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LES GISEMENTS ET RESERVOIRS PETROLIERS
Les gisements de pétroles : Le pétrole est aussi appelé hydrocarbures. La flore et faune renfermées dans des couches de vase et de sable se transforment en hydrocarbures. Il existe plusieurs types géologiques de gisements de pétrole dont les trois principaux groupes sont les gisements tabulaires en couches anticlinales et/ou tabulaires à barrières; les gisements en amas par changement de facies et enfin les gisements lithologiquement limités de tous les cotés (Abrikossov et Goutman, 1982). Le gisement de Hassi Berkine est un gisement tabulaire en couches constitué essentiellement de dépôts fluviatiles lacustres, éoliens et deltaïques. Ces derniers sont interconnectés et contiennent des hydrocarbures et de l’eau. Chacun de ces ensembles est appelé réservoir. Les dépôts sédimentaires sont constitués de roches poreuses et perméables permettant la circulation des hydrocarbures et de l’eau.
Les réservoirs : Les dépôts sédimentaires d’un réservoir sont généralement couverts de roches imperméables formant un piège pour les fluides. Ce sont ces réservoirs qui sont exploités pour la récupération des hydrocarbures. Afin d’optimiser l’exploration et l’exploitation des réservoirs, il est nécessaire de procéder à leurs modélisations. Ces modèles miniatures permettent d’élaborer différents scénarios d’exploitations. Il existe essentiellement deux types de modélisations : Modélisation physique et numérique. Pour ce dernier type, la modélisation stochastique – géostatistique – est souvent utilisée.
HISTORIQUE DES TRAVAUX REALISES SUR LE BASSIN DE BERKINE
Le bassin de Berkine est l’un des bassins du Sahara algérien les plus importants en matière de production en hydrocarbures. L’effort d’exploration de ce bassin est continu. La prospection séismique date depuis 1986. Au total ont été réalisé :
* 43 097 km en 2D séismique acquis entre 1986 et 2004
* 8 119 km2 de séismique 3D acquis entre 1995 et 2004
L’exploration du bassin de berkine a été faite par puits. Un total de 215 puits a été foré de 1985 à 2004. (Azoug et al., 2007) Ce bassin a fait l’objet de plusieurs études géologiques (Turner et al. 2001 ; Rossi et al. 2002 ; McKenna et Hedley 2002; Chelbeb et al. 2000 ; Dieckmann et al. 2000). Le bassin de Berkine est constitué d’un certain nombre de blocs dont celui qui porte le numéro 404. Ce dernier est subdivisé en sept champs : HBN, HBNSE, RBK, QBN, BKNE, ORD et HBNS qui est le principal. (Fig 1).
– En 1989 Anadarko a signé, avec Sonatrach, le premier contrat d’exploration dans le bassin de Berkine. Le premier puits a été foré en 1991 (SONATRACH, 2002).
– Entre 1993 et 1998, d’autres découvertes sont faites, et c’est le 4 Mai 1998 que le Groupement Berkine-Sonatrach était né (association Sonatrach, 51%- Anadarko, 49%).
MAGMATISME
La présence d’intrusions magmatiques est soulignée au niveau de la plate forme saharienne. Ces intrusions ont été détectées par les méthodes géophysiques (sismique) ou traversées par plus de 150 forages (Sahli et Kerdjidj, 2000), (Tableau 1). L’influence de ces intrusions sur les séries encaissantes est variable: Elle dépend du temps de mise en place et du volume de l’intrusion. D’un point de vue pétrolier, la détection des séries intrusives dans une région donnée peut renseigner sur les flux thermiques qui peuvent être en relation directe avec la maturation des roches mères. Les roches éruptives sont rencontrées à travers la série stratigraphique de la plate forme saharienne (Fig. 4). Elles ont été décelées par plus de 150 forages pétroliers dont les profondeurs varient de 1500 à 3500 m. De nombreuses études (Busson, 1970; Seddiki, 1997, Kerchouche ,2007) ont été faites sur le Trias (stratigraphiques et sédimentologiques) dans lesquelles on note la présence de ces roches.
