Géologie pétrolière

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Analyse du réseau de fractures et des paramètres pétrophysique des réservoirs Ordoviciens de la structure de Bahar el Hammar, bassin de l’Ahnet, plateforme saharienne, Algérie
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2017) Ouettar, Djamel; Belhadi, Ahmed (Promoteur)
Le bassin d’Ahnet renferme un grand gisement pétrogazifère reconnu dans la plate-forme saharienne. Il a toujours été le plus étudié et continue de faire l’objet d’une intense prospection. Dans le cadre de la recherche et prospection des hydrocarbures, l’intérêt et l’ensemble des travaux ont été accès vers l’exploitation sur les flancs des structures anticlinales. Ce domaine de la plate-forme saharienne, ayant subi une structuration intense, et caractérisé par un ensemble d’axes majeurs à qui s’associent des plis disposés en échelon ; structures qui présentent un très grand intérêt pétrolier à étudier. Cette étude a pour but de tenter une caractérisation du réservoir Ordovicien de la structure Bahar El Hammar.
Analyse et modélisation géologique du réservoir "TAGI" (périmètre Hassi Berkine ouest)
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2022) Lanani, Kamel; Bentayeb, Hamza; Chaouchi, Rabah (Promoteur)
Le bassin de Berkine est devenu l’un des bassins les plus perspectifs d’hydrocarbures en Algérie. C’est le bassin géologique le plus exploré au cours de ces trois dernières décennies et qui a révélé de plus grandes découvertes de pétrole et de gaz. Le secret de ce succès est étroitement lié aux caractéristiques géologiques et géochimiques de ce bassin qui est caractérisé par la présence de roches mères très potentielles et de réservoirs dont les caractéristiques sont meilleures par rapport à tous les autres bassins pétroliers. Néanmoins les réserves d’hydrocarbures estimées dans ce bassin sont toujours considérées comme faibles comparées aux quantités possibles d’hydrocarbures générées depuis les roches mères Silurienne et Francienne. Afin de réaliser un meilleur développement du champ et d’évaluer notre réservoir, on réalise un modèle géologique en 3D, pour trouver une meilleur représentation du champ étudié car celle en 2D ne permet pas de quantifier et d’estimer l’hétérogénéité ainsi que les volumes en place d’une manière exacte.
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.
Analyse structurale et comparaison de la fracturation naturelle des régions Ohanet et Hamra 2 - bassin d'Illizi
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2020) Rezig, Abdelkader; Loumi, Khaled (Promoteur)
La demande énergétique en constante augmentation n’exige que la récupération des gisements existants soit maximisée, un processus qui dépend principalement de modèles précis de réservoirs. L'imagerie des trous de forage est l'une des méthodes les plus rapides et les plus précises pour collecter des données souterraines. L'imagerie des trous de sonde peut alimenter ces modèles avec des informations à l'échelle même du millimètre. De plus en plus, les images des trous de sonde peuvent être transmises et intégrées dans les modèles de réservoirs pendant le forage, ce qui constitue une étape importante vers l'optimisation en temps réel du terrain. Les récents progrès réalismes dans les logiciels de modélisation permettent pour la première fois d'utiliser de manière totalement intégrée les données d'images dans les modèles de réservoirs. En conséquence, la technologie des images de trous de sonde est en train de passer du statut d'application de niche à celui d'élément clé des modèles de réservoirs statiques et dynamiques. Les progrès technologiques réalismes dans le domaine de l'imagerie des trous de sonde au cours des cinq dernières années ont facilite ces développements. L'introduction d'imageurs à haute résolution pour les gisements de pétrole constitue un progrès important. La qualité des images récentes dans les systèmes de boue à base de pétrole