APPROCHE ET METHODOLOGIE DES DIAGRAPHIES LE FORAGE MISE EN ŒUVRE DES DIAGRAPHIES 

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La géologie du secteur d’étude

Historique des activités pétrolières onshore de la zone d’étude

La zone d’étude est située dans la partie occidentale du Sénégal entre les régions administratives de Dakar à l’Ouest et celle de Thiès à l’Est (Fig.1). Elle représente la zone la plus explorée du Sénégal et présente un grand intérêt pour le pays dont elle produit pour le moment l’essentiel des hydrocarbures.
Les premières traces d’hydrocarbures y sont identifiées depuis 1917, par des imprégnations de bitumes au niveau des formations calcaires à Lepidocyclines dans l’Anse des Madeleines. En 1932, des indices de gaz et d’huile furent rencontrés dans un forage d’eau aux environs de Dakar (Atlantique Ressources Ltd, 1986). Cependant, les véritables recherches modernes ne débuteront qu’en 1952 sous l’égide du Bureau de Recherches de Pétrole (BRP), organisme d’Etat français. Ainsi, le premier puits fut réalisé en 1953 par la Société Africaine des Pétroles (SAP). Entre 1953 et 1962, 77 puits d’exploration furent forés par la SAP et la Compagnie des Pétroles Total Afrique de l’Ouest (COPETAO).
La création de la Société des Pétroles du Sénégal (Petrosen) par l’Etat du Sénégal en 1981 engendrera la découverte de nouveaux gisements de gaz naturel et d’huile exploités entre 1986 et 2000 dans la zone de Diam Niadio localisée sud du bloc de Tamna :
environ 218.000.000 Nm3 ont été produits et servent à la production d’électricité de la centrale du Cap des biches.
En 1997, PETROSEN découvre un nouveau gisement de gaz naturel au niveau de Gadiaga avec le forage du puits de Gaidiaga-2. Depuis lors, l’activité pétrolière a connu un essor considérable notamment grâce à l’arrivée de la Société Fortesa International qui en synergie avec PETROSEN, développeront ce gisement avec les puits de Sadiaratou (permis de Tamna).

Cadre géologique de la zone d’étude

 Lithostratigraphie du permis de Tamna
A partir des données diagraphiques obtenues (Annexe 1 : Tableau 1), on constate que la géologie du secteur d’étude est assez complexe. On distingue plusieurs périodes caractérisant le modèle de dépôts des formations du bassin de notre secteur d’étude. La figure 5 montre d’une manière plus explicite les formations rencontrées grâce aux données diagraphiques des forages (Sa-1, Sa-2, Sa-3, Sa-3A, Sa-3B, Sa-4, Sa-4A, Sa-5, Sa-6, Rd-2, Rd-3, Go-1)
 Géologie du permis de Tamna (Fig.6)
QUATERNAIRE
Ces formations sont caractérisées par des sédiments détritiques non consolidés (argiles, silts et sables). Les sédiments du Pléistocène sont formés de latérite, de sables intercalés avec de minces couches d’argiles.
CENOZOIQUE
Le Tertiaire se rencontre partout dans le bassin du Sénégal. Dans notre zone d’étude, le Cénozoïque est marqué par deux types de faciès :
des dépôts d’argiles dans le plateau continental en discordance sur le Maastrichtien (Paléocène et l’Eocène), suivis par des calcaires et des marnes.
une séquence siliceuse caractéristique d’un bassin non rempli qui a débuté avec une régression à l’Oligocène et qui se poursuit au Miocène.
 L’Eocène
L’Eocène moyen et supérieur est formé par des dépôts de plate-forme peu profonde avec des zones localement confinées. L’Eocène est constitué essentiellement d’argiles calcaires passant localement à des marnes et des passées de calcaires.
 Le Paléocène
Il se caractérise par une séquence carbonatée recouverte généralement par des argiles. Le Paléocène inférieur est constitué d’une alternance de grès et de calcaires.
CRETACE SUPERIEUR
Le Crétacé supérieur marque le début d’une régression majeure qui atteint son maximum au Maastrichtien. Ce cycle régressif n’a été interrompu que par la transgression du Campanien.
 Maastrichtien
Il est fortement caractérisé par une intense régression et se manifeste par le dépôt d’une épaisse séquence de sables fluvio-deltaïques appelés les « sables aquifères du Sénégal ».
 Campanien
Le Campanien se caractérise par une transgression relativement faible et se manifeste par un dépôt de sables de faibles épaisseurs. Cette période est essentiellement constituée d’argiles avec des lentilles de sables qui diminuent progressivement vers le toit.
 Santonien
Les puits qui ont été forés dans le secteur d’étude montrent que le Coniacien est constitué généralement d’une alternance de grès et d’argiles.
Ces grès sont décrits comme étant des grès fins à ciment calcaire ou argileux. Ils sont en alternance avec des argiles indurées légèrement calcaires et avec de la pyrite disséminée.

