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Caractérisation des Réservoirs pour Mettre en Evidence les Drains Potentiels/Réels

Dr A. Saadallah http://saadgeo.com/, JST11 (Alger, 2018)

Résumé

La méthode d’étude consiste à utiliser pleinement l’imagerie de puits (borehole images). Le but est

de cerner et caractériser les drains d’origine sédimentologique, tectonique ou les deux à la fois. Les

drains, potentiels seront validés d’effectifs une fois les données sont corroborées par les tests de

productions. Ils peuvent être de deux grandes catégories, drains planaires ou directionnels, symbolisés

par un plan, ou un axe. Pouvons-nous redonner un potentiel de production aux gisements en train de

s’essouffler grâce à la cartographie de tels drains ? Un tel challenge doit être affronté car la demande

d’hydrocarbures dans le monde est encore croissante.

Remerciements : Je remercie Sonatrach pour m'avoir invité au JST11 (Journées Scientifiques et

Techniques organisées à Oran (Algérie) du 16 au 19 avril 2018), où j'ai présenté cet article.

1) Introduction

Au moment où des gisements importants commencent à s’essouffler, il devient vital de perfectionner

les méthodes d’exploitation pour augmenter le taux de récupération. La méthode présentée a été

utilisée pour l'étude de plusieurs réservoirs, de par le monde, pendant plusieurs années. Il importe de

caractériser encore d’avantage le réservoir pour déceler les drains existants par l’analyse poussée des

roches réservoirs, utilisant pleinement l’imagerie des puits, essentiellement électrique, mais aussi

parfois acoustique (Prensky, 1999).

L’addition des données existantes tirées de carottes et de la diagraphie est un plus. Actuellement

plusieurs opérateurs sont en mesure de fournir aux compagnies pétrolières les données de base

nécessaires pour obtenir après traitements et corrections les images de base de puits ; point de départ

de toute analyse et récolte des données de premier niveau pour les différentes étapes de

l’interprétation.

L’analyse statistique des populations ainsi que les résultats préliminaires comme le pendage structural

(structural dip) à différencier du pendage paléohorizontal (paleohorizontal dip), Fig. 1, constituent

l'étape suivante. Les objets d’origine sédimentologiques sont à déterminer, surtout ceux qui sont en

rapport avec l’écoulement des fluides.

La détermination de la direction de la contrainte maximale horizontale, SHmax (Maximum Horizontal

Stress), par les méthodes appropriées, permettra de déterminer ces directions à trois différentes

échelles : puits, réservoir et régionale. L’association des caractéristiques essentielles permettrait de

faire ressortir les drains potentiels à corréler avec les résultats de production, comme les données de

flowmeter, pour estimer les drains que des forages, tenteront de recouper.

2) L’acquisition des données de puits

Les technologies et bases scientifiques d’acquisition de l’imagerie de puits, apparue depuis la fin des

années 1980, (Boyeldieu. & Jeffreys, 1988 ; Pöppelreiter, et al. ; 2010) ont hérité de l’expérience

acquise sur la pendagemétrie des années 1930 (Schlumberger & Doll, 1933), elle-même issue de la

diagraphie qui a vu le jour en 1927 avec le premier log réalisé par H. Doll. Cette origine pétrophysique

de l’imagerie de puits passant par le pendage a été le chemin pris pour arriver aux géoscientifiques.

Le traitement des données multiples a mis les géoscientifiques pétroliers, entre autres, devant de

nouveaux challenges. On passe de la signification d’une mesure à celle de grandes populations.

Actuellement les données de base de l’imagerie sont acquises simultanément alors que le forage est

en cours et le trépan à l’œuvre en train de creuser la roche au fond du puits (MWD : measurement

while drilling & LWD : logging while drilling). Et plus tard, prises alors que le trépan et le train de

tiges ont été retirés complètement hors du puits (Open hole logs). Ce n’est plus le monopole d’un seul

opérateur, mais plusieurs, elles ne sont plus seulement électriques, mais aussi acoustiques. Et pas

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seulement au sein des boues à base d'eau mais aussi à base d'huile. Les multitudes de mesures

enregistrées au fond du puits peuvent être traitées, vérifiées et offertes sous des formats interprétables

par des géoscientifiques avec l’aide de puissants softwares dans des PC portables et plus seulement

dans de grandes stations de travail. Il importe de traiter les données de bases de façon rigoureuse pour

aller vers une interprétation par étapes afin de cerner les drains probables.

