utilisé: « carottage électrique » dans l’idée de remplacer le
carottage mécanique très coûteux et non réussi dans les formations non
consolidées ou fracturées (faible récupération de la carotte).
 Aujourd'hui, de nombreux paramètres sont mesurés en
continu et concernent pratiquement tous les domaines de la
physique (résistivité, radioactivité, densité, vitesse acoustique,
etc.).
I-3. Historique (1)
9

Historique (2)
Introduction
10

Historique (3)
Introduction
11

Historique (4)
Introduction
12

Today ’s truck
Introduction
Historique (5)
13

Mise en œuvre-acquisition
Introduction
14

Mise en œuvre-acquisition (1)
Introduction
Préparation des outils (à la base) avant l’acquisition
15

Mise en œuvre
Enregistrement des paramètres physiques (de bas en haut)
• Résistivité,
• Radioactivité,
• Densité,
• Vitesse sonique,
• Imagerie (RMN, Micro scanner)
• Etc…
Log
Introduction
16

Introduction
Position d’un outil dans le trou de forage
Outil libre
(ni centré ni
excentré)
Outil doté d’un centreur
(Ex. Laterolog, Sonique).
17

Introduction
Certains outils sont excentrés,
poussés contre la paroi du
puits:
- soit par un excentreur
- soit par le Diamètreur
Position d’un outil dans le trou de forage
18

Le camion…. logging.
Analyse quick-look sur site
Introduction
19

Introduction
Intérieur de la cabine du camion logging
20

Introduction
Intérieur de la cabine du camion logging
21

Chantier
Bureau
• Initialement enregistrées après le forage
• Enregistrements en même temps que le forage (LWD, MWD)
• Exploitation des diagraphies après la fin des enregistrements
• Utilisation des enregistrements en temps réel (RTO- Real Time
Opérations).
(Ex. Enregistrer dans un puits au golfe du Mexique et voir les courbes
d’enregistrement à Alger, à l’instant même).
Introduction
22

Présentation d’une diagraphie (1)
Introduction
 En-tête ( header)
Logo Nom compagnie
Nom compagnie de service
Puits: ALG-1
ISF – Sonic –Neutron /Densité
Scale: 1:200
Client: Sonatrach
Bloc: XXX Bassin:
Pays: Algérie
Coordonnées UTM : X = Y =
Elévation: Zs = Zt =
Date
Date logging
Date
Première lecture
Date
Dernière lecture
Date
Prof. Sondeur
Date
Prof. Logging
Date
Type boue
Date
Densité boue
Date
Rm @ BHT
Date
Rmf @ BHT
BHT °C
Opérateur
25/01/2022
Superviseur
3547.5 m
2500 m
3551 m
3550 m
Bentonitique
1.2 g/cc
0.8 Ω.m
0.03 Ω.m
96 °C
Mr…
Mr…
23

Introduction
Présentation d’une diagraphie (2)
 Echelle verticale
1/500: pour les corrélations géologiques
1/200: pour les interprétations pétrophysiques
 Support des données
Print (log papier)
Bande magnétiques
(Exabyte 8mm)
CD -rom
24

Introduction
Contrôle de qualité
 Sections de contrôle ou repeat sections: avant de procéder à l’enregistrement du
log principal, deux sections de contrôle sont enregistrées sur le même intervalle ( ± 50 m)
l’une avant et l’autre après l’enregistrement principal. Les deux sections doivent lire la
même chose que l’enregistrement principal.
Le contrôle de la qualité des enregistrements diagraphiques est une étape
primordiale avant leur exploitation. Il permet de s’assurer de la fiabilité des
outils ainsi que de la disponibilité des informations relatives à l’opération.
Les principaux points de contrôle:
 Le header (en-tête) du log: Il doit comporter toutes les informations relatives à
l’enregistrement du log.
 Calibrations des outils: la mesure de l’outils dans un étalon donné doit lire la valeur
théorique de cet étalon (Ex. l’outil sonique doit lire 57µs/ft dans le casing en acier)
 Vitesse d’enregistrement: Chaque outil a une vitesse d’enregistrement appropriée
permettant une forme continue de la courbe en fonction de la profondeur.
25

Différents types et catégories de diagraphies
 Diagraphies de résistivité
 Diagraphies acoustiques
 Diagraphies nucléaires
 Selon le principe physique de base
 Selon l’état du puits
 Diagraphies en trou ouvert
 Diagraphies en puits tubé
Introduction
 Diagraphies d’exploration
 Diagraphies de production
Selon le statut du puits
26

II- Rôle des
diagraphies dans
l’exploration -
production des
hydrocarbures
27

Géophysique
en
Forage
Diagraphies
Production
Géologie
Réservoir
Exploration
Développement
Exploitation
. Réservoir
Installations de Surface
Rôle des diagraphies
Diagraphies
Place des diagraphies dans la branche E&P
28

Il est difficile d’imaginer l’exploration du sous-sol par le
forage d’un puits sans faire appel aux diagraphies du fait
de leur précieux apport sur tous les plans:
 Plan technique
Données quasi continues en profondeur, objectives (basées
sur des principes physiques), quantifiables et rapidement
exploitables .
 Plan économique
Les diagraphies sont moins coûteuses comparativement à
d’autres méthodes (carottage mécanique, etc.)
29

 Réservoir et géologique
Caractérisation des réservoirs
 Evaluation des caractéristiques pétrophysiques
 Lithologie des formations traversées par le forage
 Epaisseurs des formations
 Nature des fluides et leur contacts
 Etude de la performance des réservoirs (production)
 Evaluation des réserves en place, …
Caractérisation géologique des bassins
 Corrélations entre différents forages
 Extension latérale des formations
 Analyses tectonique et stratigraphique régionales
 Sédimentologie: orienter le positionnement des forages
 Approche géochimique (Diagraphie NGS), …
30

Exemple de résultat d’interprétation pétrophysique des
diagraphies
31

 Autres applications
 Etat et sécurité du puits
 Mesure des pressions et des températures dans le puits
 Détection des zones de surpression (éruption de puits)
 Analyse de la qualité de la cimentation des tubages
 Contrôle de la corrosion des tubages,…
 Recherche minière: détection des accumulations de sel, uranium,
charbon,…
 Hydrogéologie
 Géothermie
 Stockage de gaz dans le sous-sol,…
32

Risques et responsabilités
Mauvaise interprétation
Induire en erreur l’entreprise dans les
prises de décisions sur le puits
(jusqu’à perte de millions de dollars)
Mauvaise qualité
33

III. PRINCIPES
PHYSIQUES DES
DIAGRAPHIES
34

DIAGRAPHIES
«OPEN HOLE»
Schéma d’un trou ouvert (« open hole »)
Resistivités
Acoustiques
Imagerie
Nucléaires
35

Principes physiques Open hole
III-1-1- Schéma d’un puits ‘’open hole’’ et «cased hole»
Tubage
Sabot
Ciment
Diamètre d’invasion
Cased hole
Open hole
Zone lavée
Zone de transition
Zone vierge
Mud-cake
36

Schématisation des zones aux abords du puits
Zone vierge (Rt)
Zone de transition (Ri)
Zone lavée (Rxo)
Mud-cake (Rmc)
Boue (Rm)
Rmc -
Rm -
Rxo -
Rt
Distance du puits
37

DIAGRAPHIE DE
POLARISATION SPONTANEE
(PS)
38

Diagraphie de potentiel spontané (PS): Définition
C’est la différence de potentiel électrique de la terre mesuré entre 2 électrodes:
l’une (M) située dans la colonne de boue d’un forage et l’autre (N, de référence) sur
la surface.
N
M
Boue
N
M
Boue
Sonde
L’outil PS n’existe pas: l’électrode de
mesure (M) fait partie du corps d’un
outil quelconque de diagraphie
Principes physiques Open hole SP
39

Ce potentiel (exprimé en millivolts-mV-) est causé par le déséquilibre ionique
entre l’eau de formation et la boue de forage quand les salinités sont différentes.
C’est le résultat de deux processus de mouvement des ions entre le filtrat de
boue et l’eau de formation:
 Potentiel de jonction liquide (Ej): contact direct ‘’boue-formation perméable’’
 Potentiel de membrane (Em) ou shale potential: la boue et la formation
sont séparées par une couche d’argile jouant le rôle de membrane.
Rw
Rmf
Boue
(Rm)
Argile (membrane) séparant la boue et la formation perméable
Em
Contact direct ‘’boue-formation perméable’’
Ej
Diagraphie de PS: origine du potentiel mesuré
40

Diagraphie de potentiel spontané (PS): potentiel de jonction liquide
Boue (Rm)
Rw
Rmf
Ej
Zone
envahie
Zone
vierge
+
+
+
+ +
+
-
-
-
- -
Entre le filtrat de boue et l’eau de formation: la mobilité des anions (Cl-) est plus
grande que celle des cations (Na+): concentration d’un flux de charges
négatives dans la solution la moins salée (Filtrat de la zone lavée).
Ej = - K2*log (Rmf/Rw)
K= 11.6 mV pour une solution NaCl à 25°C
41

