République Algérienne Démocratique et Populaire Ministère de l’enseignement supérieur et de la Recherche scientifique
Université Larbi Ben M’Hidi Oum El Bouaghi
Faculté des Sciences de la Terre et de L’Architecture
DEPARTEMENT DE GEOLOGIE
MEMOIRE PRESENTE EN VUE DE L’OBTENTION DU DIPLOME DE MASTER
En Géologie des bassins sédimentaires
Présenté Par:
MELIZI Miloud et HAMADOU Anter
Thème :
Contribution des diagraphies dans
l'analyse des bassins sédimentaires
Devant le Jury :
Pr. Khiari Abdelkaderi (Président)…………………………Université d’Oum El Bouaghi Dr. Aouissi Ryadh (Examinateur)……………….…………Université d’Oum El Bouaghi Dr. MAZOUZ Elhadi (Encadreur)…………………………Université d’Oum El Bouaghi
Septembre 2020
:ملخصالزلازلي الاستكشاف في حالة عدم وجود نتوءات جيولوجية ، فإن طرق الاستكشاف تحت السطحي مثل
الأحواض ھذا ھو حال. ساسية للتغلب على ھذه العقبةتمثل الأداة الأ التسجيلات الكھربائية في الآبارو .الرواسبانات تحت آلاف الأمتار من حيث تقع جميع الخز ،الرسوبية الصحراوية
الآني والمتأخر في تحديد الكھربائي الھدف من ھذه الدراسة ھو توضيح أھمية استخدام أدوات التسجيل .الطبيعة الجيولوجية والبتروفيزيائية لصخور المكمن
ستنادًا إلى بيانات حقيقية من حوالي عشرين بئراً تم حفرھا في العديد من حقول النفط بالمنصة إمن إظھار كيفية الاستفادة من التسجيلات الكھربائية أثناء وبعد الحفر لتمييز مكامن الصحراوية ، تمكنا
.في الأساس السليسية الفتاتيةطبيعة ذات ال الغاز والنفطالبتروفيزيائية وھيكل و ةيبوسالرالخواص (بشكل أساسي بالجانب الساكن يتعلق توصيف ھذه الخزانات
).الخزانات المدروسة .في نھاية المخطوطة) التلامس بين السوائل في خزانحدود (مثال على التوصيف الديناميكي تم تقديم
Résumé : Dans l’absence des affleurements géologiques, les méthodes d’exploration de la subsurface telle que la sismique et les diagraphies, représentent l’outil incontournable pour dépasser cet obstacle. Ceci est le cas des bassins sédimentaires sahariens où la totalité des réservoirs gisent sous des milliers de mètres de sédiments. La présente étude avait comme objectif de montrer l’importance de l’utilisation des outils de diagraphies instantanées et différées dans la détermination de la nature géologique et pétrophysique des roches réservoirs. En se basant sur les données réelles d’une vingtaine de puits forés dans plusieurs champs pétrolier de la plate-forme saharienne, on a pu montrer comment tirer profit des enregistrements électriques lors et après forage pour caractériser des réservoirs de gaz et d’huile de nature essentiellement silicoclastique. La caractérisation de ces réservoirs concerne surtout l’aspect statique (sédimentologie, pétrophysique et structure des réservoirs étudiés). Un exemple sur la caractérisation dynamique (contact entre les fluides d’un réservoir) est présenté dans la fin du manuscrit. Abstract: In the absence of geological outcrops, subsurface exploration methods such as seismic and logging represent the essential tool to overcome this obstacle. This is the case of the Saharan sedimentary basins where all the reservoirs lie under thousands of meters of sediment. The objective of this study was to show the importance of the use of instantaneous and delayed logging tools in determining the geological and petrophysical nature of reservoir rocks. Based on real data from around twenty wells drilled in several petroleum fields of the Saharan platform, we were able to show how to take advantage from electrical recordings during and after drilling to characterize gas and oil reservoirs of essentially siliciclastic nature. The characterization of these reservoirs mainly concerns the static aspect (sedimentology, petrophysics and structure of the reservoirs studied). An example on dynamic characterization (contact between fluids in a reservoir) is presented at the end of the manuscript.
Remerciement
Nous tenons à remercier avant tout notre ALLAH, le très miséricordieux, le tout miséricordieux, qui grâce à lui nous sommes
arrivés à ce stade.
Nous remercions vivement notre encadreur Dr. MAZOUZ El Hadi qui nous a conseillé et orienté tout le long de cette étude, et dont nous
avons bénéficié de son expérience.
Nous tenons à remercier chaleureusement les membres de jury Pr. Khiari Abdelkader et Dr. Aouissi Ryadh qui ont accepté de juger
notre travail.
Nous exprimons nos profondes reconnaissances à tous nos enseignants du département de géologie et spécialement le chef du
département Dr. SAADALI Badreddine pour ses conseils et ses encouragements.
Nous tenons à remercier notre collègue LATRACH Seif Eddine qui
nous a aidé lors de la préparation de ce mémoire.
Au nom d’Allah le Clément et le
Miséricordieux
Dédicace
Ce modeste travail est dédié à : deux personnes exceptionnelles : Ma mère et mon père, qui m’ont entouré par leur soutien,
leurs compassions et leurs encouragements.
Mes frères (Chouaib,Dounia(Soumia), Abd Raouf,Tarek ,Marwa, Amdjed )
Mes amis (Houssem , Nasro , Youcef , Walid , Houssam z , Seif
eddine ,Bolawla ,Migo, Zino , Loufi , , Hammadi R …)
Sans oublier Hichem bzf bzf
A mon binôme Miloud
A tous mes camarades de classe
A tout qui m’ont aidé au cours de la réalisation de ce travail surtout : LATRECH Seif Eddine
A mes cousins, mes cousines et aux deux familles HAMADOU et BOUSTIL.
HAMADOU Anter
Dédicace
C’est avec toute mon affection que je dédie ce modeste travail : A celui qui m’a donné la vie et qui m’as apporté sans cesse son
amour, mon Père.
A Ma très chère Mère qui m’a apporté sans cesse amour, soutien et encouragement ; et qu’elle trouve ici l’expression de
mes vives reconnaissances.
