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Analyse sédimentologique du réservoir Cambro-Ordovicien dans la région de M'sari Akabli, bassin Ahnet
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2017) Boukhemia, Fatma Zohra; Asses, Amar (Promoteur)
Dans le bassin de l’Ahnet, il existe d’importants réservoirs dans les unités du cambro-ordovicien. Ces réservoirs sont caractérisés par des qualités très variables dépendant de la porosité matricielle, de la fracturation, de la dissolution et de la cimentation. Un aperçu sédimentologique, structural, stratigraphique et paléogéographique de l’Ordovicien du bassin de l’Ahnet est nécessaire. En effet, les mécanismes assez complexes de sédimentation et d’érosion de type glaciaire de l’unité IV, s’effectuent à la faveur d’une paléogéographie résultant d’une évolution structurale, non moins complexe, du bassin de l’Ahnet, ils ont mis en place des dépôts présentant en général une distribution aléatoire des faciès et des épaisseurs. L’étude sédimentologique de l’Ordovicien est basée sur les données de carottes et des enregistrements diagraphiques avec en finalité; un découpage en cortège sédimentaire et en séquences eustatiques.
Approche structural de la région de Rhourde Nouss et l’étude pétrophysique des quartzites de Hamra
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2020) Bessekri, Abdallah; Asses, Amar (Promoteur)
Le trend structural de Rhourde Nouss d’orientation NE-SW constitue un axe régional majeur de la partie SW du bassin de Berkine (Palte Forme Saharienne). Plusieurs directions de faille NE-SE, N-S et E-W coexistent le long de ce trend. L'architecture de ce trend montre une disposition en relai typique des failles décrochantes transpressives dextres le long des accidents majeurs de direction NE-SW. Les plissements de direction N-S se forment dans les zones de relais et sont associés à des failles chevauchantes vers le SE (exemple de la structure de Rhourde Nouss centrale). L'architecture actuelle du trend de Rhourde Nouss est essentiellement héritée d'un raccourcissement E-W en relation avec la phase tectonique autrichienne d’âge barrémien. Cette phase transpressive est responsable de la création des premiers pièges structuraux de cette région. La deuxième phase tardive va réactiver cette faille en faille inverse et aura comme conséquence de reconfigurer la géométrie des pièges crées durant la phase précédente. L'étude pétrophysique des réservoirs de Quartzites de Hamra sont basées sur l'analyse des carottes disponible de plusieurs puits dans différents champs.
Caractérisation et modélisation d’un réservoir triasique : région Hassi Rmel (bassin d’Oued Mya)
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2020) Madani, Mohamed Zakaria; Asses, Amar (Promoteur)
L’exploration et l’exploitation des hydrocarbures utilisés comme source d’énergie fossile, ainsi que les ressources hydrocarbures souterraines rappellent leur grand intérêt se manifeste pour les emmagasinements et écoulement particulièrement multiphasique et notamment dans le domaine pétrolier, comme un focus très complexe. L’optimisation de l’exploitation des gisements d’hydrocarbures implique une maîtrise de caractéristiques pétrophysiques des roches réservoirs. Ces derniers constituent un milieu poreux naturel à écoulement monophasique à polyphasique. Notre travail se découlera dans le bassin de Oued Mya qui est parmi les bassins les plus étudies dans la plateforme saharienne, il referme des grands gisements pétroliers et gaziers qui sont l’objet de tout travail de prospection. Le champ de Glib el Djamel et l’un des champs les plus importants dans le bassin d’Oued Mya à ce jour sur ce champ dont environ 20% d’entre eux convertis en injecteurs d’eau. Le but de cette étude portera sur l’analyse des paramètres pétrophysiques (perméabilité et porosité) pour pouvoir indiquer les drains et les directions favorables à l’exploitation, ainsi que pour exploite les réserves pétrolières au maximum. La modélisation géologique tridimensionnelle et dynamique réalisée à partir du PETREL, a permis de montrer que les propriétés réservoir; structural, pétrophysiques et indice d’estimation de réserve sont étroitement liés aux mouvements tectoniques. À cet effet, ces propriétés ont prévalu dans la zone à proximité des failles et à leur position structurale par apport au plan d’eau.