Diagraphie de potentiel spontané (PS): potentiel de membrane
 La membrane se situe entre 2 milieux à salinités différentes ( Formation et filtrat):
l’argile, imperméable aux anions Cl- , ne laisse passer que les cations Na+ : naissance
d’une pile dont le pôle positif correspond au milieu le moins salé ( boue dans l’exemple).
 Mouvement cationique du milieu salé vers le milieu moins salé ( formation Boue) à
travers la couche d’argile comme membrane.
Em = -K1*log (Rmf/Rw)
K= 59mV pour une solution NaCl à 25°C
Boue (Rm)
+
+
+
+
+
+
Em
+
- -
-
-
Rw < Rmf
Rmf
Argile
(membrane)
-
42

Potentiel électrochimique (Ec)
C’est la somme des potentiels de jonction liquide
ou de diffusion (EJ) et de membrane (Em):
Ec = Em + Ej
 Potentiel électrocinétique (Ek)
Apparaît quand le filtrat de boue pénètre dans la formation perméable sous la
pression de la colonne de boue. En face des zones (imperméables) le potentiel
électrocinétique étant faible, le potentiel mesuré est seulement lié au
potentiel électrochimique.
Les deux composants du potentiel SP selon le mouvement ionique
+
Em
+ Ej
Rw
Rmf
Boue
(Rm)
43

Distribution des lignes de courants de la PS dans le puits
( cas: Rmf > Rw)
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
Grès
Argile
Argile
PS
Rw
Rmf
44

Echelle et lignes de base de la PS
 L’échelle de la courbe de PS n’a pas d’origine
 La valeur de la déflexion est mesurée à partir de la ligne de base des argiles
- +
10 mV
Ligne de base argile
Ligne de base grès
Déflexion PS = - 60 mV
Argile
Argile
Grès
45

Influence de la salinité sur la PS
Argile
Grès
+
Rw <Rmf
Rw << Rmf
Rw =Rmf
Rw > Rmf Eau de formation douce
Eau de formation et filtrat
ont la même salinité
Eau de formation beaucoup
plus salée que le filtrat
Eau de formation plus
salée que le filtrat
Ligne de base des argiles
46

Influence de l’argilosité sur la PS
Vsh=0
Vsh=25%
Vsh=50%
Argile dispersée
Argile laminée
47

Influence de l’épaisseur: la PS statique (PSS ou SSP)
La PSS est la valeur de la déflexion théorique d’un banc perméable
- mV +
10
La PSS peut être lue directement si le banc est propre (argilosité nulle), plus
épais que les argiles encaissantes, poreux et perméable (cas 1)
Si ces conditions ne sont pas réunies l’obtention de la PSS nécessite des
corrections en utilisant des abaques appropriés (Cas 2 et 3)
(2)
(1) (3)
48

- mV +
10
- mV +
20
Effets de parasites sur la PS
PS non bruitée
Exemple de PS
bruitée (magnétisme
sur le câble, soudure
en surface,)
49

Applications de la PS
 Limite et épaisseur des couches
 Distinguer les couches perméables des couches imperméables
 Détermination de la salinité de l’eau de formation (Rw)
 Estimation de l’argilosité (Vsh)
La PS n’est pas utilisée en boue à l’huile mais seulement en boue conductrices
Conditions d’utilisation
Limite de la PS: mauvais indicateur de la
lithologie comparativement au G.Ray
Grès
compact
Calcaire
imperméable
Argile
Argile
SP
GR
50

DIAGRAPHIES DE RESISTIVITE
 Rappels classiques
 Laterolog (deep, shallow)
 Induction
 Microresistivités
51

Principes physiques Open hole Résistivité
Définition de la résistivité
La résistivité d’un milieu est la propriété physique qui détermine la capacité de
ce milieu à laisser passer le courant électrique.
C’est la résistance ohmique d’un cylindre de longueur (L) et de section (S)
R- résistance électrique, ohm (Ω)
L-longueur du cylindre
S-section du cylindre
ρ- résistivité , ohm.m (Ω.m)
L
S
La conductibilité d’une roche est essentiellement électrolytique, c’est-à-dire grâce à
l’eau qu’elle contienne et sa résistivité est de ce fait inversement proportionnelle à
sa richesse en eau, donc à sa porosité.
52

Grande profondeur: Deep Induction (DIL-6FF40), Laterolog deep (LLd). Elles mesurent
la zone vierge (Rt)
Profondeur moyenne: Induction medium (ILm), Laterolog shallow (LLs), la Spherical
Focused Log (SFL), la Sonde petite Normale (SN) . Elles mesurent la zone de
transition (Rzt).
Faible profondeur: Microlog (ML), Microlaterolog (MLL), Microspherical Focused Log
(MSFL): mesurent le mud-cake (Rmc) et la zone lavée (Rxo).
Classiquement, il existe 3 types de diagraphies de résistivité selon
la profondeur d’investigation:
Zone lavée
Zone de transition
Zone vierge
Mud-cake
Rmc
Rt
Rxo
Rzt
Principes physiques Open hole Résistivité
53

Principe de base de mesure
Sonde
monoélectrode
Source
T
E
i
V
Lignes de courant
Lignes équipotentielles
Source
T
E
M
V
N
i
Mesure de la ddp (E,M) en terme de
résistivité du milieu.
Source
T
E
V
i
B
A
Mesure de la ddp (E,B) et (E,A) et la
surface. La mesure est plus précise.
Le principe de base commun à toutes les diagraphies de résistivité consiste à
envoyer un courant électrique (i) dans le sol et mesurer la différence de potentiel
entre l’électrode de surface (référence) et celle(s) descendue(s) dans le trou de
forage.
Résistivité
54

Depuis le développement des diagraphies, vers les années en 1920 par
les frères Schlumberger, une grande variété d’outils de résistivité a été
introduite mais les techniques de mesure de plus en plus sophistiquées
n’ont pas cessé de progresser jusqu’à nos jours.
Principes physiques Open hole résistivité
Evolution des outils de résistivité
 Les anciennes générations d’outils: courant non focalisé
Sonde Normales
Sondes latérales
 Les générations intermédiaires: courant focalisé
 Les dernières générations
Les Laterologs
55

 Sonde Normale: simple dispositif envoyant un courant constant (I) en A et
mesurant le potentiel (V) en sur une seule électrode M, lequel est fonction de la
résistivité (R) du milieu. La résistivité mesurée est influencée par l’espacement (L ) de
l’outil.
M
I
A
N
Espacement = L
O
B
O - point de mesure = milieu de AM
V
R
Petite Normale : L= 16’’(40cm): mesure Rxo (zone lavée)
Grande Normale: L= 64’’ (1.6m): mesure entre Rxo et Rt
Rayon d’investigation ≈ 2L
Résolution verticale ≈ 2L
 Les anciennes générations d’outils
Résistivité
56

Epaisseur < AM
M
A
Epaisseur
M
A
Epaisseur >> AM
Epaisseur
Courbe théorique
Courbe mesurée
 Sonde Normale
Effet ‘’Espacement –Epaisseur’’ sur la résistivité mesurée
Courbe centrée sur la couche mais Rt mesurée < Rvraie
Résistivité
57

 Sondes latérales: 2 électrodes de mesures M et N très proches
dans le trou de forage. On mesure la DDP (∆V) entre M et N qui est fonction
de la résistivité du milieu.
M
I
A
N
Espacement = L
O
B
O - point de mesure = milieu de MN
∆V
R
Espacement L = 18’8’’ (5 à 6m)
Rayon d’investigation ≈ L
Résolution verticale ≈ L
Pour toutes les sondes, plus
l’espacement (L) est élevé et plus la
profondeur d’investigation est
importante
Résistivité
58

 Sondes latérales
• La courbe est dissymétrique par rapport à la couche mais la base de la
couche est bien définie.
• La valeur de la résistivité de la couche est lue selon le rapport entre
l’épaisseur (E) de la couche et l’espacement (L) de la sonde: Plusieurs règles
empiriques de lectures sont possibles.
A
O
AO
AO
Epaisseur = E
E/2 + AO
Plateau
Rt = Rapp.
Pic de réflexion
O
A
E
AO = L
Courbe théorique
Courbe mesurée
Résistivité
59

Les outils de l’ancienne génération sont affectés par les conditions du trou et
l’épaisseur car le courant envoyé n’est pas focalisé: la résistivité enregistrée ne
correspond pas réellement à celle de la couche. C’est une moyenne des
résistivité Rm, R0, R1 et R2 , d’où le développement des outils à courant focalisé.
R2
R0
R1
Rm
R2
R0
R1
Courbe théorique
Courbe mesurée
Résistivité
61

R2
R0
R1
Rm
Courant non focalisé: lignes de
courant dans toutes les directions
Courant focalisé et non focalisé
Courant focalisé: lignes de courant
perpendiculaires à l’axe du puits.
R2
R0
R1
Rm
Courbe théorique
Courbe mesurée
Résistivité
62

