Ministère de l'Enseignement Supérieur et de la Recherche Scientifique
Université Larbi Ben M’Hidi - Oum El Bouaghi
Faculte des sciences de la Terre et de l'architecture Département de Géologie
MEMOIRE DE FIN D’ETUDE pour l’obtention du diplôme de Master
Géologie de l’Ingénieur
Caractérisation géologique de la province
triasique du sud-est algérien et son intérêt
économiquePrésenté par :
Soutenu publiquement par : Encadré par :
Mr. BENACER Bilal Mr. MAZOUZ El Hadi
Mr. BOUGHIOUT Salah
Devant le jury composé de :
Mr. Mazouz Elhadi Université de Oum El Bouaghi Encadreur
Dr. Benzagouta Mohamed .S Université de Oum El Bouaghi Président
Mme. Ouaddah .A Université de Oum El Bouaghi Examinatrice
Année universitaire 2014/2015
Tout d’abord nous remercions notre Dieu de nous avoir donné le courage et la force pour réaliser ce modeste travail.
Toute notre infinie gratitude va à notre encadreur, Mr. MAZOUZ EL HADI pour son encouragement, sa patience et ses conseils précieux, ainsi que pour son suivi pas à pas de notre travail. Tous sa nous a servis de bons guides pour la réalisation de ce mémoire.
Nous remercions aussi l’ensemble des membres de jury qui nous ont fait l’honneur d’accepter de juger notre travail.
Nous remercions tous les enseignants et les enseignantes du département géologie à qui nous présentons le grand respect pour leurs modesté et leurs richesse en connaissance et qui nous ont fait bénéficier de leurs expérience.
Enfin nous remercions tous ceux qui ont contribué de prés ou de loin à l’élaboration de ce modeste travail
A tous ces gents MERCI
Bilal & Salah
Dédicace
Tant de fois avais-je pensé à vous offrir quelques choses en signe de reconnaissance pour tout ce que vous avez consenti rien que pour me voir réussir, cette fois c’est l’occasion : A toi Père et à toi Mère chéris que je dédie ce travail.
Mes frères, ma sœurs et toute ma famille.
A mon promoteur Mr : MAZOUZ EL HADI . qui fut pour moi l’exemple, le conseiller et le soutien.
Tous mes amis et tous qui m’ont aidé de prés ou de loin.
BOUGHIOUT SALAH
Je dédie ce travail à tous ceux qui m’ont orientée durant toute ma vie et qui ont su me montrer le droit chemin, à ceux qui m’ont apporté L'amour, L'encouragement et, LA compréhension pour mener à bien mes études.
Mes parents et Mme mredja : source de mon courage, et ma joie Mon encadreur mazouz el hadi; source de mon inspiration. Mes deux frères, ma sœurs et toute ma famille, Mes amis et mes collègues du groupe .
benacer bilal ملخص: من وجهة النظر النفطية تنقسم المنصة الصحراوية إلى ثالث مقاطعات رئيسية )شرق ووسط وغرب(. وتعرف المنطقة الوسطى باسم "مقاطعة الترياسي" وتصنف على أنها غازية لكن احتياطات النفط فيها ال تتوقف عن التزايد. في هذه الدراسة أخذنا كمثال خزان الترياسي السفلى ذو الحجر الطيني الرملي (TAGI) في بنية قاسي الطويل. وقد أظهرت نتائج التفسير البتروفيزيائي لهذا الخزان أهمية اقتصادية كبيرة لهذه الطبقة التي تمتد على أكثر من 033 . 03 0 كيلومتر مربع في المنصة الصحراوية.
وتعتبر الوحدتين السفلية و الوسطى من (TAGI) التي تغلب عليهما الطبيعة الحجرية الرملية أحسن نوعية من الوحدة العلوية، ويرجع ذلك على األرجح إلى التغير في البيئات الترسيبية من األسفل إلى األعلى خالل العصر الترياسي المتوضع ال توافقيا على السيلوري في هذه المنطقة.
الكلمات البحثية: المنصة الصحراوية، مقاطعة الترياسي، (TAGI)، قاسي الطويل، الجدوى االقتصادية.
Résumé :
De point de vue pétrolier la plate-forme saharienne comporte trois grandes provinces (Orientale, centrale et occidentale). La province centrale est connue sous le nom de « Province Triasique », elle est classée comme gazéifère, néanmoins les réserves en huile n’y cessent pas de s’accroitre.
Dans la présente étude on a pris le réservoir du Trias argilo-gréseux inférieur (TAGI) dans la structure de Gassi Touil comme exemple. Les résultats de l’interprétation pétrophysique de ce réservoir ont montré une considérable importance économique de ce niveau qui s’étend sur plus de 300.103 de km² dans la plate-forme saharienne.
Les deux ensembles médian et inférieur (E2 et E3) du TAGI à dominance gréseuse présentent une très bonne qualité réservoir par rapport à l'ensemble supérieur (E1), ceci est dû surement au changement vertical des milieux de dépôts au cours Trias discordant sur le Silurien dans la région. Mots clés : Plate-forme saharienne, Province Triasique, TAGI, Gassi Touil, Intérêt économique.
Abstract:
From petroleum viewpoint, the Saharan platform has three major provinces (Eastern, Central and Western). The central province is known as the "Triassic Province", it is classified as gas bearing, but oil reserves are not ceasing to increase.
In this study we have taken the lower Triassic clayey sandstone (TAGI) reservoir in the structure of Gassi Touil as example. The results of petrophysical interpretation of this reservoir have shown considerable economic importance of this level that spans more than 300.103 km² in the Saharan platform.
The medium and lower units of TAGI with dominance sandstone have very good reservoir quality in comparison to the upper unit; this is due probably to the vertical change of depositional environments during the Triassic discordant on Silurian in the region.
Keywords: Saharan Platform, Triassic Province, TAGI, Gassi Touil, Economic interest. Sommaire
Liste des figures Liste des tableaux RESUME………………………………………………………………………...... 1 INTRODUCTION GENERALE...... 3 CHAPITRE 1 : PLATE FORME SAHARIENNE 1. INTRODUCTION...... 5 2.CADRE GEOLOGIQUE DE LA PLATE FORME SAHARIENNE...... 5 3.SRATIGRAPHIE...... 5 3.1 LA PROVINCE OCCIDENTALE...... 5 3.2 LA PROVINCE TRIASIQUE...... 6 3.3 LA PROVINCE ORIENTALE...... 6 4. LITHOSTRATIGRAPHIE DE LA PLATE-FORME SAHARIENNE...... 8 4.1 LE PALEOZOÏQUE...... 8 4.2 LE MESOZOIQUE...... 8 4.3LE CENOZOIQUE...... 9 5. HISTOIRE STRUCTURALE DE LA PLATE-FORME SAHARIENNE...... 9 6. LE SYSTEME PETROLIER DE LA PLATE FORME SAHARIENNE...... 9 6.1 ROCHE MERE ...... 9 6.2 ROCHES COUVERTURES...... 10 6.3 ROCHES RESERVOIRS...... 10 6.4 PIEGES A HYDROCARBURES...... 10 CHAPITRE 2 : PROVINCE TRIASIQUE 1.INTRODUCTION ...... 11 2. CADRE GEOLOGIQUE...... 11 3. LITHOSTRATIGRAPHIE DE LA PROVINCE TRIASIQUE...... 13 3.1 LE PALEOZOÏQUE...... 13 3.2. LE MESOZOÏQUE...... 13 4.HISTOIRE STRUCTURALE DE LA PROVINCE TRIASIQUE...... 15 4.1 PALEOZOÏQUE...... 15 4.2 MESO-CENOZOÏQUE...... 15 5. LES BASSINS DE LA PROVINCE TRIASIQUE...... 18 6.REPARTITION STRATIGRAPHIQUE DES COUCHES PETROLIFERES REGIONALES 19 7. LE SYSTEME PETROLIER...... 19 7.1 ROCHES MERES ...... 19 7.2 LES ROCHES RESERVOIRS...... 21 7.3 LES ROCHES COUVERTURES...... 24 7.4 LES PIEGES A HYDROCARBURES...... 25 8. CHAMPS PETROLIERS DE LA PROVINCE TRIASIQUE...... 25 CHAPITRE 3: REGION DE GASSI TOUIL 1. PRESENTATION DE LA REGION DE GASSI-TOUIL...... 27 2. CADRE GEOLOGIQUE...... 28 3. RESERVOIRS DE LA RÉGION...... 31 4. CHAMPS DE LA RÉGION...... 33 4.1 Champ de Gassi Touil...... 33 4.2 Champ de Hassi Chergui sud...... 33 4.3 Champ de Hassi Chergui nord...... 34 4.4 Champ de Nezla sud...... 34 4.5 Champ de Nezla sud...... 34 4.6 Champ de Toual...... 34 4.7 Champ de Brides...... 34 CHAPITRE 4 :Etude De Cas "Champ De Gassi Touil" 1. INTRODUCTION...... 37 1.1 Situation géographique et données générales...... 37 1.2 Superficie et coordonnées...... 37 1.3 Historique de découverte ...... 37 1.4 Dates de mise en production...... 39 1.5 Types d'effluents...... 39 2. DETAIL DE LA PRODUCTION DANS LE RESERVOIR DU TRIAS DE GASSI TOUIL.. 39 2.1. TRIAS ARGILO-GRESEUX INFERIEUR...... 