Géologie pétrolière
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Item Caractérisation et évaluation du réservoir de l’Unité "IV" (Ordovicien) dans la région d’In Issane, In Amenas, bassin d’Illizi(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2016) Djidel, Ahmed; Souici, Abdelhadi; Kacir, Arbia (Promoteur)Dans le cadre de la recherche et prospection des hydrocarbures, l’ensemble des travaux ont été accès vers l’exploitation sur les flancs des structures anticlinaux; notre étude concerne l'unité IV d’In Issane, partie centrale de la région In Amenas. Nous avons été affectés à SONATRACH - Division Exploration, Boumerdès, où il nous a été proposé un sujet ayant pour but ''la caractérisation qualitative et quantitative du réservoir Cambro-ordovicien de gisement d’In Issane région d'In Amenas''. A cet effet, notre étude sera axée sur les parties suivantes : donner un aperçu géologique du bassin d’Illizi ainsi que la zone d’étude (In Amenas II); une approche sédimentologique pour mieux comprendre les litho faciès ainsi que leurs environnements de dépôt du réservoir étudie et de délimiter les différentes sous unités; une caractérisation pétrophysique de l’unité IV afin d’évaluer sa qualité réservoir (établissement et interprétation des cartes en iso-valeurs, des histogrammes et des profils de porosité et de perméabilité en fonction de la profondeur); un essai de calculer les réserves de l'unité IV à l'aide du software de Schlumberger (le Pétrel v 2013).Item Caractérisation pétrophysique de l’Ordovicien terminal (dalle de M’Kratta), dans la structure de Rhourde Adra, région Rhourde Nouss(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2016) El Alia, Abd El Malek; Sadli, Abdelkrim; Benayed, Soumya (Promoteur)Nous avons orienté notre étude selon la méthodologie suivante : l’acquisition des données, le traitement des données, la caractérisation pétrophysique du réservoir, l’étude et l’analyse des paramètres pétrophysiques.Item Étude des propriétés pétrophysiques et estimation des réserves du réservoir Cambrien "R1" (RA+RI) de la zone "15" dans le champ de Hassi Messaoud(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2016) Ghendir, Meftah; Ammiar, Mohammed Ridha; Yahiaoui Haddad, Lamia (Promoteur)Un gisement est formé d’un ou plusieurs réservoirs rocheux souterrains contenant des hydrocarbures liquides et /ou gazeux. La roche réservoir est poreuse et perméable, et la structure est limitée par des barrières imperméables qui piègent les hydrocarbures. Le champ de Hassi Messaoud est considéré de part ses dimensions et ses réserves, comme l’un des plus grands au monde. Il s’étend sur une superficie d’environ 4200 Km2 produisant ainsi de l’huile dans le réservoir Cambro-Ordovicien. Le réservoir gréseux est caractérisé par une hétérogénéité qui se traduit par les variations extrêmes des propriétés pétrophysiques entrainant la variation de la production d’une zone à une autre et d’un puits à un autre. Le réservoir Cambrien R1 (Ra+Ri) de la zone 15 est l’objectif principal de notre étude ce dernier est constitué de plusieurs drains qui sont de bas en haut : la zone de passage, D1, ID, D2, D3 et D5. Cette étude a pour but d’étudier et de caractériser l’évaluation des paramètres pétrophysiques du réservoir Cambrien R1 (Ra+Ri) et d’évaluer quantitativement sa potentialité dans la zone d’étude. Elle se basera sur le traitement des données en notre possession qui sont : la perméabilité, la porosité, l’épaisseur utile et la saturation en huile avec les logiciels « PETREL » et « SURFER ».Item Étude qualitative et quantitative des réservoirs de l’Ordovicien dans la région de Timimoun Nord, bassin de l’Ahnet-Gourara(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2017) Abdesselam, Hind; Bouketir, Mebarka; Benayed, Soumya (Promoteur)Le bassin de l’Ahnet-Gourara se situe dans la partie centrale du Sahara Algérien, c’est un des plus grands bassins sédimentaires producteurs du gaz en Algérie, principalement dans les réservoirs Cambien, Ordovicien et Dévonien. Timimoun Nord est notre région d’étude, elle