DIAGRAPHIE
LATEROLOG
63

Principes physiques Open hole Laterolog
Les outils à courant focalisé
 Laterolog 7 (LL7): épaisseur de la nappe de courant = 1 m
 Laterolog 3(LL3): épaisseur de la nappe de courant = 30cm mais
moins profond que le LL7
 Dual Laterolog (DLL): plus profond que le LL7 et mesure 2 courbes
 Laterolog deep (LLd)
 Laterolog shallow (LLs)
Nappe de
courant
64

Principe de focalisation du courant: sonde à 3 électrodes
Source
V
Equilibrage
Electrode de garde
Electrode de garde
Electrode centrale
(injection du courant)
 Les électrodes de garde sont portées au
même potentiel que l’électrode centrale, ce
qui pousse le courant injecté à être
perpendiculaire à l’axe de l’électrode
centrale (focalisation).
 La focalisation permet de détecter les
bancs de quelques centimètres
d’épaisseur et mesurer leur vraie
résistivité.
65

Exemple de log DLL
Deep Laterolog
Shallow Laterolog
Micro SFL
DUAL LATEROLOG-MSFL
0.2 200
SP
+
HC
Eau
Zone à Hydrocarbures
Rdeep > Rshallow > RMSFL
Zone à eau
Rdeep < Rshallow < RMSFL
Cas Rw < Rmf
Zone vierge (Rt)
Zone de transition (Ri)
Zone lavée (Rxo) (MSFL)
Mud-cake (Rmc)
Boue
(Rm)
Rmc -
Rm -
Rxo -
Rt
Distance du puits
66

Conditions favorables d’utilisation du Laterolog
Les Laterologs nécessitent une boue
conductrice (salée) afin d’assurer la liaison
électrique entre la boue et la formation et
sont utilisés dans les formations à grandes
résistivités.
67

Principes physiques Open hole Nouveau Laterolog
High Resolution Laterolog Array Tool- HRLA
 5 nappes de courant focalisés à pénétration différentes
 5 résistivités ( de la zone lavée à la zone vierge)
 Vraie valeur de la résistivité de la zone vierge (Rt)
 Détermination du diamètre d’invasion
 Non affecté par les bancs encaissants
 Définition des niveaux à faible épaisseur
EC
EG
EG
EG
EG
EG
EG
Rm Rxo Rt
Mode 0 Mode 3
Mode 2
Mode 1 Mode 5
Mode 4
Puits Zone lavée Zone de transition Zone vierge
68

Comparaison logs HRLA - DLL
Effet Groningen sur LLD: les grandes résistivités
forcent le courant à retourner en surface générant
ainsi une résistivité artificielle plus élevée faussant
le calcul des Sw.
LLD classique: le courant doit retourner en
surface, ce qui nécessite des câbles en plus et
cause des voltages parasites dans le puits.
Laterolog HRLA: le courant est retourné vers
l’outil de fond, ce qui évite l’usage de câbles et le
voltage parasite.
Les résistivités HRLA sont plus précises et
détectent mieux les bancs minces
Nouveau Laterolog
69

Spécification de l’outil HRLA
Résolution verticale: 5cm
Profondeur d’investigation: 125cm
Vitesse d’enregistrement: 20 m/mn
Diamètre de l’outil: 9cm
Longueur de l’outil: 8m
Maximum température: 150°C
Maximum pression: 15 000 psi
Principes physiques Open hole Nouveau Laterolog
70

DIAGRAPHIE
D’INDUCTION
71

Principes physiques Open hole Induction
 Envoi d’un courant alternatif dans la
bobine émettrice et création d’un champ
magnétique (W).
 Apparition d’un courant alternatif induit
(I) dans la formation, proportionnel à sa
conductivité.
 Ce courant crée à son tour dans la
bobine réceptrice une tension (V)
proportionnelle à la conductivité de la
formation.
 Cette conductivité est transformée en
résistivité (R) puis mesurée par l’outil
induction ( Rt =K*V/I)
Bobine de
d’émission
Point de
mesure
Bobine de
réception
Formation
Ampli.
Oscillateur
Champ
magnétique
(W)
Courant
électrique
induit (I)
L’induction est un outil électromagnétique: principe
72

Evolution de l’outil induction
 La technique IES (Induction Electrical Survey) a été introduite
pour la première fois, en 1947, par Henry Doll , un ingénieur de
Schlumberger et a commencé à être commercialisé en 1956.
L’outil consistait en une seule bobine d’émission et une bobine de
réception. L’outil était très affecté par les conditions de trou.
 Durant les 50 dernières années, beaucoup de progrès ont été
développés dans la conception de l’outil et notamment en
matière de multiplication du nombre de bobines d’émission et de
réception afin d’augmenter la résolution verticale et la
profondeur d’investigation.
73

C’est l’outil le plus utilisé depuis les années 60
jusqu’aux années 80.
6 bobines (3 paires ‘’Emetteur-Récepteur’’
espacés de 40’’),
Double focalisation FF (radiale et verticale).
3 paires d’émetteur-récepteur, placés en série
pour produire un seul signal.
3 à 4 profondeurs d’investigation (ILd, ILm, ILs
et MSFL).
1. L’induction 6FF40
74

2. Dual Induction (DIL) (années 1970-1980): ILd, ILm, LL8, SFL: peut être
combiné avec SP, GR, Sonic et Densité –Neutron.
Les outils induction classiques ne mesurent que la conductivité perpendiculaire
à l’axe de l’outil, c’est-à-dire la conductivité horizontale quand le puits est
vertical. Mais la conductivité verticale, ignorée, peut être très différente quand
le milieu est anisotrope.
Les outils classiques ont une faible profondeur d’investigation ( environ 40 cm),
une faible résolution verticale et nécessitent des corrections sur l’invasion et
sur l’effet des épontes.
Les nouveaux outils mesurent aussi bien la conductivité horizontale que
verticale, ce qui est très utile dans le cas de bancs minces et des formations à
grand pendage structural.
Les nouveaux outils sont dotés de softs de correction automatique sur les
conditions du trou et les épontes.
75

Exemple de combinaison DIL -GR -SONIC
Sonic ∆t
Résistivité
Les bancs minces ne sont pas bien détectés par le DIL
76

Exemple de combinaison DIL -GR –SONIC- DENSITE-NEUTRON
77

3. Phasor Induction -SFL: ILd, ILm, SFL
SP
Deep
Medium
SFL
Conductivité
Trois (03) profondeurs d’investigation
Résolution verticale 2ft
Correction automatique des effets épontes
Correction automatique sur l’effet du trou
Résistivité réelle de la formation
78

4. Array Induction Imager Tool (AIT),
Les différents types de l’AIT
 Les plus récents des outils d’induction
 jusqu’à 6 mesures de résistivité à différentes
profondeurs d’investigation (50 à 300 cm selon le type de
l’outil)
Résistivité réelle de la formation vierge,
 Identification des zones à hydrocarbures mobiles,
 Image du profil d’invasion,
 Détection des bancs minces.
 Vitesse d’enregistrement: 18m/mn
 Pression et températures limites: 15000 psi; 125 à 150°C
 Type de boue: huile
 Longueur de l’outil: 6 à 10 m selon le type
79

HRAI- High Resolution Array Induction
 Six courbes de résistivité
 profil d’invasion
Rt
Rxo
Invasion
6 Rinvest.
6 courbes
80

 De par son principe électromagnétique à haute fréquence, la diagraphie
induction ne necessite pas de contact direct avec la boue ou la formation.
 Conditions favorables pour l’induction
 Boues à huile ou douce
 Formations de résistivité faible à modérée
 Conditions défavorables
 Boue salée,
 Formations à grande résistivité (> 100 ohm.m)
 Formations à trop faible résistivité (skin effet )
Conditions d’utilisation de l’induction
Le skin effect est surtout caractéristique pour la sonde 6FF40 quand la
résistivité de la formation est inférieure à 1 ohm.m (la résistivité enregistrée sera
plus élevée que la résistivité réelle de la formation).
81

Contrairement aux courants continus ou à basse fréquence, les courants à
haute fréquence ne se propagent pas à travers la totalité de la section du
conducteur.
 Le courant se cantonne dans les couches proches de la surface du
conducteur sur seulement une faible épaisseur (e) de ce dernier.
 La densité de courant décroît de façon exponentielle en allant de cette
épaisseur (e) vers le centre (O) du conducteur. Cette diminution de la section
conductrice se traduit par une augmentation de la résistance du conducteur .
Skin effect (effet de peau): définition
o
Vers le centre du conducteur
o
e
Densité
du
Courant
Conséquence: pour une formation à très faible résistivité, la résistivité enregistrée est
supérieure à celle réelle de la formation.
82

