Calcul des saturations en hydrocarbures dans les réservoirs étudiés

Calcul des saturations en hydrocarbures dans les réservoirs étudiés

Les saturations en eau sont calculées pour déduire la saturation en hydrocarbures. Ce travail est réalisé avec le module Petrophysics.  Contrôler de la qualité des diagraphies différées des différents puits du projet;  Identifier les réservoirs dans chaque puits;  Déterminer la résistivité de l’eau de formation des réservoirs (Rw);  Déterminer les porosités totales (PHID ou PORS) et effectives PHIE ou PHIS des réservoirs étudiés;  Déterminer les volumes d’argiles (Vsh);  Déterminer les saturations en eau (Sw) puis en hydrocarbures des réservoirs étudiés;

Identification des réservoirs potentiels

Plusieurs conditions sont nécessaires pour confirmer l’existence de réservoirs à partir des données de puits. Après avoir fixé les toits et les murs des réservoirs potentiels, on fait appel aux mesures de diagraphies différées acquises après le forage qu’on interprète afin de détecter la présence d’hydrocarbures et calculer leurs saturations. Pour cela on utilise les courbes GR, SP, les courbes de résistivités et de porosités. – Le volume d’argile (VSH) à partir du Gamma Ray VSH correspond au volume d’argile dans les formations. La méthode utilisée est la méthode linéaire dans laquelle le VSH équivaut Gamma Ray Index. Calcul du Gamma Ray Index :

 VSH est un facteur important dans la détermination de la qualité des réservoirs, car plus le volume d’argile est faible plus la formation est propre. Ainsi, cette formule peut également s’écrire : GRCLN= Plus petite valeur GR obtenue dans les formations propres GRSHL= Plus grande valeur de GR obtenue dans les argiles. VSH peut être aussi déterminé avec la courbe PS et les diagraphies de Résistivité.

Détermination de la Porosité Totale et de la Porosité Effective (PHIE)

La porosité est l’ensemble des volumes de petite taille pouvant être occupés par des fluides (gaz, eau, pétrole) à l’intérieur d’une roche. Nous avons utilisé deux méthodes pour calculer les porosités des réservoirs dans les différents puits. Elle est déterminée par la courbe Densité ou par la courbe Sonique selon les formules suivantes : Cette méthode utilise aussi bien les courbes densité c’est-à-dire le Bulk Densité (RHOB) que les courbes de volume d’argile (VSH). Les équations sont : Elle est déterminée par la méthode du Pickett Plot de l’analyse pétrophysique du module EathPack. Cette méthode consiste à dresser un plot logarithmique de la résistivité de la formation en fonction de la porosité effective et du GR pour la mise en évidence des faciès (Figure 28).Ensuite on déplace la courbe SW=100% vers la zone correspondant au réservoir à eau dont la résistivité correspond à celle de l’eau de formation Rw. Les valeurs de m et n sont fixées en fonction de la lithologie du réservoir.

Détermination de la saturation en eau et en hydrocarbures

La saturation en eau est fonction de la porosité, de la résistivité de la formation, et la résistivité dans la zone saturée. Il existe plusieurs méthodes de calcul de la saturation : Simandoux, Dual Water, Indonosia, Archie. La plus utilisée est la formule d’Archie : Où : N= Indice de saturation de la formation A= Indice de tortuosité de la formation M= Facteur de cémentation de la formation PHIE= Porosité effective RT= Résistivité de la formation (en Ohm.m) RW= Résistivité de l’eau à la température de formation (en Ohm.m) SW= Saturation en eau Les valeurs utilisées dans les calculs sont : Pour les réservoirs calcaires : A=1,0 M=2,0 N=2,0 Pour les réservoirs gréseux : A=0,62 M=2,15 N=2,0 Pour les argiles, la loi d’Archie ne s’applique pas rigoureusement à cause de deux phénomènes : Les réservoirs ciblés sont : l’Oligocène, le Sénonien Inférieur et le Maastrichtien. Les saturations en eau ont été calculées et des cartes sont établies.

L’analyse pétrophysique a été faite dans le puits Baobab-1 (BAO-1) seulement (Figure 29). Au niveau des puits de Sénégal offshore Sud profond les courbes de diagraphie n’ont pas été acquises dans l’Oligocène. Les meilleures valeurs de porosités et de saturations sont rencontrées au sommet de l’intervalle et décroissent vers la base de l’horizon. Le puits BAO-1 présente de très bonnes saturations en hydrocarbures (SW=10 à 20%), avec d’excellentes porosités (> 40%). Le réservoir est composé de calcaires avec des bancs d’argiles.