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Analyse structurale et impact de la fracturation naturelle sur les qualités réservoir Trias, dévonien de la région de Bir Berkine, bassin de Berkine, Sahara algérien
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2023) Salmi, Mohammed Amin; Lahcene, Mohamed Abdelhadi; Sadaoui, Moussa (Promoteur)
L'objectif de cette étude est de faire l’analyse structurale et la détermination de l’impact de la fracturation naturelle sur les réservoirs TAGI, Emsien et Siegenien au niveau de la région Bir Berkine. Nous avons interprété les sections sismiques et les cartes en isobathes, pour comprendre la formation et l'évolution des structures géologiques dans cette région, en plus on a utilisé l’imagerie de fond des puits pour distinguer la caractéristique des fractures dans ces réservoirs. Ensuite nous sommes appuyés sur les données des carottes dans l’étude des paramètres pétrophysique pour réaliser les histogrammes d’évolution de la perméabilité et la porosité, afin d’obtenir les types de ces derniers. En fin nous avons établi une corrélation entre la perméabilité avec les densités de fracturation au niveau de chaque puits, on a conclu que les zones les plus perméables sont les plus fracturées et l’inverse n’est pas toujours valable. Ce qui confirme que l’influence de la fracturation sur les qualités pétrophysiques des réservoirs peut être positive (drain) ou négative (barrière). Ce mémoire a pour objectif de présenter de manière concise ce que nous pensons que les ingénieurs et les étudiants en ingénierie souhaitent savoir sur toutes les informations relatives à cette étude, basées sur notre expérience pratique acquise au fil des années.
Apport de la télédétection à l’étude géologique du bassin de Béchar
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2017) Beldjilali, Yamina; Ferdji, Said; Sadaoui, Moussa (Promoteur)
La cartographie géologique constitue la base de toute prospection du sol et du sous-sol. Ces dernières années, la cartographie assistée par ordinateur, notamment la télédétection et le traitement d’images satellites se sont imposés comme les outils de cartographie géologique les plus rapides; elle a beaucoup évolué, par étapes successives. L’apparition de la photographie aérienne a pu attribuer à la cartographie géologique, un air révolutionnaire en ce qui concerne la caractérisation et la mise en évidence de faciès lithologiques, ainsi que les minéralisations et substances utiles. Les principaux objectifs de ce travail consistent à cartographier et à caractériser les réseaux de fractures de la région du bassin de Béchar. Ce travail est une contribution à une meilleure connaissance de la géométrie des réseaux de fractures existant en surface et leur prolongement en subsurface. Pour cela, on a fait appel à l’outil de la télédétection et la sismique. La télédétection, grâce à sa vision synoptique permet d’étudier de vastes champs géographiques et constitue un puissant outil pour l’étude de la fracturation. En effet, le traitement des données satellitaires est devenu incontournable pour l’évaluation des ressources naturelles et la cartographie des états de surface, d’où son utilisation dans le cadre de cette étude. L'analyse des caractéristiques d'acquisition des données de télédétection permet de reconnaître les points sur lesquels cet outil apporte par sa complémentarité par une amélioration des résultats obtenus par les études classiques. Ce mémoire a pour thème : «contribution des données images de Landsat7 ETM+ à l’étude géologique du bassin de Béchar».
Caractérisation des réservoirs "Tight Gas" de l’unité "IV" de l’Ordovicien, périmètre de Timimoun Nord, Bloc "325B" et "321C", bassin de l’Ahnet-Gourara
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2016) Affane, Moustafa; Cheriet, Siddig; Sadaoui, Moussa (Promoteur)
Le bassin d’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 promoteurs en gaz sec en Algérie. Le périmètre d’étude est nommé Timimoun-Nord, situé au Nord-Ouest du bassin de Gourara, étant un périmètre insuffisamment exploré, même avec ses perspectives intéressantes en gaz sec. L’Ordovicien, objectif de cette étude avec un peu de puits forés s’est révélé sec, mais dont les interprétations diagraphiques concluent à la présence d’hydrocarbures. Les résultats des études à entreprendre sont primordiaux, car un programme de forages a été établi et l’intérêt pétrolier de ce réservoir qui s’est avéré compact avec des valeurs de porosités et de perméabilité très faibles. Le présent travail a pour thème : Caractérisation des réservoirs Tight Gas de l’unité IV de l’Ordovicien périmètre Timimoun Nord (blocs 325b et 321c), bassin d’Ahnet-Gourara.