LES MICRO RESISTIVITES
83

Principes physiques Open hole Microresistivités
 Les Microresistivités ont les mêmes principes physiques que le Laterolog et
l’Induction avec lesquelles ils sont généralement enregistrés.
 Les électrodes de mesure sont montées sur un patin fortement appuyé
contre la paroi du puits pour assurer le contact électrique directement avec la
formation.
Zone vierge
Zone de
Transition
Zone
lavée
84

MICROLOG (ML) MICROLATEROLOG (MLL) Microspherical Focused Log (MSFL)
Types de patins des outils de Microresistivités
85

Zone lavée
Zone de transition
Zone vierge
Mud-cake
Rxo
Les outils de Microresistivité ont une faible profondeur
d’investigation. Ils lisent dans la zone lavée (Rxo) mais ont une
grande résolution verticale (détection des bancs minces).
86

 Mesure de la résistivité de la zone lavée (Rxo)
 Détection de bancs minces
 Indication de zones poreuses et perméables (séparation des courbes)
 Corriger les Résistivité LLd et ILd sur l’effet de l’invasion.
 Idée sur la mobilité des hydrocarbures (Saturation Sxo)
ML : Microlog: (le seul outil non focalisé)
MLL: Microlaterolog (1953)
Proximity log
MSFL: Micro Spherical Focused Log (principe du SFL)
MCFL: Microcylindrical Log: focalisation verticale et horizontale.
Les principaux outils de Microresistivités
Applications
87

Deep Laterolog
Shallow Laterolog
Micro SFL
DUAL LATEROLOG-MSFL
0.2 200
SP
+
HC
Eau
Exemple de réponses
La réponse du MSFL est pratiquement
constante comparativement aux
réponses Deep et Shallow car le MSFL
lit la zone lavée où le fluide principal
est le filtrat de boue.
La détection des bancs minces
est plus évidente sur le MSFL.
88

Bouclier
Sédiments
glaciaires
Roches
sédimentaires
Eau,
aquifères
0.01 0.1 1 10 100 1000 10 000 100 000
Eruptives
Argiles Sables
Shales
Dolomite, calcaire
Eau salée Eau douce Permafrost
Résistivité (ohm.m)
100 000 10 000 1000 100 10 1 0.1 0.01
Conductivité (mS/m)
Sulfures
Graphite
Grès, conglomérats
mS/m- microsiemens /mètre
Principes physiques Open hole résistivité
Gammes de variation des résistivités des roches
89

DAGRAPHIES
ACOUSTIQUES
(Soniques)
Introduites en 1958
90

Principes physiques Open hole Diagraphies acoustiques
Quelques rappels théoriques: propriétés d’une onde sonique
AMPLITUDE
Période T
Longueur d’onde l
TEMPS
l
DISTANCE
Maxi
Mini
F = 1/T
l = V/F
Amplitude (A), Maxi, Mini
Période (T), secondes
Vitesse (V), m/s
Longueur d’onde ( l), m
Fréquence (F), Hertz
La longueur d'onde c'est la distance parcourue par
l'onde en une période.
A
T
Atténuation d’une onde
Basse fréquence
Haute fréquence
HF et BF
91

sin 𝑖
𝑉1
=
sin 𝛼
𝑉1
=
sin 𝛽
𝑉2
i

β
Rayon incident
Onde réfléchie
Onde réfractée
𝒔𝒊𝒏 𝜶
𝑽𝟏
=
𝟏
𝑽𝟐
𝑠𝑖 𝛽 = 90° , 𝑜𝑛 𝑎𝑢𝑟𝑎𝑖𝑡
V1 V2
Onde réfléchie et onde réfractée
92

Les différents types d’ondes
Onde P plane Onde P sphérique
 Le déplacement du sol se fait par dilatations et compressions successives. Ces
déplacements du sol sont parallèles à la direction de propagation de l'onde
 Ces ondes sont les plus rapides (6 Km/sec) et arrivent les premières au récepteur.
Ondes longitudinales (onde P- Primaire ou de compression)
93

ondes transversales (onde S- secondaires ou de de cisaillement )
 Le mouvement du sol s'effectue perpendiculairement au sens de propagation de
l'onde.
 Ces ondes ne se propagent pas dans les liquides. Leur vitesse est de 4 Km/sec.
 Elles apparaissent en second sur les récepteurs.
Onde S plane Onde S sphérique
94

Séparant des ondes P et S avec la propagation
Connaissant leur vitesse, la différence des temps d'arrivée des
ondes P et S permet de localiser l’épicentre du séisme.
95

Introduction
A l’origine, les principes acoustiques étaient développés juste
pour aider l’interprétation des données sismiques mais il a été
constaté que ces mesures pourraient être d’un grand apport
dans :
 l’estimation de la porosité des roches.
 les corrélations entre sondages
 la définition de la lithologie, etc.
 La diagraphie sonique utilise généralement les ondes de compression
(mouvement longitudinal des particules). Ces ondes se propagent dans les
solides, les liquides et les gaz.
 Les ondes transversales ne se transmettent pas dans les liquides
96

ONDES LONGITUDINALES (de compression)
mouvement longitudinal des particules
Se propagent dans les solides, les liquides et les gaz.
97

ONDES TRANSVERSALES
Mouvement transversal des particules
Ne se transmettent pas dans les liquides
98

Principe de mesure: Emission d’une onde de compression (P) et
enregistrement du temps de transit ( ∆t) par des récepteurs (R1, R2)
situés à une distance donnée de l’émetteur (3 à 5 pieds).
R2
R1
E
P
E- Emetteur
R1, R2- Récepteurs
P- Onde de compression
(longitudinale)
Boue de forage
Formation
(ΔT)
 Le ΔT (µs/pied) est enregistré en échelle linéaire
 Le paramètre mesuré est la vitesse de
propagation des ondes P.
 La profondeur d’investigation du sonique n’est pas très
élevée, c’est un outil qui mesure dans la zone lavée.
99

Principe de
mesure de la
diagraphie
acoustique
100

 Profondeur d’investigation: environ une longueur d'onde (fonction de la
fréquence de la source et de la vitesse des ondes).
Ex: fréquences moyennes 10 à 30 kHz et vitesses de compression dans les
roches dures varient de 5 à 8 km/s: la profondeur de pénétration dans les
roches dures est d'environ 20 cm.
 Le temps de propagation (∆t) des ondes dépend du type de la roche:
matrice, propriétés mécaniques, porosité, nature du fluide, etc.
 Résolution verticale : en fonction de la distance entre les deux
récepteurs (environ 30 à 50 cm).
∆t = (1-φ).∆tma + φ.∆tf
101

Effet du trou sur les mesures soniques
Dans les caves et en cas d’inclinaison de la sonde dans le puits, les valeurs
enregistrées ne représentent pas les vraies paramètres de la formation. Ce
problème est surtout reconnu aux anciens outils soniques. Des corrections
sur l’effet du trou sont nécessaires.
TR
R1
R2
Zone cavée
Outil incliné
ΔT
Valeurs erronées
102

Formation
R1
R2
R2
E
R1
E
∆t1
∆t2
 Réduit l’effet du trou (cavage) et de la
non centralisation de la sonde .
 Deux émetteurs et 2 paires de
récepteurs.
 Mesure le temps écoulé (∆t1 et ∆t2 )
entre la détection de la première arrivée
au niveau des deux paires de détecteurs
Outil BHC- Borehole Compensated Tool
 Le temps ∆t enregistré est une
moyenne des deux mesures
103

Exemple de log Sonic combiné avec GR et Résistivité
104

Parfois, la première arrivée peut devenir trop faible
quand elle arrive au deuxième récepteur (arrivée trop
tardive). Le temps de transit sera alors élevé: c’est le
phénomène de skipping. Le log montre des lectures
anormalement élevées.
Le skipping peut apparaître quand le signal est atténué
par des formations non consolidées, les zones
fracturées, la présence de gaz, etc.
Le Skipping (saut de cycle)
R2
R1
E
P
Formation (ΔT)
140 ΔT (µsec/ft)
40
Skipping
105

Applications
 Détermination in situ des vitesses des ondes de compression et de cisaillement
utilisées dans l'interprétation des données sismiques de surface et de tomographie trou-
à-trou.
 La combinaison des vitesses de compression et de cisaillement avec les données de
diagraphie de la densité permet de calculer les paramètres élastiques de la formation
(coefficient de Poisson, module d'élasticité, module de compressibilité et module de
cisaillement) pour les besoins des études géotechniques et minières.
 Détermination de la porosité dans les roches poreuses à partir de la vitesse de l'onde
de compression.
 Détection des fractures ainsi et approche de la perméabilité des fractures (amplitude
de l'onde de Stoneley).
 Corrélations lithologiques entre différents sondages.
 Analyse de la qualité de la cimentation des tubages (CBL- amplitude des ondes de
compression)
106

 Grès compactes 55.6
 Calcaires 47.5
 Dolomies 43.5
 Casing 57
)
/
( ft
s
tma 

Contrôle de qualité
107

Nouvelles générations d’outils Sonic
Nombre d’émetteurs/ recepteurs selon la compagnie de service
Crossed-Dipole Sonic Tool
SAT ( Sonic Array Tool): 2 Emetteurs et 5 à 14 Récepteurs
Ondes de cisaillement, de compression, anisotropie du milieu, orientation des
contraintes tectoniques maximales et minimales, mécanique des roches, fluides en
place, etc…
 Full Wave Sonic Tool (FWST)
 WAVESONIC
108