– Les laves recoupées dans quatre forages du bassin de Oued M’ya et deux autres forages situés entre les bassins de Hassi Messaoud et Berkine, ont été étudiées (Kahoul et al, 2000).
– Les roches éruptives sont généralement représentées par des basaltes qui montrent, parfois, des niveaux altérés très ferrugineux
Les roches magmatiques recoupées par sondage dans le bassin de Berkine sont répandues dans le Mésozoïque et plus rarement dans le Paléozoïque. On note une abondance de ces roches sont abondantes au sein de la série inférieure du Trias (TAGI) (Tableau 1).
LA METHODE SISMIQUE
La méthode géophysique la plus utilisée pour déterminer les structures du sous-sol est la méthode séismique. La mise en œuvre la plus répandue est celle de type couverture multiple en sismique de réflexion. Cette technique fournit une échographie du sous-sol à 2 ou 3 dimensions (2D ou 3D). Pour obtenir un calage en profondeur plus précis que celui obtenu à l’aide des données sismiques de surface, les géophysiciens utilisent des données de puits telles que, le carottage sismique et la diagraphie sonique. La sismique de puits est utilisée pour une meilleure connaissance du gisement en phase d’exploration, mais elle peut être également utilisée en phase d’exploitation en sismique répétitive pour l’étude du gisement au cours du temps (monitoring). Au niveau du champ HBNS, le traitement des données séismiques par le groupe SONATRACH – ANADARKO, était basé sur les résultats de la sismique 2D réalisés au début de l’année 1990. Dés que la découverte du champ a été faite, une campagne sismique à 3D a eu lieu pour l’obtention de données de hautes qualités. Cette campagne séismique 3D a été réalisée durant le deuxième semestre de l’année1996. L’intégration des résultats de la 3D et des données aux puits a permis d’obtenir une image haute résolution de la structure du réservoir à construire, tant au niveau de la surface du réservoir elle même que du système de failles associées (Fig. 12). Ces données sont importantes dans la compréhension de l’interconnexion du réservoir et/ou des compartiments. La surface du réservoir et le système de failles définissent la structure de base du modèle de simulation du réservoir.
RAPPEL SUR LES METHODES DE MODELISATIONS GEOSTATISTIQUES
L’origine de la géostatistique est à chercher dans les travaux de Daniel Krige dans les mines d’or du Witwatersrand en Afrique du Sud. La théorie fut formulée durant les années 50 par George Matheron qui introduisit le « variogramme »- outil permettant la quantification de la continuité spatiale des variables régionalisées (V.R) Matheron (1965, 1970). La variable régionalisée souligne les deux aspects:
• un aspect aléatoire, qui explique les irrégularités locales `
• et un aspect structuré, qui reflète les tendances du phénomène à grande échelle.
La géostatistique étudie des phénomènes naturelles répartie dans l’espace (phénomènes régionalisés) et/ou dans le temps. Si la variable régionalisée Z (xi) est considérée comme valeur unique, dans ce cas, la géostatistique étudiera la corrélation spatiale de la V.R. Z(x) et la structure de cette variable dans l’espace, cette géostatistique est dite : Géostatistique transitive. Cette géostatistique représente le modèle primaire (Chauvet, 1999). Si Z (xi) est une variable aléatoire c.à.d. plusieurs réalisations sont possibles: Z (xi) serait une réalisation particulière de Z(x). L’ensemble des V.A. formerait la fonction aléatoire (F.A.) Z(X). La géostatistique des F.A. est dite Géostatistique intrinsèque ou modèle topo-probabiliste (Chauvet, 1999).
