Le document présente une étude sur l'implantation et l'évaluation des performances des puits avant et après fracturation hydraulique dans le réservoir f6-2 du champ MLE, en soulignant l'importance de ces opérations pour optimiser la production. Les résultats révèlent que les puits directionnels offrent les meilleures performances, et le travail insiste sur la nécessité de validations expérimentales et d'études de faisabilité pour chaque type de puits. En conclusion, la fracturation hydraulique est cruciale pour le développement des gisements non-conventionnels.

1. DADA Mohammed Abderrahmane
Décembre 2014
Implantation et Evaluation des Performances
de Puits avant et après Fracturation
Hydraulique dans le Réservoir F6-2
du Champ MLE
Ecole de Boumerdes
UFR: GGR
Réalisé par :
Mr. SI MOHAMED Elyazid
Suivi par :
INSTITUT ALGERIEN DU PETROLE
Projet professionnel de fin de formation pour
l’obtention du diplôme d'ingénieur spécialisé
En : Reservoir Engineering
1
Mr. AKACHAT Salim

2. Plan de l’Exposé
Implantation et Evaluation des Performances de Puits avant et après Fracturation Hydraulique
dans le Réservoir F6-2 du Champ MLE
2
- Introduction.
- Objectif du Travail.
- Présentation du Champs MLE.
- Modélisation.
- Conclusion & Recommandations.
- Résultats de la Simulation.
- Caractéristiques du Réservoir F6-2.

3. I - Introduction
3
Dans sa stratégie de développement des
gisements non-conventionnels du champ de Menzel
Ledjmet (MLE), le groupement SH-FCP a décidé
d’étudier l’implantation et la fracturation hydraulique
de nouveaux puits pour exploiter davantage le
réservoir F6-2.
Les opérations de fracturation appliquées à ce
type de réservoir seraient d’excellentes alternatives
pour la pérennité de production du champ MLE.
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II –Objectif du Travail
L’objectif principal sera donc de :
- Evaluer les gains apportés par chaque puit par
rapport à la production du réservoir F6-2.
- HF: Hydraulic Frac ;
- SF: Stage Frac.
La fracturation hydraulique des puits sera opérée
par 2 modes :
Remarque:

5. III – Présentation du Champ MLE
5
- La production est assurée
par 18 puits.
Figure 1 : Situation Géographique du
Champ MLE
- Le champ MLE se situe au
Sud-Est de HMD, au niveau du
bloc 405b dans le bassin de
Hassi Berkine.
- OWGIP = 1,292 Tera CF.
- Gas Recovery = 867 Billion CF.
- Oil Recovery = 86 Million Bbl.
Source : De Golyer & Mac Naughton, 2006.
1- Généralité
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Figure 2 : Les réservoirs du Champ MLE
- TAGI => Trias.
2- Description des réservoirs du Champ MLE
- F1A, F1B => Carbonifère.
- F2A, F2B => Dévonien Supérieur.
- F6-1, F6-2 (Sup & Inf) => Dévonien Inférieur.
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Tableau 1 : Caractéristique du réservoir F6-2
Le réservoir F6-2 est un réservoir hétérogène situé à près de
4100 m de profondeur.
1- Description des réservoirs du Champ MLE
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IV – Caractéristiques du Réservoir F6-2
Profondeur 4100 m
Porosité 0,2 – 22.6 %
Perméabilité 0,003 – 5 mD
Epaisseur 35 – 256 m
Pression initiale 493 bars (7150 psi)
Saturation d’eau initiale 22 – 65 %
Température 150 °C
Compressibilité de la roche 23,2*10-5 – 49,3*10-5 psi-1
Il renferme d’importantes quantités de gaz à condensât au
niveau de ses 4 drains (F6-2_PS1, F6-2_PS2, F6-2_PS3, et F6-2_UPR).

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2- Propriétés PVT des gaz
CO2 0.04129
N2+C1 0.90917
C2 0,03224
C3 0,00613
IC4+NC4 0,00414
IC5+NC5 0,00179
C6 0.00111
C7-C12 0,00271
C13-C14 0,00134
C25+ 8,00*E-05
Tableau 2 : Composition molaire des gaz du
réservoir F6-2
La composition molaire des
gaz a été obtenue à partir
d’essais en laboratoire.
On constate que les gaz sont
composés en majorité de
fractions légères.
Les fractions lourdes (Heavy
oils) ne représentent qu’une
infime portion.

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4- Perméabilités Relatives
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
PerméabilitéRelative"kr"
Saturation d'eau "Sw"
krw
krg
3- Pression Capillaire
0
1
2
3
4
5
6
40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
PressionCapillaire"Pc"
Saturation d'eau "Sw"
Figure 4 : Profil des Perméabilités Relatives
Figure 3 : Profil de la Pression Capillaire
𝑆 𝑔𝑐 = 24,7%
𝑆 𝑤𝑖𝑟 = 62%

