Géologie pétrolière
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Item Étude sédimentologique et pétrodiagénétique de la formation Quartzite de Hamra, Hassi Dzabat périphérie Sud de Hassi Messaoud(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2025) Mamma, Kamelia; Benayed, Soumya (Promoteur)Le Mémoire porte sur la caractérisation des réservoirs non conventionnels dits « tight oil » ,il vise a fournir une évaluation des caractéristique sédimentologique, et Pétrodiagénétique et minéralogique dans le réservoir gréseux « tight » pour prédire ses propriétés. Les formations cambro-ordoviciennes « Quartzites El Hamra » sont considérées comme des réservoirs pétroliers les plus prolifiques des bassins paléozoïques Algériens. Malgré un potentiel en hydrocarbures, Ces formations présentent des défis significatifs pour l'exploitation en raison de leur faible porosité. Les résultats obtenus montrent que la formation de « Quartzite El Hamra » se caractérise par un faciès homogène, déposé durant l’Arénigien dans un environnement marin peu profond. L’analyse Pétrodiagénétique relève que les « Quartzite El Hamra »sont classées dans les Quartz+arénites ou (arénites quartzitiques) tandis que la formation cambrienne est classé sublitherinite, c’est à dire des roches constituées essentiellement de grains de quartz associes a quelques minéraux lourds résistants. Au cours de sont histoire d’enfouissement la formation « cambro- ordovicienne » a connu des phénomènes diagenétiques qui ont modifié ses propriétés mécaniques et entrainés une dégradation totale de sa porosité. La séquence diagenétique du réservoir « cambro-ordovicien » est directement liée aux événements tectoniques qui ont affecté la zone étudiée.Item Leveraging artificial intelligence to re-evaluate unconventional hydrocarbon potential: the frasnian source rock in the north of Berkine basin(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2024) Aiche, Oussama; Belghit, Abdeldjalil; Benayed, Soumya (Promoteur)Dans ce travail, nous nous sommes concentrés sur l'évolution géochimique du gaz de schiste dans la roche mère du Frasnien, située dans le bassin de Berkine, dans le Sahara algérien. Notre objectif principal était d'analyser les propriétés géochimiques de la formation Frasnien afin d'estimer les volumes d'hydrocarbures présents, en utilisant la méthode Michael (2014). Nos résultats indiquent que cette formation contient des quantités significatives de matière organique et présente un potentiel pétrolier considérable. Cependant, il est important de souligner que le développement de ces ressources nécessite des technologies spécialisées, car la formation Frasnien est considérée comme une ressource non conventionnelle. De plus, nous avons intégré des techniques d'intelligence artificielle pour améliorer l'estimation des volumes d'hydrocarbures.Item Évaluation statistique de la qualité réservoir et détermination de la probabilité de densité du réservoir "TAGI", région de Menzel El Ledjmet et Elhaïad, bassin de Berkine(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2023) Seddiki Adda, Mohamed Hichem; Souane, Abdelkader; Benayed, Soumya (Promoteur)L’objectif de ce travail est porté sur la caractérisation et l’évaluation des faciès par l’application de la méthode de «l’évaluation de la probabilité de densité» qui est une approche utilisée dans le domaine pétrolière pour caractériser les réservoirs d'hydrocarbures en utilisant les données des enregistrements diagraphiques et surtout basé sur l’enregistrement de densité. Cette méthode est basée sur des formules mathématiques de probabilité statistique intégrée dans le programme EASY TRACE. Cette méthode a été utilisée dans notre caractérisation afin de déterminer les facies réservoirs du TAGI zone supérieur et inférieur dans notre région d’étude, pour cela deux puits ont été choisis ayant les données diagraphiques nécessaire à l’application de l’évaluation de la probabilité de densité. Les faciès réservoirs sont très variés surtout dans la zone supérieure du réservoir TAGI du puits 04 ou on a trouvé des grés compacte et grés poreux et grés silteux et grés argileux illitique séparé entre eux par l’argile mixtes, silteuse ; illitiques et l’argile gréseuses. Cette diversité de faciès est justifiée par le milieu de dépôt qui est continental de type fluviatile et plus précisément chenal, plaine d’inondation et lacustre. Par contre la partie inférieure du réservoir TAGI au niveau du puits 04 est caractérisé par une abondance de dépôt de faciès argileux qui est justifié par un dépôt lacustre. Alors qu’au niveau du puits 02 le TAGI supérieur et caractérisé principalement par une abondance de faciès grés poreux ce qui rend cette zone importante du point de vue pétrolier et on la considère comme zone susceptible de contenir les