CONCLUSIONS
Le réservoir du TAGI-HBNS – Sahara algérien – est situé à 200 km au Sud Est de Hassi Messaoud. C’est un bassin intra-cratonique. Il est considéré comme l’un des plus importants bassins producteurs d’hydrocarbures. Les roches réservoirs du TAGI appartiennent à la série basale du Mésozoïque. Celles ci sont marquées par les dépôts de nature fluviatiles qui se développent dans le bassin. L’analyse de données et l’étude géostatistique des 11763 mesures des paramètres pétrophysiques mesurés dans les diagraphies – Perméabilité (K), Porosité (), Saturation en eau (Sw), Saturation en hydrocarbure (SH), Gamma Ray (GRCC), Sonic (DTCC), Densité (RHCC), Neutron (TNPHCC) et Volume en argile (Vclay) ont permis les conclusions suivantes :
1 – les Analyse en Composantes Principales (ACP) faites sur l’ensemble des données des paramètres pétrophysique, sur les valeurs moyennes dans les puits et sur des paramètres pétrophysique de chacune des huit (08) sous couches ont permis de déterminer 02 principales associations ; l’une formée par (Vclay, SW, DTCC, GRCC et NEPHCC) ; et corrélée positivement à F1 et elle représente le faciès argileux. La deuxième association constituée par , k et SH ; corrélée négativement à F1, représente le faciès géologique poreux et perméables favorable à l’accumulation des hydrocarbures,
2 – L’étude géostatistique de la variable régionalisée V0= (ФxSHxH) qui représente le volume d’hydrocarbure par unité de surface de 1 km2 dans chacune des 08 sous couches du réservoir TAGI-HBNS a été faite.
– Les variogrammes expérimentaux ont été calculés et ajustés à l’aide des modèles sphériques. Le krigeage ordinaire de cette variable a permis de distinguer trois zones: une zone de valeurs élevées de V0 comprises dans l’intervalle (0,5.106- 1,005.106 t), une deuxième de valeurs moyennes de V0 appartenant à l’intervalle (0,1.106 – 0,5.106 t) et enfin la dernière zone de valeurs comprises entre 0,0 et 0,1.106 t qui représente les blocs très faiblement potentiels.
– La simulation géostatistique de la variable régionalisée V0 a été effectuée à l’aide de la méthode simulation séquentielle gaussienne (SSG). Quatre variantes ont été obtenues pour chaque sous couche. Ces cartes montrent les parties les plus potentielles en hydrocarbures dans ces sous couches, l’une d’elles serait la plus proche de la réalité.
3 – L’Analyse Factorielle Krigeante a été faite : Les variogrammes expérimentaux moyens simples et croisés des paramètres pétrophysiques Ф, SH, K et Vclay ont été calculés et ajustés. La variographie de ces paramètres a montré la présence des structures gigognes – Il s’agit donc de fonctions aléatoires multiples. Ces variogrammes ont permis la décomposition de chacun de ces paramètres en deux structures : l’une locale représentée par l’effet de pépite C0 et l’autre régionale représentée par le modèle sphérique C1. Les matrices de variances-covariances et de corrélations linéaires simples de chacune des deux composantes C0 et C1 ont été calculées. Les ACP faites à partir de ces matrices ont été effectués et utilisées pour des Analyse Factorielles krigeantes – AFK – Les ACP des composantes C0 et C1 montrent pour chacune d’elles, la présence de deux associations corrélées au facteur de charge F1. L’association de 0, SH0 et K0 pour la composante C0 est corrélées positivement au facteur de charge F1 qui est opposée à la deuxième association représentée par Vclay0. L’association 1, SH1 et K1 pour la composante C1 corrélées négativement au facteur de charge F1est opposée à la deuxième association formée par Vclay1. Ce facteur a été cartographie pour les deux composantes. La carte de F1 de la composante locale C0 montre une répartition des valeurs assez régulière, celle de F1 de la composante régionale C1 a permis de localiser les zones de faciès de grandes porosités et perméabilités correspondant aux faciès de méandres, chenaux fluviatiles et grandes fracturations.
4 – Une AFK a été faite sur le produit V0. Les résultats de ce dernier ont permit de quantifier les ressources locales en hydrocarbure contenues dans les pores de formations primaires et celles contrôlées par les méandres, chenaux et fractures et dans les failles. Cette AFK a permis de localiser les secteurs où l’exploitation par puits serait optimale. Les méthodes de statistiques multivariées (ACP) et géostatistiques (krigeage ordinaire, simulation SG- et Analyse Factorielle Krigeante) ont permis de localiser les zones de chenaux, méandres et failles. Elle a permis aussi quantifier les différentes ressources en hydrocarbures et localiser les zones où la réalisation de puits permettrait une exploitation optimale.
