Energétique
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Item Sédimentologie et stratigraphie séquentielle du Cambro-Ordovicien de l'ahnet comparée à celles de l'Ougarta(2012) Bachenine épouse Kecir, ArbiaDans le souci de contribuer à l'élaboration d'une échelle stratigraphique pratique et utilisable à l'échelle de la plateforme saharienne, l'étude sédimentologique et les corrélations diagraphiques nous ont permis d'utiliser une méthode adaptée au contexte général transgressif-régressif des dépôts sédimentaires du Cambrien et de l'Ordovicien dans les bassins Ouest Africains : c'est la stratigraphie séquentielle génétique. L'application de cette méthode dans le bassin d'Illizi et les Tassili N'Ajjers ayant donné de bons résultats, cette étude nous servira de référence. Nous avons établi de la même manière un découpage en cycles pour les monts d'Ougarta et le bassin de l'Ahnet. Les tableaux des cycles obtenus (6) nous permettent de faire des corrélations entre le Bassin de l'Ahnet et les monts d'Ougarta, mais soulèvent un problème de correspondance avec le Bassin d'Illizi. Pour qu'une étude soit 'complète', elle doit être effectuée sur des puits étroitement espacés et abondants, en complément de l'acquisition de données en sismique 2D et 3D, ceci afin d'établir une charte eustatique du Cambrien et de l'Ordovicien à l'échelle de la plateforme saharienne. De plus nous avons pu constater que Les cortèges sédimentaires de ces cycles constituent les prospects pétroliers. Ainsi, les intervalles transgressifs constituent à la fois de bonnes roches mères et couvertures. Quant aux prismes de bas et de haut niveau, ce sont d'excellents réservoirsItem Cartographie des biseaux stratigraphiques du gedinnien de la zone nord ouest du bassin de berkine en utilisant l'inversion sismique (interwell-easy trace)(2012) Gharbi, AkilaLe sub-bassin de Berkine est une vaste dépression intra-cratonique d'âge paléozoïque dont le socle se trouve à 6000m de profondeur, il occupe la partie Nord-Est du grand Erg oriental. C'est l'un des importants bassins productifs à l'Est. Il est caractérisé par une épaisse couverture sédimentaire déposée au cours du Paléozoïque et du Mésozoïque. Le bassin est formé de deux domaines structuraux différents ; un domaine central fortement structuré et un domaine Ouest en monoclinal, faiblement structurée remontant progressivement vers le Nord-Ouest, dont l'érosion différentielle hercynienne a donné naissance à des biseaux sous discordance d'âge Dévonien, qui sont mal définis. Ce type de pièges pourra être des objectifs pétroliers capricieux à savoir le Gédinnien. A l'échelle du bassin, le Gédinnien est formé de deux unités litho-stratigraphiques ; Les grés massifs de l'unité " b " et les sédiments ferrugineux de l'unité " c ". Sismiquement elles sont l'équivalent d'une séquence sismique complète limitée de bas et en haut par des discordances SB de type 1a d'origine eustatique. Les corrélations diagraphiques entre puits au niveau du Gédinnien ont mis en évidence la présence de trois zones de biseau ; biseau au puits ZAR-1, biseau au puits REN-1 et biseau au puits ZEN-1, les deux premiers biseaux ne sont pas couverts par la sismique 3D, c'est pour cela on est intéressé au troisième biseau. Les trois biseaux sont également prouvés par l'interprétation sismique, mais leurs terminaisons restent toujours non précises.Le présent travail porte sur la cartographie de ce type de pièges, et la détermination de leurs terminaisons latérales, en utilisant l'inversion sismique qui nécessite le calcul d'un modèle d'impédance acoustique. Le cube d'impédance acoustique généré a mis en évidence le biseautage partiel du réservoir gédinnien au niveau du puits ZEN-1 ; la disparition totale de l'unité " c " et la disparition partielle de l'unité " b ". Le modèle inverse a également mis en évidence en détaille le biseautage partiel du gédinnien au niveau du puits ZEN-1. Donc l'inversion sismique est l'un des outils fondamentaux de l'exploration mixte et stratigraphique, étape nouvelle qui succède naturellement à l'approche ancienne purement structuralisteItem Caractérisation et modélisation des réservoirs cambro-ordovicien du gisement horst nord ain amenas (hnia), bassin d'illizi(2012) Boubahziz, MakhloufLe projet de Tinrhert consiste à développer dix sept (17) gisements qui sont essentiellement à gaz avec quelques anneaux d'huile dont le gisement HNIA fait partie. Il constitue un des principaux gisements de ce projet, du fait de l'importance de sa superficie et du nombre important des structures qui le composent. Les principaux réservoirs producteurs de gaz à Tinrhert sont les réservoirs dévoniens, siluriens et cambro-ordoviciens. Ce gisement se présente comme une grande structure anticlinale (cambro-ordovicienne) d'orientation NNE-SSW situé dans la partie Sud-est du bassin d'Illizi, à environ 6 km au Nord de la ville d'In Amenas, à 20 km du gisement de Zarzaitine et à 10 km du gisement de Tiguentourine. Cette structure s'étend d'Alrar-centre au Nord, jusqu'au Nord-In Amenas au Sud, en passant par Alrar Sud et par le Horst-Nord-In Amenas, sur une superficie de 1350 km.2. Ce gisement est constitué de plusieurs réservoirs notamment les réservoirs dévoniens (F2, F3 et F4), les réservoirs siluro-dévoniens (F6), et les réservoirs cambro-ordoviciens. Ces derniers formés de quatre réservoirs grèseux feront l'objet de la présente étude, ils se présentent de bas en haut comme suit: Unité II. Unité III-3Upper. Unités IV-2Lower. Unités IV-3. Le gisement de HNIA est essentiellement à gaz, il est actuellement dans une phase d'évaluation et de délinéation de ses réservoirs. Les travaux sont en cours pour établir un plan de son développement. Cette étude s'inscrit dans le cadre du développement des réservoirs cambro-ordoviciens du gisement HNIA, elle s'articule autour des axes suivants: " La construction d'un modèle structural de la région d`étude. " La mise à jour du potentiel des réservoirs cambro-ordoviciens de la structure horst Nord In Amenas (HNIA), en utilisant les nouveaux puits forés dans la région. La caractérisation de ces réservoirs à travers: Une étude sédimentologique et paléo-environnementale afin de déterminer les différents types de faciès, leur extension et le milieu de leur dépôt. Une interprétation des diagraphies dans le but de suivre l`extension spatiale de ces réservoirs, et vérifier si ces dernier appartiennent à la même structure. Une interprétation pétrophysique pour évaluer le potentiel et les caractéristiques des réservoirs. Fournir un modèle géologique 3D pour le développement de ces réservoirs