3) Les éléments de base du traitement des données brutes

Les corrections élémentaires doivent être contrôlées, comme la profondeur pour être conforme au log

de référence (master log) utilisé par tous les autres géoscientifiques de l’équipe, ainsi que le GR de

référence, et la lithologie définie et utilisée par les pétrophysicistes. Les bases de références des

orientations doivent être contrôlées et comparées avec les corrections élémentaires du N et les

orientations de certains éléments géologiques clefs de diverses origines sismiques ou autres. Il est

clair que le contrôle de qualité des données, primaires et suivantes, intervient à différentes étapes de

l'analyse, avec toujours en tête la question clé : Est-ce que cela a un sens géologique ? Il importe

souvent avant tout début des mesures systématiques des surfaces géologiques (sédimentologiques et

structurales) de retenir une liste, non exhaustive, mais bien différenciée pour permettre les

corrélations au sein des formations de la même section du réservoir mais aussi avec d’autres puits du

même compartiment ou d’autres compartiments. Comparer ce qui est comparable !

4) Les premiers résultats standards : Pendages structural et paléohorizontal

Une fois les populations de surfaces stratigraphiques analysées statistiquement par la méthode

classique de la projection stéréographique (Phillips, 1971), deux résultats fondamentaux voient le

jour : le pendage structural et le pendage paléohorizontal, qu’il faut absolument différencier, Fig. 1.

Ils sont souvent confondus.

Dès le départ une confusion ci-trouvait dans la définition, du pendage structural, publiée très tôt, on

peut lire “...Dips with constant magnitude and azimuth in a low energy environment can be selected.

They correspond to the groups of beds, whose bedding planes have not undergone any biogenic or

tectonic alteration. It can reasonably be assumed that these beds were deposited on nearly horizontal

surfaces and that their present dips are the result of tectonic stresses. …” Tiré de Serra, 1985.

Alors qu’une décennie plus tard, Rider

propose la définition suivante “… .By

Structural dip is intended the “general

attitude of beds”. It is the dip that

would be measured at outcrop. It is

usually the dip seen on seismic

reflectors, themselves a generalisation.

It avoids any sedimentary structures of

any size and is generally considered to

represent the depositional surface

which also is considered to be

horizontal. …” Tiré de Rider, 1996.

Aussi je propose les définitions

suivantes :

Fig. 1. Détermination du pendage paléohorizontal en se basant sur un intervalle adéquat, au centre son utilisation pour

remettre à plat les directions de courants et à droite son utilisation pour confirmer les rotations de blocs de failles.

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4 .1.) Le pendage paléohorizontal

Comme son nom le suggère, c’est le

pendage des surfaces de stratification

originellement déposées

horizontalement.Ce sont des sédiments de

basse énergie comme les argiles, les

sédiments planctoniques et carbonés, dans

des conditions spécifiques, pour être

considérés comme déposés

horizontalement, sous la seule force de la

gravité, sans présence notable de courants

de fluides.

Ces surfaces de stratification sont utilisées

pour déduire les évènements tectoniques

comme les surrections, basculement ou

encore rotation de compartiment de failles.

Fig. 1B. Utilisation du pendage paléohorizontal pour remettre à plat les directions des paléocourants

Ainsi il importe de trouver l’intervalle le

plus favorable de la section étudiée pour en

déterminer le pendage paléohorizontal.

Il sera implémenté pour faire les rotations

nécessaires, pour remettre à plat afin de

mettre en évidence les rotations des blocs de

failles ; ou encore le véritable sens

d’écoulement des courants à l’origine des

dépôts de pentes comme les grès à

stratifications obliques, Fig. 1.

Fig. 1C. Utilisation du pendage paléohorizontal

pour confirmer les rotations de blocs de failles.

4 .2.) Le pendage structural

Il est réservé au pendage moyen d’une formation, ou unité lithologique, utilisé en géologie structurale

pour une coupe ou pour un marqueur spécifique que l’on pourrait corréler avec les données sismiques,

tout en évitant les structures sédimentologiques de détails à petite échelle.