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Table des matières
1. – INTRODUCTION
2. – GENERALITE SUR LES GISEMENTS ET RESERVOIRS D’HYDROCARBURE ET LEUR MODELISATION
2. 1. – LES GISEMENTS ET RESERVOIRS PETROLIERS
2. 2. – ESTIMATION DES RESSOURCES EN HYDROCARBURES ET MODELISATION NUMERIQUE D’UN RESERVOIR
3. – GENERALITE SUR LA PLATE FORME SAHARIENNE ET LE RESERVOIR TAGI-HBNS
3. 1. – APERÇU GENERAL SUR LA PLATE FORME SAHARIENNE
3. 2. – SITUATION GEOGRAPHIQUE DU BASSIN DE BERKINE ET DU CHAMPS HBNS
3. 3.- HISTORIQUE DES TRAVAUX REALISES SUR LE BASSIN DE BERKINE
PARTIE I : GEOLOGIE REGIONALE ET LOCALE DU RESERVOIR TAGI HBNS
1. – GEOLOGIE REGIONALE DU BASSIN DE BERKINE
1. 1. – LITHOSTRATIGRAPHIE
1. 2. – MAGMATISME
1. 3. – TECTONIQUES
1. 4. – LE SYSTEME PETROLIER DU BASSIN DE BERKINE
2. – GEOLOGIE DU RESERVOIR TAGI–HBNS
2. 1.- LITHO STRATIGRAPHIE DU RESERVOIR TAGI- HBNS
2. 2. -STRUCTURE GEOLOGIQUE DU RESERVOIR TAGI
3. – METHODES ET METHODOLOGIE D’EXPLORATION DU RESERVOIR TAGI-HBNS
3. 1. – LA METHODE SISMIQUE
3. 2. – LE FORAGE
3. 3. – LA DIAGRAPHIE
3. 4. – LES TESTS AUX PUITS
PARTIE II : ANALYSE DE DONNEES ET GEOSTATISTIQUE
1. – METHODES STATISTIQUES UTILISES ET RESULTATS OBTENUS SUR TAGI-HBNS
1. 1. – STATISTIQUES MONOVARIEES
1. 2. – ANALYSES MULTIVARIEES
2. – MODELISATION GEOSTATISTIQUE DES FACTEURS DES INDIVIDUS F1 ET SH DES PRINCIPALES SOUS COUCHES DU TAGI-HBNS
2. 1. – RAPPEL SUR LES METHODES DE MODELISATIONS GEOSTATISTIQUES
2. 2. – MODELISATIONS GEOSTATISTIQUES DES FACTEURS SCORES F1
3. – ESTIMATION ET SIMULATION GEOSTATISTIQUES DES RESSOURCES EN HYDROCARBURE DU RESERVOIR TAGI-HBNS
3. 1. – ESTIMATION DES RESSOURCES EN HYDROCARBURE PAR METHODES CONVENTIONNELLES
3. 2. – ESTIMATION DES RESSOURCES EN HYDROCARBURE PAR METHODES GEOSTATISTIQUES
3. 3. – SIMULATION DU POTENTIEL EN HYDROCARBURE DANS LES HUIT SOUS COUCHES PAR LA METHODE SSG
4. – ANALYSE FACTORIELLE KRIGEANTE DES PARAMETRES PETROPHYSIQUES DANS LA SOUS COUCHE U1b DU TAGI-HBNS
4. 1. – THEORIE DE L’ANALYSE FACTORIELLE KRIGEANTE – AKF
4. 2. – ANALYSE FACTORIELLE KRIGEANTE DES PARAMETRES PETROPHYSIQUES DANS LA SOUS COUCHE U1b DU TAGI-HBNS
4. 3. – ANALYSE FACTORIELLE KRIGEANTE- AFK DE LA VARIABLE V0 ET ESTIMATION DES RESSOURCES
CONCLUSIONS
REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES
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