39 2.2 TRIAS INTERMEDIAIRE...... 40 2.3 TRIAS ARGILO-GRESEUX SUPERIEUR...... 40 3. GEOLOGIE...... 42 3.1 DONNEES STRUCTURALES DE GASSI TOUIL...... 42 3.2 DONNEES STRATIGRAPHIQUES...... 44 3.3 DESCRIPTION LITHOLOGIQUE...... 45 3.4 APERÇU SEDIMENTOLOGIQUE DU TAGI...... 51 3.5 SYSTEME PETROLIER DE GASSI TOUIL...... 52 3.5.1 ROCHE MERE...... 52 3.5.2 ROCHE RESERVOIR...... 53 3.5.3 ROCHE COUVERTURE...... 53 3.6 RESUME DES CARACTERISTIQUES PETROPHYSIQUES DES RESERVOIRS...... 54 CHAPITRE 5: APPROCHE A L'ETUDE PETROPHYSIQUE DU TAGI "CHAMP DE GASSI TOUIL" 1.INTRODUCTION 55 2. DONNEES DISPONIBLES...... 55 3.METHODE DE CALCUL...... 56 4. RESULTATS...... 61 4.1 Le TAGI...... 62 4.2 L’Ensemble E1...... 63 4.3 L’Ensemble E2...... 63 4.3 L’Ensemble E3...... 64 5. LECTURE DES RESULTATS...... 64 5.1 Le TAGI...... 69 5.2 L’Ensemble E1...... 69 5.3 L’Ensemble E2...... 69 5.4 L’Ensemble E3...... 70 6. INTERPRETATION...... 70 CHAPITRE 6 : INTERET ECONOMIQUE DE LA PROVINCE TRIASIQUE 1. L’ECONOMIE DES HYDROCARBURES EN ALGERIE...... 71 1.1 INTRODUCTION...... 71 1.2 Les réserves et la production d’hydrocarbures...... 71 1.3 Destination des exportations...... 72 1.4 Relation Production-Exportations-Consommation...... 74 2. INTERET ECONOMIQUE DE LA PROVINCE TRIASIQUE...... 75 2.1. Qualité des réservoirs...... 76 2.2. L’épaisseur des réservoirs...... 77 2.3. Etendue latérale...... 78 2.4. Pression de gisement...... 78 2.5. Milieu de dépôt...... 78 2.6. Lithologie des réservoirs...... 79 2.7. Situation géographique...... 80 3. APERÇU SUR LA PRODUCTION DANS LA PROVINCE TRIASIQUE...... 81 4.APERÇU SUR LA PRODUCTION DANS LE CHAMP GASSI TOUIL...... 82 CONCLUSION GENERALE 84 BIBLOGRAPHIE 85 ANNEXE 86
De part sa position de zone favorable pour la recherche pétrolière, la province triasique compte un nombre important de champs pétroliers et par conséquence de réservoirs aux niveaux de ses derniers.
L’un des objectifs principaux de l’économie algérienne à travers la compagnie pétrolière Sonatrach, ces dernières années, est la réévaluation des réserves pétroliers existants dans cette province.
C’est dans ce cadre que nous avons réalisé notre mémoire de fin d’études dont le thème proposé par le département de géologie de la faculté des sciences de la Terre et de l’architecture - Université Larbi Ben M’hidi – Oum El Bouaghi est intitulé : « Caractérisation géologique de la province triasique du sud-est algérien et son intérêt économique ».
Les objectifs à atteindre sont :
- La caractérisation géologique de la province triasique d’une façon générale avec la concentration sur un réservoir exemple qui est le Trias Argilo-Gréseux Inférieur (TAGI) au champ de Gassi Touil – Région de Gassi Touil. - La mise en évidence de l’intérêt économique de la province en question, avec toujours, la présentation du cas étudié vu l’immensité de cette dernière.
On a présenté dans le premier chapitre, un aperçu sur la géologie générale de la plate-forme saharienne, de point de vue structurale, lithostratigraphique, et système pétrolier.
Dans le deuxième chapitre, on a suivi le même plan précédent pour la province triasique.
Un cas d'étude est développé dans le troisième chapitre, à savoir; la région pétro-gazifière de Gassi Touil.
Dans le quatrième chapitre, on a concentré sur le champ de Gassi Touil, un champ parmi une dizaine appartenant à la région en question, où on a présenté en plus de la géologie générale du champ, un aperçu sédimentologique sur Trias argilo-gréseux inférieur.
Une approche à l'étude pétrophysique du TAGI au champ de Gassi Touil est détaillée dans le cinquième chapitre.
Malgré le manque de données de production, dans le dernier chapitre, on a pu monter l'intérêt économique de la province triasique en général, et donner un historique sur la production en huile au champ de Gassi Touil pour quatre décennies (1963-2004).
Liste des figure
CHAPITRE I: PLATE-FORME SAHARIENNE
Figure. 1.1 : Répartition des provinces dans la plate forme saharienne, (a) Province occidentale, (b) Province triasique, (c) Province orientale)...... ……………………………………....
Figure1.2a : Stratigraphie de la province occidentale……………………………………………..
Figure 1.2b : Stratigraphie de la province triasique………………………………………………
Figure 1.2c : Stratigraphie de la province orientale………………………………………………
CHAPITRE II : PROVINCE TRIASIQUE
Figure 2.1 : Carte des bassins sédimentaire en Algérie...... ……………………………. Figure 2.2 : la coupe géologique régionale de la province triasique...... ………………... Figure 2.3: stratigraphie de la province triasique...... ………………………………. Figure 2.4: les bassins de la province triasique...... ………………………...... Figure 2.5 : Structure anticlinale liée à une inversion tectonique...... ……………… Figure 2.6 : Répartition des champs pétroliers de la province triasique...... ……......
CHAPITRE III : REGION DE GASSI-TOUIL
Figure 3.1 : La Situation Géographique de GASSI-TOUI…………………………………………. Figure 3.2: Carte schématique structurale de la Plate-forme Saharienne……………………...... Figure 3.3 : Carte géologique au toit du Silurien (Mur du TAGI)…………………………………. Figure 3.4 : Structures des différents champs de la région de Gassi Touil………………………… Figure 3.5: Colonne stratigraphique type de la région de Gassi Touil…………………………….. Figure 3.6 : Différents champs de la région de Gassi Touil………………………………………..
CHAPITRE IV : ETUDE DE CAS "CHAMP GASSI TOUIL"
Figure 4.1 : la répartition des puits du champ de GASSI TOUIL……………………………….... Figure 4.2 : Carte structurale du champ de Gassi Touil…………………………………………… Figure 4.3 : Coupe géologique du champ de Gassi Touil…………………………………………. Figure 4.4: Sections sismiques dans le champ de Gassi Touil…………………………………….. Figure 4.5 : Colonne stratigraphique type de Gassi Touil…………………………………………. Figure 4.6: Environnements de dépôt régnant au cours du Trias dans la région de Gassi Touil…...
CHAPITRE V : APPROCHE A L’ETUDE PETROPHYSIQUE TAGI (CHAMP DE GASSI TOUIL)
Figure 5.1 : Choix de la méthode de calcul du Vcl………………………………………………. Figure 5.2 : Vcl calculé pour tout l’intervalle enregistré sans l’ajustement du GR_min et GR_max……. Figure 5.3 : Découpage de l’intervalle enregistré avec ajustement du GR_min et GR_max……. Figure 5.4 : Choix de la méthode de calcul de PHIE et Sw……………………………………… Figure 5.5 : Etablissement de la courbe de température avec le gradient géothermique………… Figure 5.6 : Calcul de PHIE et Sw……………………………………………………………….. Figure 5.7 : Introduction des Cutoffs pour la « Reservoir zone » et la « Pay zone »……………. Figure 5.8 : Résultats après introduction des Cutoffs pour la « Reservoir zone » et la « Pay zone ». Figure 5.9 : Représentation graphique des résultats……………………………………………… Figure 5.10 : Coupe S-N montrant la position des puits interprétés …………………………….. Figure 5.11: Distribution de N/G - TAGI...... Figure 5.12: Distribution de PHI - TAGI...... Figure 5.13: Distribution de Vsh - TAGI...... Figure 5.14: Distribution de Sw - TAGI...... Figure 5.15: Distribution de N/G - E1...... Figure 5.16: Distribution de PHI - E1...... Figure 5.17: Distribution de Vsh -E1...... Figure 5.18: Distribution de Sw - E1...... Figure 5.19: Distribution de N/G E2...... Figure 5.20: Distribution de PHI-E2...... Figure 5.21: Distribution de Vsh -E2...... Figure 5.22: Distribution de Sw -E2...... Figure 5.23: Distribution de N/G E3...... Figure 5.24: Distribution de PHI -E3...... Figure 5.25: Distribution de Vsh - E3...... Figure 5.26: Distribution de Sw - E3......