hydrocarbures. Par contre la zone inférieure du TAGI au niveau du puits 02 est caractérisé par le dépôt de grés silteux et grés poreux superposé par des bancs de grés argileux illitiques, argiles silteuses, illitiques et mixtes.Item Étude qualitative des attribues sismiques sur l’extraction automatique des failles par intelligence artificielle(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2023) Saci, Mousaab; Benayed, Soumya (Promoteur)La modélisation de réservoir est un processus long et itératif, commençant par l'interprétation, puis la modélisation, et enfin l'obtention d'aperçus et de prises de décision. Une des étapes critiques est l'interprétation sismique (plus précisément, l'interprétation des failles), où les spécialistes peuvent différer dans leur interprétation en fonction des objectifs, ce qui conduit à la génération de multiples résultats à chaque étape du flux de travail de la modélisation, d'où de nombreuses réalisations, et cela peut prendre des mois en fonction du projet. Dans cette étude, nous tenterons d'accélérer l'interprétation des failles en l'automatisant et en utilisant les dernières technologies. Il existe essentiellement trois façons possibles d'extraire les failles des données sismiques : interprétation manuelle, extraction semi-automatisée des failles à l'aide d'attributs sismiques, extraction automatique des failles à l'aide de l'apprentissage automatique sur DELFI. Les attributs sismiques se sont révélés efficaces dans l'extraction des failles, éliminant la sélection manuelle et exploitant les attributs structurales pour la détection des failles. De plus, ils sont utilisés comme filtres pour mettre en évidence les caractéristiques structurelles dans les données sismiques de mauvaise qualité. En ce qui concerne le Machine Learning, le processus d'interprétation des failles est entièrement automatisé en utilisant des algorithmes de segmentation d'images pour la détection des failles. La technique a montré un excellent potentiel, néanmoins elle reste encore peu développée. Par conséquent, nous allons tester Machine Learning Assisted Seismic Interpretation (MLASI) en utilisant des cubes sismiques originaux, puis essayer de l'améliorer en utilisant différentes entrées en suivant l'ordre de développement des attributs sismiques, et enfin comparer tous les résultats. Nous utilisons les données sismiques (3D) du sous-bassin d'Exmouth (partie du bassin de Carnarvon nord) situé au large de la côte nord-ouest de l'Australie, où se manifeste un régime tectonique extensionnel, avec des failles majeures orientées NE-SW et inclinées vers l'Est et l'Ouest. L'utilisation de (MLASI) avec les données sismiques originales a montré de bons résultats, cependant, l'utilisation des attributs structurales tels quels ne correspond pas aux résultats des sismiques originaux. Cependant, en conditionnant les données sismiques à l'aide de techniques et de flux de travail innovants tels que l’Ant-tracking (Suivis de fourmis) multiple, cela a montré une amélioration majeure par rapport à l'utilisation des seuls attributs structurales. Cela n'a été possible que grâce à l'utilisation du Cloud, ce qui a permis la réalisation de nombreuses expériences en peu de temps.Item L'Évaluation du volume pétrolier des gaz de schiste en Algérie : cas d’étude de la roche mère Frasnienne, partie Est du bassin de Berkine(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2023) Dehar, Mohammed; Benayed, Soumya (Promoteur)Dans ce travail, nous nous sommes concentrés sur l’évaluation géochimique du gaz de schiste de la roche mère de Frasnienne, située dans le bassin de la Berkine, dans le Sahara algérien. Notre objectif principal était d'analyser les propriétés géochimiques de la roche-mère ou de la formation de Frasnienne afin d'estimer les volumes d'hydrocarbures présents dans cette formation, en utilisant la méthode de Michael (2014). Nos conclusions indiquent que cette formation contient des quantités significatives de matière organique et présente un potentiel pétrolier intéressant. Cependant, il est important de souligner que le développement de ces ressources nécessite l'utilisation de technologies spécialisées, étant donné que la formation de Frasnienne est considérée comme une ressource non conventionnelle.Item Évaluation pétrophysique et étude sédimentologique de réservoir "F6" champ Toual bassin de Berkine(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2023) Ferahtia, Ihab; Benayed, Soumya (Promoteur)La région de Gassi Touil, située à l’Ouest de Berkine à environ 150 km au Sud-Est de Hassi Messaoud, est une vaste zone où plusieurs champs sont productifs dans le Trias argilo-gréseux supérieur (TAGS), dans le cambro-ordovicien (RI) et dans le Silurien argilo-gréseux (F6). Le F6 est une épaisse série de plusieurs centaines de mètres, composée