se rapproche de la résolution des images claires. Le développement d'outils de diagraphie en cours de forage (LWD) _a haute résolution, qui rivalisent désormais avec les images claires traditionnelles, est encore plus important. La dernière génération d'outils d'imagerie LWD peut détecter des stries à haute perméabilité de quelques décimètres d'épaisseur seulement et peut les suivre sur de longues distances. L'imagerie des trous de forage est en passe de devenir une technologie mature, et elle est utilisée dans des applications de plus en plus avancées. Parmi les bons exemples, citons l'intégration de données d'images de diagraphie et de trous de sonde avec la diagraphie par résonance magnétique nucléaire, et les poils de résistivité tridimensionnels (3D) dérives des données d'images pour améliorer l'identification des intervalles de haute perméabilité que les outils claires standard ne reconnaissent pas. Lorsque les données de diagraphie d'images sont couplées à des techniques d'interprétations sophistiquées, des problèmes complexes de connectivité des réservoirs peuvent être résolus de nos jours, et peuvent améliorer considérablement les prévisions d'écoulement des guides dans les réservoirs fractures et peuvent également aider à optimiser les trajectoires des puits de forage. Bien que l'intérêt d'une application généralisée de la technologie de l'imagerie soit largement reconnu, trop peu de géocentriques sont encore suffisamment familiers avec ce type de données. Dans ce cadre vient ce projet de _n d'étude qui vise à faire une comparaison entre deux études de fracturations faite sur deux réservoirs situés dans le bassin d’Illizi, Ohanet et Hamra 2. La comparaison consiste à voir si les déformations des quartzites est la même dans les deux zones ou pas et leurs innocences sur la répartition et sur la production des hydrocarbures dans le bassin d'Illizi afin de comparer la distribution des fractures dans ces deux régions.
Analyse structurale et impact de la fracturation naturelle sur les qualités réservoir des quartzites de Hamra dans le périmètre Hamra II (bassin d’Illizi)
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2017) Benouadah, Nour El Houda; Boucenna, Othman; Loumi, Khaled (Promoteur)
Pour la mise en évidence des nouvelles découvertes et pouvoir de renouveler les réserves nationales, et garantir la croissance du pays, SONATRACH doit intensifier et diversifier ses efforts de recherche et d’exploration du domaine minier algérien. Ces efforts d’intensification et de diversification s’appliqueront aussi bien sur les réservoirs conventionnels que sur les non conventionnels comme les «Shales Gas» et les réservoirs profonds et compacts dits : «Tight Reservoirs». Dans le périmètre Hamra II, le réservoir quartzites de Hamra est considéré comme compact, comme c’est le cas à travers la plateforme saharienne. Ce réservoir à faible porosité et perméabilité, présente un potentiel pétrolier principalement en fonction des réseaux de fractures naturelles qui l’affectent. En effet, plus les fractures ne sont nombreuses et connectées, meilleure sera la production de ce réservoir. Les réseaux de fractures augmentent la perméabilité effective de ce type de réservoirs améliorant et contrôlant ainsi sa productivité. Dans le périmètre Hamra II, les tests de puits ont révélé des résultats différents. Il y a des puits secs, des puits négatifs qui n’ont enregistré aucun débit d'hydrocarbures en surface malgré l’intérêt montré par les diagraphies, et des puits positifs qui ont enregistré un débit faible, amélioré après stimulation. Dans le présent travail, nous allons déterminer les phases de structuration ainsi que leurs effets sur le réservoir quartzites de Hamra dans la région d’étude ; outre, nous tenteront de montrer l'impact de la fracturation naturelle sur les performances réservoirs et d’expliquer ainsi les résultats des tests de puits.
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.