Caractérisation et répartition des roches magmatiques dans le pour tour Hassi Messaoud (Sud-Est et Sud) en utilisant les méthodes diagraphiques
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2016) Delci, Imilia; Asses, Amar (Promoteur)
Dans le cadre de notre stage de fin d’étude au sein de la Division Exploration de la Sonatrach, et en parallèle à la formation théorique reçue sur les différentes disciplines liées à l’exploration pétrolière, une étude a été proposée dans l’optique de mettre en œuvre les connaissances acquises lors de notre période de stage de fin d’étude, et a pour objectif de traiter quelques aspects sur la caractérisation et la répartition des roches magmatiques du point de vue pétrophysique, pétrographique et diagraphique en relation avec les résultats pétroliers des puits dans le périmètre de recherche autour de Hassi Messaoud. La structure de la région d’étude se situe dans le prolongement Sud et Sud-est du champ de Hassi Messaoud. Elle se présente sous forme d’un horst entaillé par un réseau des failles anciennes du socle de direction (NW-SE et NE-SW). Elles sont héritées des événements hercyniens ayant rejoué ultérieurement. La structure de la région d’étude a été reprise en phase distensive cambro-ordovicienne, expliquant ainsi les faibles variations d’épaisseur des argiles d’El Gassi et la mise en place des roches éruptives. Ces dernières ont des épaisseurs considérables, qui posent des problèmes que ce soit dans les domaines de l’ingénierie pétrolière et minière, et surtout dans le domaine économique. En effet, elles prennent la forme des masses qui contrôlent généralement les écoulements ainsi que les capacités de stockage des réservoirs. L’objectif de cette étude est de caractériser la répartition naturelle des roches magmatiques et son influence sur l’étude des réservoirs de la région d’étude et de faire une interprétation diagraphique correcte.
Essai de caractérisation des Roches Mères Turonienne, Cénomanienne et Albienne rencontrées dans la partie Sud du bassin Offshore de Mauritanie
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2018) Lassana, Cisse; Asses, Amar (Promoteur)
Le bassin côtier mauritanien est un bassin de marge passive situé sur la côte ouest du Craton ouest-africain. Il a été initié lors de l’ouverture l’Océan Atlantique pendant les périodes du Jurassiques Moyen et supérieur. La première phase d'exploration dans le bassin côtier de Mauritanie a commencé et s'est terminé avec la compagnie Amoco. Le premier puits d'Amoco OCT-1B (Cap Offshore Timiris-1B) a été foré en 1968 et leur dernier (Loup de Mer-1) foré entre 1991 et 1992. Au cours de la période, neuf puits ont été forés par six différents opérateurs, ciblant principalement le plateau continental, avec seulement trois puits forés dans l'eau profonde (plus de 300 m). Les objectifs de ces puits sont situés dans le Tertiaire et le Crétacé pour les réservoirs et les roches-mères. Les pièges pouvant être de nature variée sur ces marges: structuraux et stratigraphiques. Dans le cadre de ce stage de fin d’études au sein de la SMHPM (Société Mauritanienne des Hydrocarbures et Patrimoine Minier), division exploration, on m’a proposé d’effectuer une analyse géochimique du centre au sud du bassin. Cette étude vise de façon précise les roches mères Turonienne, cénomanienne et albienne, pour cela le sujet est intitulé « Essai de Caractérisation des roches mères turonienne, cénomanienne et albienne rencontrées dans la partie Sud du bassin offshore de Mauritanie».
