Interprétations diagraphiques, modélisation et caractérisation pétrophysique des réservoirs du permis

Interprétations diagraphiques, modélisation et caractérisation pétrophysique des réservoirs du permis

Interprétation diagraphiques des données de subsurface

L’interprétation des diagraphies différée peut être à la fois qualitative et quantitative (Quick- Look et CYBERLOOK). Elle est basée sur un certain nombre de données (diagraphies : PS, GR, GG, Sonique, etc.) permettant de déterminer ou de calculer précisément les paramètres pétrophysiques qui caractérisent les réservoirs d’hydrocarbures et de faire des corrélations lithologiques entre les puits. 1) Interprétation qualitative Elle est basée directement à partir des diagraphies obtenues sans faire aucune application, ni calcul numérique. Cet aperçu global des diagraphies permet de délimiter les réservoirs (formations sableuses ou gréseuses) et d’envisager la nature de leur contenu (eau, gaz, pétrole). Cette interprétation se fera grâce à une combinaison de plusieurs diagraphies appelée « log composite » qui est un document visuel de base sur lequel s’ajoutera d’autres informations utiles obtenues à partir des diagraphies instantanées (déblais de forage, cotes absolues, tubages, boue de forage, détection des indices de gaz, etc.)

Nous dirons que la séquence (1190-1570 m) représente des formations sableuses parfois intercalées d’argiles qui se justifie par l’existence d’une déflexion de la courbe GR vers la droite et d’une faible valeur de la vitesse de propagation du son (diagraphie sonique, déflexion vers la gauche) car l’onde acoustique se propage difficilement dans les terrains argileux.2) Interprétation quantitative Elle est basée sur des formules de calcul relativement utilisées selon le type de diagraphie. Ces calculs sont résolus facilement grâce à des abaques qui sont des représentations graphiques d’un paramètre mesuré (ex : résistivité de la roche) en fonction d’un autre paramètre à déterminé (ex : la saturation en eau). On distingue deux types d’interprétation quantitative : Ce paramètre est lu directement sur le Log Neutron dans le cas d’une formation sableuse propre (non argileuse), ou déterminé par calcul avec des abaques à partir de diagraphies : Sonique (figure 38 : Annexe 3) et de Densité (figure 39 : Annexe 3).

Modélisation des réservoirs du permis de Tamna

Estimer les volumes des hydrocarbures présents dans les réservoirs, est une activité importante voire prioritaire pour les entreprises pétrolières, de même que la recherche de tout autre paramètre (porosité, perméabilité, saturation en eau) permettant de réduire les incertitudes et les risques dans l’exploitation. C’est l’objectif de la modélisation de réservoir que les opérateurs intègrent dans leur stratégie pour mieux connaître la géométrie et l’extension des gisements pétroliers. Les figures obtenues : fig.22, fig.23 et fig.24 montrent clairement la géométrie des réservoirs sableux du secteur d’étude, qui se présente sous une forme lenticulaire, peu épais et intercalés dans des formations argileuses qui sont le résultat d’un phénomène de régression et de transgression observé au cours du Campanien – Coniacien. Par contre, les réservoirs sableux du Santonien sont globalement continus variant faiblement d’épaisseur d’Est en Ouest et dans l’ensemble ils sont plus marqués à l’Est avec une épaisseur moyenne de 20 m.

La constitution d’un gisement d’hydrocarbures nécessite en premier lieu une roche réservoir. Les roches dans lesquelles naît et migre le pétrole et/ou le gaz sont des roches sédimentaires qui constituent les bassins du même nom. Elles sont formées de grains, particules solides qui se sont déposés dans l’eau d’une mer, d’un océan, d’un lac ou d’une lagune. Selon la taille des grains qui les composent, ces roches ne présentent pas le même aspect. Les grains sont en contact les uns avec les autres mais des espaces subsistent entre eux. Ces espaces définissent la porosité de chaque roche : plus le pourcentage de vide est important au sein d’une roche, plus celle-ci est poreuse. Ces espaces poreux sont plus ou moins connectés entre eux. Cette connectivité est définie par la perméabilité, qui caractérise la capacité des fluides (eau, pétrole ou gaz) à circuler dans la roche à travers le réseau poreux. L’association de ces deux qualités au sein d’une même roche n’est pas systématique puisqu’une roche peut être poreuse sans pour autant être perméable. C’est le cas de l’argile qui est poreuse car composée de particules séparées par des vides importants mais imperméable puisque ces particules constituent des feuillets empilés, serrés les uns contre les autres, qui limitent la circulation des fluides. C’est pourquoi les argiles constituent de bonnes couvertures des roches réservoirs.