CHAPITRE VI : INTERET ECONOMIQUE DE LA PROVINCE TRIASIQUE
Figure 6.1: Principales destinations des exportations gazières en 2012 ...... Figure 6.2: Exportations pétrolières par destination en 2011 ...... Figure 6.3 : Consommation, production, exportations d’hydrocarbures entre 2000 et 2012...... (… Figure 6.4 : La province triasique englobe la plus grande part des réservoirs du Sahara algérien. Figure 6.5 : Log composite du puits GT 12Bis – Champ de Gassi Touil présentant les principaux paramètres pétrophysiques……………………………………………………………. Figure 6.6 : Comparaison entre les deux types de forage montrant le rôle de l’épaisseur du réservoir dans le choix du type de forage………………………………………………………… Figure 6.7 : Deux coupes géologiques dans le Trias montrant la grande étendue latérale surtout pour le TAGI dans la direction NE-SW ...... ………………… Figure 6.8 : Schéma montre la focalisation du débit du fluide le long du paléo-fleuve lors d’une injection d’un puits injecteur à un puits producteur. …………………………………………….. Figure 6.9 : A gauche un tubage crépiné destiné à couvrir des réservoirs naturellement fracturés. A droite des tubages ordinaires (non crépinés) destiné à couvrir des réservoirs consolidés…………………………………………………………………………………………. Figure 6.10 : Schéma d’une fracturation artificielle (hydraulique), nécessaire pour l’exploitation que ce soit pour les « Shale Gas » ou les « Tight Reservoir »……………………………………. Figure 6.11 : la situation géographique de la province triasique est la plus proche des ports algériens que celles des autres provinces. ………………………………………………………...... Figure 6.12 : Présentation graphique en % des champs de la province triasique du tableau N° 6.3……… Figure 6.13 : Présentation graphique en % de tous les champs du tableau N° 3………………… Figure 6.14 : Présentation graphique de production en huile/pression statique…………………. Figure 6.15 : Graphe montrant la production journalière du TAGI………………………………
Liste des tableaux
Chapitre I: PLATE FORME SAHARIENNE
Tableau:1.1: Les phases tectoniques majeures avec leur orientation………………
Chapitre III : REGION DE GASSI TOUIL
Tableau : 3.1 : Les champs de la région de Gassi Touil et leur type d’effluent …..
Chapitre IV : ETUDE DE CAS "CHAMP GASSI TOUIL"
Tableau 4.1: Caractéristiques pétrophysiques des réservoirs………………………
Chapitre V : APPROCHE A L’ETUDE PETROPHYSIQUE
Tableau 5.1: Données disponibles………………………………………………… Tableau 5.2: Résultats des paramètres pétrophysiques du TAGI…………………. Tableau 5.3: Résultats des paramètres pétrophysiques pour E1…………………….. Tableau 5.4: Résultats des paramètres pétrophysiques pour E2…………………... Tableau 5.5: Résultats des paramètres pétrophysiques pour E3…………………...
Chapitre VI : INTERET ECONOMIQUE DE LA PROVINCE TRIASIQUE
Tableau 6.1 : Caractéristiques pétrophysiques des réservoirs triasiques du Gassi Touil……………………………………………………………………………….... Tableau 6.2 : Epaisseur moyenne dans divers champs /réservoirs de la province triasique…………………………………………………………………………...... Tableau 6.3 : Production du pétrole brut (Huile) dans les champs de province triasique et d’autres champs de la plate forme saharienne………………………......
CHAPITRE I : Plate-forme saharienne 2015
1. INTRODUCTION
L'histoire géologique de l’Algérie s’inscrit dans une longue évolution géodynamique.
Dans son état actuel, l’Afrique du nord correspond à une zone ayant subi plusieurs phases de déformation et de sédimentation depuis le Précambrien. La géologie de la partie septentrionale de l’Algérie est marquée par l’empreinte de l’orogenèse alpine (Domaines tellien et atlasique).
Le linéament majeur du pays correspond à la flexure sud-atlasique qui sépare l’Algérie alpine au nord de la plate-forme saharienne au sud, constituée pour l’essentiel de terrains du Précambrien et du Paléozoïque. Cette plate-forme a peu évolué depuis la fin du Paléozoïque et correspond à un domaine cratonique relativement stable (Fabre, 1976; Coward et Ries, 2003 in Akkouch, 2007).
2. CADRE GEOLOGIQUE DE LA PLATE-FORME SAHARIENNE
La plate-forme saharienne est située au Sud de l'Algérie alpine et appartient au craton nord africain, elle comprend un socle d'âge panafricain (Précambrien, 600 Ma) associé à la chaîne panafricaine qui affleure au Hoggar, sur laquelle repose en discordance, une puissante couverture sédimentaire, structurée au Paléozoïque en plusieurs bassins séparés par des zones hautes (Soussi, 2003; Askri et al, 1995).
3. STRATIGRAPHIE
La Plate-forme Saharienne est une région très vaste et stable qui a été modelée dès le Paléozoïque et subdivisée en trois provinces pétrolières (Askri et al, 1995), chaque province comprend un certain nombre de bassin, (Figure 1.1).
3.1. LA PROVINCE OCCIDENTALE
Elle comprend les bassins de Béchar, Tindouf, Reggane, Ahnet, Mouydir, Timimoun et Sbaâ. Ces dépressions sont à remplissage paléozoïque, Cambrien à Namurien. Le Méso-Cénozoïque y est peu développé (Figure 1.2a). La puissance des séries varie entre 3500 à 8000 m (Askri et al, 1995), elle est consideré à gaz, mais ses ressources demeurent pratiquement inconnues. (Soussi, 2003).
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CHAPITRE I : Plate-forme saharienne 2015
3.2. LA PROVINCE TRIASIQUE
Située dans la partie septentrionale de la plate-forme saharienne, la province triasique est un anticlinorium de direction E-O où les éléments majeurs suivants ont été individualisés:
La voûte de Tilrhemt et le haut fond de Talemzane. Le système structural de Djemâa-Touggourt. Le système de dislocation d'El Agreb-Messaoud. Le môle de Dahar.
Ces éléments sont séparés par des dépressions (Oued Mya) où l'on rencontre les séries types de la province triasique (Figure 1.2b). Les dépôts paléozoïques sont souvent très érodés. Le Mésozoïque est discordant sur le Paléozoïque. Le Cénozoïque est représenté par une série détritique mio-pliocène (Askri et al, 1995).
A gisements connus d'huile et de gaz (d'importance variable), de récentes découvertes d'huile permettent d'espérer d'autres développements. (Soussi, 2003).
3.3. LA PROVINCE ORIENTALE
Cette province, appelée Synéclise Est-Algérie, se compose du bassin d'Illizi et la partie sud-est du bassin de Ghadamès (Berkine) séparés par le môle d'Ahara. La série sédimentaire type (Figure 1.2c) discordante sur le Précambrien, présente tous les termes, du Cambrien à l'Actuel. Une série sableuse d'âge Mio-pliocène recouvre localement les formations terminales du Mésozoïque. Enfin le Quaternaire discontinu, de faible épaisseur, constitue le dernier élément de la série stratigraphique (Askri et al, 1995).
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CHAPITRE I : Plate-forme saharienne 2015
Figure 1.1 : Répartition des provinces dans la plate-forme saharienne, (a) Province occidentale, (b) Province triasique, (c) Province orientale.(Soussi, 2003)
Figure: (1.2a) Figure:(1.2b) Figure: (1.2c)
Stratigraphie de la Stratigraphie de la Stratigraphie de la province occidentale. province triasique. province orientale
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CHAPITRE I : Plate-forme saharienne 2015
4. LITHOSTRATIGRAPHIE DE LA PLATE-FORME SAHARIENNE (Askri et al, 1995). 4.1. LE PALEOZOÏQUE
Le Cambrien : Les dépôts cambriens reposent sur le socle cristallin et sont représentés par des grès et des quartzites à passées conglomératiques. L’Ordovicien : Il constitue un ensemble de 500 m, allant du Trémadoc à l'Ashgill. Les dépôts proximaux (fluviatiles) s'agencent autour des régions émergées et forment les falaises du Tassili interne. Les dépôts marins se rencontrent au nord en subsurface et dans ce qui est devenu les Chaînes de l'Ougarta. Des traces de glaciation ont été décelées dans l'Ordovicien terminal. Le Silurien : Cette série marine d'apparence homogène (environ 600 m) est représentée par des argiles noires à graptolites, des argiles à passées gréseuses et de rares bancs carbonatés. Le Dévonien inférieur : Ses dépôts, essentiellement argilo-gréseux, présentent des faciès très variés:
. Le Lochkovien est représenté par des sédiments argilo-gréseux. . Le Praguien est surtout gréseux à variations latérales de faciès. . L’Emsien est argilo-calcaire à gréseux, termine le Dévonien inférieur.