Caractérisation du réservoir Ordovicien, Unité "IIT-2" de la région Bourarhet Sud (bassin d’Illizi)
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2017) Allaoua, Badreddine; Benachour, Yassine; Sadaoui, Moussa (Promoteur)
Le périmètre Bourarhet Sud est constitué des blocs 230 et 231 .Il est situé approximativement à 70 km au Nord-Ouest de la ville d’Illizi. Les « Quartzites de Hamra » qui sont l’un des plus importants réservoirs pétroliers dans les bassins paléozoïques algériens, ils sont constitués d’un faciès homogène à l’échelle régionale. Des découvertes d'hydrocarbures ont relancé l'intérêt de la zone de Bourarhet dans un contexte où le réservoir des Quartzites de Hamra se réduit en épaisseur par endroit et présente des propriétés pétrophysiques dégradées (faible perméabilité et porosité), donc la problématique de la région d’étude réside dans la nature du réservoir qui est considéré comme compact, mais Il est caractérisé par un système de fractures naturelles qui pallient aux faibles caractéristiques matricielles mais sur lesquelles les connaissances restent encore très partielles. Dans le cadre de la collaboration entre la faculté de Boumerdès et Sonatrach, nous n’avons été affectés à la Division Exploration Boumerdès, où nous a été proposé un sujet ayant pour thème : « Caractérisation du réservoir Ordovicien "unité 111-2" de la région Bourarhet Sud (bassin d’Illizi) ». D'après les données qu’on avait accès à utiliser, nous avons essayé de mieux étudier le réservoir "unité 111-2", donc notre étude consiste à déceler les caractéristiques sédimentologique et structurales ainsi que les paramètres pétrophysiques.
Caractérisation et évaluation du potentiel pétrolier de réservoir Triasique Argileux Gréseux inférieur (TAGI) du champ Toual, bassin de Berkine
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2017) Arab, Sami; Messaoui, Zaki; Sadaoui, Moussa (Promoteur)
Le champ de Toual découvert en 1958, couvre une surface de 80 km2 avec une pression est égale 371,2 bar, il est situé dans la partie nord de la province triasique contient une importante quantité de gaz à condensât et d’huile et produit essentiellement des réservoirs du Trias (TAGS, TAGI) et du silurien argilo-gréseux (F6). Un totale de (27) puits sont forés dans ce champ dont trois (TOU-5, TOU-6, TOU7) ont traversés le trias argileux gréseux inférieur (TAGI) qui est l’objet de notre étude, ces puits produisent essentiellement du gaz à condensat. Certains puits sont fermés pour des raisons de colmatage des perforations issues par les dépôts de sel, et le lever du niveau de contacte eau-huile, pour cela il est impératif de relancer la production dans le réservoir TAGI. Pour cela, et dans le cadre de coopération entre la faculté des hydrocarbures et de la chimie et Sonatrach, nous avons été affectés à la Division de Production (Gassi Touil) où on nous a proposé un sujet ayant pour thème : « caractérisation et évaluation du potentiel pétrolier du réservoir triasique argileux gréseux Inférieur (TAGI) dans le Champ Toual, bassin de Berkine».