Analyse structurale et pétrophysique de la partie Nord-Ouest du périmètre Timissit, Bloc "08-211" du bassin de Berkine
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2017) Kherief, Soufiane; Touaibia, Farouk; Loumi, Khaled (Promoteur)
Le bassin de Berkine est devenu l’un des bassins qui renferment le plus d’hydrocarbures en Algérie. L’un des objectifs principaux de l’entreprise Sonatrach, ces dernières années, c’est de découvrir de nouveaux gisements pétroliers et de nouveaux axes d’exploration dans ce bassin. Dans le cadre de notre mémoire de fin d’étude et lors du stage, le sujet qui nous a été proposé par la division de l’exploration de la Sonatrach, a pour thème « analyse structurale et pétrophysique de la partie Nord-Ouest du périmètre Timissit (blocs 208-211) du bassin de Berkine.
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».
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.
Approche sur les caractéristiques pétrophysiques du réservoir "TAGI" de El Hadjira "2" avec l’intelligence artificielle
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2022) Guemadi, Rym; Benayed, Soumya (Promoteur)
Une bonne caractérisation des propriétés du réservoir pétrolier nécessite des mesures directes sur les carottes, cependant ces dernières ne sont pas toujours disponibles à cause des problèmes techniques et géologiques rencontrés durant l’opération du carottage. Pour remédier à cette lacune, le défi se situe à la recherche d’un outil efficace et rapide pour reconstituer les faciès non carottés et pour estimer certains paramètres pétrophysiques avec précision tels que : la porosité et la perméabilité représentant des éléments fondamentaux pour l’évaluation du gisement. Diverses formules ont été suggérées pour la prédiction de ses paramètres, mais elles sont limitées et peuvent entraîner des incertitudes très élevées impliquant de fausses évaluations des réserves en place, soit par une sous-estimation ou surestimation et par conséquent, cela va influencer l’aspect économique lié à l’investissement et le développement du gisement. Au cours des deux dernières décennies, de nombreuses méthodes liées l’intelligence artificielle ont été proposées pour résoudre des problèmes complexes dans l’ingénierie de pétrole surtout après la pandémie de COVID-19. L’objectif de cette thèse se focaliser sur la reconstitution des faciès non carottés et à l’estimation de la porosité et la perméabilité manquante en utilisant une technique de l’intelligence artificielle à l’aide des diagraphies de puits. Le réservoir hétérogène du Trias Argileux Gréseux Inférieur du champ d’EL Hadjira 2 au bassin d’Oued Mya sud-est de l’Algérie, a été pris comme zone d’étude en raison de la grande variation des paramètres pétrophysiques. La méthode Convolutionnel Neural Networks (CNN) est la méthode proposée et elle est utilisée pour prédire les propriétés des images de carottage. L’ensemble de données d’image est segmenté en appliquant une segmentation de bassin versant pour extraire le réseau de pores de l’échantillon. La porosité et la taille moyenne des pores sont les deux propriétés calculées pour cette étude. Une description détaillée du processus de segmentation des images, de l’architecture CNN est présentée dans ce travail.
Caractérisation des paramètres pétrophysiques de réservoir des Quartzites de Hamra de gisement Hassi Guettar (Hassi Messaoud)
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2016) Boudjedia, Mourad; Serdoune, Ahmed; Ysbaa, Saadia (Promoteur)
Un réservoir pétrolier est une formation du sous-sol, poreuse et perméable, contenant des hydrocarbures liquides et/ou gazeux, dont la structure est limitée par des barrières imperméables. L’industrie pétrolière possède des nombreux outils permettant de récolter des informations sur les réservoirs pétroliers. Les données relevées le long des puits et les carottes d’exploration qui en sont extraites, mais aussi les résultats des campagnes sismiques, pouvant être répétées dans le temps, sont des exemples d’informations disponibles sur un réservoir, mais elles sont partielles. Pour améliorer la connaissance et l’exploitation des réserves énergétiques du sous-sol géologique, il est important de comprendre, quantifier et modéliser les Paramètres pétrophysiques pour prédire les caractéristiques et les propriétés des roches réservoirs. Le gisement de Hassi Guettar représente un intérêt pétrolier, il est situé au Sud-ouest du champ de Hassi Messaoud. Le développement du champ de Hassi Guettar est d’actualité. Il nous a été proposé de faire une étude des paramètres pétrophysiques pour le réservoir des Quartzites de Hamra de Hassi Guettar, ainsi que l’estimation de ses réserves. Pour la caractérisation des paramètres pétrophysiques, on a établi une analyse statistique à base des données des carottes et des diagraphies, par la suite, on a établi une étude des paramètres pétrophysiques et à la fin une estimation des réserves a base des résultats obtenus.