Le Dévonien moyen et supérieur : Le Dévonien moyen est à faciès argilo-carbonaté et évolue à des argiles à passées marneuses et calcaires avec des bancs de grès. Le Dévonien supérieur est à faciès argilo-carbonaté. Ces dépôts sont les plus touchés par l'érosion frasnienne ou famennienne et pré-mésozoïque.
Le Carbonifère : Il correspond au cycle sédimentaire paléozoïque final. Les faciès varient, de marin profond jusqu'à continental. (Askri et al, 1995).
4.2. LE MESOZOIQUE
Le Trias : Le Trias transgressif, discordant sur les formations paléozoïques, est représenté par des dépôts argilo-gréseux et lagunaires (sel et anhydrite). Le Jurassique : Il est composé de sédiments marins et lagunaires. Il débute par un niveau dolomitique.
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CHAPITRE I : Plate-forme saharienne 2015
Le Crétacé : Il comporte des faciès gréso-argileux à la base évoluant vers un pôle essentiellement carbonaté au sommet.
4.3. LE CENOZOIQUE
Le Cénozoïque est représenté par une série de dépôts détritiques d'environnements très différenciés et d'âge Mio-Pliocène.
5. HISTOIRE STRUCTURALE DE LA PLATE-FORME SAHARIENNE
L’histoire structurale de la plate-forme saharienne peut être résumée dans le tableau suivant :
Période d’activité maximale Tectonique Orientation Pré-Cambrien Phase panafricaine Compression horizontale E-W
Cambro-Ordovicien Cycle d’érosion Distension NW-SE Silurien-Dévonien Phase calédonienne Compression E-W
Dévonien inférieur Phase tecto-sédimentaire Distension NW-SE Viséen Phase hercynienne Compression NE-SW Permien Phase hercynienne Compression NW-SE
Paléozoique
Trias Phase de rifting Distension NW-SE Aptien Phase Autrichienne Compression E-W, ENE-WSW Eocène Phase Pyrénéenne Compression NE-SW
Cénozoique - Miocène Phase alpine Compression N-S Post-Villafranchien Phase alpine Compression N-S
Méso
Tableau 1.1: Les phases tectoniques majeures avec leur orientation (Boudjamaa, 1987).
6. LE SYSTEME PETROLIER DE LA PLATE FORME SAHARIENNE 6.1. ROCHE MERE
Les principaux niveaux roches mères susceptibles d'être la source des hydrocarbures dans les différents réservoirs de la couverture sédimentaire sont Le Silurien inférieur et Le Frasnien inférieur. (Askri et al, 1995).
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CHAPITRE I : Plate-forme saharienne 2015
6.2. ROCHES COUVERTURES
La couverture sédimentaire de l'Algérie comprend un certain nombre de niveaux roches couvertures réparties du Paléozoïque au Mésozoïque, soit: l’Ordovicien (inf-moy-sup), le Silurien, le Dévonien, le Carbonifère, le Trias et le Lias. (Askri et al, 1995).
6.3. ROCHES RESERVOIRS
Le Paléozoïque comprend des réservoirs bien développés et régulièrement distribués dans tous les bassins, soit : le Cambrien, l’Ordovicien, le Silurien, le Dévonien et le Carbonifère.
Pour le Mésozoïque, en général c’est le Trias qui est divisé en : Trias Argilo-Gréseux Inférieur (TAGI), Trias médian carbonaté et Trias Argilo-Gréseux Supérieur (TAGS). (Askri et al, 1995).
6.4. PIEGES A HYDROCARBURES
L’exploration axée sur les pièges structuraux, mais il y a d'autres types de pièges comme les pièges stratigraphiques, les pièges récifaux, les pièges hydrodynamiques et les barrières de perméabilité.(Askri et al, 1995).
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CHAPITRE II : Province triasique 2015
1. INTRODUCTION :
La province du Sahara Nord Oriental prend la dénomination de « Province triasique » à cause de la couche triasique salifère qui sert de couverture, où les réservoirs triasiques et cambriens renferment les réserves pétrolifères essentielles.(Soussi, 2003).
2. CADRE GEOLOGIQUE
La province triasique se situe au nord-est de la plate forme saharienne, c'est un anticlinorium de direction E-O. (Soussi, 2003; Askri et al, 1995).
La province triasique se met en place sur plusieurs éléments structuraux d’origine hercynienne ou plus ancienne, allant de la dorsale de Foum Belrem-mzab, à l’ouest jusqu’à la dépression de Ghadamès, qu’elle recouvre totalement d’ailleurs à l’est (Figure 2.1 et 2.2). Une bonne partie de ces différents éléments structuraux sont largement couverts par des sédiments du Crétacé supérieur et Tertiaire qui débordent même le bouclier Touareg. (Boudjamaa, 1987).
La série sédimentaire la province triasique dépasse 4500 m d’épaisseur dans la partie septentrionale; elle est caractérisée par une importante formation évaporitique qui s’étale du Trias au Dogger.
Les isobathes de la discordance hercynienne indiquent un approfondissement régulier du sud-ouest vers le nord-est et la présence d’un sillon central orienté NE-SW.
Le trait structural majeur est constitue par un réseau de failles large d’une centaine de kilomètres, de direction N-S dans la partie méridionale et NE-SW dans les parties centrale et septentrionale.
Ces failles jouent un rôle important sur la sédimentation, la structuration et la localisation des gisements d’hydrocarbure. (Boudjamaa, 1987).
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CHAPITRE II : Province triasique 2015
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Figure 2.1 : Carte des bassins sédimentaires en Algérie (Abdous et al, 2007).
Figure 2.2 : la coupe géologique régionale de la province triasique (Abdous et al, 2007).
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3. LITHOSTRATIGRAPHIE DE LA PROVINCE TRIASIQUE (Figure 2.3)
3.1 LE PALEOZOÏQUE (Askri et al, 1995).
Le Cambrien : Les dépôts cambriens reposent sur le socle cristallin et sont représentés par des grès et des quartzites à passées conglomératiques.
Dans la province triasique, où ils sont les mieux connus, ces dépôts constituent d'importants réservoirs, divisés en unités R3, R2, Ra et Ri, d'épaisseur moyenne de 300 m (Hassi Messaoud).
L’Ordovicien : Il constitue un ensemble (500 m), allant du Trémadoc à l'Ashgill. Les coupes les plus complètes se situent dans les dépressions de l'Oued Mya. Les dépôts marins se rencontrent au nord en sub surface et des traces de glaciation ont été décelées dans l'Ordovicien terminal. Le Silurien : Cette période est caractérisée par une sédimentation terrigène fine, argileuse en milieu marin. Cette série d'apparence homogène (environ 600 m) est représentée par des argiles noires à Graptolites et des argiles à passées gréseuses et rares bancs carbonatés. Les argiles noires sont un repère stratigraphique connu sur l'ensemble de la Plate-forme Saharienne. Le Dévonien: Ces dépôts, passent d’un faciès argilo-gréseux à la base à un faciès argilo-carbonaté au Dévonien moyen puis à des argiles à passées marneuses et calcaires avec des bancs de grès au Dévonien supérieur.
3.2. LE MESOZOÏQUE (Askri et al, 1995).
Le Trias : Le Trias transgressif, discordant sur les formations paléozoïques, est représenté par des dépôts argilo-gréseux et lagunaires (sel et anhydrite). La série gréseuse constitue de bons réservoirs. Le Jurassique : Le Jurassique, largement développé dans la province triasique, est composé de sédiments marins et lagunaires. Il débute par un niveau dolomitique caractéristique et omniprésent, appelé horizon B.
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Le Crétacé : Le Crétacé est présent partout sur la Plate-forme Saharienne, il comporte des faciès gréso-argileux à la base évoluant vers un pôle essentiellement carbonaté au sommet.
Figure 2.3: Stratigraphie de la province triasique (Askri et al, 1995).
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4. HISTOIRE STRUCTURALE DE LA PROVINCE TRIASIQUE 4.1. PALEOZOÏQUE
LA DISTENSION CAMBRO-ORDOVICIENNE : Les séries cambro- ordoviciennes montrent, localement, qu'une instabilité tectonique a accompagné leur dépôt. Des variations d'épaisseur et de faciès de part et d'autre d'accidents N-S sont visibles tant en surface à Foum Belrem qu'en subsurface dans la zone orientale du môle d'El Biod. Des roches volcaniques, intercalées dans les grès du Cambrien ou les argiles trémadociennes d'El Gassi, ont été forées dans la région d'Hassi Messaoud. (Boudjamaa, 1987 ; Askri et al, 1995).
