Browsing by Author "Kaddour, Hichem"

Filter results by typing the first few letters
Now showing 1 - 2 of 2
  • No Thumbnail Available
    Item
    Caractérisation sédimentologique et pétrophysique du réservoir Ordovicien-Unité "IV-3" du champ In Adaoui-Ohanet bassin d’Illizi
    (Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2016) Kaddour, Hichem; Kasmi, Aymen; Ysbaa, Saadia (Promoteur)
    Le champ d’In-Adaoui fait partie des plusieurs champs de la région d’Ohanet qui appartient au bassin d’Illizi, constitue une importante province pétrolière dans le sahara algérien. C’est un champ essentiellement à gaz, qui est actuellement dans une phase de développement. La structure d’In-Adaoui se trouve sur le plateau de Tinrhert située à 19km environ au Nord-Ouest de la structure d’Ohanet le long du grand accident. Elle se présente sous la forme d’un anticlinal à flanc Ouest faillé, de plus de 15 km de long, affecté par de deux culminations. La culmination Sud, où a été implanté le premier forage d’exploration (OT-102) exécuté sur cette structure. La méconnaissance relative du réservoir ordovicien du champ d’In Adaoui est liée à sa complexité de dépôts ordoviciens, à l’absence de certaines unités (érosions ou non dépôts) et à sa variation de faciès. Dans le cadre de notre stage pratique de fin d’étude au sein de la société Sonatrach, région d’Ohanet (division production), il nous a été proposé d’étudier l’unité IV-3 du réservoir ordovicien du champ In Adoui. Le problème posé au niveau de ce réservoir, se rapporte au complexe terminal de l’Ordovicien (unité IV-3), qui présente une réduction des paramètres pétrophysiques qui est probablement liée au faciès. Nous avons pensé qu'il est nécessaire de connaitre et de comprendre de point de vue sédimentologique et pétrophysique les différents facteurs qui réduisent la qualité de ce réservoir.
  • No Thumbnail Available
    Item
    Sedimentological characteristics and reservoir quality prediction in the Upper Ordovician glaciogenic sandstone of the In-Adaoui-Ohanet gas field, Illizi basin, Algeria
    (Elsevier, 2019) Benayad, Soumya; Ysbaa, Saadia; Chaouchi, Rabah; Haddouche, Omar; Kacimi, Aymen; Kaddour, Hichem
    The Upper Ordovician glaciogenic deposits are thought to have an important quantity of hydrocarbon across North Africa. Insight is provided about the IV-3 reservoir unit in the In-Adaoui-Ohanet field in the Illizi basin of south-east Algeria. The aim is to: 1) describe the lithofacies; 2) interpret the depositional environment; 3) describe the petrographic characteristics; 4) investigate the petrophysical properties; and 5) perform a biostratigraphic analysis of the unit IV-3 reservoir (Upper Ordovician) in the In-Adaoui-Ohanet field based on the core description and samples collected from the well IA-115. Lithofacies described in the study area are MT1, MT2, MT3, MT6, and MT9. Subglacial tillite is the depositional environment associated with lithofacies MT3, MT6, and MT9. These lithofacies are thought to be deposited medial to a distal fan, whereas lithofacies MT1 and MT2 are thought to be deposited in high-energy flows. Acritarch and Chitinozoan species are the most common biozones described in the study reservoir and they are thought to be affiliated with an Upper Ashgilian stage. Petrographic analysis shows that the study reservoir unit is formed by fine to coarse-grained sandstone. Quartz is considered to be the principal framework mineral (mean, 56.30%). Cementing minerals observed in this reservoir unit are quartz and carbonate. From a compositional point of view, the unit IV-3 reservoir in the In-Adaoui-Ohanet field is predominantly formed by quartz arenites, which are considered to be mature. Additionally, the tectonic setting of these arenites is most likely associated with a passive margin origin. The emphasis throughout this study is on the role of factors such as permeability, carbonate cement, and quartz overgrowth on the reservoir quality of unit IV-3 in the In-Adaoui-Ohanet field. The quality of this reservoir unit is highly influenced by the quartz overgrowth and pores that are plugged by carbonate cement, which dramatically reduces the pore network. An enhanced porosity was observed only in the MT3lithofacies (up to 22.3%). Additionally, from an economic point of view, the study reservoir unit is classified as a tight gas-bearing reservoir