se situe au Sud du bassin de Gourara, et produit principalement des réservoirs Ordovicien qui font l’objet de notre étude. Les réservoirs Ordovicien dans la région de Timimoun Nord sont composés de bas en haut par les formations suivantes : Quartzite de Hamra, Grés d’Oued Sarat, Grés d’El Golea, et la Dalle de M’Kratta. D’autre part, La production de gaz se fait uniquement dans deux formations réservoirs à savoir la Dalle de M’Kratta et les Grés d’El Golea. De ce fait, ces formations réservoirs font l’objet d’un challenge vue l’hétérogénéité du milieu ainsi que les faibles valeurs de perméabilité (<0.01mD), ce qui nous permet de qualifier ces derniers de réservoirs compact et non conventionnel. Il est a noté que la qualité réservoir de ces deux formations est améliorée par d’important réseau de fracturation souligné par la présence d’une porosité et perméabilité secondaire. Dans le carde d’une collaboration entre la Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie et Sonatrach, nous avons été affecté à la Division Exploration Boumerdès, ou on nous a proposé un sujet ayant pour thème : «Etude qualitative et quantitative des réservoirs Ordovicien dans la région de Timimoun Nord, bassin d’Ahnet-Gourara».Item Caractérisation du réservoir Trias Argilo-Gréseux Inférieur dans la structure de Hassi Berkine, Nord-Sud bassin de Berkine, plateforme saharienne, Algérie(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2017) Mosbah, Walid; Loumi, Khaled (Promoteur)Nous n’avons pas eu de place de stage au niveau de la Sonatrach mais nous avons pu obtenir au fur et à mesure des données. Les premières données obtenues sont celles des paramètres pétrophysiques des différents niveaux producteurs. Après nous avons pu obtenir successivement les profils sismiques, les cartes isobathes et enfin les données pétrophysiques de quatre puits. A partir de là nous nous sommes fixés un objectif qui consistait à analyser les paramètres pétrophysiques verticalement et horizontalement et essayer d’établir l’existence ou pas de l’effet des accidents sur ces paramètres. Nous avons organisé notre étude comme suit : l’état des connaissances sur le Bassin de Berkine ; une analyse tectonique à travers, les cartes structurales et les profils sismiques ; une analyse des paramètres pétrophysiques ; la relation entre la tectonique et les paramètres pétrophysiques ; recommandations.Item 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».Item 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.Item Étude du réservoir cambrien à caractéristiques pétrophysiques hétérogènes du champ de Rhourd El Baguel, bassin de Berkine(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2019) Mostefa, Islam; Kacir, Arbia (Promoteur)La plate-forme dont le Sahara Algérien fait partie, est une région très vaste et stable qui a été modelée dès le Paléozoïque. Elle est subdivisée en un certain nombre de bassins répartis en trois provinces pétrolières : la province occidentale, la province orientale et la province triasique. Parmi ces bassins, il y a celui d’Amguid Messaoud appartenant à la province orientale. Il renferme un certain nombre de champs dont celui de REB (Rhourd El Baguel). A ce champ le réservoir principal est le Cambrien qui est l’objet de notre étude. Ce réservoir, découvert en 1962 par l’association SONATRACH-SINCLAIR, a été exploré à l’aide des méthodes géologiques, géophysiques de surface (sismique,…) et le forage de plus de 20 puits. Ce sont essentiellement les données géologiques et pétrophysiques de carottes et des diagraphies (la perméabilité (K), la porosité (F), la saturation (Sw)), ainsi que l’application des différentes diagraphies qui ont été mesurées et quantifiées dans ces forages. Les données de ces paramètres ont été dépouillées et compilées. Dans le champ REB, notre problématique réside dans la productivité, qui est liée à des variations des paramètres pétrophysiques et le changement de la lithologie du réservoir cambrien et son épaisseur, eu égard à son hétérogénéité, ainsi que la fracturation naturelle qui influe