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Fig. 2A. Utilisation de la projection

stéréographique pour mettre en évidence une

discordance majeure à partir d'une population

bimodale des surfaces de stratification ; la

figure Fig. 2A représente toute la section, celle

du centre l'unité supérieure et celle de droite

l'unité inférieure

Fig. 2B. Utilisation de la projection




figure. 2B représente toute la section, celle du

centre l'unité supérieure et celle de droite

l'unité inférieure

Fig. 2C. Utilisation de la projection




figure. 2C représente l'unité inférieure

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Le plongement et son azimut peuvent être utilisés pour déduire la géométrie des unités pour des buts

structuraux à plus petite échelle, quels que soient son origine et les évènements enregistrés par ces

unités. Ainsi cette méthodologie permettrait de déterminer pour une section les pendages structuraux

des différentes unités de réservoir et la valeur du pendage paleohorizontal de la section du réservoir

en question. De tels résultats pourront être corrélés à l’échelle de tout le bloc, de tout le réservoir et à

l’échelle du champ.

5) Le passage obligé de l'analyse de populations des surfaces mesurées

La nomenclature des surfaces devrait permettre de traiter les populations à l'échelle du réservoir, donc

corréler les résultats d'un puit à l'autre. L'analyse statistique des populations basée sur la projection

stéréographique permet de discerner les cas les plus typiques comme la ou les concentrations

(unimodale, bimodale et multimodale, Fig. 2) tout en veillant à discerner la concentration majeure de

la mineure, la dissémination, la répartition des pôles en guirlandes, donc des plans, et l'intersection

de ces dernières mettant en évidence des axes d'intersection. Cette étape est la base pour imager un

modèle géométrique en 3D et par la suite considérer plusieurs options, donc d'aller vers la

signification géologique la plus adaptée au contexte donc vers le modèle de circulation des fluides.

6) Discerner et différencier les surfaces d’origine sédimentologique/tectonique

La liste des types de surfaces à l'échelle du gisement comprendrait :

6.1.) Les surfaces d’origine sédimentologique

Parmi les surfaces principales d'origine sédimentologique, la surface de stratification courante occupe

la première place. Il faut les différencier des surfaces de ravinement (slumps), des discordances

majeures et des bases de bancs. La présence de niveaux de grès oblige à mettre en évidence au moins

deux types de surfaces, les surfaces de base-toit des chenaux et les surfaces de stratification oblique.

6.2.) Les surfaces d’origine tectonique

En ce qui concerne les surfaces tectoniques, il est important de différencier sur la base de critères

objectifs contrôlables les failles des fractures, les unes et les autres étant des surfaces de discontinuité.

Une faille déplace un repère comme la stratification, alors qu'une fracture ne montre aucune trace de

mouvement.

Il est utile de différencier les failles mineures, soulignées par des déplacements faibles ; ces dernières

sont parfois notées, dans les descriptions de carottes comme fractures. Les failles mesurées sont des

surfaces observables, ouvertes ou fermées, différentes des failles déduites à partir de l'analyse des

populations des surfaces de stratification.

Pour les fractures il est très utile de différencier les fractures discontinues, des fractures continues,

des fractures larges, ouvertes et fermées dites aussi conductrices ou résistives, critères utilisés pour

affirmer qu'elles sont ouvertes ou au contraire scellées.

Les surfaces de stylolites sont d'une grande importance, elles sont souvent subparallèles à la

stratification, elles sont mesurables et doivent faire l'objet d'attention particulière pour noter les

structures associes à elles comme les fentes de tension.

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7) Les marqueurs de stress in-situ actuel

Il est connu que la direction du SHmax contribue à ouvrir les fractures, s'il est parallèle à leur

direction, ou à les fermer s'il lui est perpendiculaire. Les directions cisaillantes, c’est-à-dire à 30° du

SHmax, sont propices au cheminement des fluides (d'après Rogers, 2003). L'imagerie offre la

possibilité d’identifier et de mesurer les marqueurs de la contrainte qui s’exerce autour du puits

pendant le forage. Il s’agit des fentes de forages (tensile drilling fractures), Fig. 3 et l’ovalisation du

puits (borehole breakout), Fig. 3, à certains endroits, qui sont considérés comme les déformations

provoquées par les contraintes actuelles, (Bell & Gough, 1979 ; Aadnøy & Bell 1998 ; Peska &

Zoback, 1995). Une fois confirmés il est possible de déduire la direction SHmax, en distinguant 3

échelles : la direction du SHmax du puits, du réservoir et régionale.