Étude géologique et évaluation pétrophysique du réservoir Trias Argilo Gréseux Inférieur(TAGI) du champ Sif Fatima Nord-Est (SFNE) (bassin de Berkine)
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2017) Hathat, Meriem; Hadbi, Wafa Sihem; Asses, Amar (Promoteur)
La région d’étude, Sif Fatima Nord Est (SFNE) se trouve dans le bassin de Berkine, qui présente une couverture Paléozoïque et Mésozoïque avec une épaisseur de plus de 5000 m reposant en discordance sur le socle. Le réservoir du Trias Argilo‐Gréseux Inférieur est l’objectif de cette étude, qui est caractérisé par des variations de paramètres pétrophysiques et de changements lithologiques, qui influent considérablement sur la productivité et sur les résultats des forages. En se basant sur les études Géologiques régionales et locales, l’analyse sédimentologique, et l’interprétation pétrophysique avec la combinaison des cartes de subsurface on arrive à mieux comprendre notre réservoir (TAGI) d’un point de vu Géologique et Pétrophysique et cela nous amène au bon choix des endroits d’implantation de nouveaux puits soit pour la production ou bien pour l’injection et pour l’amélioration de la production qui est en déplétion.
Étude sédimentologique et caractérisation du réservoir multicouches du Gédinnien du gisement "In Bazzène -Djebel Beida" à l’Est du bassin de l’Ahnet
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2016) Hamidi, Soheyb; Asses, Amar (Promoteur)
Le bassin de l’Ahnet-Gourara se situe dans la partie centre-occidentale du Sahara algérien, il s’étend sur une superficie de 121 164 km2 et constitue l’un des grands bassins sédimentaires les plus prometteurs en gaz sec en Algérie. Le périmètre d’étude nommé In Bazzène-Djebel Beida (bloc 340) étant un périmètre insuffisamment exploré même avec ses perspectives intéressantes en gaz sec. Les ressources sont importantes dans le Dévonien inferieur mais nécessitent une nouvelle approche et des méthodes d’exploration plus adaptées. Le risque géologique reste assez élevé dans les zones sous explorées et les incertitudes sont liées notamment aux : basses résistivités des réservoirs du Dévonien inférieur, qui peuvent constituer un sérieux problème d’interprétation pour distinguer les saturations en hydrocarbures de celles en eau de formation, le caractère multicouches des réservoirs du Dévonien inférieur, particulièrement ceux du Gédinnien.
L’Intérêt pétrolier du réservoir Trias Argilo-Gréseux de la série inférieure dans la région de Benkahla, bassin d’Oued Myaa région de Benkahla, bassin d’Oued Mya
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2016) Beldjillali, Ahlem; Aït Amber, Kahina Khalidja Zahia; Asses, Amar (Promoteur)
Le gisement de Benkahla se trouve dans le bloc 438 du bassin d'Oued Mya au centre de la province triasique au sud -est du gisement de Berkaoui. Du point de vue structural, il s'agit d'une structure allongée Sud Ouest - Nord Est de quelque dizaine de km. La complexité de la région de Benkahla se distingue par la nature des réservoirs: barres de méandre dans la Série Inférieure, dans le T1 et T2 donc les changements latéraux de lithologie grés / argiles sont fréquent et se réalisent sur des courtes distances (1,5 à 2Km). Sur le plan sédiment logique, la fluctuation de l'épaisseur de la Série Inférieure qui est un ensemble argilo-gréseux d'origine continentale, reposant en discordance sur le Paléozoïque la caractérisé par un milieu de dépôt fluviatile. Ce dernier est très bien étudié dans la mesure où il contient de très bons réservoirs pétroliers. Notre étude s'inscrit dans le cadre de développement du champ de Benkahla. Pour mieux étudier la région nous avons établi une corrélation entre la formation acquise à l'université de Boumerdès et les données récoltées au sein de la division exploration "Sonatrach" qui nous a proposé un sujet ayant pour thème : "intérêt pétrolier du réservoir Trias Argilo- Gréseux (Série Inferieure) de la région Benkahla-bassin Oued Mya ". L'objectif de cette étude est de cerner les caractéristiques du réservoir de la série inférieure dans cette région. Ce qui va nous mènes à préciser l'intérêt de ce type de milieu de dépôts dans la formation des biseaux stratigraphiques et l'intérêt de ces derniers dans la production.