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Interprétation diagraphique du réservoir Cambro-ordovicien du bassin d’Illizi.

Interprétation diagraphique du réservoir Cambro-ordovicien du bassin d’Illizi. Algérie Boukhalfa Adel1, Chamekh Khemissi 2, Yahiaoui Abde El Wahabe 3 1 : Laboratoire d’hydrogéologie. Faculté des sciences, Université d’Annaba 2: Laboratoire de l’eau et environnement. Faculté des sciences, Université de Tébessa 3: Laboratoire des risques naturels d’aménagement du territoire (RNAT), Faculté des sciences, Université de Batna E-mail: geologie84@gmail.com Résumé: L’interprétation pétrophysiques a été la base de l’analyse enregistrements diagraphiques des différents puits traversant les formations Cambro-ordovicien, prennent en compte toutes les données disponibles colle point de départ, notamment les descriptions de carottes, les rapports de fin de sondage et les logs fondamentaux, selon différents utilisateurs, qui se poseront certaines des questions suivantes: A–t – on atteint l’horizon prédit sur la section sismique ? Le film synthétique corrèle – t – il les réflecteurs sismiques. La formation réservoir atteinte, a – t – elle de bons paramètres pétrophysiques? Top de la formation perspective, l’horizon est – il perspectif en hydrocarbures, les quantités sont – elles importantes du point de vue industriel, quelles sont les réserves probables en place. Plusieurs paramètres pétrophysiques seront calculés, parmi ces nous obligeons de calculer paramètres suivants; volume d’argile, découpage stratigraphie de réservoir du Cambro-ordovicien des unités IV, III et, calcul du gradient de température, calcule de porosité et SW, saturation en eau. Les logs permettent d’avoir un enregistrement continu de toutes les formations géologiques traversées par le forage (leurs épaisseurs, profondeurs). Ils donnent des mesures de paramètres physiques permettant d’évaluer des propriétés et des paramètres pétrophysiques Mots-clés: Diagraphie, Cambro-ordovicien, hydrocarbures, production, porosité, perméabilité saturation, Illizi, Algérie. 1. Introduction La limite de l’Ordovicien est donnée par un contraste lithologique bien visible en diagraphies. Il arrive dans certaines régions, qu’on ait directement un contact argile sur argile del’unité IV sans niveaux de grés à la limite des deux ensembles comme c’est le cas ausud de la région d’étude au niveau du puits NIA-4. Le Cambro-ordovicien est caractérisé par des séries argilo - gréseuses avec desépaisseurs très importantes pouvant dépasser 200m. Cette série est sujette également à de grandes variations de faciès tel que le montrent les corrélations diagraphiques. Les résultats pétroliers aux niveaux de ces réservoirs restent assez encourageantsdu gaz a été rencontré dans l’unité II (7000m3/h) du cambrien au niveau du forageALR-1 et dans l’unité IV (5000m3/h et 9622m3/h) respectivement à WIA-1 et à ALSO1. Le forage ISEN-1 a mis en évidence la présence de gaz avec un débit de 8610m3/h sur toute la hauteur du Cambro-ordovicien. Les caractéristiques de ces niveaux réservoirs sont médiocres, les porosités sont variables de 3 à 7%, elles atteignent rarement 10%(cas du puits ALR-1), lesPerméabilités sont relativement nulles ou inférieures à 0,01md. 2. Interprétation des résultats des paramètres pétrophysiques Le log diagraphique a été présenté par logicielle de IP à partir de fichier LAS des informations géologique en profondeur; l’interprétation diagraphique se fait par l’intervient de certains paramètres pétrophysiques très importants, parmi ces paramètres GR, Caliper, porosité densité (RHOB), porosité neutron (Nphi) et porosité sonic(Δt). Le log diagraphique de puits ISEN-3 a été illustré d’une façon visible les zones d’hydrocarbures, la courbe de GR évaluée le pourcentage de Vsh d’une chaque intervalle, la plus part des zone d’hydrocarbure affectée par des fractures efficaces; qu’ont été à la suite d’une porosité secondaire. L’interprétation des zones d’hydrocarbure montre cette zone à gaz. 3. Interprétation diagraphique 3.1. Détermination lithologique L'abaque de MID-Pot est un «Cros-plot» entre la porosité lu sur un neutron CNL calibré dans les calcaires et la densité lu sur un gamma-gamma calibré lorsque le forage est rempli de boue. La projection des données pétrophysiques (densité apparente, porosité neutron) des certains puits sur l’abaque ci-dessous montre que la nature lithologique de réservoir du Fig.01.Résultats d’interprétation pétrophysique du puits ISEN-3 Unité IV Unité III Unité II Cambro-ordovicien est gréseux, ces données peut avoir à partir de log diagraphique, les résultats obtenus sont présentés à la figure ci-contre. On utilise des données pétrophysiques de l’unité VI dans chaque puits, les résultats obtenus montre que la lithologie de réservoir du Cambro-ordovicien est appartient au domaine de grés. Fig.02.Détermination de la lithologie de réservoir du Cambro-ordovicien aux puits ISEN-3, ISEN-2, ISNO-3 ISEN-2 25.2 2.58 ISEN-3 2.51 28.6 25.16 2.53 ISNO-3 3.2. Identification de la matrice Cet abaque est un "MID plot" permettant de comparer les valeurs de densité de matrice, et de vitesse des ondes acoustiques dans la matrice à pour but de identifiée la nature de matrice à plusieurs intervalle sélectionnés. Les résultats de la projection des données de certains puits appartient au réservoir du Cambro-ordovicien sont illustrés dans la figure ci-contre. L’interprétation des ces résultats indiquée que la nature de matrice est siliceux à quartz dans Fig.03.Identification de la matrice (MID PLOT) des puits ISEN-2 et ISEN-3 ISEN-3.IV ISEN-3.III ISEN-2.IV ISEN-2.II Toute l’extension de réservoir du Cambro-ordovicien de bassin d’Illizi. 