LES MOUVEMENTS HERCYNIENS : Ils sont divisés en mouvements précoces (Viséen) et majeurs (Paléozoïque terminal). Les cartes isopaques de l'ensemble Tournaisien-Viséen inférieur montrent l'influence des mouvements tectoniques sur la sédimentation. L'analyse microstructurale indique une direction de serrage N40°, compatible avec les structures NO-SE. (Boudjamaa, 1987 ; Askri et al, 1995).
MOUVEMENTS HERCYNIENS MAJEURS : Dans la structure d'Edjeleh et la région de Bordj Nili, l'arrêt de la sédimentation carbonifère, provoqué par la phase hercynienne majeure, est annoncé par une discordance à la base des calcaires westphaliens.
Les mouvements de cette phase ont joué un rôle majeur dans la structuration des différents bassins de la plateforme saharienne et dans la distribution des roches réservoirs et des roches mères. (Boudjamaa, 1987 ; Askri et al, 1995).
4.2. MESO-CENOZOÏQUE
On ne retrace ici que les grandes étapes tectoniques influençant la sédimentation et la structuration, en particulier celle de la province triasique.
Avant la mise en place des premiers dépôts mésozoïques, la plate-forme saharienne a subi les mouvements hercyniens dont la phase majeure (post-Stéphanien) correspond à une compression de direction N120°. Les effets les plus importants se situent le long des accidents NE-SW. Les grès du Cambrien de l'axe NE-SW d'El Gassi-Messaoud, actuellement situés sous la discordance hercynienne, étaient alors à l'affleurement et
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érodés sur environ 3000 m. Un des faits les plus marquants ces déformations est la préservation des principales roches mères siluriennes dans les dépressions de Ghadamès (Berkine) et de l'Oued Mya. (Boudjamaa, 1987; Askri et al, 1995).
Le Trias : Au Trias, il existe deux phénomènes. D'une part, un épaississement et des variations de faciès sont observables du SW vers le NE. Les faciès, argilo- gréseux d'origine fluviatile à réseau en tresse sur les bordures SW du bassin, passent en direction du NE à un réseau méandriforme. Plus vers le NE, dans la région d'El Borma, seule la partie basale demeure argilo-détritique, tandis qu'elle devient argilo- carbonatée en partie médiane et argilo-salifère au sommet. Ces épaississements et variations de faciès traduisent un enfoncement du bassin vers le NE. D'autre part, des variations d'épaisseur le long des failles NE-SW et, à un degré moindre, le long des failles N-S, individualisent des dépocentres orientés NE-SW. Dans la dépression de l'Oued Mya et sur l'axe Nezla-Rhourde-El Baguel, les jeux des failles NE-SW s'accompagnent de volcanisme. Ces mouvements sont rattachés à la distension NW- SE dont le stade paroxysmal se situe à l'Hettangien. La puissance actuelle des sédiments varie de 0 à 500 m. (Boudjamaa, 1987 ; Askri et al, 1995). Le Jurassique : A l'Hettangien, le centre du bassin s'effondre en créant ainsi le sillon salifère de Dorbane rattaché à l'évolution distensive WNW-ESE mise en évidence au Trias. Les séries, variant de 100 à 1400 m d'épaisseur, sont représentées par des évaporites où le sel est prépondérant.
A quelques exceptions près, les variations d'épaisseur sur l'ensemble du bassin sont peu importantes. A la limite Lias-Dogger, un effondrement de la bordure NW du bassin se traduit par des variations de 700 à 1400 m d'épaisseur sur une distance d'environ 150 km. Les séries les plus épaisses se situent alors dans l'axe du sillon atlasique situé au NW du bassin triasique dans lequel la puissance des dépôts du Sinémurien au Malm inclus varie de 400 à 1000 m. Hormis ces restrictions, les séries sont généralement sous faciès de plate-forme épicontinentale peu profonde à sédimentation carbonatée avec localement des faciès oolithiques correspondant à des environnements de haute énergie. (Boudjamaa, 1987; Askri et al, 1995).
Les influences continentales ne se font sentir qu'au sud. Cette période a été favorable au dépôt et à la conservation des matières organiques en zones à faible énergie et au
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CHAPITRE II : Province triasique 2015 dépôt des roches réservoirs dans les zones les plus agitées. Ces deux éléments offriront la possibilité de maturation des hydrocarbures et de leur piégeage ultérieur. (Boudjamaa, 1987 ; Askri et al, 1995).
Le Crétacé : Au Crétacé inférieur (Néocomien et Barrémien), les isopaques subissent un changement important. Les plus grandes variations d'épaisseur se situent dans le sud du bassin et aux flancs des failles N-S. Le long de ces failles, le Crétacé inférieur peut être totalement érodé, parfois jusqu'au Trias, comme c'est le cas sur les voûtes anticlinales. Ce type de structure résulte du jeu inverse des failles N-S par compression E-W au cours de la phase de compression autrichienne. La partie septentrionale du bassin pend vers le nord, préfigurant ainsi la dépression des Chotts qui se développera ensuite entre le bassin triasique et la partie orientale de la chaîne atlasique. Les épaisseurs résiduelles (après érosion) varient de 0 à 1100 m. (Boudjamaa, 1987; Askri et al, 1995).
Après le nivellement généralisé suivant la compression autrichienne, une grande étendue de carbonates d'épaisseur de 0 à 40 m se dépose à l'Aptien supérieur. Cet envahissement rapide du bassin est, semble-t-il, dû à une remontée eustatique. Elle n'a cependant pas pu recouvrir l'ensemble des reliefs structuraux N-S dans le Bassin Triasique. (Boudjamaa, 1987; Askri et al, 1995).
A l'Albien, la sédimentation est fluviatile ou deltaïque au sud avec des influences marines au nord. Du point de vue tectonique, cette période est calme avec, cependant, quelques indices de distension se traduisant localement par des jeux en faille normale.
Au Cénomanien, l'influence marine devient plus importante et atteint les zones méridionales. Les dépôts des carbonates pélagiques admettent des faciès lagunaires de bordure. (Boudjamaa, 1987; Askri et al, 1995).
Au Turonien, comme en témoigne l'installation d'une vaste plate-forme carbonatée sur la majeure partie du Sahara, l'environnement devient franchement marin. Le dépôt de ces carbonates est contrôlé par les mouvements eustatiques ayant déjà débuté à l'Albien supérieur. Des indices de distension se retrouvent le long des failles ENE- OSO. (Boudjamaa, 1987; Askri et al, 1995).
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Fin Crétacé au Tertiaire : Durant le Sénonien et l'Eocène, les failles de direction NE-SO sont réactivées par la phase de compression pyrénéenne et jouent un rôle important. A partir du Miocène basal à nos jours, la sédimentation redevient continentale. La tectonique n'a plus qu'une influence faible sur la structuration de la Plateforme Saharienne. (Boudjamaa, 1987 ; Askri et al, 1995).
5. LES BASSINS DE LA PROVINCE TRIASIQUE
Les bassins du Mouydir et de l'Aguemour-Oued Mya sont limités à l'ouest par la dorsale d'Idjerane-Mzab et à l'est par la dorsale Amguid-El Biod. Au sud, les sédiments paléozoïques affleurent dans le Mouydir. Au nord, dans la dépression d'Aguemour-Oued Mya, comblée par une puissante série paléozoïque et méso- cénozoique (5000 m à Oued Mya), d'importants gisements ont été mis en évidence dans le Cambrien (Hassi Messaoud) et le Trias (Hassi Rmel) (Figure 2.4).
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Figure 2.4: les bassins de la province triasique (Askri et al, 1995)
6. REPARTITION STRATIGRAPHIQUE DES COUCHES PETROLIFERES REGIONALES (Soussi, 2003). Le Cambrien : Ce réservoir est productif surtout dans les régions où les propriétés physiques s'améliorent grâce à une fissuration des grès quartzitiques. Il contient des gisements d'huile surtout sur le haut-fond de Hassi Messaoud, la partie extrême Nord du haut-fond El Biod où se trouvent les gisements de Hassi Messaoud, Rhourde El Baguel, Mesdar, El Gassi, El Agreb, ainsi que la zone haute de Dahar : gisements Keskassa, Guenafide, El Borma. L’Ordovicien : A ce réservoir sont liés des gisements de gaz (surtout) et d'huile. Il est constitué comme pour le Cambrien par des grès quartzitiques, parfois fissurés. Il est également productif à Nezla et à Gassi-El Adem.