Mes très chers frères et soeurs (kais , Roumaissa , Amira). Ma femme Chaima.
Sans oublier Seif Eddine et zino A toute la famille MELIZI et
KOUSSA petits et grands.
A tout mes amis: Sami , Abdelmalek , Seif Eddine ,Anouar , Zino, Aziz , Loufi et tous mes collègues .
MELIZI Miloud
Sommaire Liste des figures
INTRODUCTIONGENERALE 1
CHAPITRE 1 : LES INFORMATIONS GEOLOGIQUES ET PETROPHYSIQUES DONNEES PAR LES DIAGRAPHIES
A. informations géologiques données par les diagraphies 2
1- Facies 2
2- Environnement de dépôt 3
3- Traits diagénétiques 3
B. Informations pétrophysiques données par les diagraphies 3
1. Dureté de la roche 3
2. Densité de la roche 3
3. Résistivité de la roche 3
4. Conductivité de la roche 3
5. Radioactivité naturelle de la roche 4
6. Temps de parcours de l’onde acoustique 4
7. l’indice d'hydrogène 5
8. Porosité 5
9. Perméabilité 6
10. Saturation en eau 6
11. Saturation en hydrocarbure (huile ou gaz) 7
CHAPITRE 2 : CONTRIBUTION DU MUDLOGGING (DIAGRAPHIE INSTANTANEE)
1. Introduction 8
2. Principe de base du Mudlogging 8
3. La cabine géologique (Mudlogging unit) 8
4. Les capteurs du Mudlogging 9
6. Le Master log 9
a. Description des cuttings 11
b. L’avancement de l’outil de forage (ROP) 12
c. Le Gas log 13
d. La calcimétrie 13
3. Exemples d’informations géologiques et pétrophysiques tirées du mudlogging 14
1. L’avancement de l’outil de forage ROP 14
2. Gaz log 15
3. Calcimétrie 15
Chapitre 3 : Contribution du Wireline logging (Diagraphie différée)
A. OUTILS DE DIAGRAPHIES DIFFEREES 16
1. Outils conventionnels 15
1.1. Le Caliper (ou Géométreur) 16
1.2. L’outil Gamma Ray (GR) 17
1.3. L’outil Sonic 18
1.4. L’outil Neutron 18
1.5. L’outil Densité 19
1.6. Résistivités 20
2. Outils non-conventionnels 21
2.1. Spectrométrie GR 21
2.2. Outils de test de pression (RFT/MDT/XPT/RDT) 22
2.3. Imagerie ultrasonique (ex. UBI) 22
2.4. Imagerie électrique (ex. FMI) 22
2.5 Imagerie électromagnétique (ex. OBMI) 22
B. INFORMATIONS GEOLOGIQUES ET PETROPHYSIQUES TIREES DES OUTILS DE
DIAGRAPHIES DIFFEREES 23
1. Exemples d’informations géologiques et pétrophysiques tirées des outils mécaniques 23
1.1. Tension du câble de diagraphie (Poids de l’outil) 23
1.2. Le Caliper (Géométreur) 23
2. Exemples d’informations géologiques et pétrophysiques tirées des outils nucléaires 24
2.1. GR total 24
2.2. GR spectral 26
2.3. Neutron 27
2.4. Density 28
3. Exemples d’informations géologiques et pétrophysiques tirées des outils acoustiques 29
3.1. Sonic 29
3.2. Imagerie ultrasonique (ex. UBI) 29
4. Exemples d’informations géologiques et pétrophysiques tirées des outils électriques 30
4.1. Résistivités (Outils par conduction) 30
4.2. Imagerie électrique (ex. FMI) 30
5. Exemples d’informations géologiques et pétrophysiques tirées des outils électromagnétiques 31
5.1. Résistivités (Outils par induction) 31
5.2. Imagerie électromagnétique (pendagemétrie : pendage des couches et des structures sédimentaires)
(OBMI) 32
6. Exemples d’informations tirées des outils de test de pression (RFT/MDT/XPT/RDT) 33
Liste des figures Fig. 1 : Radioactivité naturelle des principaux types de roches
Fig. 2 : organisation Pores, Ciment, Grains
Fig. 3 : Loi de Darcy
Fig. 4 Granulométrie et perméabilité
Fig. 5 : Différents types de Saturation
Fig. 6 : Unité de Mudlogging dans un Rig de forage
Fig. 7 : Master log
Fig. 8 : Composant du Master log
Fig. 9 : Les pistes (Tracks) du Master log
Fig. 10 : Cheminement de l’échantillon de Cutting
Fig. 11 : Charte d’estimation de pourcentage de roches
Fig. 12 : Estimation simple de la ROP
Fig. 13 : Gaz total et chromatographe
Fig. 14 : Autocalcimeter et Calcimètre Bernard
Fig. 15 : Anhydrite du Sénonien carbonaté montrant une grande résistance à l’outil de forage
Fig. 16 : Gas-show devant les grès (une formation poreuse et perméable)
Fig. 17 : Masterlog montrant des taux de carbonates atteignant plus de 25% du poids des argiles
FIG. 18 Influence de la lithologie sur le Caliper et représentation des enregistrements
Fig. 19 : GR des différents types de roches
FIG. 20 Temps de transit mesuré par le sonique dans différents types de formations )
FIG. 21 Porosité mesurée par le neutron dans différents types de formation (échelle calcaire)
FIG. 22 Densité mesurée par le log de densité
FIG. 23 Effet de la présence de gaz sur le Neutron et le Densité
FIG. 24 Différents outils de résistivité et d'induction utilisés et leur profondeur d'investigation
Fig. 25 : Gradient (Pression de la formation/Profondeur) pour un réservoir à gaz
Fig 26 : Influence du poids de l’outil sur la tension du câble
Fig. 27 : Puits montrant un énorme cavage
Fig. 28 : Le Gamma ray (log et outil)
Fig. 29 : Le Gamma ray représente un miroir de la séquence sédimentaire. (à droite)
Fig. 30: Log montrant le découpage d’un réservoir basé sur le GR
Fig. 31 : Un « point bar » s’observe- le GR est sous forme d’une cloche
Fig. 32 : Applications Sédimentologiques des Diagraphies
Fig. 33 : Cross-Plot entre Thorium et Potassium montrant les différents types d’argiles
Fig. 34: Relation Porosité NMR/Potassium, une bonne corrélation
Fig. 35 : Log composite du puits TFT-36 montrant la porosité neutron
Fig. 36 : Log composite montrant une séparation entre le log neutron et le log densité dans les zones
réservoirs
Fig. 37 : Log composite sonic/GR montrant le réservoir TAGS – Plateforme saharienne
Fig. 38 : FMI montrant des déformations Syn-sédimentaires (Slumps), moins visible sur
Fig. 39 : Combinaison d’outils résistivité
Fig. 40 : Stratifications entrecroisées montrées par l’FMI
Fig. 41 : Log composite montrant différents logs de résistivité par induction Array Induction Tool (AIT).