d’une alternance d’unités argileuses, jouant le rôle de couverture, et d’unités gréseuses d’épaisseur moyenne de 5 à 10 m pouvant constitue des bons réservoirs. L’étude sédimentologique du réservoir F6, nous a permis de le subdiviser en cinq séquences de dépôts d’ordre trois montrant des faciès évoluant du milieu marin ouvert (l’offshore) à la plaine côtière, en passant par l’avant plage (shoreface) sous l'influence alternée de vagues et de tempêtes. Les grès siluriens sont affectés juste après leur dépôt par plusieurs phases de cimentation : siliceuse, argileuse et carbonatée, suivies d’une dissolution qui a engendré une forte porosité secondaire. Une dissolution bien mise en évidence dans les unités M2, A1, A2 définies par les pétroliers comme étant de bons réservoirs productifs connus au niveau du Silurien argilo –gréseux de la région d’étude.Item Évaluation pétrophysique et études des fractures par imagerie des réservoirs compacts : cas d’étude du cambro-ordovicien de la région de Bourarhat Sud II (bassin d’Illizi)(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2023) Aissaoui, Yazid; Amraoui, Racha; Benayed, Soumya (Promoteur)La caractérisation d'un réservoir compact, considéré comme non conventionnel, est abordée à travers une analyse approfondie des paramètres pétrophysiques et du réseau de fractures. La recherche débute par une présentation générale de la région d'étude, fournissant un contexte approprié pour la compréhension des enjeux associés à ce bassin. Une analyse des paramètres pétrophysiques est ensuite réalisée afin de mieux comprendre les caractéristiques de porosité, de saturation des fluides et de volume d’argile dans le réservoir compact. Cette analyse joue un rôle crucial dans l'estimation des performances du réservoir. En parallèle, une étude détaillée du réseau de fractures est menée utilisant les techniques d’imagerie. Les fractures sont des éléments clés dans la connectivité des fluides et l'écoulement au sein du réservoir. Comprendre la distribution, la densité et l'orientation des fractures permet de comprendre le comportement de réservoir d’optimiser la production des fluides. Enfin, l'estimation des réserves est effectuée en utilisant les informations obtenues à partir des analyses pétrophysiques, des études des fractures et les différents tests de formation. Cette étape vise à évaluer la quantité de pétrole ou de gaz récupérable dans le réservoir compact. En adoptant cette méthodologie intégrée, la thèse se propose de résoudre la problématique des réservoirs compacts en fournissant une évaluation complète des paramètres pétrophysiques et du réseau de fractures. Cela contribue à une meilleure compréhension du réservoir et permet de prendre des décisions éclairées quant à son exploitation future.Item 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.Item Évaluation qualitative et quantitative du réservoir "TAGI" et approche géochimique de la roche mère Frasnienne dans le périmètre de recherche, El Borma, bassin de Berkine(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2022) Mechouma, Ala Eddine; Laachi, Akram; Benayed, Soumya (Promoteur)L’évaluation des zones d'exploration devient de plus en plus importante car elle fournit des informations géologiques nécessaires sur les réservoirs. L’évaluation des zones d'exploration potentielles peut être utilisée pour comprendre de manière précise et complète les caractéristiques des réservoirs. A cet effet, en Algérie le bassin de Berkine présente un intérêt pétrolier important grâce à ses diffèrent réservoirs pétroliers. Dans le but d’évaluation des zones d'exploration Sonatrach nous a proposé un sujet dont son objectif consiste à faire une étude qualitative et quantitative du réservoir Trias argileux gréseux inférieur (TAGI) et approche géochimique de la roche mère Frasnienne du périmètre d’El-Borma dans le bassin de Berkine. En effet, ce travail consiste à étudier le réservoir TAGI dans ce périmètre en utilisant déférentes disciplines qu’on va les présenter dans les chapitres suivants : le premier chapitre vise à faire une recherche bibliographique du bassin de Berkine et ainsi que la région d’étude. Le deuxième chapitre s’appuie sur une étude sédimentologique des carottes afin d’identifier les différents faciès lithologiques et les environnements de dépôt. Le troisième chapitre consiste à faire une caractérisation des paramètres pétrophysique : porosité, perméabilité et saturation en hydrocarbures. Le quatrième chapitre désigne la détermination de type de la matière organique et le degré d’évolution thermique en se basant sur une étude géochimique bien précis. Le denier chapitre correspond à calculer les réserves d’huile en place et récupérables dans le réservoir TAGI de la région d’étude.Item 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.