Caractérisation et modélisation géochimique de la roche mère du jurassique de la région de Tlemcen, Algérie
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2017) Saad, Lounas; Sadaoui, Moussa (Promoteur)
L’intérêt pétrolier d’une région est régie par l’existence d’un système pétrolier (roche mère, roche réservoir, roche couverture). Dans ce cadre l’identification des roches mères et leur évolution s’avère indispensable pour valider tout programme de l’exploration pétrolière. A cet effet, la géochimie organique propose actuellement des outils efficaces pour reconnaître et évaluer la richesse, le type, le milieu de dépôt, ainsi que l’état de maturation des roches mères. Ces outils permettent d’établir des liens génétiques entre les roches mères et les huiles, les identifier, et de déterminer l’époque de génération et d’expulsion des hydrocarbures par la modélisation géochimique. C’est dans ce cadre, que j’ai réalisé une étude, dans le but de la caractérisation des principaux niveaux roches mères. La présente étude fait l’objet d’un mémoire de fin d’étude sous le thème : «étude géochimique et modélisation de l’évolution thermique de la matière organique de la région de Tlemcen». Dans la région d’étude, malgré la présence de pièges et de niveaux réservoirs potentiels et les nombreux indices d’hydrocarbures enregistrés dans certains forages, le système pétrolier reste encore mal défini et circonscrit. Les résultats pétroliers négatifs de tous les puits forés dans le domaine des hauts plateaux, objet de la présente étude, témoignent sur l’absence des éléments fondamentaux permettant de constituer un système pétrolier fonctionnel. Notre objectif est la caractérisation du potentiel de la roche mère jurassique dans la région d’étude.
Caractérisation et modélisation géochimique des niveaux roches mères Dévonien Supérieur et Silurien de la partie centrale de la cuvette de Sbâa, plate forme saharienne, Algérie
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2017) Baroud, Zakaria; Messaoudi, Sif Eddine; Sadaoui, Moussa (Promoteur)
La province du Sahara occidentale de l’Algérie était réputée productrice exclusivement de gaz. Cette idée a été remise en question par la découverte de la première accumulation d'huile en 1959 dans le Givetien de la structure d’Azzène de la cuvette de Sbâa. Donc elle renferme des gisements de pétrole et de gaz, reconnus dans la plate-forme saharienne, elle a toujours été le plus étudiée et continue à faire l’objet d’une étude de plus en plus prometteuse. Notre problème majeur c’est d’expliquer les potentialités des roches mères silurienne et dévonienne et les aspects relatifs au timing de génération des hydrocarbures et de leur migration. Pour connaitre les potentialités de ces roches, ainsi que pour l’orientation des travaux d’exploration à moyen et à long terme, nous avons effectué cette étude géochimique présentée de la région de Sbâa centrale (les blocs 352a, 353a, 354a et 362a) à partir des échantillons des roches prélevés au cours de forage des puits. Cette étude est basée essentiellement sur les résultats de carbone organique total (COT), la Pyrolyse Rock-Eval et les observations microscopiques (IAT).
Caractérisation géochimique de la roche mère silurienne de la région de Bordj Omar Driss, bassin d’Illizi
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2021) Ndozi Faustino, Paulo; Nobrega, Vanderson; Sadaoui, Moussa (Promoteur)
L’intérêt pétrolier d’une région est régi par l’existence d’un système pétrolier (la roche mère, roche réservoir, roche couverture et piège). Dans ce cadre l’identification des roches mères et leur évolution s’avère indispensable pour valider tout programme de l’exploration pétrolière. La découverte des hydrocarbures dans le périmètre Bordj-Omar-Driss pose le problème des niveaux roches mères potentielles, leur distribution, origine, expulsion et migration des hydrocarbures. A cet effet, la géochimie organique propose actuellement des outils efficaces pour reconnaître et évaluer la richesse, le type, le milieu de dépôt, ainsi que l’état de maturation des roches mères. Ces outils permettent d’établir des liens génétiques entre les roches mères et les huiles, les identifier, suivre leur évolution et enfin de déterminer l’époque de génération des hydrocarbures à partir de la modélisation géochimique. Pour tous ces objectifs énumérés précédemment la présente étude faite l’objet d’un mémoire de fin d’études pour l’obtention d’un diplôme de master d’état option géologie pétrolière. Cette étude comprend plusieurs parties: la première partie concerne les généralités sur le bassin d’Illizi et le périmètre d’étude Bordj-Omar-Driss. Elles décrivent la situation géologique et géographique de la région, les aspects stratigraphiques et structuraux. La deuxième partie est basée sur les généralités de la géochimie organique, la troisième partie concerne l’étude géochimique proprement dite, la quatrième partie est consacrée à la modélisation de l’histoire de l’enfouissement et de la maturation thermique de ces roches, et enfin une conclusion et une recommandation.