Fig. 42 : Dipmeter renseigne sur le pendage et la direction des couches sédimentaires
Fig. 43 : Fracture cimentée dans les quartzites de Hamra montrée par l’UBI et l’OBMI
Fig. 44 : Contacts Eau/Huile et Huile/Gaz dans deux coupes au champ de Gassi Touil PF saharienne
identifié par des outils de test de pression
Introduction générale
1
Les diagraphies, qu’elles soient instantanées ou différées, représentent un outil très bénéfique
dans le domaine d’exploration et production des hydrocarbures.
Elles permettent de décrypter la nature géologique et la majorité des propriétés
pétrophysiques des formations géologiques traversées dans les puits de forage et inaccessibles
à l’œil nue.
En plus, ceci est réalisé avec des couts très réduits par rapports à d’autres méthodes d’analyse
et interprétation telle que la sismique.
L’objectif de ce mémoire de fin d’étude est de dénombrer les informations géologiques et
pétrophysiques que les diagraphies instantanées et différées peuvent nous donner.
L’organisation du mémoire est comme suit :
Un premier chapitre qui présente les différentes caractéristiques géologiques et propriétés
pétrophysiques qui peuvent être fournies par les diagraphies.
Un deuxième chapitre traitant les diagraphies instantanées et présentant les informations
scientifiques fournies par ces dernières.
Un dernier chapitre qui présente les différents outils de diagraphie différée existants dans
l’industrie classés sur la base de leur principe physique suivis d’une synthèse des informations
géologiques et pétrophysiques qui peuvent être déduite de ces outils.
Enfin une conclusion générale résumant l’ensemble de ce travail suivie par une liste
bibliographique et webographique.
Chapitre I:
Informations géologiques et
pétrophysiques tirées des
diagraphies
2
A. informations géologiques données par les diagraphies :
1- Faciès :
Un faciès sédimentaire correspond à la description de l’ensemble des caractères lithologiques et
paléontologiques caractérisant une roche sédimentaire [1].
On appelle faciès l’ensemble des caractères d’un sédiment et par extension d’un ensemble de sédiments. Le
lithofaciès désigne un faciès essentiellement lithologique et le biofaciès un faciès essentiellement
paléontologique. Par exemple, on parlera de faciès marin, faciès lacustre, faciès oolithique, faciès littoral,
faciès crinoïdique, ...
Le faciès sédimentaire est défini comme l’ensemble des caractères macroscopiques propres au sédiment
comme la lithologie, les structures sédimentaires, le contenu biologique, la texture et des traces fossiles
observables en macroscopie [2].
Les principaux types de facies sédimentaires:
a. faciès carbonaté:
Un faciès carbonaté est un faciès sédimentaire constitué d'au moins 50% de carbonate de Calcium (CaCO3)
et ce carbonate de calcium se trouve dans l'aragonite, la calcite et/ou dolomite, la craie, les dolomies et
les marnes.
Les faciès carbonatés regroupent des calcaires francs, des calcaires dolomitiques et des dolomies, voire des
roches franchement magnésiennes. Lorsque l'on dispose d'analyses chimiques, on peut distinguer plusieurs
termes en fonction du rapport Ca/Mg.
b. les faciès détritiques :
Ce sont des faciès sédimentaires qui résultent d’une sédimentation et d’une accumulation des débris
provenant de l’érosion mécanique d’autres roches préexistantes. Ces constituants formant la phase
allochimique (éléments figurés) peuvent être soit meubles soit indurés et cimentés par une phase
orthochimique (matrice ou ciment).
c. faciès évaporitiques:
Ce sont des faciès résultant de l’évaporation de l’eau et de la précipitation des sels qui y sont dissous. Les
minéraux composant ce faciès sont: gypse, anhydrite, sylvite, halite.
La lithologie est la nature des roches formant un ensemble de couches ou une couche géologique. On
évoque ainsi la lithologie d'un échantillon de roche, aussi bien que celle d'une formation géologique ou de
tout un massif montagneux [3].
La texture est une caractéristique déterminée par la taille, la forme et la disposition des minéraux d'une
roche qui est observée à l'échelle microscopique. Elle permet de monter la relation entre ces caractéristiques
et les conditions de formation d'une roche [4].
3
2- Environnement de dépôt
En géologie, l'environnement de dépôt ou l'environnement sédimentaire décrit la combinaison de processus
physiques, chimiques et biologiques associés au dépôt d'un type particulier de sédiment et, par conséquent,
les types de roches qui se formeront après la lithification, si le sédiment est conservé dans la roche.
3- Traits diagénétiques
La diagenèse est l’ensemble des processus physico-chimiques qui affectent les sédiments dès leur dépôt et
pendant leur enfouissement, dans des conditions de température et de pression relativement «normales» [5].
La diagenèse se rapporte à l'ensemble des modifications physico-biochimiques que subit un sédiment, après
dépôt, dans les conditions de pression et température "faibles" qui règnent en environnement de sub-surface.