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Le Trias : Les réservoirs triasiques sont constitués par des grès argileux et sont productifs à l'échelle régionale, uniquement dans le Sahara Nord Oriental où ils sont recouverts par une épaisse couverture argilo-salifère.
Ces réservoirs renferment des accumulations de gaz à condensat (Hassi R'Mel, Toual, Brides, Rhourde Nouss, Rhourde-Chouff et Rhourde El Adra), de gaz (Hassi Touareg) et d'huile (Oued Noumer, Gassi Touil, Hassi Chergui et Nezla).
Tous ces réservoirs productifs sont recouverts par les couvertures régionales des argiles du Silurien (pour le Cambro-Ordovicien), des argiles du Dévonien moyen- supérieur (pour le Dévonien inférieur) et des couches argilo-salifères du Trias supérieur ou Lias inférieur (pour le Trias).
7. LE SYSTEME PETROLIER 7.1. ROCHES MERES Les principaux niveaux roches mères susceptibles d'être la source des hydrocarbures mis en évidence dans les différents réservoirs de la couverture sédimentaire sont le Silurien inférieur et le Frasnien inférieur.(Askri et al, 1995).
Le Silurien inferieur : Le Silurien inférieur comprend les argiles radioactives constituées d'argiles gris-noir à noires, radioactives à la base. Il s'est déposé sur la totalité de la Plate-forme Saharienne. Le dépôt des "argiles radioactives" suit la glaciation fini-ordovicienne et correspond à la première transgression marine majeure du Paléozoïque. La radio-activité est surtout liée à la forte concentration en uranium. Les épaisseurs varient de 10 m à 100 m avec des maxima situés dans les bassins de l'Ahnet, de Ghadamès, de l'Oued Mya, du Mouydir. (Askri et al, 1995).
Dans la dépression de l’oued Mya, la roche mère du silurien présente actuellement un degré de maturation favorable à la génération d’huile. Son degré de maturation est plus élevé (zone à gaz) à l’ouest de hassi R’mel et au Nord du môle de Talemzane où son enfouissement augmente vers le sillon sud Atlasique. (Beicip, 1992).
La teneur en carbone organique total (COT) oscille entre 1% et plus de 11% et dépasse localement 20%. Les zones les plus riches se situent aux abords de Hassi
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Rmel, de Hassi Messaoud, dans le NE de la province triasique (El Borma et nord du bassin de Ghadamès). (Askri et al, 1995).
Le Frasnien inférieur : Le Frasnien inférieur est constitué d'argiles organiques radioactives noires. La répartition des argiles montre que dans les bassins de Ghadamès (Berkine), du Mouydir, ce niveau est riche en matière organique avec un COT atteignant souvent 10% avec un potentiel de 52 Kg HC/t. Le kérogène est en phase à huile dans le bassin de Ghadamès (excepté au centre). En revanche, dans le centre du bassin de Ghadamès, le kérogène est en phase à gaz (gaz sec à condensat). (Askri et al, 1995).
7.2. LES ROCHES RESERVOIRS (Askri et al, 1995).
LES RESERVOIRS PALEOZOÏQUES Cambrien : Il est productif dans les champs de la province triasique, La production principale vient des lithozones Ra et R2 et dans une moindre mesure R3. Il s'agit de faciès continentaux à porosité intergranulaire et fissurale dont la distribution irrégulière (distribution des perméabilités également) est contrôlée par des facteurs sédimentologiques et diagénétiques. Les grès, en séquences grano- décroissantes à passées argileuses varient d'épaisseur selon leur position dans le bassin. Les zones favorables, à meilleures caractéristiques inter-matricielles, sont situées dans la partie orientale de la Plate-forme Saharienne. Ordovicien : Les réservoirs ordoviciens, relativement nombreux, sont situés dans les formations suivantes:
• Les grès argileux de l'Oued Mya et les grès d'El Atchane (Trémadoc); • Les quartzites de Hamra (Arenig); • Les grès d’Ouargla (Llanvirn); • Les grès de l'Oued Saret (Caradoc inférieur); • Les grès de Ramade ou la dalle de Mkratta (Caradoc supérieur-Ashgill).
Les grès proviennent de milieux très variés, allant de marin à fluvio-glaciaire, d'où une très grande diversité de géométrie de réservoirs ainsi qu'une certaine disparité dans la distribution de la plupart des faciès.
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Silurien : Il est présent dans sa partie supérieure des zones à potentiel réservoir où les épaisseurs souvent importantes (350 m) en font un bon objectif pétrolier. La séquence inférieure, essentiellement argileuse, est connue sous le nom des "Argiles du Gothlandien". Dévonien : Le Dévonien est épais Dans le bassin de Ghadamès. En revanche, sur une grande partie de la province triasique et certaines structures, comme la dorsale Amguid-El Biod-Hassi Messaoud, il est totalement érodé. En général, le Dévonien est producteur partout où il existe. Les niveaux réservoirs sont présents dans trois ensembles stratigraphiques. Carbonifère : Dans la province triasique, les bons réservoirs se situent au SO dans le Viséen et au NO dans le Moscovien. Des gisements sont connus dans le Viséen de Ghadamès et le Moscovien de Bordj Nili. Des venues d'huile ont été rencontrées dans le Viséen de la région de Hassi Messaoud.
LES RESERVOIRS MESOZOÏQUES :
Dans la partie NW de la Plate-forme Saharienne, le Mésozoïque en général et le Trias en particulier recèlent d'importantes ressources en huile et gaz. Les faciès réservoirs sont de type fluviatile à deltaïque à influences marines comme dans le NE du bassin de Ghadamès. Le Trias est divisé en une séquence de base argilo-gréseuse (TAGI), un Trias médian carbonaté et une séquence supérieure argilo-gréseuse (TAGS).
Trias argilo-gréseux inférieur (TAGI) : Les principales découvertes ont été faites dans les régions de Rhourde Nouss, Gassi Touil, Nezla, El Borma, Keskessa, Wad-Teh, Haoud Berkaoui et récemment Bir Rebaa-nord et Rhourde El Khrouf. L'épaisseur des réservoirs varie de 15 à 75 m et peut atteindre 100m dans la région d'El Borma et 150 m dans le bassin de Ghadamès. Ces variations sont à l'image de la morphologie du soubassement du Trias inférieur qui s'appuie en onlap sur la discordance hercynienne et érode profondément la série paléozoïque.
L'environnement de dépôt du Trias implique des variations de faciès et l'extension limitée des réservoirs. Ceux-ci sont en général, multicouches, à niveaux producteurs isolés par des argiles de type plain d'inondation. Les porosités varient de 6 à 22% et sont le plus souvent supérieures à 12% avec des perméabilités de 10 à 100 md. Les qualités de réservoir sont contrôlées par des facteurs diagénétiques,
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dissolutions, nourrissages des feldspaths et des carbonates, redistributions minéralogiques des argiles, cimentations variées.
Trias carbonaté et ses équivalents : Il coiffe le sommet de la première séquence (TAGI) avec des séries argileuses et de la dolomie brun-rouge comprenant quelques niveaux calcaires. Ces derniers sont localement intercalés de niveaux d'argiles noires (région d'El Borma) indiquant des zones plus profondes, plus subsidentes. Certaines zones comprennent des grès, d'extension limitée, correspondant à des chenaux fluviatiles anastomosés.
Ce mélange de faciès et de changement d'environnements expliquerait l'intérêt généralement limité porté aux réservoirs du Trias carbonaté. Il faut cependant noter que la partie SW de la Plate-forme Saharienne a donné de bons résultats dans les régions de Rhourd Nouss, Hassi Chergui et Sif Fatima.
De même, au nord-ouest de la province triasique, les grès fluviatiles présentent un bon potentiel là où les hauteurs utiles deviennent viables, comme au sud-est du bassin de Ghadamès (série de Zarzaïtine). Dans ces domaines, les porosités peuvent atteindre 20 à 25%.
Trias argilo-gréseux supérieur (TAGS) : Il constitue un des principaux réservoirs de la plate-forme saharienne et produit à Hassi Rmel, Rhourde Nouss, Hassi Chergui, Rhourd Adra, Hamra, Rhourd Chouf, Brides et récemment Rhourd Messaoud et Rhourd El Khrouf. Dans la province triasique, les réservoirs sont bien développés. La répartition des zones favorables est identique à celle du TAGI. Dans le NW, on remarque l'existence d'une zone à haute porosité relativement étendue.
Dans les zones productrices, les hauteurs utiles atteignent 150 m. Les porosités sont comprises entre 15 et 20%. Les perméabilités atteignent 1 à 2 darcies dans la région de Gassi Touil. Les qualités réservoirs des grès du TAGS se détériorent vers le SO-NE parallèlement à l'épaississement des argiles. Les phénomènes diagénétiques plus tardifs que ceux du TAGI jouent un rôle important dans la distribution des porosités.
