Gisements miniers et pétroliers
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Item Prédiction des futures performances du réservoir du champ "HMZ"(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2025) Saoudi, Nesrine; Zeraibi, Noureddine (Promoteur)Dans le domaine pétrolier, le développement d’un champ repose sur des études techniques approfondies visant à optimiser la production et à assurer la rentabilité à long terme. La simulation en ingénierie des réservoirs est très utile, car elle permet de tester différents scénarios, de comprendre comment le réservoir pourrait réagir, et d’aider à choisir les meilleures décisions pour l’avenir. L’étude de développement du champ HMZ, basée sur la simulation de réservoir et l’analyse de différents scénarios, vise non seulement à améliorer la production, mais aussi à prolonger la durée du plateau de production.Item Évaluation de la performance du "Gaz Lift" dans le champ "HDZ"(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2025) Samba, Mohamed Aboubekerin; Chiaa, Mouhamed; Saifi, Redha (Promoteur)Ce Mémoire traite de l’optimisation de la production d’hydrocarbures du champ HDZ (Hassi Dzabat), situé dans le gisement de Hassi Messaoud. La méthodologie adoptée repose sur l’analyse nodale, une technique couramment utilisée en ingénierie pétrolière pour évaluer les performances des systèmes d’écoulement. Grâce au logiciel de simulation PIPESIM®, un modèle complet du système de production du réservoir jusqu’aux installations de surface a été établi. L’étude inclut une analyse de sensibilité des paramètres influençant les performances des puits, une prévision de l’évolution de la production dans le temps, ainsi qu’une évaluation de l’impact des méthodes de levage artificiel, en particulier le gas lift.Item Modeling and optimization of "Gas Lift Wells" in the Hassi R’Mel Field(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2025) Madoda, Tinashe; Masenhu, Promise; Saifi, Redha (Promoteur)This Study addresses hydrocarbon production decline in seven mature wells within the Hassi R'Mel field, primarily caused by low reservoir pressure. To enhance oil recovery, the gas lift systems were optimized. Utilizing PROSPER software, the production systems were modeled, and Nodal Analysis was employed to integrate the reservoir's Inflow Performance Relationship (IPR) with the wellbore's Vertical Lift Performance (VLP). The methodology leveraged established multiphase flow equations and simulation tools to accurately predict well behavior under various gas injection rates and operating conditions. Through sensitivity analysis and optimization techniques, the study determined optimal gas injection rates and efficient gas distribution across the wells. The primary objective was to achieve sustainable production increases and reduce operating costs by precisely balancing injected gas volume with maximized liquid recovery, ultimately enhancing overall field profitability. Results demonstrated a 6.7% increase in oil production, achieved with an additional gas injection of 101,200 Sm3/day, yielding substantial economic benefits.Item Étude du choix technico-économique entre les systèmes "AutoBoost®" et "ESP" pour l’activation du puits "HGI-6"(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2025) Driouche, Amar Djallal; Saifi, Redha (Promoteur)Lors des premières phases de production, l’énergie naturelle du réservoir permet l’extraction des hydrocarbures. Toutefois, cette énergie s’épuise progressivement, rendant nécessaire le recours à des méthodes de levage artificiel pour maintenir la production. Ce travail de fin d’études propose une étude comparative entre deux technologies d’activation des puits : la pompe submersible électrique (ESP) et le système AutoBoost®, appliquées au puits HGI6. L’objectif est de déterminer laquelle des deux offres les meilleures performances techniques et économiques. Une modélisation du puits a été effectuée à l’aide du logiciel PIPESIM, intégrant une analyse nodale et un dimensionnement précis de chaque système. Une évaluation économique a également été réalisée, en tenant compte des coûts d’installation, d’exploitation et de maintenance. Les résultats obtenus ont mis en évidence les avantages d’AutoBoost®, qui se distingue par sa simplicité opérationnelle, sa fiabilité et ses coûts réduits. Elle apparaît ainsi comme la méthode la plus adaptée pour améliorer la productivité du puits HGI6 tout en optimisant les dépenses.Item Implémentation et optimisation de l’injection alternée "WAG" dans un champ pétrolier mature "Water Flood" -Groupement Berkine-(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2025) Benmesbah, Amine; Zeraibi, Noureddine (Promoteur)La Technique d’injection alternée d’eau et de gaz (WAG) est un procédé EOR cyclique consistant à injecter successivement du gaz puis de l’eau selon des cycles répétitifs. Elle vise à améliorer la récupération pétrolière en combinant les avantages de l’injection de gaz et d’eau, optimisant ainsi l’efficacité de balayage, tout en maintenant la pression du réservoir. Dans le champ HBNE, situé dans le bassin de Berkine en Algérie, où la production est en déclin malgré l’injection d’eau, cette approche a été étudiée comme alternative prometteuse. Un