Tectonique de la zone d’étude

Sur le plan structural, notre zone d’étude est tectoniquement instable et est généralement marquée en profondeur par des failles listriques orientées NS ou NE-SW.
Dans le bloc de Tamna, le Maastrichtien montre deux types de faille suivant la direction EW :
les failles de Tamna et de Mont Rolland qui sont de nature distensives (Fig.7).
Une faille de type antithétique (Fig.9) affecte les formations du Sénonien inférieur et du Maastrichtien. On note aussi la présence de failles listriques surtout au niveau du secteur de Gadiaga. En fin, d’après le rapport d’Alconsult (April, 1996), des structures en roll-over traversent des couches de l’Albien et du Turonien et constituant souvent des pièges à hydrocarbures.
Selon les rapports du rejet des failles avec d’autre déplacement on obtient deux types de failles: Faille synthétique, dont le rejet s’ajoute à un autre mouvement
Faille antithétique, dont le rejet se soustrait à un autre mouvement
CONCLUSION
La géologie du permis de Tamna est caractérisée généralement par une alternance de dépôts d’argiles, de sables et de calcaires au cours de leur formation durant le Méso-cénozoïque et le Quaternaire.
La séquence du Campanien-Coniacien est marquée par des phénomènes de transgressions et de régressions contrôlant le dépôt des sables. C’est le cas des sables du Santonien, qui sont de forme lenticulaire constituant généralement les réservoirs de gaz de notre permis (les zones d’intérêt).