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 des unités du réservoir Ordovicien du Bloc "244" (Tinrhert Nord Oudoume) du périmètre Ohanet II du bassin d’Illizi
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2019) Ouanas, Anouar; Chaouchi, Rabah (Promoteur)
De nos jours, des méthodes de recherche d’accumulations d’hydrocarbures ont été développées afin de prospecter de nouveaux types de gisements de gaz non conventionnels tels que les tight gas, shales gas, coalbed methane, gas hydrates, etc. De nombreuses compagnies internationales, ainsi que l’entreprise nationale Sonatrach a d’ores et déjà entamé les travaux d’exploration de gisements non conventionnels associès aux shale gas et tight gas reservoirs. Les Tight Gas Sands conventionnels sont des réservoirs à faibles perméabilités rencontrés dans des pièges classiques essentiellement structuraux, ces accumulations non conventionnelles Tight Gas Sands occupent généralement les centres des bassins sédimentaires et présentent de hauts potentiels en terme de ressources, des efforts sont engagés pour leur identification, exploration et exploitation. Le bassin d'Illizi constitue la partie Sud-est de la plateforme saharienne, il fut le siège d'une sédimentation importante essentiellement durant le paléozoïque et le mésozoïque. Le périmètre Ohanet est situé dans la partie Nord-Est du bassin d’Illizi. Le réservoir Ordovicien est subdivisé en deux unités, III et IV, cette dernière est considérée comme un réservoir principal dans notre région (Ohanet-2). L'Ordovicien est un objectif à gaz à l'échelle du bassin d'Illizi, mais reste tributaire d'une part des phénomènes diagénétiques, et d'autre part des variations de faciès qui sont très rapides, aussi bien verticalement que latéralement ce qui rend difficile les corrélations à l'intérieur d'une unité. Ce travail consiste en une étude de caractérisation et d’évaluation de la qualité réservoir de l’Ordovicien (unités III et IV), dans la partie Nord-Est (Ohanet-2) du bassin d'Illizi.
Caractérisation diagraphique et étude d’imagerie de l’Ordovicien Supérieur, dans la région d’Ohanet, bassin d’Illizi
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2019) Mezghiche, Akram Abd Raouf; Atoussi, Ibrahil El-Khalil; Benayed, Soumya (Promoteur)
Le champ de l’Ohanet appartient au bassin d’Illizi qui est l’un des importantes provinces pétro-gazifière de la plateforme saharienne. La structure se trouve le long de grand accident, elle se présente sous la forme d’un anticlinal à flanc faillé, et traversé par deux puits à savoir le puits AZN-1 et le puits AZW-1. D’après Sonatrach la méconnaissance relative du réservoir Ordovicien dans le champ d’Ohanet est expliqué par la complexité des dépôts Ordoviciens, l’absence de certains unités réservoirs (IV-1 et IV-2) suite à l’érosion ou bien au non dépôts, la variation des faciès, les phases tectoniques (calédonienne et francienne) qui ont affectés la plateforme saharienne et particulièrement le bassin d’Illizi et ainsi le champ d’Ohanet .et la grande distance entre les puits de la région (bloc 244A). À cela s’ajoute les caractères médiocres de certains paramètres pétrophysiques qui régit la qualité des unités réservoirs Ordovicienne. Afin de résoudre ces problèmes et dans le cadre de notre stage de fin d’étude réaliser au niveau de la division exploration, Boumerdès (Sonatrach); un sujet ayant pour thème « Caractérisation diagraphiques et étude d’imagerie de l’Ordovicien Supérieur (unités III-3, IV-1, IV-2, et IV-3), du champ d’Ohanet, bassin d’Illizi ».