Caractérisation géochimique et modélisation géothermique de la roche mère silurienne de la région de Rhourde Nouss, bassin de Berkine (Sahara Algérienne)
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2022) Alloun, Mounir Mohamed Tahar; Gueniche, Dhia-Eddine; Sadaoui, Moussa (Promoteur)
La caractérisation des roches mères est l’un des étapes indispensables dans la recherche et l’exploitation des hydrocarbures. La présente étude est appliquée sur la roche mère silurienne de la région de Rhourde Nouss, bassin de Berkine. Cette caractérisation repose sur la détermination de la richesse de notre roche mère en carbone organique totale et en potentiel pétrolier résiduel. L’étude de type et la maturité de la matière organique se base sur l’utilisation des diagrammes et des cartes de maturités. Une modélisation géochimique des niveaux roche mère par le logiciel PetroMod-1D est réalisée. Les résultats de l’étude montrent que la richesse est faible à très bonne pour le carbone organique totale, faible à moyen concernant le potentiel résiduel et une matière organique de type II qui évolue d’une phase à huile en phase à gaz. La modélisation nous a permis d’estimer que la génération des hydrocarbures a connus trois phases, avec une quantité de 7 mégatonnes d’hydrocarbures au niveau du puits RNSW-1, et de 2.5 Mégatonnes d’hydrocarbures au niveau de puits MAT-1.
Caractérisation géochimique et timing de génération et d’expulsion des hydrocarbures au niveau des roches mères du Silurien et Dévonien Supérieur du bassin de Mouydir
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2019) Ghoul, Fatima Zohra; Sadaoui, Moussa (Promoteur)
De 1960 à 1982, l’activité exploration dans le bassin de Mouydir s’est scindée par l’acquisition d’environ 5710 km de sismique 2D et l’implantation de 12 forages pétroliers et trois forages d’eau. Malheureusement, les tests n’ont révélé que de l’eau d’une salinité variable (eau douce à l’approche des affleurements vers le Sud) et quelques indices de gaz à partir des réservoirs de l’Ordovicien et du Dévonien inférieur. Dans certains puits, ces réservoirs se sont révélés secs. Plusieurs études ont été réalisées telles que la cartographie sismique et gravimétrique, analyses et évaluation géochimiques de l’hydrodynamisme ainsi que de l’analyse des résultats pétroliers. Cependant, jusqu'à présent il n’y a pas eu de travaux traitant de la distribution des environnements de dépôts, de qualité réservoir et de l’histoire de la migration, la charge et conservation des hydrocarbures dans ce secteur. Il est important de noter l’insuffisance de données géologiques et géophysiques. La couverture sismique est généralement faible surtout vers le Sud de la région d’étude. Malgré ce constat, les travaux prévus dans ce projet permettront de dégager les zones prospectives en termes de qualité de réservoir, de charge et préservation des hydrocarbures ainsi que des ressources. Des travaux de géochimie ont été réalisés que ce soit dans le cadre des projets internes ou en consultation externe. Ils ont montré que le Silurien est la seule roche mère qui pourrait alimenter les réservoirs Paléozoïques .Cependant, le timing de génération et d’expulsion Paléozoïque est critique par rapport à la structuration Hercynienne. Sur le plan géochimique et modélisation de bassin , il est attendu de la présente étude de dégager les zones roches mères , de tracer les chemins de migration et d’estimer les qualités de gaz pièges, que ce soit durant la période Hercynienne ou carrément au Paléozoïque dans des structures anciennes(Taconique, Calédonienne et Vasséenne).Bien que le timing de génération soit plus ou moins connu, le calcul volumétrique s’effectuera avec plus de précision dans les calculs. En général, les