Approche et méthodologie des diagraphies

Déterminer avec précision les propriétés pétrophysiques des formations d’un gisement d’hydrocarbures (notamment la porosité, la perméabilité et la saturation) a toujours été une question importante que les ingénieurs pétroliers n’ont jamais cessé de se poser. C’est dans cette lancée que la technologie des diagraphies a été créée et utilisée pour la première fois en 1927 par les deux Français, les frères C et M. Schlumberger. C’est un outil dont l’étude et l’application sont par la suite devenues incontournables pour toute évaluation de réservoirs d’hydrocarbures.
Lorsqu’on découvre un gisement d’hydrocarbures par application des méthodes géophysiques (sismique, gravimétrie, magnétique, etc.), on effectue alors un forage d’exploration qui fournit plus d’informations précises par rapport aux renseignements obtenus lors de la phase de recherche de gisement.
 LE FORAGE (fig.9)
Un forage est un trou creusé dans la terre, l’équipement du trou tel les tubages et de manière générale les moyens techniques permettant de forer varient en fonction de son dimensionnement (petit diamètre d=152mm et gros diamètre d=444,5mm) et de ses objectifs.
Le trou de forage est souvent rempli de fluide qui peut être de nature variable : à base de bentonite, d’eau, de mousse, à huile, à air. Le rôle assigné au fluide de forage communément appelé boue de forage est multiple :
Le nettoyage du trou, les déblais (ou cuttings) sont remontés à la surface où ils sont partiellement récupérés et étudiés par les géologues.
Le maintien des parois du trou et des fluides contenus dans les formations. La boue en effet de par ses caractéristiques physiques et chimiques, exerce sur les formations une contre pression en empêchant notamment les jaillissements ou éruptions de pétrole ou de gaz.
La lubrification et le refroidissement des outils de forage.
La consolidation des parois du forage en déposant en face des zones perméables un dépôt de boue que l’on appelle mudcake ou cake. Ce mudcake empêche toute circulation de fluide entre le trou de forage et la formation.
Remarque : Une boue ne peut jouer convenablement tous les rôles que nous avons énumérés que si elle est bien conditionnée, c’est-à-dire que si ses principales caractéristiques physiques et chimiques sont maintenues à des valeurs appropriées.
Pendant ou après le forage, on peut effectuer certaines mesures diagraphiques qui nous permettent d’établir une meilleure corrélation des puits connaissant la lithologie et les caractéristiques pétrophysiques des formations traversées.
La diagraphie est un enregistrement de caractéristiques d’une formation géologique traversée par un sondage en fonction de la profondeur (Chapellier, 1987). Il existe deux types de diagraphies :
 Diagraphies instantanées : c’est la mesure lors du forage de paramètres tels que, le poids sur l’outil, vitesse d’avancement, poussée des fluides de forage, analyse et description des « cuttings », examen qualitatif et quantitatif de la boue, détection des indices de gaz ou d’huile, etc. Elles fournissent directement à partir des données obtenues de la boue, des cuttings ou bien même des tiges, de précieux renseignements sur les formations et leur contenu (eau, hydrocarbures).
 Diagraphies différées, encore appelées « well logging », elles sont effectuées en trou ouvert, parfois tubé, après arrêt provisoire ou définitif du forage et retrait des tiges de forage. L’enregistrement des données acquises a lieu dans un laboratoire de chantier qui peut être porté par un camion sur terre ou par un « Skid » en mer. Les phénomènes mesurés peuvent être naturels et passifs (radioactivité naturelle, température,) alors que d’autres sont provoqués par des courants électriques, des bombardements radioactifs ou bien par des vibrations acoustiques.
Malgré l’importance que jouent les diagraphies instantanées dans la détermination de certains paramètres indispensables pour le bon déroulement du forage, ce chapitre ne traitera que les diagraphies différées qui permettent une bonne caractérisation des réservoirs. Et pour l’étude de ce mémoire on utilise trois types de diagraphies différées :
 Mise en œuvre des diagraphies :(Fig.10)
Un outil appelé sonde est descendu par l’intermédiaire d’un câble dans le trou de forage rempli de boue conductrice en général. Le câble, assurant la transmission vers l’outil de l’énergie, s’enroule sur un treuil et les enregistrements se font suivant une vitesse variable de 3000m/h à 2500m/h (P. Bitot, IFP).
La précision sur la profondeur est de l’ordre 1/1000 bien meilleure que celle des foreurs et la table de rotation de l’appareil de forage est prise comme référence (niveau zéro).

Interprétations diagraphiques, modélisation et caractérisation pétrophysique des réservoirs du permis

Interprétation diagraphiques des données de subsurface

L’interprétation des diagraphies différée peut être à la fois qualitative et quantitative (Quick-Look et CYBERLOOK). Elle est basée sur un certain nombre de données (diagraphies : PS, GR, GG, Sonique, etc.) permettant de déterminer ou de calculer précisément les paramètres pétrophysiques qui caractérisent les réservoirs d’hydrocarbures et de faire des corrélations lithologiques entre les puits.