La diagenèse n'englobe pas les modifications du sédiment liées uniquement aux facteurs biologiques
(bioturbation) et s'arrête là où commence le métamorphisme. Pour dissiper l'impression d'incertitude qui se
dégage de cette frontière qualitative, disons qu'en pratique, la diagenèse traite de problèmes de dégradation
et d'évolution de la matière organique et de phénomènes de cimentation, dissolution, recristallisation et
remplacement affectant les phases carbonatée, siliceuse ou sulfatée [6].
La compaction : Le dépôt successif de sédiments entraîne une surcharge progressive faiblement compensée
par une augmentation de la pression d'eau interstitielle. La compaction des sédiments consiste en une
réduction, par voie physique ou chimique, de leur épaisseur originelle [7].
La dissolution d'un substrat ou d'une phase diagénétique préexistante a évidemment comme conséquence
une augmentation de la porosité. Ce phénomène joue à diverses échelles, depuis celle du système karstique
jusqu'à la porosité intraparticulaire. Un processus de dissolution implique toujours le passage par une étape
où existe un vide: ce vide peut être ensuite rempli par des sédiments internes ou cimenté [8].
La cimentation correspond à la précipitation de matière sur un substrat et à l'accroissement progressif des
cristaux ainsi formés. La cimentation a pour conséquence la disparition progressive de la porosité [8].
Le remplacement implique quant à lui, non seulement un changement de cristallinité, mais également un
changement chimique d'un substrat préexistant. La dolomitisation dite secondaire en est un exemple
fréquent, comme la silicification. Notons que les minéraux constituant les fossiles peuvent être remplacés
sans que leur morphologie soit affectée [9].
4
B. Informations pétrophysiques données par les diagraphies :
1. Dureté de la roche.
En géologie, la dureté d'un d'une roche est une grandeur qui mesure sa résistance : plus elle est grande, plus
la roche est dure, et plus elle est faible, plus la roche est tendre.
2. Densité de la roche
La densité est un paramètre physique qui varie en fonction de la nature des milieux géologiques. Par
définition la densité d’un corps est le rapport entre la masse volumique de ce corps et la masse volumique de
l’eau. La densité est donc une quantité sans dimension contrairement à la masse volumique qui s’exprime en
kg · cm−3.
Notons que la distinction entre densité et masse volumique n’existe pas en anglais où density est toujours
donné avec une unité et correspond à la masse volumique.
3. Résistivité de la roche.
La résistivité ρ d’un milieu est la propriété physique qui détermine la capacité de ce milieu à laisser passer le
courant électrique. La résistivité est la résistance ohmique d'un cylindre de section S et de longueur L.
R= ρ L
S
Avec : R = résistance (ohms) et ρ = résistivité (ohms*m)
Les unités usuelles sont l'ohm pour les résistances et le mètre pour les longueurs.
L'unité de résistivité sera donc l’ohm*m. L'ohm*cm employé parfois vaut 0,01 ohm.m. La conductibilité σ
est l'inverse de la résistivité et s'exprime en mho/m. En hydrogéologie on emploie le plus souvent le
micromhos /cm ou microsiemens/cm.
ρ (ohms*m) = 10’000 / σ (microsiemens/cm) = 1000 / σ (millisiemens/m)
A strictement parler la loi d'Ohm n'est valable que pour les conducteurs métalliques, pour les gaz et les
électrolytes elle n'est qu'une approximation [10].
4. Conductivité de la roche:
La conductivité décrit l'aptitude d'une substance à conduire un courant électrique, c'est-a-dire à laisser passer
les charges électriques se déplacer librement sous l'effet d'un champ électrique. Sous l'action de ce dernier,
le déplacement des charges électriques libre sur des distances macroscopiques d'un conducteur est défini par
la conductivité.
Ce déplacement des charges libres se défini par la densité de courant électriques selon la loi d'Ohm [11].
5. Radioactivité naturelle de la roche:
La radioactivité naturelle résulte de la désintégration des atomes instables de la formation et se manifeste par
l'émission des rayonnements α, β γ. Elle est due à la présence dans les roches d'isotopes radioactifs que sont
5
l'uranium (U), le thorium (Th) et le potassium (K). L'outil GR enregistre uniquement le rayonnement gamma
total dont la mesure est exprimée en unité A.P.I. (American Petroleum Institute). Parmi les roches ou
minéraux radioactifs, il existe:
• les roches plutoniques ou volcaniques acides et acido-basiques,
• les arkoses et grauwackes, les grès riches en feldspaths et en micas,
• les argiles, les minéraux argileux à composants plus ou moins thorifères, potassiques et uranifères,
• les sels de potassium (évaporites potassiques) et les phosphates,
• certains dépôts carbonatés riches en phosphates ou en matière organique,
• les gneiss, micashistes, phyllades et ardoises...
Rappelons que la radioactivité naturelle des sols et des roches est due à la présence des trois radioéléments
naturels à longue durée de vie : 238U, 232Th, 40K et de leurs produits dérivés comme le radium. Selon leur
nature, les sols et les roches ont une radioactivité spécifique qui permet de les différencier.
Fig. 1 – Radioactivité naturelle des principaux types de roches [12].
A.P.I. : unité de calibration de l’American Petroleum Institute
6. Temps de parcours de l’onde acoustique: (Travel time)
C’est le temps de traversée de l'onde acoustique dans la formation géologique. Il est exprimé en Δt
(µsecond/feet).
7. l’indice d'hydrogène
L'indice d'hydrogène (HI) d'un matériau est défini comme le rapport de la concentration en atomes
d'hydrogène par cm3 dans le matériau à celle de l'eau pure à 75 ° F. Comme des atomes d'hydrogène sont
présents à la fois dans les réservoirs remplis d'eau et d'huile, la mesure de la quantité permet d'estimer la
quantité de porosité remplie de liquide.
6
8. Porosité:
Volume de vide (“ pore ”) existant dans la roche sur le volume total de la roche, exprimé en %. L’ensemble
des pores reliés entre eux est la porosité utile. La porosité restante est la porosité résiduelle. Les roches
réservoirs ont des porosités très variables, généralement comprises entre 10% et 35 %.
Fig. 2 : Organisation Pores, Ciment, Grains
9. Perméabilité:
La perméabilité est la capacité d’une formation poreuse à laisser le fluide s’écouler lorsqu’un gradient de
pression est appliqué. Elle s’exprime en milli-Darcy ou en Darcy.