Fig. 3A. A gauche fentes de forage

et à droite schéma de l'ovalisation

du puits avec les critères de

définition.

Fig. 3B. Borehole breakout

l'ovalisation du puits avec les

critères de définition.

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8) Eléments géologiques importants à signaler en

zones spécifiques

Fig. 4A. Karts,

Il importe aussi de signaler et de caractériser par des

zonations spécifiques les objets géologiques, d’origine

sédimentologique, d’altération et tectonique, les

associations de tels objets et leur accumulation dans

certains intervalles des unités géologiques du réservoir.Il

s’agit en particulier des karts, Fig. 4, les zones de

stylolites avec ou sans les fentes de tension associées,

Fig. 4, des alvéoles, des zones fossilifères et donc parfois

d’alvéoles issues de dissolution. Les alvéoles sont très

importants, il faut les caractériser le mieux possible ;

discerner s'ils sont isolés ou interconnectés,

Les intervalles de fractures non mesurables sont signalés

par une zonation spécifique, en différenciant le type de

fracturation (cataclase, réseaux de fractures courtes,

fractures verticales …).Fig. 4, et dans ce dernier cas par

quel moyen et quel niveau lithologique elles sont

associées

Fig. 4B. Stylolites et fentes verticales.

Fig. 4C Alvéoles isolés et interconnectés, avec une probable

discordance majeure (MFS : Maximum Flooding Surface)

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9) Une attention toute particulière pour les zones de fractures

Fig. 5A. Zone de 4 familles de fractures. Les

figures de gauche à droite montrent, l’image,

l’interprétation sur l’image et les pendages.

La population des fractures est à analyser

minutieusement à différents niveaux :

population totale, les intervalles

concernés et zones de fractures. Les

fractures peuvent former des zones de

fractures, un ensemble de fractures

identiques dans un couloir. Ces zones de

fractures doivent être caractérisées par

plusieurs paramètres afin de différencier

les familles de zones fracturées pour les

corréler d’une unité lithologique à l’autre

et d’un puit à un autre. Les paramètres

usuels sont au moins la densité de

fractures, les paramètres d'orientation et

les relations avec la lithologie.

Fig. 5B. Zone de 4 familles de fractures, la

projection stéréographique fait ressortir 4

concentrations soulignant une guirlande,

c’est-à-dire 4 plans moyens en zone

(parallèles à un axe).

Fig. 5C. Zone de 4 sets de fractures. Le

modèle géométrique illustrant le drain

directionnel.

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Les zones de fractures sont à classer en catégories, comme ZF1 (contenant une seule famille), ZF2

(contenant deux familles, comme les fractures conjuguées) et ainsi de suite, et cela jusqu’à ZF4

comme j’ai eu l’occasion de l’observer, Fig. 5.

10) Faire ressortir les drains potentiels et effectifs

10.1.) Corrélation générale

Les résultats de ces analyses sont à corréler à l'échelle du puits, pour ensuite passer au niveau du bloc

de réservoir et le réservoir tout entier. Le support le plus représentatif est la représentation graphique

sous forme de plot avec plusieurs tracts côte à côte, y compris celui des commentaires.

Fig. 6.Section d'un composite plot montrant la corrélation des résultats par la projection des résultats le long

de colonnes permet de faire ressortir les intervalles intéressants comme ici une zone d'alvéoles limitée au haut

et en bas par des zones de fractures.

10.2.) Concept de drain

A partir du moment où le forage atteint le réservoir, les fluides emprisonnés dans la roche réservoir,

sont attirés vers le fond du puits, car le gradient différentiel de pression allant du réservoir vers le

fond du puits entre en action. On pourrait alors avoir une image avec des gradients rayonnants dans

tous les sens convergents vers le fond du puits. Cette image reflèterait la réalité hydrodynamique du

réservoir si la roche réservoir est isotrope, c’est-à-dire que les propriétés scalaires et vectorielles du

réservoir comme la porosité, la perméabilité, la conductivité, la texture de la roche ont les mêmes

valeurs en tous points dans toutes directions. Ce qui n'est jamais le cas dans tout réservoir réel. Les

fluides comme les courants électriques empruntent les itinéraires les plus faciles pour eux, offrant le

moins de résistance, donc pas forcement en ligne droite. Ces chemins les plus faciles pour les fluides

sont les drains. Je pense que deux types de drains peuvent être différentiés en les assimilant à des

plans d'une certaine épaisseur et des directions, des courants en quelque sorte, suivant une direction.