DIAGRAPHIES
D’IMAGERIE
(Borehole Imaging)
109

 Les diagraphies d’imagerie visent à fournir des informations géologiques
fines aux abords immédiats du trou de forage.
Le concept d’imagerie du puits datait déjà des années 50 mais c’est en 1968
que le premier outil, le Borehole Televiewer, a été développé par la Société
Mobil mais l’outil ne se limitait qu’à avoir une idée, parfois floue, sur la forme
de la paroi du puits.
 Les premiers outils d’imagerie moderne ont commencé a voir le jour dans
les années 80 et les améliorations répondant aux problèmes de conditions de
trou et aux besoins du géologue ont fait que le nombre et les type d’outils ne
cessent d’inonder le marché logging de nos jours.
 La compétitivité entre les différentes compagnies de services,
essentiellement Schlumberger (Slb) et Halliburton (HES), a beaucoup contribué
au développement d’outils d’imagerie très perfectionnés que nous connaissons
aujourd’hui.
DIAGRAPHIES D’IMAGERIE (Borehole Imaging) introduction
110

Plusieurs informations peuvent être fournies par l’imagerie
selon le type d’outil:
 Pendage structural
 Bancs minces
 Structures sédimentaires
 Failles
 Fractures (naturelles ouvertes ou fermées, induites,)
 Direction privilégiée du forage horizontal
 Ovalisation du trou de forage (breakouts)
 Etat du tubage (corrosion, déboitement, …)
DIAGRAPHIES D’IMAGERIE (Borehole Imaging) Application
111

Principaux outils
 Outils Schlumberger
FMS- Formation MicroScanner (µR)- année 1986 , (boue à base d’eau)
FMI- Fullbore Formation Micro Imager (µR) (boue à base d’eau), année 1991
ARI- Azimutal Resistivity Imager (µR) – année 1992
OBDT- Oil-Based Dipmeter Tool (µR)
OBMI- Oil-Based Micro Imager
UBI- Ultrasonic Borehole Imager (∆t) (tous types de boue)
(µR)
 Outils Halliburton
EMI- Electrical Micro Imager (année 1994)
CAST-V - Circonferential Acoustic Scanning Tool
DIAGRAPHIES D’IMAGERIE (Borehole Imaging)
112

FMI- Fullbore Formation Micro Imager
Augmentation de la
couverture d’image à 80%
avec le temps par la
multiplication de patins ,
d’injecteurs de courant et
de capteurs.
52 capteurs 64 capteurs 192 capteurs
Patin d’image
40% 80%
Patins
113

FMI- Fullbore Formation Micro Imager
Exemples de résultats
Faille
Pendage structural
Structures
sédimentaires
(Paleocourant)
0 180 360
Fracture plongeant
vers le sud
114

OBMI: Oil-Based Micro Imager
 Envoi d’un courant alternatif (I)
dans la formation au dessus et au
dessous des 5 paires de capteurs.
 Mesure de la ddp (∆V) entre les
paires de capteurs qui donne une
résistivité Rxo = K*(∆V)/I.
Boutons
capteurs
8 cm
37
cm
Rxo
I
Injecteur de
courant I
Injecteur de
courant I
∆V
Vue de face
Vue de profil
Formation
115

OBMI:Oil-Based Micro Imager
Surface érosive
Carotte OBMI
plans stratigraphiques
Fractures
Faille orientée N 30
116

Un transmetteur-récepteur en rotation envoie des ondes
ultrasoniques et reçoit les réflexions (amplitudes ∆t) de la
paroi du puits ou du casing.
 Insensibilité à la lithologie
 Image sonique orientée par rapport au nord.
 Ne détecte que les fractures ouvertes
 Couverture d’image :100%
UBI- Ultrasonic Borehole Imager (OH et cased hole)
117

UBI
FMI ARI UBI
Fractures
0 120 240 360
Trou de serrure (keyhole wear)
vers le sud.
Bite size
Puits à section ovalisée SE –NW (breakouts)
0 120 240 360
118

EMI- Electrical Micro Imager
 150 électrodes de mesures réparties
sur 6 patins indépendants (25 courbes
de Microresistivité par patin)
 Couverture 60%
 Pas d’échantillonnage: 0.1 pouces
(0.25cm)
119

EMI Exemple de résultats
 Détails stratigraphiques
 Bancs minces
 Fractures
 Failles
 Pendage structural
E W
S N
N HDT
Pendage Sud
120

CAST-V - Circonferential Acoustic Scanning Tool
Electronics
Instrument
Navigation
Instrument
Mud Cell/Motor
Assembly
Scanning Head
Ultrasonic
Transducer
Même principe que l’UBI
 Emission d’ondes acoustiques de haute
fréquence par un émetteur rotatif
 Mesure des amplitudes des réflexion et
temps de parcours de des ondes sur les parois
du puits
 Résolution vertical: 0.3’’
 Diamètreur à haute résolution (360°)
 Correction automatique sur l’effet du trou.
121

CAST-V
Open hole:
fractures, failles,
structures
sédimentaires,
Cased hole:
inspection du casing
(diamètre et
épaisseur), qualité
de la cimentation,
Utilisation: open hole et cased hole
122

DIAGRAPHIES
NUCLEAIRES
 Gamma Ray
 Densité
 Neutron
123

Généralités (1)
 Les diagraphies nucléaires ont été introduites tardivement,
en 1940, par rapport aux diagraphies électriques ( 1927).
 Parmi les 3 rayonnements nucléaires alpha, Béta, Gamma,
seul le dernier, de type électromagnétique, est utilisé en
diagraphie à cause de son pouvoir de pénétration.
 Parmi les particules élémentaires seul le neutron est
utilisé en diagraphie du fait de sa charge électrique nulle et
de son grand pouvoir de pénétration dans les milieu
dépourvus d’hydrogène.
Principes physiques Open hole Nucléaires
124

Généralités (2)
 La diagraphie de rayonnement gamma naturel
(Gamma Ray) est la première à être introduite.
 Diagraphie de rayons gamma naturels (Gamma Ray-GR):
radioactivité naturelle
 Diagraphie de densité (Gamma -Gamma): radioactivité
provoquée
 Diagraphie de neutron (Neutron- Gamma): radioactivité
provoquée
Les principales diagraphies nucléaires
125

Diagraphie Gamma Ray (GR)
126

Le rayonnement gamma naturel provient de la désintégration des noyaux radioactifs
contenus dans les roches. Les principaux radioéléments sont:
 Potassium ( K40)
 Thorium (Th 232)
 Uranium (U 238)
Puits
Compteur Rγ
R γ naturels
Outil GR
Câble
On enregistre soit une seule courbe
globale incluant les 3 rayonnements K, Th,
U (Diagraphie GRtotal) , soit 3 courbes
distincts (K, Th, U) simultanément
(Diagraphie de spectrométrie de rayons
gamma NGS ou NGT)
Premier Gray dans le puits: en 1953
127

128

Résolution: 1 pied
Vitesse d’enregistrement : 6 m/mn
Investigation : 15 à 20 cm
Applications
 Remplace la PS dans les boues salées ou à huile
 Estimation du volume d’argile
 Définition de la lithologie
 Détecter les minéraux radioactifs
 Calage de référence des profondeurs
0 150
API
…………….
…………….
…………….
…………….
…………….
…………….
…………….
…………….
…………….
- - - - -
- - - - -
- - - - -
- - - - -
- - - - -
- - - - -
- - - - -
- - - - -
- - - - -
…………….
- - - - -
- - - - -
…………….
- - - - -
- - - - -
- - - - -
- - - - -
- - - - -
- - - - -
- - - - -
- - - - -
- - - - -
- - - - -
- - - - -
- - - - -
129

Spectrométrie de Rayons Gamma (NGS)
Mesure 4 courbes de radioactivité:
 GR Potassium
 GR Thorium
 GR Uranium
 GR Total
130

131

Détermination de la minéralogie
132

Détermination du type d’argile
133

0 100 200 300 400 500
Anhydrite
GR, API
Charbon
Sel
Dolomie
Calcaire
Grès
Grès argileux
Argile
Argile marine
Potasse
Gammes de variation de la radioactivité naturelle des roches
134

DIAGRAPHIE DE DENSITE
Gamma-Gamma
Densilog
Outil FDC- Formation Density Compensated
135

Diagraphie Densité
Les types d’outils
136

Diagraphie Densité
 On bombarde la formation avec une source de
rayons gamma (R γ) à énergie entre 0.1 et 1 Mev.
 Ces (R γ) entrent en collision avec les atomes et
perdent de leur énergie selon 3 effets:
- Effet photoélectrique
- Effet Compton (le plus fréquent)
- Effet de production de paires
Un compteur reçoit les rayons gamma diffusés
par la formation vers le puits.
 Le signale reçu est fonction du nombre
d’électrons par cm3 de volume de la formation c.-
à-d. à la densité de la formation
Patin
Source Rγ
Compteur
R γ
Atome
137