Fig. 3 : Loi de Darcy
Il n'y a aucun rapport direct entre la porosité et la perméabilité, mais pour être perméable la roche doit
obligatoirement être poreuse. Les roches très conductrices (porosité grande, perméabilité faible) sont
inexploitables du point de vue hydrogéologie. Exemple: les argiles.
7
Fig. 4 Granulométrie et perméabilité [13].
10. Saturation en eau :
C’est la fraction des vides des pores remplies d’eau est appelée « Saturation en eau »
(Sw). Le reste du volume poreux contient du pétrole et du gaz. C’est une grandeur sans dimension, exprimé
souvent en %.
11. Saturation en hydrocarbure (huile ou gaz):
Fig. 5 : Différents types de Saturation
Chapitre II:
Contribution du Mudlogging (Diagraphies instantanées)
8
1. Introduction :
Les diagraphies instantanées sont des enregistrements en continu dans un forage (au cours de l’opération) de
différents paramètres très utiles pour connaitre la formation pénétrée [14].
Les paramètres, principalement contrôlés par les géologues sont:
L’avancement de l’outil (ROP),
Les gaz de la formation,
La calcimétrie,
La lithologie estimée,… etc.
2. Principe de base du Mudlogging
L’enregistrement des différents paramètres est obtenu à travers une vingtaine de capteurs (Sensors)
distribués un peu partout sur le Rig.
Le Mudlogging est un contrat de service réalisé entre une compagnie pétrolière et une société de service
Mud Logging, il est parmi les services indispensables dans un chantier pétrolier.
Le terme mudlogging est composé de deux mots mud : la boue et logging : graphie. La diagraphie à la boue
est le premier type de diagraphie de puits. C’est la création d'un dossier détaillé d'un forage en examinant les
déblais de roche ramenés à la surface par le milieu de forage circulant (le plus souvent la boue de forage)
[14].
3. La cabine géologique (Mudlogging unit)
A l’origine, le suivi des paramètres de forage dans une "cabine géologique" concernait uniquement la vitesse
d’avancement qui permettait au géologue de faire des corrélations et positionner ainsi les tops des
formations traversées. D’où le terme de "surveillance géologique" attribué à l’activité qui est exercée dans
ces cabines.
Le reste de cette activité est en effet, purement géologique et se résume en :
l’échantillonnage (prélèvement des échantillons tous les 5m en début de forage, 2 ou 3m dans
les terrains inconnus et tous les mètres dans le réservoir).
la description des cuttings (nature, constituants, couleur, forme, dureté, différentiation des
retombées avec les réels) et des carottes (présence d’indices importants ou carottage stratigraphique
pour datation).
la calcimétrie et la fluorescence.
la détection des gaz et la chromatographie.
Par la suite, l’opportunité d’élargir la surveillance à d’autres paramètres de forage est apparue, afin de
prévenir différents problèmes, ce qui permettra de forer avec un maximum de sécurité, d’où gain de temps,
donc, réduction des coûts du forage : c’est la connaissance des cabines TDC (total drilling control) ou unités
de Mud Logging informatisées "off line".
9
Fig. 6 : Unité de Mudlogging dans un Rig de forage
4. Les capteurs du Mudlogging :
Un capteur est un instrument de mesure physique permettant de transformer une variation physique ou
chimique, du milieu dans lequel il est installé en une différence de potentiel ou de résistance électrique du
circuit sur lequel il est branché.
Les différents capteurs :
1. Capteur de Profondeur.
2. Capteurs de niveau.
3. Capteur de Poids.
4. Capteur de Pression.
5. Capteur de Température in / out.
6. Capteur de Densité.
7. Capteur de Pompes.
8. Capteur de débit out.
9. Torque et rotation.
10. Le dégazeur.
6. Le Master log :
Un master log est une interprétation de la lithologie traversée, il est basé sur la description des cuttings faite,
et les paramètres de forage surtout la vitesse d’avancement (ROP).
F
Fi
Fig. 8 : Com
ig. 7 : Maste
mposant du M
er log
Master log [14].
10
11
Fig. 9 : Les pistes (Tracks) du Master log [14].
a. Description des cuttings
Une fois l’échantillon est pris du tamis vibrant, il sera tamisé puis mis sur une coupelle pour être décrit avec
une loupe binoculaire.
Fig. 10 : Cheminement de l’échantillon de cutting [14].
b. L
Thé
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μ = bit-
N = rev
CCS =
WOB =
EFFM =
DB = B
AB = B
Le Gas log :
data base qu
imiter les z
lourds et lé
me du gaz e
La calcimét
n but est de
effectuée su
istinguer de
alcimétrie g
alcimétrie sé
mesures d
bonates [Ca
ssion due
orhydrique d
forme et l'am
Rate of pen
specific coe
volutions pe
Confined co
= weight on
= Mechanic
Bit diameter
Borehole are
:
ue retrace l
zones prod
égers : C1,
et la nature d
trie :
déterminer
ur un appare
eux types d’
globale : pou
élective : L
de calcimé
aCO3) et (C
au dégage
dans une ce
mplitude de
netration (ft/
efficient of
er minute of
ompressive
bit (lbs);
cal efficienc
(in);
ea (sq-in) of
le gas log, e
ductives du
C2, C3, C4
du fluide.
F
le pourcen
eil ‘’ Calcim
’analyse cal
urcentage de
’identificati
trie s'effect
Ca,Mg) (CO
ement de g
ellule à volu
es courbes o
/hr);
sliding frict
f the at least
strength (p
cy (%);
f the well bo
est souvent
u réservoir
4, iC4, nC4
Fig. 13 : Gaz
ntage ou la p
mètre Berna
lcimétrique
es carbonat
ion de type
tuent avec
O3)2 des éc
gaz carbon
ume constan
obtenues per
tion;
t one drill bi
psi) of the ro
ore being dr
mise à con
des zones
4, nC5, iC5
z total et chr
proportion d
ard ‘’ ou ‘’ A
:
es dans la r
de la roche
un calcim
chantillons
nique en a
nt.
rmettent de
it;
ock in the in
rilled.
ntribution po
s non prod
) et nous re
romatograp
des carbona
Autocalcimè
oche.