sur la production dans notre région d’étude. De ce fait, on a utilisé une approche combinant plusieurs concepts pour répondre à ces problèmes dans le but de délimiter les zones pour le choix des travaux ultérieurs, ainsi que la récupération des réserves en place. Dans ce contexte, ce présent thème m’a été proposé par la division EP (Rhourd El Baguel-HMD), où ma mise en situation professionnelle a été effectuée. Afin de rentabiliser cette étude, on a essayé de trouver un argument logique aux problèmes posés, consistant à l’amélioration de la production.Item Étude pétrographique et diagénétique du siegénien argilo-gréseux du bassin de Berkine (bloc 405A) : influence de la chlorite frangeante sur la qualité du réservoir(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2019) Toutaoui, Abdelfetah; Derridj, Amal (Promoteur)Les premiers travaux de recherche pétrolière en Algérie remontent au début du 20em siècle avec les géologues explorateurs français, Kilian(1925) ou italiens, Desio (1936) et Rossi (1939). Ces précurseurs établirent les bases de la connaissance des bassins d'Illizi et de Berkine, entre autres. La dépression de Berkine est une zone particulièrement intéressantes pour l'exploration pétrolière; mais d'accès beaucoup plus difficile, tant en surface à cause de son ennoyage sous l'épaisse couverture dunaire du grand Erg oriental, qu'en subsurface par suite de la puissante série mésozoïque et plus particulièrement le Trias salifère et anhydritique. Les premières reconnaissances sismiques effectuées par les compagnies pétrolières durant les années 60 ont permis l'implantation de certain nombre de forage dont HAID-(HAD-1), réaliser en 1964 au centre de la dépression. Bien que profond (côte finale 4802m) il atteignit que le Dévonien et ne permet pas d'évaluer l'épaisseur de la couverture. En 1962, fut déclenchée une prospection par aéromagnétisme qui prit fin en 1971, année au cours de laquelle fut réaliser le forage de Rhourde Yacoub (RY-1) en bordure nord-est du bassin sondé jusqu'au Dévonien. Les premiers travaux de recherche pétrolière en Algérie remontent au début du 20em siècle avec les géologues explorateurs français, Kilian(1925) ou italiens, Desio (1936) et Rossi (1939). Ces précurseurs établirent les bases de la connaissance des bassins d'Illizi et de Berkine, entre autres. La dépression de Berkine est une zone particulièrement intéressantes pour l'exploration pétrolière; mais d'accès beaucoup plus difficile, tant en surface à cause de son ennoyage sous l'épaisse couverture dunaire du grand Erg oriental, qu'en subsurface par suite de la puissante série mésozoïque et plus particulièrement le Trias salifère et anhydritique. Les premières reconnaissances sismiques effectuées par les compagnies pétrolières durant les années 60 ont permis l'implantation de certain nombre de forage dont HAID-(HAD-1), réaliser en 1964 au centre de la dépression. Bien que profond (côte finale 4802m) il atteignit que le Dévonien et ne permet pas d'évaluer l'épaisseur de la couverture. En 1962, fut déclenchée une prospection par aéromagnétisme qui prit fin en 1971, année au cours de laquelle fut réaliser le forage de Rhourde Yacoub (RY-1) en bordure nord-est du bassin sondé jusqu'au Dévonien. Dans cette optique nous avons essayé de résoudre une problématique qui est d’actualité. En effet, la chlorite a été observée dans de nombreuses roches du réservoir de Berkine. Cependant la qualité du réservoir pouvait être bonne et parfois médiocre. Nous avons pour cela essayer de décrire les grès de notre zone d’étude à travers: une étude pétrographique de 45 lames minces sur des grès ou la cristallisation de la chlorite (sous différentes formes) constitue la problématique de ce mémoire; une étude diagénétique qui nous a permis de reconstituer l’histoire de la succession des différents processus qui ont affecté le réservoir; une approche sur l’influence du revêtement chloriteux qui nous a permis de décrire quelques découvertes encourageantes pour l'exploration.Item 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.