Diagraphie Densité: principe de diffusion des rayons gamma
Effet
photoélectrique
R γ
e-
Effet Compton
R γ
R γ diffusé e-
Effet de production de paire
R γ
e_
e+
Principe utilisé en
Diagraphie de Densité
Le rayon gamma perd de son
énergie, éjecte un électron et
continue sa trajectoire sous
forme de photon diffusé.
138

Diagraphie Densité: Investigation et effet du trou
La profondeur d’investigation est faible:
l’outil lit dans la zone lavée avec un rayon
d’investigation d’environ 15 cm.
Les effets du trou sont très importants:
pour palier à ce problème l’outil de
densité est excentré et appuyé
fortement contre la paroi du puits.
Patin
Source Rγ
Compteur
139

La densité électronique que l’on mesure est proportionnelle à
la densité de la matrice, de la porosité, de la densité des
fluides dans les pores (eau, huile, gaz).
ρb = (1-φ). ρma + φ. ρf
Densité lue:
(g/cc)
Diagraphie Densité
POROSITE NULLE
POROSITE NULLE
POROSITE NULLE
140

Diagraphie Densité: Application
 Porosité
 Lithologie
 Minéralogie
 Présence de gaz (chute de la densité)
141

Diagraphie Densité: exemple de log
La diagraphie de densité est combinée avec le Neutron, Sonique, Résistivité, GRay
142

1.0 2.0 3.0
Densité (gr/cm3)
Dolomie
Calcaire
Shale
Gravier
Marne
Limon
Sable
Argile
Lignite
Roche
Gammes de variation de la densité des roches
143

Diagraphie de Neutron
144

Diagraphie Neutron: principe de base
Source
de
Neutron
(N)
Emission de neutrons
(N) rapides
N ralenti
Atomes
Log N-N
Atomes
Emission de rayon γ- Gamma de capture
Log N-γ
Neutrons à Energie < 0.025 eV : capturés
γ
(Neutrons Thermiques)
(Neutrons
Epithermiques)
(Energie = 4 Mev)
(Energie : 100 - 0.025 ev)
145

Les outils « Neutron » mesurent :
- Soit les neutrons ralentis (Neutrons Epithermiques = Outil CNL)
- Soit les photons Gamma (γ ) de capture ( Neutrons thermiques = Outil SNP)
Les outils actuels mesurent les Neutrons Epithermiques ralentis du fait que
le ralentissement est généralement contrôlé par les atomes d’hydrogène,
c’est-à-dire par la teneur en eau (soit la porosité de la formation).
Le nombre de neutrons arrivant au détecteur:
- Augmente dans les faibles porosités ( faible index d’hydrogène).
- Diminue dans les grandes porosités (fort index d’hydrogène).
Diagraphie Neutron: Les mesures
N.B. Certains éléments, tels que le chlore, le fer et l’argile
perturbent fortement la mesure: l'information fournie par la
sonde est, à la fois, liée à la teneur en eau (porosité) et à la
composition minéralogique. Ainsi, la porosité lue est surestimée.
146

Diagraphie Neutron: Les mesures
γ – Gamma ray
N
γ
Source
Neutrons
Détecteur
Outil Neutron
Puits
Espacement
Atome A
Atome B
N
Câble
L’hydrogène est un grand ralentisseur
de neutrons car son noyau (proton) a
une masse très voisine de celle du
neutron (proche de l’unité).
N
N ralenti
φN = f(φ , φNf , matrice )
H2
N rapide
N ralenti
Atome
(Source)
(Détecteur)
147

Diagraphie Neutron: application
 Porosité
 Argilosité
 Lithologie
 Présence de gaz (faible valeur de la porosité
neutron)
N.B. Le Neutron lit dans la zone lavée et
donne une réponse globale
148

COMPENSATED NEUTRON
FORMATION DENSITY
ØN ( Limestone p.u)
45 30 15 0
ρb ( g/cm3)
1.85 2.85
COMPENSATED NEUTRON
FORMATION DENSITY
45 30 15 0
ρb ( g/cm3)
1.95 2.95
Echelle compatible en grès Echelle compatible en calcaire
Echelles de la diagraphie « Neutron-Densité »
 Quand les échelles sont compatibles les courbes
Densité-Neutron coïncident dans un réservoir à eau.
 Une séparation des courbes N-D est notée en face du
réservoir à gaz.
 L’incompatibilité de l’échelle fausse l’identification
des zones.
Gas
Huile
Eau
149

Détection des fluides par la combinaison Neutron/Densité
150

Détermination de la lithologie par la combinaison Neutron/Densité
Point argile
100%
151

Détermination de la lithologie par la combinaison Neutron/Sonique
Point argile
100%
152

G.Ray Neutron Densité Sonic ∆t Résistivité
Réponse des différentes diagraphies selon le fluide
(milieu à porosité constante)
Skipping
153

DIAGRAPHIES
AUXILIAIRES
154

 Le diamètre du puits est mesuré avec pratiquement tous les
outils.
 Le diamètre est indispensable dans les interprétations des
diagraphies en termes de corrections sur les effets du trou.
 Le diamètreur fournit d’importantes informations:
 caves,
 mud-cake,
 argiles gonflantes,
 estimation du volume de ciment,
 forme de la section du puits, etc.
DIAGRAPHIES AUXILIAIRES
1. Le Diamètreur (Caliper)
155

Caliper à 2 bras
Caliper à 4 bras
Diamètreur (Caliper)
2 courbes
1 courbe
156

Configuration d’un
diamètreur
4.5m
157

 L’ouverture et fermeture des bras du diamètreur sont
commandées par un moteur à partir de la surface.
 La sonde est descendue dans le puits avec les bras fermés.
 Au moment du lancement de la diagraphie, les bras à ressorts
réagissent en fonction des variations du diamètre du trou à
mesure que la sonde remonte vers le haut.
Diamètreur (Caliper) PRINCIPE DE MESURE
Bit size
GRay
Caliper Grès fins
Argiles
Grès perméables
158

Différentes formes de déformation d’un trou de forage
Bit size: 8 ½’’
6’’ 16’’
Trou ovalisé
Petit axe
Grand axe
159

Le log température fournit un enregistrement
continu de la température en fonction de la
profondeur.
2. La thermométrie
 Détection de zones de pertes de boue (chute de T°)
 Venues d’eau ( augmentation de T°)
 Gradient géothermique de la région
 Fracturation hydraulique
 Localisation du top ciment (avant l’introduction du
Sonique-CBL)
Applications
160

Thermométrie
-0.5 -5
Exemple de détection de zones de venues de gaz et d’eau et du top ciment
Ciment
0 50 mv
T°
Top ciment
CBL
161

3. PENDAGEMETRIE (Dipmeter)
162

PENDAGEMETRIE (Dipmeter)
163

4. Testing: MDT- Modular Formation Dynamics Tester
Cable
Probe
Patin
Fluide
L’outil MDT est appuyé fortement contre la paroi du puits
pour aspirer le fluide de la formation dans des petites
chambres d’ échantillonnage de quelques cm3 de volume.
164

DIAGRAPHIES
CASED HOLE
( Trou tubé)
165

Principes physiques Cased hole
 Evaluer les formations à travers le tubage
(Diagraphies de production notamment)
 Contrôler la qualité de la cimentation du tubage
 Inspecter l’état de corrosion du tubage
 Perforer le tubage pour tester le réservoir
Les diagraphies « cased hole » sont celles enregistrées
à l’intérieur d’un tubage dans le but de:
N.B. Certaines diagraphies « open hole » peuvent également
être enregistrées en « cased hole » ( GRay, Neutron, Sonique, …)
166

Principaux outils « cased hole »
 Evaluation des formations
 GRay: Volume d’argile
 Neutron: porosité
 Sonique: porosité ( formations plus rapides que le tubage)
 TDT, RMT: Saturation en eau
 Evaluation de la cimentation
 CBL-VDL/CET/CAST/RCBT: qualité de la cimentation du casing
 CAST/METG: corrosion du tubage
 Inspection du tubage
 Perforation et test
 TCP : Testing while perforing
 PLT: Production Logging Tool
 RDT, FMT: Pressure measurement and fluid sampling (Halliburton)
 MDT, RFT: Pressure measurement and fluid sampling (Schlumberger)
167

LE CBL-VDL
Cement Bond Log
Variable Density Log
168

Le principe du CBL est celui d’un sonique en trou tubé:
Transmitter
Receiver 3ft CBL
Receiver 5ft VDL
Casing
Ciment
Formation
CBL LOG
100
0 mv
Bonne cimentation
( faibles valeurs du CBL)
Pas de ciment
Grandes valeurs du CBL
Bonne cimentation
( faibles valeurs du CBL)
Peu de ciment
Bonne cimentation
Free pipe
Une bonne cimentation du casing fait que l’onde sonique traverse
le casing, le ciment et atteint la formation.
169

