Interprétation diagraphique du réservoir Cambro-ordovicien du bassind’Illizi. Algérie

Boukhalfa Adel1, Chamekh Khemissi 2, Yahiaoui Abde El Wahabe 3

1 : Laboratoire d’hydrogéologie. Faculté des sciences, Université d’Annaba2: Laboratoire de l’eau et environnement. Faculté des sciences, Université de Tébessa3: Laboratoire des risques naturels d’aménagement du territoire (RNAT), Faculté des sciences, Université deBatna

E-mail: geologie84@gmail.com

Résumé:

L’interprétation pétrophysiques a été la base de l’analyse enregistrements diagraphiques

des différents puits traversant les formations Cambro-ordovicien, prennent en compte toutes

les données disponibles colle point de départ, notamment les descriptions de carottes, les

rapports de fin de sondage et les logs fondamentaux, selon différents utilisateurs, qui se

poseront certaines des questions suivantes:

A–t – on atteint l’horizon prédit sur la section sismique ? Le film synthétique corrèle – t

– il les réflecteurs sismiques. La formation réservoir atteinte, a – t – elle de bons paramètres

pétrophysiques?

Top de la formation perspective, l’horizon est – il perspectif en hydrocarbures, les

quantités sont – elles importantes du point de vue industriel, quelles sont les réserves

probables en place. Plusieurs paramètres pétrophysiques seront calculés, parmi ces nous

obligeons de calculer paramètres suivants; volume d’argile, découpage stratigraphie de

réservoir du Cambro-ordovicien des unités IV, III et, calcul du gradient de température,

calcule de porosité et SW, saturation en eau.

Les logs permettent d’avoir un enregistrement continu de toutes les formations

géologiques traversées par le forage (leurs épaisseurs, profondeurs). Ils donnent des mesures

de paramètres physiques permettant d’évaluer des propriétés et des paramètres pétrophysiques

Mots-clés: Diagraphie, Cambro-ordovicien, hydrocarbures, production, porosité, perméabilité

saturation, Illizi, Algérie.

1. Introduction

La limite de l’Ordovicien est donnée par un contraste lithologique bien visible en

diagraphies. Il arrive dans certaines régions, qu’on ait directement un contact argile sur argile

del’unité IV sans niveaux de grés à la limite des deux ensembles comme c’est le cas ausud de

la région d’étude au niveau du puits NIA-4. Le Cambro-ordovicien est caractérisé par des

séries argilo - gréseuses avec desépaisseurs très importantes pouvant dépasser 200m.

Cette série est sujette également à de grandes variations de faciès tel que le montrent les

corrélations diagraphiques. Les résultats pétroliers aux niveaux de ces réservoirs restent assez

encourageantsdu gaz a été rencontré dans l’unité II (7000m3/h) du cambrien au niveau du

forageALR-1 et dans l’unité IV (5000m3/h et 9622m3/h) respectivement à WIA-1 et à

ALSO1.

Le forage ISEN-1 a mis en évidence la présence de gaz avec un débit de 8610m3/h sur

toute la hauteur du Cambro-ordovicien. Les caractéristiques de ces niveaux réservoirs sont

médiocres, les porosités sont variables de 3 à 7%, elles atteignent rarement 10%(cas du puits

ALR-1), lesPerméabilités sont relativement nulles ou inférieures à 0,01md.

2. Interprétation des résultats des paramètres pétrophysiques

Le log diagraphique a été présenté par logicielle de IP à partir de fichier LAS des

informations géologique en profondeur; l’interprétation diagraphique se fait par l’intervient de

certains paramètres pétrophysiques très importants, parmi ces paramètres GR, Caliper,

porosité densité (RHOB), porosité neutron (Nphi) et porosité sonic(Δt).

Le log diagraphique de puits ISEN-3 a été illustré d’une façon visible les zones

d’hydrocarbures, la courbe de GR évaluée le pourcentage de Vsh d’une chaque intervalle, la

plus part des zone d’hydrocarbure affectée par des fractures efficaces; qu’ont été à la suite

d’une porosité secondaire. L’interprétation des zones d’hydrocarbure montre cette zone à gaz.

3. Interprétation diagraphique

3.1. Détermination lithologique

L'abaque de MID-Pot est un «Cros-plot» entre la porosité lu sur un neutron CNL calibré

dans les calcaires et la densité lu sur un gamma-gamma calibré lorsque le forage est rempli de

boue.

La projection des données pétrophysiques (densité apparente, porosité neutron) des

certains puits sur l’abaque ci-dessous montre que la nature lithologique de réservoir du

Fig.01.Résultats d’interprétation pétrophysique du puits ISEN-3

Uni

té I

VU

nité

III

Uni

téII

Cambro-ordovicien est gréseux, ces données peut avoir à partir de log diagraphique, les

résultats obtenus sont présentés à la figure ci-contre.

On utilise des données pétrophysiques de l’unité VI dans chaque puits, les résultats

obtenus montre que la lithologie de réservoir du Cambro-ordovicien est appartient au domaine

de grés.