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V – Modélisation
Le programme d’implantation de nouveaux puits dans le
réservoir F6-2 concerne les configurations suivantes :
- Puits vertical ;
- Puits directionnel ;
- Puits horizontal.
Cette démarche a été effectuée par la méthode « ROI », qui
s’appuie sur un calcul itératif pour définir les zones optimales
d’implantation.
ROI : Reservoir Opportunity Index.
𝑅𝑂𝐼 = 𝐹𝐶𝐼 ∗ 𝑆 𝑚𝑔𝑎𝑠 ∗ 𝐻𝐶𝑃𝑉
3
=>
𝑆 𝑚𝑔𝑎𝑠 = 𝑆 𝑔𝑎𝑠 − 𝑆𝑟𝑔𝑎𝑠
𝐹𝐶𝐼 = 𝑘 × 𝑑𝑧 × 𝑁𝑇𝐺
𝐻𝐶𝑃𝑉 = 𝑃𝑉 ∗ 𝑆 𝑔𝑎𝑠 − 𝑆𝑟𝑔𝑎𝑠
1- Implantation des puits

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2- Résultats
Figure 5 : Carte de sensitivité pour l’implantation des
nouveaux puits
Risques moyens.
Risques élevés.
Risques faibles.

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3- Scénarios et Cas d’études
Scénario Cas d’étude Description
Désignation du
puit implanté
1 Cas de base Réservoir F6-2 (Modèle sectorielle) -
2 Cas de base + puits « 1 » Cas de base + puit vertical MLE-1
3 Cas de base + puits « 1H » Cas de base + puit vertical + HF MLE-1H
4 Cas de base + puits « 1S » Cas de base + puit vertical + SF MLE-1S
5 Cas de base + puits « 2 » Cas de base + puit horizontal MLE-2
6 Cas de base + puits « 2H » Cas de base + puit horizontal + HF MLE-2H
7 Cas de base + puits « 2S » Cas de base + puit horizontal + SF MLE-2S
8 Cas de base + puits « 3 » Cas de base + puit directionnel MLE-3
9 Cas de base + puits « 1H » Cas de base + puit directionnel + HF MLE-3H
10 Cas de base + puits « 1S » Cas de base + puit directionnel + SF MLE-3S
Tableau 3 : Présentation des cas d’étude
MLE-1H : Puit vertical ayant subi une fracturation « HF ».
MLE-2S : Puit horizontal ayant subi une fracturation « SF ».

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4- Modèle Dynamique
Le modèle dynamique du réservoir F6-2 a été généré à partir
d’un modèle statique construit sur Petrel.
La simulation du modèle dynamique sur Eclipse a tenu
compte des hypothèses suivantes :
Le modèle statique a été établit à partir de :
- Données de gisement ;
- Initialisation des nouveaux puits ;
- Introduction des paramètres des fractures (kf, Xf, H et ω).
- Modèle Compositionnel (E300) ;
- EOS model : SRK ;
- Temps de simulation : 18 années.

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VI – Résultats de la simulation
1- Pression du gisement
Le déclin de pression affiché par l’introduction des puits
MLE-3H et MLE-3S a été de 38 bars.
Figure 6 : Evolution de la pression du gisement
FPR : Field pressure (bar).
MLE-3H
MLE-3S
MLE-1
MLE-1S

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2- Réserves en place (OWGIP)
Figure 7 : Evolution des réserves en place
OWGIP : Original wet gas in place (Sm3).
MLE-3H
MLE-3S

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5- Evolution du ‘‘PI’’
Année MLE-1 MLE-2 MLE-3 MLE-1H MLE-2H MLE-3H MLE-1S MLE-2S MLE-3S
1 2,7 8,5 21,4 15,6 13,6 121,7 25 14,2 55,8
2 0,4 0,7 0,8 0,6 0,7 1,1 0,7 0,7 1,1
3 0,2 0,4 0.4 0 0 0,9 0 0,2 0,9
4 0,1 0,1 0,2 0 0 0 0 0 0,2
5 0 0 0,1 0 0 0 0 0 0
6 0 0 0,1 0 0 0 0 0 0
7 0 0 0,1 0 0 0 0 0 0
8 0 0 0 0 0 0 0 0 0
9 0 0 0 0 0 0 0 0 0
10 0 0 0 0 0 0 0 0 0
11 0 0 0 0 0 0 0 0 0
12 0 0 0 0 0 0 0 0 0
13 0 0 0 0 0 0 0 0 0
14 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Tableau 6 : Evolution de l’IPR

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3- Production de gaz
4- Production de huiles
MLE-1 MLE-2 MLE-3
Base Case 777 777 3602
HF 1977 *1 2895 4591
SF 353 3355 5085
Tableau 4 : Production de gaz des différents puits
MLE-1 MLE-2 MLE-3
Base Case 50 12 156
HF 57 25 162
SF 57 90 172 *2
Tableau 5 : Production d’huiles des différents puits
*1: MLE-1H => 1977 MM cf
*2: MLE-3S => 172 M Bbl

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5- Evolution du WGR
Figure 8 : WGR des puits
WGR : Water-Gas ratio.
Le WGR de tous les
puits est faible, et
n’entrave nullement le
déroulement de la
production.

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VI – Conclusion & Recommandations
Ce travail a permis de souligner l’importance de la
fracturation hydraulique afin d’augmenter la productivité des
gisement non-conventionnels.
Les meilleurs performances sont celles affichées par les
puits directionnels.
- Réaliser des opérations de fracturation pour valider tous
les résultats et raffiner le modèle numérique.
- Faire une étude de faisabilité, laquelle serait primordiale
pour mettre en évidence les performances de la fracturation
pour chaque type de puits.
Afin de compléter ce travail, nous recommandons de :

20. Merci pour votre
attention