modèle de simulation compositionnel a été calibré, incluant des tests de déplacement en tube mince pour déterminer la pression de miscibilité minimale (MMP). Une pression d’injection quasi-miscible a ensuite été retenue, tenant compte des contraintes opérationnelles du champ. Les simulations menées sur un modèle 2D sectoriel ont démontré une récupération supérieure en mode WAGI par rapport à l’injection d’eau seule. Ce gain de performance a été confirmé dans un modèle 3D complet du secteur, validant l’efficacité du procédé. Le WAGI se distingue également par sa capacité à retarder la percée du gaz et à mieux contrôler la mobilité dans les zones hétérogènes. Cette approche pourrait permettre une meilleure gestion des ressources injectées, ouvrant la voie à des optimisations économiques et techniques à l’échelle du champ.Item Amélioration de la production d’un champ pétrolier à forte "Salinité" : cas du champ Gassi El-Agreb Upside Nord(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2025) Beleragueb, Youcef; Bougoffa, Mohamed; Behnous, Dounia (Promoteur)Les Champs pétroliers à forte salinité rencontrent de graves problèmes d'écoulement, principalement à cause des dépôts de sel. Ce phénomène est observé dans la zone UPSID NORD de Gassi El Agreb, en Algérie. Cette étude vise à améliorer la production pétrolière du champ UPSID NORD (Gassi El Agreb), fortement impacté par les dépôts de sels. Les puits GS68 et GS70 ont été analysés à l’aide de PHREEQC, de l’analyse nodale et de PIPESIM. Les résultats ont montré une forte précipitation saline au niveau des duses et du casing. Deux solutions sont proposées : un système de dessalage quotidien et une Complétion modifiée en insérant un tubage de 2”7/8 à l’intérieur du 4”1/2 existant, avec utilisation de l’espace annulaire pour l’injection d’eau. Ces mesures visent à réduire les interventions et stabiliser la production.Item Modélisation numérique avancée et "History Matching" des essais expérimentaux "ASP" à l’échelle laboratoire(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2025) Baouchi, Yahia; Benyounes, Khaled (Promoteur)Cette Recherche porte exclusivement sur la modélisation numérique et le calage historique (history matching) d’essais de flooding ASP publiés au laboratoire (carottes C106, C108, C116, C127, C130). Les courbes de récupération ont d’abord été extraites numériquement (WebPlotDigitizer) puis chaque test a fait l’objet d’un modèle 3D unidirectionnel construit dans CMG STARS et optimisé par CMOST. Un algorithme évolutionnaire a ajusté les exposants Corey, les coefficients d’adsorption et les facteurs de fréquence jusqu’à reproduire les données avec une erreur moyenne < 5 % et une récupération additionnelle ≈ 22 % OOIP après waterflood. L’objectif n’est donc pas la mise au point d’une nouvelle formulation chimique, mais la validation d’un workflow robuste de simulation-calibration permettant : (i) d’identifier les paramètres dominants (adsorption, exposants Corey), (ii) de quantifier leur incertitude et (iii) de préparer la transposition à l’échelle réservoir. Les résultats démontrent la pertinence de cette approche pour prédire la performance d’injections ASP dans des milieux hétérogènes.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 Modélisation géomécanique des réservoirs non conventionnels : approche anisotrope, cas du Frasnien (Dévonien) du bassin de l’Ahnet(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2025) Hamid, Slimane; Mokhfi, Said; Sadaoui, Moussa (Promoteur)Ce Mémoire a pour objectif principal la modélisation géomécanique anisotrope du réservoir non conventionnel francien du bassin d’Ahnet. L’étude s’appuie sur l’analyse des propriétés mécaniques des roches, la pression des pores, ainsi que la distribution et l’orientation des contraintes sinsitu. Les résultats obtenus permettent d’identifier les régimes de contrainte, d’évaluer la stabilité des parois de puits, de déterminer les gradients de fracturation et de proposer des recommandations pour la fracturation hydraulique.Item Caractérisation pétro-physique du réservoir "F2" d’âge Dévonien Supérieur dans le périmètre de Gara Tisselit III (bassin d’Illizi)(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2025) Daas, Mohammed; Derridj, Amal (Promoteur)Les Objectifs principaux de ce mémoire sont: Identification des zones favorables, un objectif majeur est de proposer des zones favorables à une bonne production d'hydrocarbures, pour les futures activités d'exploration. En identifiant ces zones où les conditions géologiques et les propriétés du réservoir sont les plus propices, il sera possible d'optimiser les efforts d'exploration et de maximiser le potentiel de production. Une étude sédimentologique est effectuée pour comprendre la lithologie de la région. Suite à ce chapitre une étude d’analyse pétrophysiques est réaliser pour optimiser les zones à exploiter. En répondant à ces objectifs, ce mémoire vise à apporter des éclairages précieux sur l'impact des fractures naturelles sur la productivité des puits de la région de Tadjentourt, tout en contribuant à la formulation de recommandations stratégiques pour améliorer les pratiques d'exploration et d'exploitation des hydrocarbures dans cette zone géologique spécifique.