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7.3. LES ROCHES COUVERTURES (Askri et al, 1995).
Le Paléozoïque
Ordovicien inférieur - argiles d'El Gassi : Il s'agit d'argiles gris-noir à noires, de 70 m d'épaisseur, à passées de siltstones. Elles assurent la couverture des réservoirs cambriens. Ce faciès est réparti sur tout le Sahara (Ain Romana dans le bassin de Ghadamès). Ordovicien moyen - argiles d'Azzel et Tiferouine : Ce niveau de 100m d'argiles gris-noir silto-micacées, assure l'étanchéité des quartzites de Hamra et des grès de Ouargla. Dans les bassins du SE Saharien, il se retrouve à Nezla, Gassi El Adem et Brides et dans le SO à Mekerrane. Ordovicien supérieur - argiles micro-conglomératiques : Il s'agit d'argiles noires et grises (50 à 150 m) à grains de quartz roulés d'origine périglaciaire. Ce niveau peut reposer en discordance sur plusieurs réservoirs cambriens et ordoviciens. Silurien : Les formations siluriennes de la Plate Forme Saharienne sont réputées à deux titres. D'une part, elles comprennent des horizons argileux constituant les principales roches mères. D'autre part, leurs faciès en font une excellente couverture pour les réservoirs de l'Ordovicien supérieur. Elles atteignent 500 à 600m dans les bassins du sud-est saharien. On les rencontre à Moukhag El Kebach ainsi que dans le bassin de l'Oued Mya. Dévonien : Il s'agit surtout des argiles frasniennes et famenniennes, qui atteignent 500 m dans les bassins du sud-est saharien. Pour sa part, le Praguien argileux constitue la couverture du Dévonien inférieur des bassins sud-est sahariens, comme à Bir Berkine et Bir Rebaa.
Le Mésozoïque : La couverture mésozoïque correspond aux argiles et évaporites du Trias et du Lias. Dans le bassin triasique, elles assurent la couverture des réservoirs gréseux du Trias et, parfois en discordance, celle des réservoirs paléozoïques. Leur épaisseur dépassant parfois 2000m et leur lithologie en font une excellente couverture. Cette couverture comporte différentes unités. Un "Trias argileux inférieur" composé d'argiles à intercalations de sel. Un Trias "S4" à dominance de sel. Un "Lias argileux", sous compacté intercalé de bancs de sels suivi des niveaux S1 et S2 composés de sel,
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CHAPITRE II : Province triasique 2015 d'anhydrite et de passées d'argiles, le tout étant recouvert par l'horizon dolomitique B du Lias et d'un Lias anhydritique à passées d'argiles. Par suite de biseautages, on ne retrouve à la périphérie du bassin triasique que les unités supérieures.
7.4. LES PIEGES A HYDROCARBURES
Les pièges structuraux : Il s'agit de plis anticlinaux formés lors des différentes phases tectoniques. Ces structures sont présentes dans tous les bassins et se caractérisent par une géométrie particulière. En effet, dans le Bassin Triasique, il existe de nombreux anticlinaux créés par l'inversion tectonique (Figure 2.5). (Askri et al, 1995).
Figure 2.5 : Structure anticlinale liée à une inversion tectonique. (Askri et al, 1995).
8. CHAMPS PETROLIERS DE LA PROVINCE TRIASIQUE
Elle comprend les deux champs géants, Hassi Messaoud (huile) et Hassi Rmel(gaz), plus d'autres champs d'importance variable comme Gassi Touil, Berkaoui Ben Kahla, et Berkine (Figure 2.6).
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Figure 2.6 : Répartition des champs pétroliers de la province triasique (Soussi, 2003).
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1. PRESENTATION DE LA REGION DE GASSI TOUIL :
La Division Production est composée de 10 Régions au niveau du Sud- Est Algérien dont celle de Gassi-Touil. La Région de Gassi-Touil fait partie de la wilaya de Ouargla, elle est située environ 1000 km d’Alger et à 150km au sud-Est de Hassi-Messoud. Elle est desservie par la route Nationale N° 03 relient Hassi-Messoud et Ain amenas (figure 3.1). Elle s’étend sur une superficie d’environ 170 km de long et 105 Km de large. L’altitude moyenne est 200 mettre environ par apport à la mer, son climat est désertique (sec avec un très faible taux d’humidité, la température varie de plus de 50°C en été et moins 5°C en hiver, elle enregistre une pluviométrie faible en hiver et nulle pendant le reste de l’année. Le paysage est constitué de plateaux de sable avec des cordons de dune.
Les coordonnées UTM de la région : X= de 258 550 à 264 681 Y= de 3 373 250 à 3 353 291
Les coordonnées géographiques de la région: X= de 6°28’00’’ à 6°30’00’’ Y= de 30°30’00’’ à 30°17’00’’
Figure 3.1 : La Situation Géographique de GASSI-TOUIL (Sonatrach, 2005)
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2. CADRE GEOLOGIQUE
La région de Gassi Touil constitue la zone tampon entre le môle d’Amguid-Hassi Messaoud à l’ouest et le bassin de Berkine à l’est. (Figure 3.2).
Figure 3.2: Carte schématique structurale de la Plate-forme Saharienne. (Turner et al, 2001)
Elle est caractérisée par les développements des réservoirs du Paléozoïque et du Trias discordant sur le silurien (Figure 3.4) auxquels sont associés les principaux gisements et découvertes connus : Gassi Touil, Gassi El Adem, Hassi et Chergui, Brides.
Ces découvertes d’huile, de gaz et condensat sont associées principalement aux réservoirs triasiques et quartzites de Hamra, et à des structures de grande amplitude (Figure 3.5) délimitées généralement par des systèmes de failles inverses à grands rejets.
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Figure 3.3 : Carte géologique au toit du Silurien (Mur du TAGI). (Sonatrach, 2009)
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Figure 3.4 : Structures des différents champs de la région de Gassi Touil. (Sonatrach, 2009)
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3. RESERVOIRS DE LA RÉGION
Les principaux réservoirs de la région sont ceux du Trias (TAGS, Trias carbonaté et TAGI ) et de l’Ordovicien (Quartzites de Hamra et Grès d'Ouargla).(Figure 3.6)
TAGS (Trias Argilo-Gréseux Supérieur) : Le TAGS correspond à un épisode gréseux terminal du Trias post-rift. D’une épaisseur moyenne de 100 à 150 m, il est constitué de séquences de chenaux fluviatiles et deltaïques caractérisées principalement par un grain moyen à grossier dénotant la proximité des sources d’apport. Cette série se termine en biseau vers le sud-est sur le haut de Maouar et disparaît à l’ouest contre la faille de Ramade et le môle d’El Biod. Vers le nord, elle devient progressivement argileuse puis salifère (équivalent du S4). Le TAGS, excellent réservoir, constitue le principal objectif pétrolier dans la région de Rhourde En Nouss, Rhourde Chouff, Hassi Chergui, Gassi Touil, Rhourde Adra et Brides. Trias carbonaté-Trias intermédiaire : L’épisode de formation du rift Trias carbonaté-Trias intermédiaire est caractérisé par des faciès argileux, généralement dolomitiques, et de séquences gréseuses du Trias intermédiaire bien développées. Ses épaisseurs sont variables, influencées par les rejeux en distension des failles majeures. Du point de vue potentiel réservoir, il présente peu d’intérêt. TAGI (Trias Argilo-Gréseux Inférieur) : Le TAGI constitue la série basale du Mésozoïque. Il est caractérisé par des dépôts de type fluviatile se développant sur l’ensemble de la région. Le TAGI présente deux séquences principales : ■ Le TAGI basal, ou série de comblement, dont les extensions et épaisseurs sont régies par la paléotopographie post-hercynienne. ■ Le TAGI sommital où domine une « chenalisation » .
Les séquences terminales du TAGI sommital sont marquées par le début d’une période transgressive marine de la base du Trias carbonaté.
Ordovicien : Les quartzites de Hamra et les grès d’Ouargla constituent les deux principaux réservoirs de l’Ordovicien. Ils sont essentiellement reconnus à ce jour comme potentiel de gaz et huile à Hamra et Rhourde Nouss et de l´ huile à Nezla). Ces réservoirs, d’une épaisseur moyenne de 250 m, évoluent progressivement depuis la région de Gassi touil en se biseautant en direction du nord-est vers la
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CHAPITRE III : Région de Gassi Touil 2015
région de Touggourt-Semhari. Les productions dans ce type de réservoirs quartzitiques sont essentiellement liées à l’existence de fracturation. Plusieurs découvertes ont été faites dans ces réservoirs, à Brides (gaz), Nezla, Meksem, Rhourde Adra Sud et Gassi El Adem (gaz et huile).