.
mètre Berna
de roche. O
attaquant un
caractérise
nterval bein
our toper le
ductives (p
enseigne év
phe [14].
ates dans la
ètre ‘’.
ard afin de
On enregist
n échantill
r l'échantill
g drilled;
e réservoir d
ourcentage
ventuelleme
roche écha
e détermine
tre donc l'au
lon de roc
on.
d’hydrocarb
des différ
nt sur la na
antillonnée.
er la teneur
ugmentation
che par l’a
13
bure,
rents
ature
Elle
r en
n de
acide
14
La réaction chimique en jeu est la suivante :
CaCO3 + 2HCl → CaCl2 + CO2 + H2O
Fig. 14 : Autocalcimètre et Calcimètre Bernard [14].
3. Exemples d’informations géologiques et pétrophysiques tirées du mudlogging
1. L’avancement de l’outil de forage ROP:
Quand le ROP augmente avec une unité (minute/mètre) ca veut dire que l’outil de forage fait beaucoup de
temps en traversant un mètre de formation. Ceci implique que cette formation est très dur (Cas des
Anhydrites).
Fig. 15 : Anhydrite du Sénonien carbonaté montrant une grande résistance à l’outil de forage
(ROP (min/m) élevé) [14].
15
2. Gaz log : l’apparition des gaz à une profondeur donnée indique l’existence d’une formation poreuse et
perméable.
Fig. 16 : Gas-show devant les grès (une formation poreuse et perméable) [15].
3. Calcimétrie :
Fig. 17 : Masterlog montrant des taux de carbonates atteignant plus de 25% du poids des argiles
de la roche couverture inférieure (Trias carbonaté) [15].
Chapitre III:
Contribution du Wireline logging
(Diagraphies différées)
16
A. OUTILS DE DIAGRAPHIES DIFFEREES
On désigne par diagraphie ou encore par le terme américain de « log » : tout enregistrement continu en
fonction de la profondeur, des variations d'une caractéristique donnée des formations traversées par un
sondage [16].
1. Outils conventionnels
1.1. Le Caliper (ou Géométreur)
L'outil est équipé, suivant les modèles, de plusieurs bras plaqués contre la paroi du trou. Il mesure le
diamètre du trou et permet de mettre en évidence les formations poreuses perméables grâce à la présence
d'un cake (figure 18). Le caliper est perturbé par les caves qui peuvent être dues à une érosion des parois du
trou (débit de forage trop important) ou à des formations éboulantes [17].
FIG. 18 Influence de la lithologie sur le caliper et représentation des enregistrements [17].
17
Le caliper permet également d'apprécier l'ovalisation du trou et d'avoir une idée des contraintes en place
(information importante pour déterminer la pression de fracturation de la formation). A partir de cet
enregistrement, il est facile de calculer le volume du trou (information intéressante pour déterminer le
volume de ciment nécessaire pour cimenter un cuvelage) [17].
1.2. L’outil Gamma Ray (GR) :
L’outil Gamma-Ray mesure l’intensité du rayonnement Gamma émis spontanément des formations
géologiques, cette radioactivité naturelle des couches est due à la désintégration de certains éléments
contenus dans la composition chimique de certains minéraux des roches. Dans les roches sédimentaires, trois
éléments contribuent à la radioactivité gamma (K, Th, U). Notons que, les réflexions données par les
diagrammes des rayons gamma sont en fonction non seulement de la radioactivité des formations, mais aussi
de celle de la densité de la boue de forage, du diamètre du trou de forage et de l’existence du tubage.
L’utilisation des abaques de Schlumberger permet de réaliser les corrections nécessaires.
En ce qui concerne l’unité de mesure de la radioactivité gamma, plusieurs unités sont employées :
- L’unité ancienne utilisé par Schlumberger est le microgramme équivalent du Radium par tonne (μg.Ra-eg /
tonne).
- L’unité calibration micro-roentgen par heure (μr/h), exprimant l’intensité du rayonnement gamma, utilisée
par PanGeo – Alas Company et par Mc. Cullough Tool Company.
- L’unité API (American -Petrolium –Institut).
- L’unité de mesure coup par division (cps/division).
Fig. 19 : GR des différents types de roches [18].
1.3.
La d
(de
fonc
mic
- La
- La
1.4.
C’e
form
noy
et d
la p
à la
L’outil So
diagraphie
compressio
ction du typ
ro seconde/
a porosité (s
a nature lith
FIG. 2
L’outil Ne
st un outil
mation à ral
yaux d’hydro
du type de f
porosité (NP
présence de
onic :
sonique BH
on) dans la
pe de la roc
/pied. les Pr
sonique) ;
hologique.
20 Temps d
eutron :
de litholog
entir les neu
ogène (le N
fluide conten
PHI). Le Ne
e gaz et d'ar
HC (Boreho
formation.
che, de sa po
rincipales in
de transit m
gie et de po
utrons rapid
Neutron). La
nue dans la
eutron donn
rgiles dans
ole Compen
Ce dernier
orosité et d
nformations
mesuré par le
orosité. Le
des émis par
a réponse de
a formation.
ne directeme
les formatio
nsated) mes
est d’une p
de son degré
s tirées de ce
e sonique da
CNL (Com
r une source
e l’outil est
. La princip
ent la poros
ons.
sure le temp
part proport
é de compac
ette diagrap
ans différen
mpensated N
e placées su
en fonction
pale informa
sité des form
ps de propa
tionnel à la
ctions. Il s’
phie sont :
nts types de
Neutron Lo
ur l’outil; su
n de la teneu
ation recuei
mations (fig
agation d’on
a vitesse et
exprime ha
formations
g) mesure
uite à leur co
ur d’hydrog
illie de cette
gure 21). Il e
ndes acoust
d’autre par
abituellemen
)[17].
l’attitude d
ollision ave
gène, la poro
e diagraphie
est très sens
18
tique
rt, en
nt en
d’une
c les
osité
e est
sible
1.5.