Caractérisation du réservoir "F4"du champ d’Edjeleh, bassin d’Illizi
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2017) Bouafes, Seif Eddine; Chahaoui, Yahia; Belhadi, Ahmed (Promoteur)
Le bassin d’Illizi renferme les plus grands gisements pétrogazifère reconnus dans la plate-forme saharienne. Il a toujours été le plus étudié et continue à faire l’objet d’une intense prospection. Dans le cadre de la recherche et prospection des Hydrocarbures, l’intérêt et l’ensemble des travaux ont été accès vers l’exploitation sur les flancs des structures anticlinales. Cette étude a pour but de tenter une caractérisation du réservoir F4 (Dévonien inférieur) de la structure d’Edjeleh.
Caractérisation du réservoir «Grès de Sbâa» dans la cuvette de Sbâa, bassin de Sbâa
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2017) Bouchiba, Ayoub; Arabi, Brahim; Kacir, Arbia (Promoteur)
La province du Sahara occidental de l’Algérie était réputée productrice exclusivement de gaz, cette idée a été remise en question par la découverte de la première accumulation d’hydrocarbures liquides en 1959 dans le Givétien de la structure d’Azzène de la cuvette de Sbâa, ensuite la découverte de gisements d’huile dans les années 80 et à des faibles profondeurs à Hassi Ilatou, ainsi qu’à Sbâa, ensuite l’huile a été découverte dans les différents réservoirs du système pétrolier en quantités commerciales. La cuvette de Sbâa est devenue le seul secteur pétrolifère dans le Sahara occidental par rapport aux autres bassins qui sont gaziers. Le réservoir Grès de Sbâa constitue l’objectif principal d’huile dans la cuvette de Sbâa, il est caractérisé par une épaisseur plus au moins constante avec un biseautage vers le nord-est et le sud-est, ce réservoir possède des caractéristiques pétrophysiques généralement bonnes, ces paramètres sont d’origine matricielle comme ils peuvent être secondaires. La distribution de ces paramètres ainsi que leur tendance de dégradation et/ou d’amélioration reste toujours mal contrôlé. Dans le but de mieux caractériser le réservoir Grès de Sbâa, la SONATRACH/Exploration-Boumerdès nous a proposé un sujet de mémoire de fin d’étude : Caractérisation de réservoir Grès de Sbâa dans la cuvette de Sbâa.
Caractérisation du réservoir «Ra» de la Zone "7" de Hassi Messaoud et optimisation des puits pour un Short Radius
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2017) Bengueneb, Bilel; Boualili, Tahar; Zellouf, Kamel (Promoteur)
Le champ pétrolier de Hassi-Messaoud contient des gisements de pétrole parmi les plus importants et les plus complexes du monde. De par sa superficie d’environ 2200 Km2 et ses importantes réserves en place, il reste encore le plus grand gisement d’Algérie, Sa structuration est le résultat d’une histoire paléotectonique et géologique depuis le Cambrien. Après plusieurs années de décennies de production, le champ continue à produire grâce à plusieurs techniques qu’ont été établies pour l’optimisation de la production des gisements existants (acidification, fracturation hydraulique, short radius …). La technique utilisée dans la zone 7 de Hassi Messaoud, qui fait l’objet de cette étude, est celle de la reprise des puits en short radius, où plusieurs puits ont pu être repris après l’arrêt de leur production à cause de leur très faible débit. A cet effet il nous a été proposé une réévaluation des caractéristiques du réservoir Ra dans la zone 7.