Fig.02.Détermination de la lithologie de réservoir du Cambro-ordovicien aux puits ISEN-3, ISEN-2, ISNO-3

ISEN-2

25.2

2.58

ISEN-3

2.51

28.6

25.1

6

2.53

ISNO-3

3.2. Identification de la matrice

Cet abaque est un "MID plot" permettant de comparer les valeurs de densité de matrice,

et de vitesse des ondes acoustiques dans la matrice à pour but de identifiée la nature de

matrice à plusieurs intervalle sélectionnés.

Les résultats de la projection des données de certains puits appartient au réservoir du

Cambro-ordovicien sont illustrés dans la figure ci-contre.

L’interprétation des ces résultats indiquée que la nature de matrice est siliceux à quartz dans

Fig.03.Identification de la matrice (MID PLOT) des puits ISEN-2 et ISEN-3

ISEN-3.IV

ISEN-3.III

ISEN-2.IV

ISEN-2.II

Toute l’extension de réservoir du Cambro-ordovicien de bassin d’Illizi.

3.3. Détermination de la porosité primaire

On sait que nous avons deux types de graphe, l’un Cros-ovrs; c’est la comparaison entre

deux diagraphie de différentes paramètres, et l’autre Overlay; c’est la comparaison entre deux

diagraphie de même paramètres.

La détermination indirect des certains paramètre comme la porosité primaire est très

importante notamment si on a un manque de certaines données pétrophysiques, cette

procédure se faite à l’aide des plusieurs abaque. L’abaque ci-dessous donné des valeurs

estimées approche à des valeurs mesurées sur terrain. Les résultats obtenus montre que la

porosité primaire des puits ISEN-3 à l’unité IV et ISEN-2 à l’unité II sont 9.3% et 3.1%

respectivement.

Traitement des données pétrophysiques de réservoir du Cambro-ordovicien au quelque

puits indiqué que le type de matrice est grés quartzitique.

Fig.04.Évaluation de la porosité primaire des puits ISEN-2 et ISEN-3

ISEN-3 IV

ISEN-2 II

Fig.06.Comparaison entre le GR avant la correction et après la correction

Fig.05.Correction de GR du puits ISEN-2

4. Etude du puits ISEN-3

4.1. Etablir les différentes corrections (IP option – Calculation – Environmental

Corrections)

Les paramètres diagraphiques (Rayon gamma, Densité, Neutron, Rayon spectral

Corrections) sont corrigés suivant la correction de Shlumberger.

a. Corrections du GR.

La première correction est pour le GR, les étapes et aussi les paramètres intervient au

cette correction sont présentés dans l’interface de logiciel IP comme qu’il est illustré dans la

figure suivante.

Les résultats de la correction sont présentés dans la Fig. (06).

GR avant la correction GR après la correction

Fig.07.Résultats des paramètres pétrophysiquesdu puits ISEN-2

4.2. Calcul des paramètres pétrophysiques

Plusieurs paramètres pétrophysiques seront calculés, parmi ces nous obligeons de

calculer paramètres suivants; volume d’argile, découpage stratigraphie de réservoir du

Cambro-ordovicien des unités IV, III et II par numérotation 1,2 et 3 respectivement, calcul du

gradient de température, calcule de porosité et SW, Saturation en eau. Les résultants des

calculs des paramètres pétrophysiques précédents sont présentés sous forme des logs; ces logs

illustrés dans la figure ci-après.

Les cross-plot se fait par la porosité de densité sur l’axe d’ordonnée et la porosité

Neutron sur l’axe de l’abscisse, plus de GR. Les résultats obtenus sont illustrés dans la figure

suivante.

L’interprétation des données pétrophysiques par logiciel IP informé que le réservoir du

Cambro-ordovicien affecté par des fissurations naturel, pour ce la on peut considérer ce

réservoir comme réservoir compact qu’il basé sur la fracturation pour la production

d’hydrocarbure (gaz). Les différents profils de corrélation réalisés dans la région d’étude

montrent une bonne corrélation entre les unités de réservoir du Cambro-ordovicien. Ces unités

représentées par des niveaux gréseux constitués de bancs de grés avec des intercalations

d’argiles et de silt-argileux.

Ils ont tous les éléments nécessaires d’un système pétrolier favorable, et par conséquent, ils

peuvent constituer de bons réservoirs, du fait de l’importance de l’épaisseur totale des bancs

gréseux et aussi de l’épaisseur utile qui est très conséquence.

5. Conclusion

D’une façon générale, l’extension de réservoir a été plus grand de partie NE vers la

partie SW, ainsi que l’épaisseur de l’unité la plus importante (unité IV) est bien développée au

SW de la zone d’étude. Elle est formée d’un banc gréseux plus ou moins propre avec

épaisseur considérable, leur extension et prolongement dans toute la région d’étude d’une

manière plus ou moins régulière, elle est présente dans tous les puits. Cependant les unités III

et II sont parfois absente dans certains puits ISEN-2 et ISNO-2 respectivement.

L’étude de Cros-plot de certains puits montre que la nature lithologique est grés, silt et

quartz, avec d’une matrice quartzite. La faible porosité dans ces réservoirs est peut être

résultat d’une part de l’abondance des ciments argileux et des ciments siliceux (unité II et IV),

ainsi que les ciments carbonatés (unité III), et d’autre part, à la profondeur d’enfouissement

qui a casée la forte compaction de ces niveaux réservoirs.

Fig.08. Cross plot 3D (CNC/ZDEN) du puits ISEN-2