Le
gam
renf
RHO
FIG. 21 P
L’outil De
FDC (Focu
mmas avec l
ferment. Ell
OB : densit
Porosité me
ensité
used Densit
le milieu. C
le est conve
é lue en dia
surée par le
ty Compen
Cette densité
ertie en poro
agraphie, ρf
FIG. 22
e neutron da
nsated) mes
é est en fonc
osité équiva
RHOB=
f : densité de
Densité me
ans différent
sure la den
ction du typ
alente sur les
=ρmax (1- Φ
e fluide , Φ:
esurée par le
ts types de f
sité de la f
pe de roche
s diagramm
Φ) +ρfΦ
:porosité de
e log de den
formation (
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e, de sa poro
mes de (RHO
ensité , ρmax
nsité [17].
échelle calc
par interact
osité et des
OB) :
x : densité d
caire) [17].
tion des ray
fluides qu’
de la matric
19
yons
elles
ce.
Tou
pert
(figu
1.6.
Ce
corr
glob
seul
Les
Cert
L'en
prés
ut comme le
turbé par la
ure 23). Sa
FIG
Résistivité
sont les pre
rélations de
bale de la fo
le l'eau salé
outils de r
tains vont
nregistreme
sence d'hydr
e Neutron, l
a présence d
profondeur
G. 23 Effet d
és
emiers outi
puits à pui
ormation. L
e est condu
résistivité s
mesurer la
nt simultan
rocarbures
e log de den
de caves. I
r d’investiga
de la présen
ils de diagr
its. Un cour
Les matrices
uctrice du co
sont nombr
résistivité
né de la ré
et de calcul
nsité est mo
l est moins
ation est de
nce de gaz s
aphie à avo
rant électriq
s, à l'except
ourant.
eux, leurs p
de la form
sistivité da
ler la saturat
onté sur un
s sensible à
l’ordre d’un
sur le Neutro
oir été utili
que est envo
ion des argi
profondeurs
mation dans
ans les diffé
tion en eau
patin plaqu
à la présenc
n pied.
on ( - - - ) e
sés. A l'ori
oyé dans la
iles, sont trè
s d'investig
la zone en
férentes zon
dans les co
ué à la paroi
ce de gaz e
et le Densité
igine, ils se
formation e
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gation sont
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nes permet
uches poreu
du trou ; il
et d'argiles
é ( _____ ) [
ervaient surt
et l'on mesu
es. Dans le
très variab
utres dans
de mettre
uses perméa
l sera égalem
que le Neu
[17].
tout à faire
ure la résist
cas des flui
les (figure
la zone vie
en évidenc
ables [17].
20
ment
utron
e des
tivité
ides,
24).
erge.
ce la
Lor
élec
Lor
un c
Les
par
utili
la p
2. O
2.1.
Le s
uran
sque la bou
ctrique circu
sque la bou
courant dan
outils à gra
la boue et l
isé). Les ou
aroi du trou
Outils non-c
Spectromé
spectral gam
nium).
FI
ue est condu
ule de l’éme
ue est non c
s la formati
ande profon
le diamètre
utils à faible
u. La profon
convention
étrie GR
mma ray m
IG. 24 Diff
et
uctrice (bou
etteur au réc
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ion qui à son
ndeur d’inv
du trou. La
e profondeu
ndeur d’inve
nnels
mesure la rad
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e à base d’e
cepteur à tra
(boue à l’hu
n tour indui
vestigation (
profondeur
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estigation d
dioactivité
s de résistiv
ndeur d'inve
eau), les out
avers la bou
uile), il faut
it un couran
(IL, Laterol
r d’investiga
gation (Mic
e ces outils
provenant d
vité et d'indu
estigation [1
tils de résis
ue et la form
t utiliser les
nt dans le ré
log) sont ce
ation est de
croLatérolog
est de l’ord
de chaque é
uction utilis
7].
tivité peuve
mation.
s outils d’in
cepteur.
entrés dans
e l’ordre de
g, MicroSF
dre de 30 cm
élément à p
sés
ent être utili
nduction. L’
le puits et d
quelques m
FL, …) sont
m [17].
part (potassi
isés. Le cou
’émetteur in
donc influe
m (suivant l’
t plaqués co
ium, thorium
21
urant
nduit
encés
outil
ontre
m et
22
2.2. Outils de test de pression (RFT/MDT/XPT/RDT)
Dans le cas général, il existe dans un réservoir trois fluides différentiés par leurs densités (eau-huile-gaz). Le
contact entre ces fluides est identifié par l’établissement du gradient (Pression de la formation/Profondeur)
pour chaque fluide à part.
Le contact Gaz-Eau évolue dans le temps, il augmente au fur et à mesure de la production du gaz. Sa
détermination est très utile dans la gestion des réservoirs gaziers. Une fois identifié, il est inutile (pour
produire de l’hydrocarbure) de perforer le tubage du réservoir au dessous de ce niveau, car nous allons
produire que de l’eau [15].
Fig. 25 : Gradient (Pression de la formation/Profondeur) pour un reservoir à gaz [15].
2.3. Imagerie ultrasonique (ex. UBI)
C’est une diagraphie basée sur une onde mécanique et élastique qui se propage à travers des supports fluide-
solide. La gamme de fréquence des ultrasons se situe entre 16000 et 10000000 Hertz.
2.4. Imagerie électrique (ex. FMI)
C’est une diagraphie électrique qui fournie une image in situ orientée et développée de la paroi du puits.
2.5 Imagerie électromagnétique (ex. OBMI)
C'est une diagraphie acoustique qui fournie une image in situ orientée et développée de la paroi du puits.
B.
DIA
1. 1.1.