Interprétation qualitative

Elle est basée directement à partir des diagraphies obtenues sans faire aucune application, ni calcul numérique. Cet aperçu global des diagraphies permet de délimiter les réservoirs (formations sableuses ou gréseuses) et d’envisager la nature de leur contenu (eau, gaz, pétrole).
Cette interprétation se fera grâce à une combinaison de plusieurs diagraphies appelée « log composite » qui est un document visuel de base sur lequel s’ajoutera d’autres informations utiles obtenues à partir des diagraphies instantanées (déblais de forage, cotes absolues, tubages, boue de forage, détection des indices de gaz, etc.)
La figure 31 (Annexe 1) représente le « log composite » effectué au niveau du puits Sa-2 entre 1190 et 1570 m de profondeur, et l’interprétation lithologique qu’on peut tirer est :
Les couches de sables se situent là où la courbe du GR a une faible déflexion.
La Polarisation Spontanée justifiera l’idée élaborée par le fait qu’à ce niveau, sa courbe de déflexion ne se situe pas sur la ligne de base des argiles. Ainsi, une déflexion de la PS, témoignerait de la présence d’un banc sableux.

Conclusion

Nous dirons que la séquence (1190-1570 m) représente des formations sableuses parfois intercalées d’argiles qui se justifie par l’existence d’une déflexion de la courbe GR vers la droite et d’une faible valeur de la vitesse de propagation du son (diagraphie sonique, déflexion vers la gauche) car l’onde acoustique se propage difficilement dans les terrains argileux.
Pour connaitre les paramètres pétrophysiques des réservoirs (porosité, saturation en eau, perméabilité), on fait appel alors à l’interprétation quantitative.
A la suite de ce chapitre, tous les calculs des paramètres pétrophysiques seront exécutés à partir de la séquence 1460-1510 m (comme titre d’exemple), du log composite effectué au niveau du puits de Sa-2 (Annexe 1 : figure 31)

Interprétation quantitative

Elle est basée sur des formules de calcul relativement utilisées selon le type de diagraphie. Ces calculs sont résolus facilement grâce à des abaques qui sont des représentations graphiques d’un paramètre mesuré (ex : résistivité de la roche) en fonction d’un autre paramètre à déterminé (ex : la saturation en eau). On distingue deux types d’interprétation quantitative :

Quick-Look

Ce sont des interprétations tirées à partir de calculs mathématiques en utilisant des formules de base qui donnent directement les paramètres suivants :
 La porosité (Ф) :
Ce paramètre est lu directement sur le Log Neutron dans le cas d’une formation sableuse propre (non argileuse), ou déterminé par calcul avec des abaques à partir de diagraphies : Sonique (figure 38 : Annexe 3) et de Densité (figure 39 : Annexe 3).
Des corrections sur l’effet d’argile, et des hydrocarbures (dans le cas du gaz) seront intégrées dans le calcul de la porosité.
Grâce à la diagraphie du Neutron (Annexe1 : fig. 31c), on a pu déduire la valeur moyenne de la porosité qui est environ égale à Ф =20% au niveau du puits de Sa-2 d’une couche sableuse située entre 1486 – 1487 m de profondeur.
 La perméabilité
Elle réfère à la capacité du sédiment ou de la roche à laisser circuler les fluides qui se trouvent dans les pores. La perméabilité est l’un des paramètres marquant la frontière entre réservoirs « conventionnels » et « non conventionnels » (Fig.20).
La perméabilité est déterminée grâce à la loi de Darcy : = × où K représente la perméabilité du milieu, Q= débit d’écoulement (m3/s), dPdx = variation de la pression en fonction 30 ( ) = ∆ de la distance parcourue par le fluide (Pa/m), = viscosité du fluide en Po (1Pa.s=10 Po) et A= surface imprégnée par le fluide (m²), ce qui fait que K s’exprime en m² mais en pratique l’unité usuelle est le millidarcy (mD) tel que 1 mD = 10-15 m².