Principe du VDL (densité variable)
Stoneley
Dans les formations plus
rapides que le casing, l’onde
sonique traverse l’interface
ciment-formation et arrive au
récepteur bien avant les
réfractions du casing.
Grès compactes 55.6
Calcaires 47.5
Dolomies 43.5
Casing 57
∆t, µsec/ft
Ordre classique d’arrivée des ondes
170

Principe du VDL (densité variable)
Réponse de la formation:
bonne cimentation
1ères arrivées du casing
Mauvaise cimentation
171

Good Medium Bad
0 % 100 0 % 100 0 % 100
Free
pipe
=
65-70mv
Combinaison CBL- VDL
172

• Casing 9’’ 5/8 : 4.5m
• Casing 7’’: 3m
• Casing 4’’ ½ : 2m
Quel est la hauteur minimale de l’intervalle devant
être bien cimenté (80%) pour assurer une
étanchéité du réservoir ?
Argile
Sel massif
Aquifère
Ciment
Sabot casing
0 mv 50
CBL
Calcaire
173

0 100
50
53
65
9 5/8’’
7’’
4 ½’’
75
mV
Valeurs de free pipe pour différents diamètres de casing
174

Très bonne cimentation
Casing Cement Formation
Faibles arrivées du casing et
fort signal de la formation
Analyse du VDL
Arrivées
casing
Signale
Formation
(Bonne adhérence Casing/Ciment/Formation)
175

Casing Cement Formation
Channel
Analyse du VDL : Détection de channel
Pas de signal casing, ni signale de formation
Cimentation moyenne qualité
176

•Le CBL montrant une mauvaise cimentation , mais elle
peut être de bonne qualité.
Casing Ciment
Formation
• VDL - Signale du casing mais fort signale de la formation
Réponse: La taille du micro annulus est inférieure à la longueur
d’onde sonique.
Analyse du VDL : Détection de micro annulus
Question: Pourquoi le signale arrive à traverser le micro annulus et atteint
la formation?
MICRO ANNULUS
177

Les différentes
diagraphies selon les
compagnies de service
178

Usual name (Company) Signification Remark/Application
HRI (HES) High Resolution Induction Tool Formation Resistivity
HRAI (HES) High Resolution Array Induction 6 investigations : 10, 20, 30, 60, 90, &
120 inches
DLLT (HES, SPES) Dual Laterolog Tool 2 curves : Deep & shallow
MSFL (HES, SPES) Micro Spherically Focused Log Flushed zone Resistivity
DIL (SPES) Dual Induction Log Formation Resistivity
SECTION I: MAIN OPEN HOLE LOGGING
HES- Halliburton
SPES- Schlumberger
1. Resistivity tools
179

Usual name
(Company)
Signification Remark/Application
NGRT (HES)
CSNG (HES)
GR (SPES)
NGS or NGT (SPES)
Natural Gamma Ray Tool
Compensated Spectral Natural Gamma
Gamma Ray
Natural Gamma Spectrometry
Clay volume estimation (K40)
Th, K, U measurement , Clay volume estimation
Clay volume estimation (K40)
Th, K, U measurement , Clay volume estimation
DSNT (HES)
CNL (SPES)
Dual Spaced Neutron Tool
Compensated Neutron Log
Porosity, Lithology
SDLT (HES)
FDC (SPES)
LDT (SPES)
Spectral Density Log
Formation Density Compensated
Litho Density Tool.
Porosity,
Lithology
FWST (HES)
DSI ( SPES)
Full Wave Sonic Tool
Dipole Shear Sonic Imager
Shear waves measurement, sonic anisotropy, etc..
for better seismic data checking & processing
improvement.
BHC (SPES) Borehole Compensated It is a Sonic Tool, porosity estimation, and fracture
detection
MRIL (HES) Magnetic Resonance Imaging Logging Fluids detection & distinction (Fluids contacts, etc)
CAST (HES)
UBI (SPES)
Circumferential Acoustic Scanning Tool
Ultra Borehole Imager
Gives a 360° Hole image, fractures thin beds, hole
geometry & stability, structural dip, … (but can have
some technical problems in its scanning head)
Gives a 360° BOREHOLE IMAGE ( fractures,
sedimentary structures, …)
2. Lithology & Porosity Tools
OPEN HOLE LOGGING
180

Usual name
(Company)
CSNG Compensated Spectral
Natural Gamma
Lithology deterrmination
DSNT Dual Spaced Neutron Tool Porosity determination
RMT (HES)
TDT ( SPES)
Reservoir Monitoring Tool
Thermal Decay Time
Water Saturation estimation, fluid,
minerals,
SECTION II: CASED HOLE LOGGING
Formation evaluation, Casing inspection, cementation, etc.
Usual name
(Company)
CAST (HES) Circumferential Acoustic Scanning Tool Cementation quality control
RCBT (HES) Radial Cement Tool Cementation quality control
CBL (SPES) Cement Bond Log Cementation quality control
2. Cementation control
1. Formation evaluation behind casing
181

Usual name
(Company)
CAST (HES) Circumferential Acoustic Scanning
Tool
Radial Casing inspection
METG (HES) Multifrequency Electromagnetic
Thickness Gauge
Casing quality, etc
CCL Casing Collar Log perforation control
3. Casing inspection
CASED HOLE LOGGING
Usual name
(Company)
TCP Tubing Convoyed Perforating Testing while perforing
PLT Production Logging Tool Fluid Flow profile, fluids density, etc.
FMT (HES)
RDT (HES)
Formation Muti Tester
Reservoir Description Tool
Pressure measurement and fluid sampling
RFT (SPES)
MDT (SPES)
Repeat Formation Tester Pressure measurement and fluid sampling
SECTION III: PERFORATION & TESTS
182

Les diagraphies durant le
forage (LWD & MWD)
Logging While Drilling
Measurement While Drilling
183

 La technique LWD consistant à introduire les outils de
diagraphie dans le puits au même titre que l’outil de
forage et les masse tiges.
 Les mesures des outils s’effectuent en même temps
que l’avancement du forage
 Les mesures sont soit transmises vers la surface (Real
Time Data) soit chargées à partir des outils une fois ces
derniers en surface (Memory Data)
 La technique LWD a été développée pour améliorer les
techniques MWD dans le but de remplacer partiellement
ou totalement le wireline logging classique.
LWD & MWD
184

LWD
185

Technique MWD
La technique MWD consiste à introduire des systèmes de
mesures dans le puits au même titre que les tiges et l’outil de
forage. Ces systèmes permettent de mesurer en temps réel
et transmettre en surface beaucoup d’informations sur le
forage pendant que ce dernier avance:
 Direction azimutale du forage,
 Angles de déviation,
 Température
 Pression,
 Gamma Ray
 Poids sur le trépan ( WOB- Weight on Bit)
 Débit de boue
 Geosteering, etc.
Mais compte tenu du coût élevé du MWD, cette technique n’est pas très
généralisée sur les puits verticaux.
186

Le coût moyen
des diagraphies
187

Le coût moyen des diagraphies
Le coût des opérations de diagraphies dépend:
 Du type de la diagraphie
 De la profondeur atteinte par l’outil
 Des charges additives:
 Charges de service
 Pénalités de retard
 Puits à risque (Hautes Pression et température)
 Eloignement du puits
 Puits profond (> 4500 m)
Le coût d’une diagraphie est essentiellement contrôlé par:
- la charge de mesure
- la charge de profondeur
188

Elle est facturée depuis la profondeur maximale atteinte par l’outil jusqu' à la
surface .
Elle varie entre 300 et 350 DA /m (4 US$/m)
Intervalle minimum facturé: 600m
Exemple:
 Profondeur atteinte par l’outil: 3500 m : Charge de profondeur = 3500*300 DA = 1 050 000 DA
 Intervalle mesuré: 1500 m: Charge de mesure = 1500m*300DA: 450 000 DA
 Coût total de la descente: 1 500 000 DA ( 22 000 US$)
La charge de mesure
C’est le coût de l’enregistrement sur un intervalle donné.
La charge de mesure varie entre 300 et 350 D.A/m (4 US$ /m).
Intervalle minimum facturé : 300 mètres
La charge de profondeur
Le coût total moyen d’un programme complet de diagraphies sur un
réservoir peut atteindre 40 millions de D.A ( 600 000 US$)
Le coût moyen des diagraphies
189

Le marché logging
en Algérie
190

Le marché des diagraphies dépend de l’activité forage
(Exploration, Développement, Work over, etc.)
 Activité forage en Algérie ≈ 200 forages /an
 Coût moyen d’un forage: US$ 10 millions
 Coût moyen des diagraphies (full service): US$ 600 000/puits
 Part moyenne des diagraphies dans le coût d’un forage: 6%
le marché logging algérien
Ce marché est convoité par 5 compagnies de service:
 Schlumberger
 HESP
 Baker Hughes
 CNLC
 Weatherford
Montant moyen du marché logging en Algérie ≈ US$ 100 millions/ an
191