Par commodité de communication les premiers porteront le nom Drains Planaires et les seconds de

Drains Directionnels.

10.3.) Drains planaires

Il est connu depuis longtemps que les surfaces tectoniques, fracture ou faille, constituent, dans

certains cas, des cheminements empruntées par les fluides. Elles sont dites ouvertes, par opposition à

d’autres considérées comme des obstacles, ou scellées, ou encore remplies. Dans le cas des failles,

elles sont imperméables, ce qui en fait dans certains cas des objectifs, car elles sont associées à une

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accumulation des fluides sur la face de dessous. Le cas le plus évident est la couverture imperméable

toit du réservoir. Si une simple fracture est connue comme drain, à postériori une zone de fractures le

serait encore plus. Les drains planaires peuvent être de nature lithologique ou tectonique ou les deux

à la fois. Un niveau riche en karts ou en alvéoles est un drain planaire potentiel, si en plus il est

intersecté par une zone de fracture, il est aussi évident que cette zone de fracture est aussi un drain

planaire potentiel. Ainsi pourrait être le cas d’un intervalle riche en stylolithes, surtout s’ils sont

associés à des fentes perpendiculaires. Les stylolithes, film à tendance imperméable jouant le rôle

d’accumulation alors que les fentes vont drainer les gouttelettes de fluides piégées, le tout constituant

un drain planaire d’une certaine épaisseur. De même les niveaux lithologiques riches en alvéoles,

isolés ou interconnectés, provenant de dissolution de fossiles par exemple, sont des drains planaires,

et donc aussi la zone de fracture qui le coupe. Les exemples sont multiples. Il importe de définir les

drains planaires autant que possible et en préciser les orientations ainsi que la position au sein de la

série lithologique du réservoir.

Fig. 7.Exemple d'un drain planaire de 2 mètres d'épaisseur environ constitué d'un réseau de fractures verticales

coupant un intervalle d'alvéoles interconnectés. L'image à gauche est sans interprétation alors que celle de

droite montre l'interprétation.

10.4.) Drains directionnels

Les drains directionnels résultent de l’intersection de deux drains planaires, ou de plusieurs. Le cas

le plus courant est l’intersection de deux fractures conjuguées, aussi les deux populations définissent

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une direction privilégiée par leur intersection Fig. 8. Un cas unique observé de quatre familles de

fractures, formant une guirlande en projection stéréographique, ont une intersection suivant un axe,

drain directionnel potentiel, voir Fig. 5.

Fig. 8. Exemple d'un drain directionnel constitué par une population de fractures conjuguées qui se recoupent,

avec image, plus interprétation et projections stéréographique.

10.5.) Drains potentiels incluant des données d'autres sources et du stress actuel

Les drains potentiels sont définis au cours d'une première approche, en se basant seulement sur les

caractéristiques des objets sédimentologiques et/tectoniques et leurs associations. Cette analyse allant

du puits au réservoir, aura pour premier résultat d'établir une hiérarchie dans le potentiel de tels drains.

En intégrant des données d'autres sources et surtout la direction du SHmax, la hiérarchie peut prendre

une autre allure.

10.6.) Déceler les drains effectifs

Le passage des drains potentiels aux drains effectifs, nécessite l'intégration des données de

productions comme les tests de production, et parfois aussi ceux des puits d'injections de fluides qui

s'accompagnent d'arrivée d'eau inattendue.

11) Pour conclure

Cette méthodologie consiste beaucoup à repenser, en allant de nouveau fouiller dans la masse

immense de données disponibles pour certains gisements, car nous sommes au début du dernier siècle

des hydrocarbures, qui sont encore actuellement le moteur du monde, et le seront encore pour

plusieurs décennies. L'approche consiste à trouver de nouvelles méthodes de traitement des données

pour en tirer et en garder que ce qui présente de l'intérêt à trier rapidement, mais y consacrer tout le

temps nécessaire pour réfléchir et tester.

Une question plein d'espoir sur un avenir proche (ou lointain !) des hydrocarbures :

Pourrions-nous cartographier les drains de gisements importants en voie d'extinction ?

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Références

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