Modélisation des réservoirs du permis de Tamna

Estimer les volumes des hydrocarbures présents dans les réservoirs, est une activité importante voire prioritaire pour les entreprises pétrolières, de même que la recherche de tout autre paramètre (porosité, perméabilité, saturation en eau) permettant de réduire les incertitudes et les risques dans l’exploitation. C’est l’objectif de la modélisation de réservoir que les opérateurs intègrent dans leur stratégie pour mieux connaître la géométrie et l’extension des gisements pétroliers.
 Modèle Géologique du Gisement
Au terme de toutes les activités d’exploration et de production exécutées dans le permis de Tamna, il a été possible d’élaborer un graphique (fig.24) représentant le modèle 3D géologique des réservoirs du gisement.
Ce modèle a été produit grâce au logiciel Target qui est un produit de Geosoft.
Pour arriver à ce résultat nous avons intégré les données lithostratigraphiques et structurales (coordonnées UTM des puits, direction, épaisseur et pendage des sondages) du secteur d’étude. Les figures obtenues : fig.22, fig.23 et fig.24 montrent clairement la géométrie des réservoirs sableux du secteur d’étude, qui se présente sous une forme lenticulaire, peu épais et intercalés dans des formations argileuses qui sont le résultat d’un phénomène de régression et de transgression observé au cours du Campanien – Coniacien.
Résultats :
A partir des résultats obtenus, on constate que les horizons sableux du Campanien sont généralement discontinus et plus importants à l’Ouest avec une épaisseur moyenne de 6 m.
Par contre, les réservoirs sableux du Santonien sont globalement continus variant faiblement d’épaisseur d’Est en Ouest et dans l’ensemble ils sont plus marqués à l’Est avec une épaisseur moyenne de 20 m.
NB : L’horizon Santonien-2 (ST-2) du Sénonien inférieur (LS-1) présente des sables ayant l’épaisseur la plus importante au Santonien c’est pourquoi on l’appelle «the big sand package». Les argiles du Campanien résultant à la suite d’une faible transgression notée à cette période, représentent la roche couverture réservoirs sableux du Santonien.

Table des matières

NTRODUCTION GENERALE
1ERE PARTIE : PRESENTATION GENERALE DU SECTEUR D’ETUDE
CHAPITRE 1 : PRESENTATION GEOGRAPHIQUE
1) Localisation
2) Climat et relief
CHAPITRE 2 : CONTEXTE GEOLOGIQUE ET STRUCTURAL
2.1) Cadre géologique régional
2.1.1) Généralité
2.1.2) La lithostratigraphie
2.1.3) Evolution tectonique de la zone d’étude
2.2) La géologie du secteur d’étude
2.2.1) Historique des activités pétrolières onshore de la zone d’étude
2.2.2) Cadre géologique de la zone d’étude
2.2.3) Tectonique de la zone d’étude
2EME PARTIE : APPROCHE ET METHODOLOGIE DES DIAGRAPHIES LE FORAGE MISE EN ŒUVRE DES DIAGRAPHIES 
CHAPITRE 1 : DIAGRAPHIES ELECTRIQUES
1) Polarisation Spontanée : PS
2) Résistivité :
3) Laterolog LL
4) Microrésistivité
CHAPITRE 2 : DIAGRAPHIES NUCLEAIRES
1) Le Rayon Gamma (GR: Gamma Ray)
2) Neutron N
3) Densité D : (Gamma-Gamma)
CHAPITRE 3: DIAGRAPHIES SONIQUES (OU ACOUSTIQUES)
Log Acoustique (Sonic log)
CONCLUSION
3EME PARTIE : INTERPRETATIONS DIAGRAPHIQUES, MODELISATION ET CARACTERISATION PETROPHYSIQUE DES RESERVOIRS DU PERMIS
CHAPITRE 1 : INTERPRETATION DIAGRAPHIQUES DES DONNEES DE SUBSURFACE
1) Interprétation qualitative
2) Interprétation quantitative
2.1) Quick-Look
2.2) CYBERLOOK
CONCLUSION
CHAPITRE 2: MODELE GEOLOGIQUE DU GISEMENT
CHAPITRE 3 : CARACTERISATION PETROPHYSIQUE DES RESERVOIRS DU PERMIS
1) Porosité
2) Perméabilité
3) Saturation en eau : Sw
CONCLUSION GENERALE
RECOMMANDATIONS
BIBLIOGRAPHIES

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