1.2.
puit
Si le
Si le
INFORMA
AGRAPHIE
Exemp
Tension d
Le Calipe
ts) :
e Caliper es
e Caliper es
ATIONS G
ES DIFFER
les d’inform
u câble de
Fig 2
er (Géomét
st supérieur
st inférieur a
GEOLOGI
REES :
mations gé
diagraphie
26 : Influen
treur) vs B
au BS cela
au BS ce sig
IQUES ET
ologiques e
e (Poids de
nce du poids
S (Bit size
signifie l’e
gnifie l’exis
T PETRO
et pétrophy
l’outil)
s de l’outil s
= Taille de
xistence de
stence de zo
OPHYSIQU
ysiques tiré
sur la tensio
e l’outil de
caves
one rétrécies
UES TIRE
ées des outil
on du câble
forage, c-à-
s (Ex. zones
EES DES
ls mécaniq
[19].
-d : Diamèt
s d’argile go
OUTILS
ques
tre théoriqu
onflante)
23
DE
ue du
2.
2.1.
Exemp
GR total
Fig. 2
les d’inform
29 : Le Gam
Fig. 27
mations gé
Fig. 28 : L
mma ray rep
7 : Puits mon
ologiques e
Le Gamma
présente un
ntrant un én
et pétrophy
ray (log et o
miroir de la
norme cavag
ysiques tiré
outil) (à gau
a séquence s
ge [19].
ées des outil
uche) [15].
sédimentair
ls nucléaire
re. (à droite)
es :
) [15].
24
Figg. 31 : Un «
Fig. 30
point bar »
: Log montr
» s’observe e
rant le déco
entre 2942 m
de 1
oupage d’un
m et 2946 m
13 à 50 api.
n réservoir b
m où le GR
[15].
basé sur le G
est sous for
GR [15].
rme d’une ccloche s’acc
25
croit
2.2. GR spectr
Fig. 33
L
Fig
ral
3 : Cross-Pl
Fig.
La régressio
. 32 : Appli
lot entre Th
34: Relatio
on normale
ications Séd
horium et Po
n Porosité N
indique que
dimentologi
otassium mo
NMR/Potas
e la porosité
ques des Di
ontrant les d
ssium, une b
é n’est pas a
iagraphies [
différents ty
bonne corré
affectée par
[20].
ypes d’argile
lation
r l’illite [15]
es [15].
].
26
2.3. Neutron
Fig. 35 : LLog composite du puits TFT-36 m
montrant la pporosité neu
utron [20].
27
2.4.
Density
Fig. 36 : LLog composiite montrannt une sépara
ré
ation entre l
éservoirs [15
le log neutr
5].
on et le log densité danns les zones
28
s
3.1.
3.2.
3. Exemp
Sonic
Fig. 37
Imagerie u
Fig. 38 : F
ples d’infor
7 : Log com
ultrasoniqu
FMI montran
rmations gé
mposite sonic
ue (ex. UBI
nt des défor
éologiques
c/GR monta
I)
rmations sy
et pétroph
arnt le réser
yn-sédiment
ysiques tiré
rvoir TAGS
aires (Slum
ées des out
– Plateform
mps), moins
tils acoustiq
me saharien
visible sur l
ques
nne [19].
l’UBI [19].
29
4.1.
4.2.
4. Exemp
Résistivité
Imagerie é
ples d’infor
és (Outils p
électrique (
Fig
rmations gé
par conduct
Fig. 3
(ex. FMI)
g. 40 : Strati
éologiques
tion)
9 : Combin
ifications en
et pétroph
aison d’out
ntrecroisées
ysiques tiré
ils résistivit
s montrées p
ées des out
té [17].
par l’FMI [
tils électriqu
19].
ues
30
5. 5.1.
F
Exemp
Résistivité
Fig. 41 : Log
L
les d’inform
és (Outils p
g composite
Les zones ré
mations gé
par inductio
e montrant d
éservoirs à g
ologiques e
on)
différents lo
gaz supérieu
et pétrophy
og de résisti
ures montre
ysiques tiré
ivité par ind
ent des résis
ées des outil
duction Arra
stivités impo
ls électrom
ay Induction
ortantes [15
magnétiques
n Tool (AIT
5].
31
s
T).
5.2.
sédi
Imagerie
imentaires)
Fig. 4
Fig. 43
e électrom
) (OBMI)
42 : Dipmete
3 : Fracture
magnétique
er renseigne
cimentée d
e (pendage
e sur le pend
dans les qua
métrie : p
dage et la d
artzites de H
pendage
direction des
Hamra montr
des couch
s couches sé
rée par l’UB
hes et d
édimentaire
BI et l’OBM
des struct
es [20].
MI [19].
32
ures
6. Exemp
Fig. 44 : Co
ples d’infor
ontacts Eau
rmations ti
u/Huile et Hu
identif
rées des ou
uile/Gaz da
fié par des o
utils de test
aans deux co
outils de tes
de pressio
oupes au ch
st de pressio
n (RFT/MD
hamp de Gas
on [20].
DT/XPT/R
ssi Touil PF
RDT)
F saharienne
33
e
Conclusion générale
33
CONCLUSION
Les diagraphies sont des enregistrements en continu dans un puits. Lors
de l’opération de forage ces enregistrements sont appelés diagraphies
instantanées ou mudlogging après l’enlèvement de la garniture de forage,
les opérations électriques effectuées dans le puits son appelées
diagraphies différées ou wireline logging. Malgré les informations
précieuses qu’apportent les diagraphies à la recherches pétrolière, ces
opérations restent moins couteuses comparativement à d’autres méthodes
appliquées dans le domaine d’exploration et production des
hydrocarbures.
Le domaine d’application des diagraphies ne cesse de se développer
depuis un siècle. L’investigation des facies géologiques et des propriétés
pétrophysiques, à travers les puits de forage, n’est pas limité aux parois
libres (open hole), mais elle a passé aux puits cimentés (Cased hole).
La présente étude a permis de donner des exemples algériens dans la
plate-forme saharienne pour de bons enregistrements diagraphiques de
plusieurs paramètres géologiques et pétrophysiques à titre d’exemple : les
facies et structures sédimentaires, les fractures des couches géologiques,
la porosité des réservoirs, le volume d’argile dans les réservoirs gréseux,
les saturations etc.
Ces informations précieuses, liées à des formations se situant à des
milliers de mètres sous nos pieds, ne pourraient jamais être décryptées
sans l’intervention des diagraphies.
Bibliographie & Webographie
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