NOTIONS
D’INTERPRETATION
DES DIAGRAPHIES
192

Etude géologique de surface
Acquisition sismique : détection de pièges
structuraux et stratigraphiques
Forage du piège
Acquisition des diagraphies
Interprétation des diagraphies
Etude et modélisation des réservoirs
Forages de développement
Production
Les phases de la branche E&P
Notions d’interprétation des diagraphies
193

Objectifs de l’interprétation des diagraphies
Déterminer les paramètres physiques et
pétrophysiques du réservoir permettant d’évaluation
les réserves d’hydrocarbures en place: interprétation
pétrophysique
Définir les éléments géologiques permettant de
caractériser le contexte régional du réservoir:
interprétation géologique
194

GEOLOGIQUE
Qualitative Quantitative
- Découpage en
zones homogènes
- Les fluides en place
- Quick look visuel
- Paramètres matrice
- Paramètres argiles
- Argilosité (Vsh)
- Cut off
- Porosité réservoir
- Lithologie plots
- Salinité eau (Rw)
- Saturation en eau (Sw)
- Contacts des fluides
- Epaisseur réservoirs
- Sédimentologie
- Stratigraphie
- Structurale
- Géochimie
- Autres
C. Qualité
PETROPHYSIQUE
INTERPRETATION DES DIAGRAPHIES
195

INTERPRETATION
PETROPHYSIQUE
196

Découpage en séquences (bancs lithologiques)
Grès
Argiles
Argiles
Grès
Grès/argile
197

Qualité et lecture des logs
GR= 53 API GR=135 API Rt = 5 .m ØN= 0
ØN= 18
t = 80s/ft
b = 2.7g/cc
Contrôle de qualité: voir cours sur les outils
198
2,40

Reconnaissance des bancs perméables et imperméables
1.85 Densité g/cc 2.85 140 Sonic t s/ft 40
45 Ø Neutron % -15
GR
PS
PS +
Imperméable
Imperméable
Imperméable
Imperméable
Perméable
199

Nature et contact des fluides
1.85 Densité g/cc 2.85 140 Sonic t s/ft 40
45 Øneutron % -15
GR
PS
PS + Resistivité Rt
HC
EAU
Règle générale:
HC : la résistivité augmente
Eau: la résistivité diminue
200

Nature et contact des fluides
Gas
Huile
Eau
COMPENSATED NEUTRON
FORMATION DENSITY
45 30 15 0
ρb ( g/cm3)
140 40
1.85 2.85
Grande séparation
Neutron/Densité: Gaz
Légère séparation
Neutron/Densité: Huile
Pas de séparation
Neutron/Densité: Eau
OGC
WOC
Huile: Index Hydrogène IH : proche de 1
Eau: Index Hydrogène IH = 1
Gaz: Index Hydrogène IH < 1
201

Détermination des paramètres physiques du réservoir
• Densité de la matrice (ma )
•Temps de transit de la matrice (tma )
• Paramètres de l’argile (sh ) , (tsh ) , (ØNsh)
Détermination des caractéristiques du réservoir
•Lithologie du réservoir
•Porosité
•Saturation en eau (en hydrocarbures)
•Résistivité (salinité) de l’eau de formation
•Argilosité du réservoir (Vshale= Vsh ou Vclay=Vcl)
•Épaisseur du réservoir
•Contacts des fluides (Water Oil Contact =WOC et Oil Gas Contact =OGC)
202

Temps de transit (t) de la matrice
Densité de la matrice
La densité de la matrice (ma ) peut être prise compte tenu de la lithologie du réservoir:
 Réservoir gréseux: ma = 2.65 g/cc
 Réservoir calcaire: ma = 2.71 g/cc
 Réservoir dolomitique: ma = 2.87 g/cc
Paramètres de l’argile
Réservoir gréseux: tma = 52 -55 sec/ft
Réservoir calcaire: t ma = 47.5 sec/ft
Réservoir dolomitique: tma = 43.5 sec/ft
Densité sh = est lue directement sur le log de densité au droit d’une couche d’argile
Temps de transit (t sh) = lue sur le log sonic au droit d’une couche d’argile
Porosité Neutron des argiles (ØNsh): lue directement sur le log Neutron en face
d’une couche d’argile.
Volume d’argile (Vsh): à partir du Gamma Ray
203

Détermination des paramètres physiques du réservoir
Grès
Grès
ma = 2.65 g/cc
t ma = 53 -55 sec/ft
t sh = 85 sec/ft (lue)
sh = 2.67 (lue)
ØNsh = 30% (lue)
Paramètres matrice Paramètres argile
GRmax = 135 API
G.Rmini= 52 API
204

Vsh GR= (GR lu - GRmini)/GRmax-GRmini
Vsh 100%
0
GR
(API)
0
150
GRmini
GRmaxi
Détermination du volume d’argile (Vsh) d’après GRay
GRmini = 52 API
GRmax = 135 API
205

La Porosité
Définition: C’est le rapport du volume des pores (Vp)
sur le volume de la roche (Vr)
Pores
Ø =
Vp
Vr
(%)
Vr = A*B*H
H
A
B Vp = ∑ pores
206

Porosité des d’argiles
t sh (lue)
ØNsh (lue) =
sh (lue) ØDsh = porosité densité des argiles
(Abaque)
ØSsh = porosité sonique des argiles
(Abaque)
porosité Neutron des argiles
207

La Porosité
Porosité Sonic
t= lue sur le log
tma = Selon la lithologie (voir cours sur
les outils)
tf = 189 s/ft pour filtrat
t = 83 s/ft
∆t = (1-φ).∆tma + φ.∆tf
208

Porosité sonique corrigée sur l’argile :
ØSC = ØS - ØsSh * Vsh
Porosité Sonic
209

Porosité Sonic Exemple: Réservoir grès argileux
tma
= 53 s/ft
tsh = 83 s/ft ØsSh
(Abaque)
= 21%
Vsh = 35%
Øs = 18%
Un intervalle gréseux présente une porosité sonique de 18%.
Le Vsh de cet intervalle est de 35%.
Quelle est la porosité corrigée sur l’effet d’argile?
Hypothèse:
Réponse:
ØSC = ØS - ØsSh * Vsh = 0.18 – 0.21* 0.35 = 0.18 – 0.07 = 0.11
210

Porosité Densité
ρma : densité de la matrice
ρf : densité du filtrat de boue
ρb = (1-φ). ρma + φ.ρf
Densité
lue:
(g/cc)
= 2.65 g/cc
= 1.1 g/cc
= 16%
Porosité du réservoir
211

Porosité densité corrigée sur l’argile : ØDC = ØD - ØDSh * Vsh
ØDC = ØD - ØDSh * Vsh = 0.14 - 0.0*0.45 = 0.14
Pas d’effet d’argile sur la porosité densité car l’argile a la
même densité que la matrice gréseuse.
Porosité Densité corrigée sur le Vsh
sh = 2.65 g/cc ØDsh = 0
Vsh = 45%
212

La Porosité
Porosité Neutron
Porosité Neutron corrigée sur l’argile : ØNC = ØN - ØNSh * Vsh
ØNSh
Exemple
Vsh = 35%
ØNSh = 37%
ØN = 15%
Matrice grés argileux
Paramètre d’argile:
Porosité corrigée du grès: ØNC
= 0.15 - 0.37*0.35 = 2%
Grès
argileux
213

DETERMINATION DE LA
LITHOLOGIE DU RESERVOIR
214

Point argile
100%
Lithologie et porosité du réservoir à partir du Neutron-Densité plot
Réservoir
essentiellement
gréseux avec des
niveaux
carbonatés
(calcaire)
- Grès argileux
215

Lithologie d’un réservoir complexe
Argiles
Ø Neutron
Densité,
g/cc
Effet de gaz, cave, sel
216

Point argile
100%
Lithologie et porosité du réservoir à partir du Neutron-Sonique plot
Réservoir
essentiellement
gréseux avec des
niveaux
carbonatés
(calcaire)
- Grès argileux
217

Estimation de la saturation en eau (Sw)
La saturation en eau constitue le principal paramètre de l’évaluation
pétrophysique d’un réservoir du fait qu’elle renseigne sur le potentiel
pétrolier de ce réservoir.
Les pores d’un réservoir sont remplis:
Soit totalement d’eau : Sw =100% (réservoir aquifère)
Soit d’un mélange d’eau et d’hydrocarbures (So): So = 1-Sw
Réservoir à Hydrocarbures: Sw < 50%
Réservoir à eau: Sw > 50 %
50% est le cut off de saturation
Les réservoirs saturés à 100% d’hydrocarbures n’existent pas.
La saturation en eau (Sw) dépend de tous les paramètres ainsi que de beaucoup
d’autres paramètres lithologiques :
Sw = f( Ø, Rt, Rw, F, a, m, n, …)
218

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