différents niveaux réservoirs consistent en les grès de l’Ordovicien qui ont de faibles propriétés pétrophysiques (phi et k) et grès de Dévonien inférieur (Gédinien, Siéginien et Emsien) qui ont relativement de bonnes caractéristiques. Cependant, ces derniers présentent un problème de couverture dans une grande partie de la région d’étude. Le Cambrien peut constituer un objectif vu ses caractéristiques qui restent encourageantes dans certains puits. En plus de la cartographie au toit de ces réservoirs pour dégager des prospects et leads, un calcul de ressources en gaz est prévu, dans le but de montrer le potentiel réel de ce bassin . Des zones perspectives en gaz seront délimitées a fin d’orienter l’exploration .de plus, des recommandations vont être émises à propos des travaux futurs.
Caractérisation pétrophysique de réservoirs Cambrien (R2, Ra) de la zone "7" du champ de Hassi Messaoud : plate-forme saharienne
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2016) Akache, Ammar; Marouf, Antar; Sadaoui, Moussa (Promoteur)
Le champ de Hassi Messaoud se présente comme un vaste anticlinal érodé au sommet, il est considéré comme le plus grand champ de pétrole en Algérie, il occupe la partie centrale de la province triasique, il est divisé en deux parties; la partie Nord et la partie Sud. Le champ de Hassi Messaoud est subdivisé en 25 zones de production, il est caractérisé par l’hétérogénéité de ses paramètres pétrophysiques. Pour l’amélioration des connaissances et l’exploitation des réserves de pétrole, il est nécessaire d’analyser les paramètres pétrophysiques, qui sont prélevés par des données de diagraphie et des données des carottes. Notre travail concerne l’étude des réservoirs d’âge Cambrien (R2, Ra) de la zone 7 du champ de Hassi Messaoud. Notre étude consiste à analyser les paramètres pétrophysique des réservoirs (R2, Ra) et aussi la reéstimation des réserves d’huile pour les réservoirs R2, Ra.
Étude et caractérisation du réservoir "F6" champ d’Acheb Ouest-Krebb, bassin d’Illizi
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2019) Riche, Nabil; Sadaoui, Moussa (Promoteur)
Le bassin d’Illizi d’une superficie de 108 424 km2, est le siège d’un effort d’exploration assez important qui a débuté en 1956 avec la découverte d’Edjeleh. Depuis, pas moins de 413 puits d’exploration et 281 d’appréciation ont été forés, avec un taux de succès de 23 %. On dénombre 54 découvertes d’huile et 44 découvertes de gaz (qui ont donné lieu à des gisements) telles que celles de Tin Fouyé, Zarzaïtine, Edjeleh, Alrar, Ohanet et Stah…. Au cours de son histoire, le bassin d’Illizi a été, pour l’essentiel, un bassin marin peu profond situé près d’une marge continentale soumise à une période d’érosion intense qui a permis l’installation d’une importante colonne sédimentaire paléozoïque. Le Champ d’ACHEB Ouest Krebbse présente sous la forme d’un anticlinal d’axe NNW–SSE s’appuyant à l’ouest sur une faille de même orientation, sur le prolongement de la grande faille d’Ohanet, dont le compartiment Ouest est abaissé. La structure est également fermée au Sud par un jeu de failles secondaires presque perpendiculaires de direction NW–SE et NE– SW, le réservoir F6 est constituée par un ensemble argilo-gréseux découpé en trois horizon: Unité I, Unité II, Unité III. Pour lever l’incertitude sur les capacités actuelles du Dévono-Silurien (F6), une caractérisation avec étude des propriétés pétrophysiques et certains paramètres géologiques comme les épissures totale et utile, ainsi qu’une réévaluation des réservée avec comparaison des résultats de calcul obtenus et ceux réalisés par Sonatrach s’imposent. A cet effet il nous a été proposé d’étudier et de caractériser le réservoir F6 du champ d’Acheb Ouest Krebb.