3.3. Détermination de la porosité primaire On sait que nous avons deux types de graphe, l’un Cros-ovrs; c’est la comparaison entre deux diagraphie de différentes paramètres, et l’autre Overlay; c’est la comparaison entre deux diagraphie de même paramètres. La détermination indirect des certains paramètre comme la porosité primaire est très importante notamment si on a un manque de certaines données pétrophysiques, cette procédure se faite à l’aide des plusieurs abaque. L’abaque ci-dessous donné des valeurs estimées approche à des valeurs mesurées sur terrain. Les résultats obtenus montre que la porosité primaire des puits ISEN-3 à l’unité IV et ISEN-2 à l’unité II sont 9.3% et 3.1% respectivement. Traitement des données pétrophysiques de réservoir du Cambro-ordovicien au quelque puits indiqué que le type de matrice est grés quartzitique. Fig.04.Évaluation de la porosité primaire des puits ISEN-2 et ISEN-3 ISEN-3 IV ISEN-2 II Fig.06.Comparaison entre le GR avant la correction et après la correction Fig.05.Correction de GR du puits ISEN-2 4. Etude du puits ISEN-3 4.1. Etablir les différentes corrections (IP option – Calculation – Environmental Corrections) Les paramètres diagraphiques (Rayon gamma, Densité, Neutron, Rayon spectral Corrections) sont corrigés suivant la correction de Shlumberger. a. Corrections du GR. La première correction est pour le GR, les étapes et aussi les paramètres intervient au cette correction sont présentés dans l’interface de logiciel IP comme qu’il est illustré dans la figure suivante. Les résultats de la correction sont présentés dans la Fig. (06). GR avant la correction GR après la correction Fig.07.Résultats des paramètres pétrophysiquesdu puits ISEN-2 4.2. Calcul des paramètres pétrophysiques Plusieurs paramètres pétrophysiques seront calculés, parmi ces nous obligeons de calculer paramètres suivants; volume d’argile, découpage stratigraphie de réservoir du Cambro-ordovicien des unités IV, III et II par numérotation 1,2 et 3 respectivement, calcul du gradient de température, calcule de porosité et SW, Saturation en eau. Les résultants des calculs des paramètres pétrophysiques précédents sont présentés sous forme des logs; ces logs illustrés dans la figure ci-après. Les cross-plot se fait par la porosité de densité sur l’axe d’ordonnée et la porosité Neutron sur l’axe de l’abscisse, plus de GR. Les résultats obtenus sont illustrés dans la figure suivante. L’interprétation des données pétrophysiques par logiciel IP informé que le réservoir du Cambro-ordovicien affecté par des fissurations naturel, pour ce la on peut considérer ce réservoir comme réservoir compact qu’il basé sur la fracturation pour la production d’hydrocarbure (gaz). Les différents profils de corrélation réalisés dans la région d’étude montrent une bonne corrélation entre les unités de réservoir du Cambro-ordovicien. Ces unités représentées par des niveaux gréseux constitués de bancs de grés avec des intercalations d’argiles et de silt-argileux. Ils ont tous les éléments nécessaires d’un système pétrolier favorable, et par conséquent, ils peuvent constituer de bons réservoirs, du fait de l’importance de l’épaisseur totale des bancs gréseux et aussi de l’épaisseur utile qui est très conséquence. 5. Conclusion D’une façon générale, l’extension de réservoir a été plus grand de partie NE vers la partie SW, ainsi que l’épaisseur de l’unité la plus importante (unité IV) est bien développée au SW de la zone d’étude. Elle est formée d’un banc gréseux plus ou moins propre avec épaisseur considérable, leur extension et prolongement dans toute la région d’étude d’une manière plus ou moins régulière, elle est présente dans tous les puits. Cependant les unités III et II sont parfois absente dans certains puits ISEN-2 et ISNO-2 respectivement. L’étude de Cros-plot de certains puits montre que la nature lithologique est grés, silt et quartz, avec d’une matrice quartzite. La faible porosité dans ces réservoirs est peut être résultat d’une part de l’abondance des ciments argileux et des ciments siliceux (unité II et IV), ainsi que les ciments carbonatés (unité III), et d’autre part, à la profondeur d’enfouissement qui a casée la forte compaction de ces niveaux réservoirs. Fig.08. Cross plot 3D (CNC/ZDEN) du puits ISEN-2 uploads/Sante/bassin-illizi.pdf