Caractérisation du réservoir "TAGS" de Rhourde Nouss Centre - bassin de Berkine
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2022) Mechraoui, Abdelkarim; Terfas, Mohamed Nassim; Ysbaa, Saadia (Promoteur)
Notre projet de fin d’étude est basé sur les données Pétrophysiques, diagraphiques et sédimentlogiques de carottes, elles nous ont permis la création d’une base des données pour mieux caractériser le réservoir Trias Argileux Gréseux Supérieur de Rhourde Nouss Centre. Nous avons pu mettre en évidence la nature fluviatile de la région qui se présente comme des dépôts de réseau en tresse pour la partie inférieure, et des dépôts de méandriforme pour la partie sommitale. L’étude du profil de corrélation et des cartes en isopatches a permis de montrer que la diminution des profondeurs est due à la morphologie de la zone étudiée (Anticlinale) et non pas à la subsidence. Le résultat de l’interprétation de données de notre zone montre que le réservoir TAGS est conservé et n’a pas subi aucune phase d’érosion. La correction des valeurs Pétrophysiques a permis de les rapprocher aux valeurs réelles. Cependant le nombre des données de carottes restent insuffisantes pour effectuer les corrections. L’interprétation des cartes en isoporosité et isoperméabilité a permis d’indiquer la présence d’un réservoir plus au moins compacte (porosité moyenne entre 10 % et 15 %, alors que la perméabilité dépasse rarement les 100mD). La construction du modèle structural confirme la présence d’un anticlinale au Sud de Rhourde Nouss Centre.
Caractérisation du réservoir Cambrien, unité "R2" du champ de Hassi Messaoud
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2020) Belkacem, Hamza; Benayed, Soumya (Promoteur)
Présentation des généralités sur le champ de Hassi Messaoud (unité R2), une analyse sur les paramètres pétrophysiques ainsi que étude géostatistique des paramètres pétrophysiques sont exposées.
Caractérisation du réservoir carbonifère du bassin de Reggane - périmètre de Kahlouche
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2019) Boukahoul, Abdelkhalek; Safari, Ismail; Ysbaa, Saadia (Promoteur)
Les connaissances accumulées sur la géologie ont connu un saut qualitatif ces dernières années grâce aux très nombreux travaux entrepris dans le domaine de l’activité pétrolière par SONATRACH et ses partenaires. Ces avancées ont permis au domaine pétrolier algérien d’enregistrer des résultats retentissants en termes de découvertes et de mise en évidence de nouveaux pays et d’un important potentiel en hydrocarbures, dans des zones longtemps ignorées dont l’importance avait été minimisée. Les réserves en hydrocarbures découvertes en Algérie à ce jour sont renfermées dans un peu plus de 200 gisements d’huile et de gaz. Il y a 249 niveaux stratigraphiques producteurs dans ces gisements, dont 105 pour le Siluro-dévonien, 63 pour le Trias et 65 pour l’Ordovicien (WEC-2007). Dans le cadre de notre affectation au sein de l’entreprise SONATRACH Division Exploration et en vue de la préparation de notre mémoire de fin d'études, on nous a proposé de réaliser une étude dont le thème est : Caractérisation du réservoir carbonifère du bassin de Reggane - périmètre de Kahlouche. Le bassin de Reggane représente l’un des bassins majeurs de la plateforme saharienne en termes d’intérêt pétrolier. Cette étude concernera les réservoirs gréseux du Carbonifère (Strunien-Tournaisien et Viséen B) qui sont considérés comme objectifs dans ce bassin. Cette étude a pour objectif la compréhension dans un premier temps de certains résultats pétroliers enregistrés, en se basant sur l’utilisation des données de géologie de chantier, de forage, des données de diagraphies, ainsi que des résultats de tests des puits et par la suite définir le potentiel pétrolier du Carbonifère dans le périmètre de Kahlouche. Pour ce faire, différents aspects ont été considérés à savoir : l’aspect structural, sédimentologique, géochimique, réservoirs et calcul des réserves.