Étude géochimique des roches mères du Silurien et du Dévonien Supérieur du bassin de Tindouf
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2017) Rih, Aboubakr; Sadaoui, Moussa (Promoteur)
Parmi les bassins de plate-forme saharienne en Algérie, on peut distinguer à l’Est le bassin d’Illizi, de Ghadamès et de Berkine, et à l’ouest le bassin de Reggane, Béchar et le bassin de Tindouf, notre étude sera basée sur ce dernier. Le bassin de Tindouf est caractérisé par une immense sédimentation paléozoïque, qui est constitué des formations argileuses fossilifères du Wenlockien (Silurien), du Frasnien et Famménien (Dévonien Supérieur), susceptibles à contenir de la matière organique et de générer les hydrocarbures. Dans cette recherche on va évaluer les richesses de ces roches mères par les méthodes d’analyse géochimique, et relier les résultats avec les différents phénomènes géologiques que le bassin a subit, comme par exemple le magmatisme triasique.
Étude géochimique et modélisation de l’évolution thermique de la matière organique de la région de Tlemcen
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2016) Arabi, Mohammed Amine; Sadaoui, Moussa (Promoteur)
L’intérêt pétrolier d’une région est régie par l’existence d’un système pétrolier (roche mère, roche réservoir, roche couverture).Dans ce cadre l’identification des roches mères et leur évolution s’avère indispensable pour valider tout programme de l’exploration pétrolière. A cet effet, la géochimie organique propose actuellement des outils efficaces pour reconnaître et évaluer la richesse, le type, le milieu de dépôt, ainsi que l’état de maturation des roches mères. Ces outils permettent d’établir des liens génétiques entre les roches mères et les huiles, les identifier, et de déterminer l’époque de génération et d’expulsion des hydrocarbures par la modélisation géochimique. C’est dans ce cadre, que j’ai réalisé une étude, dans le but de la caractérisation des principaux niveaux roches mères. La présente étude fait l’objet d’un mémoire de fin d’étude sous le thème : Etude géochimique et modélisation de l’évolution thermique de la matière organique de la région de Tlemcen. Dans la région d’étude, malgré la présence de pièges et de niveaux réservoirs potentiels et les nombreux indices d’hydrocarbures enregistrés dans certains forages, le système pétrolier reste encore mal défini et circonscrit. Les résultats pétroliers négatifs de tous les puits forés dans le domaine des hauts plateaux, objet de la présente étude, sont en partie attribués l’absence des éléments fondamentaux permettant de constituer un système pétrolier fonctionnel .notre objet est la caractérisation du potentiel de la roche mère jurassique dans la région d’étude.
Modélisation et caractérisation pétrophysique du réservoir «Cambrien Ri» (drain D5) de la zone «23» du champ de Hassi Messaoud
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2024) Benessalah, Amel; Sadaoui, Moussa (Promoteur)
Ce Présent mémoire s’article sur l’étude des paramètres pétrophysiques par la caractérisation et la modélisation du drain D5 (D5.Inf, D5.Med et D5.Sup) du réservoir Cambrien Ri de la zone 23 qui est subdivisé en cinq chapitres : Généralités sur le champ de Hassi Messaoud ; Cadre local de la zone 23 ; Modélisation géologique du réservoir Cambrien Ri ; Faire une caractérisation Pétrophysiques du réservoir Cambrien Ri ; Recalcul des réserves d'huile de la zone 23.