Grès argileux, fin à grossier alterné par des agiles gréseuse
Figure 3.5: Colonne stratigraphique type de la région de Gassi Touil. (Sonatrach, 2009)
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CHAPITRE III : Région de Gassi Touil 2015
4. CHAMPS DE LA RÉGION
La Région de GASSI-TOUIL est à vocation pétrolière et gazière, elle est composée de plusieurs champs (Figure 3.7), d’après SONATRACH les principaux champs mis en exploitation (Tableau 3.1), sont :
Champs Type d’effluent
Gassi_Touil (TAGI) Huile
Hassi Chergui Sud (TAGS, TC) Huile
Hassi Chergui Nord (TAGS) Huile
Gassi_Touil (TAGS) Gaz à condensât + Huile
Nezla Nord (TAGS) Gaz à condensât
Nezla Sud (TAGS) Gaz à condensât
Hassi Touareg (N, S) (TAGS) Gaz à condensât
Gassi El Adem (TAGS, TAGI) Gaz
Toual (TAGS, TAGI) Gaz à condensât
Brides Gaz sec
Tableau 3.1: Les champs de la régions de Gassi Touil et leurs types d'enffluents. (Sonatrach, 2005)
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CHAPITRE III : Région de Gassi Touil 2015
Figure 3.6 : Différents champs de la région de Gassi Touil. (Sonatrach, 2005)
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CHAPITRE III : Région de Gassi Touil 2015
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CHAPITRE IV : Etude de cas : Le TAGI au Champ de Gassi Touil" 2015
1. INTRODUCTION (Sonatrach, 2005) 1.1. SITUATION GEOGRAPHIQUE ET DONNEES GENERALES
Le champ de Gassi Touil est situé à environ 150 km au Sud-Est de Hassi Messaoud dans le bassin triasique, et à 1000 km d'Alger, sur la route nationale RN 3 reliant Ouargla à In Amenas.
Altitude : 210 m environ Climat : Chaud et sec Température : Maximale (été) = 50 °C Minimale (hiver) = - 5 °C Type de paysage : Plateaux de sable avec des cordons de dunes. Vents dominants : Nord Est - Sud Ouest Périodes de vents de sable : Février, Mars et Avril Pluviométrie : Très faible pendant l'hiver, nulle pendant le reste de l'année.
1.2. SUPERFICIE ET COORDONNEES
Superficie : 120 km² environ Coordonnées UTM géographiques : X = de 258 550 à 264 681 - Y = de 3 373 250 à 3 353 291 Coordonnées géographiques : X = de 6°28'00" à 6°30'00" - Y = de 30°30'00" à 30°17'00"
1.3. HISTORIQUE DE DECOUVERTE
Le champ de Gassi Touil a été découvert en 1961 par le forage de GT 1, implanté au sommet de la structure (COPEFA - CEP).
Ce forage a mis en évidence la présence de gaz dans les réservoirs des Trias Supérieur et Inférieur. Il a fallu attendre le forage de GT 3 (Novembre 1962 - Mars 1963), implanté sur le flanc Est de la structure, pour découvrir de l'huile dans le Trias Inférieur à une profondeur de 2100 m, soit - 1891 m absolu.
Le réservoir TAGI a produit en déplétion naturelle de 1963 à 1974. à partir de cette date, une injection de gaz dans le gaz-cap assure un maintien partiel de pression ; d’autre part, le TAGS produit de l’huile en déplétion naturelle depuis 1964 et du gaz à partir du ‘’gas cap’’ depuis 1976.
Le forage de GT 4 (Juin 1963 à Octobre 1963) a aussi montré que le Trias Intermédiaire était imprégné d'huile dans cette zone à une profondeur de 2020 à 2037 m.
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CHAPITRE IV : Etude de cas : Le TAGI au Champ de Gassi Touil" 2015
Le développement de ce champ a été poursuivi très rapidement durant les deux années suivantes où pas moins de 30 puits ont été forés et mis en exploitation(Figure 4.1). Depuis, le forage de nouveaux puits a continué jusqu'en 1974, pour délimiter les contours du gisement.
Figure 4.1 : la répartition des puits du champ de GASSI TOUIL. (Sonatrach, 2005)
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CHAPITRE IV : Etude de cas : Le TAGI au Champ de Gassi Touil" 2015
1.4. Dates de mise en production :
- Trias Argilo-Gréseux Inférieur Huile : Avril 1963
- Trias Intermédiaire Huile : 1966
- Trias Supérieur Huile : Mai 1964
- Trias Supérieur Gas-Cap : Décembre 1976
- Début de réinjection de gaz : 1974
- Début d'injection d'eau : 1986
1.5. Types d'effluents :
- Trias Argilo-Gréseux Supérieur : Huile + Gaz à condensats
- Trias Argilo-Gréseux Inférieur : Huile
- Trias Argilo Gréseux Intermédiaire : Huile
2. DETAIL DE LA PRODUCTION DANS LE RESERVOIR DU TRIAS DE GASSI TOUIL. (Sonatrach, 2005)
2.1. TRIAS ARGILO-GRESEUX INFERIEUR
- Date de découverte : 1961
- Date de mise en production : Avril 1963
- Type de réservoir : Anneau d'huile avec gaz-cap
Pression de bulle : 214.0 kg/cm² Contact gaz/huile : - 1650 m Contact huile /eau : - 1967 m Pression initiale : 233.8 kg/cm² @ - 1830 m GOR initial : 150 m3/m3
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CHAPITRE IV : Etude de cas : Le TAGI au Champ de Gassi Touil" 2015
- Réserves :
Huile : 159.9 Millions m3 Std (Western Atlas – Nov.89) Gaz dissous : 22.97 Milliards m3 Std Gaz du gas-cap : 15.45 Milliards m3 Std (DMN 1979) Réserves récupérables : 68.80 Millions m3 Std
- Types de puits :
Puits producteurs
Exploitables Non exploitables Transformés en puits d'eau
Puits injecteurs
Injecteurs de gaz exploitables Injecteurs de gaz non exploitables Injecteur d'eau non exploitable
- Réalisations Année 2005
Production d'huile : 263 660 Tonnes métriques Ré-injection de gaz : 1 314 000 Milliers m3 Std
2.2 TRIAS INTERMEDIAIRE
Le Trias Intermédiaire de Gassi Touil avait été conjointement exploité avec le Trias Inférieur par le biais d'un seul puits.
- Réalisations Année 2005 : 3 860 Tonnes métriques
2.3 TRIAS ARGILO-GRESEUX SUPERIEUR
- Date de découverte : 1961 (par le forage de GT 1)
- Type de réservoir : Anneau d'huile avec gaz-cap important
Contact gaz/huile : - 1760 m Contact huile /eau : - 1908 m Pression initiale : 222.0 kg/cm² @ - 1760 m
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CHAPITRE IV : Etude de cas : Le TAGI au Champ de Gassi Touil" 2015
Mécanisme de drainage : Expansion des gaz et de la roche
- Réserves
Réserves en place
Huile : 22.028 Millions m3 Std (Etude DMN 1979) Gaz associés : 3.22 Milliards m3 Std Gaz du gas-cap : 73.212 Milliards m3 Std (Etude DMN 992) Condensât : 14.20 Millions m3 Std GPL : 5.915 Millions TM
Réserves récupérables
Huile : 5.066 Millions m3 Std Gaz : 50.18 Milliards m3 Std Condensât : 3.923 Millions TM (5.467 Millions M3)
- Date de mise en production
Anneau d'huile : Mai 1964 Gaz-cap : Décembre 1976
- Types de puits:
Puits producteurs d'huile
Exploitables Non exploitables Transformé en puits injecteur ou de déchets industriels
Puits producteurs de gaz
Exploitable Non exploitable
- Réalisations Année 2005
Pétrole brut : 16 930 Tonnes métriques Condensât : 6 935 Tonnes métriques Gaz naturel : 215 350 Milliers m3 Std
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CHAPITRE IV : Etude de cas : Le TAGI au Champ de Gassi Touil" 2015
3. GEOLOGIE (Sonatrach, 2005)
3.1 DONNEES STRUCTURALES DE GASSI TOUIL
La structure de Gassi Touil est un anticlinal d'axe nord-sud d'une vingtaine de kilomètres de long sur environ quatre kilomètres de large. Le pendage maximum est de l'ordre de 25 degrés. (Figure 4.2).
La dénivelée structurale atteint 800 m au top de la structure. En fait cet anticlinal comprend trois culminations avec chacune un gas-cap.
La structure est limitée à l'ouest par une série de failles normales à rejet important excédant quelques centaines de mètres. Ces failles font partie du système régional de la dorsale Amguid-El Biod, (Figure 4.3).
Le périclinal nord est recoupé par une faille est-ouest dont le rejet avoisine 200 mètres. Le flanc nord-est est affecté d'une faille rejoignant la précédente. Son rejet, variable, d'environ 200 m au nord, diminue progressivement en direction du sud où elle s'estompe totalement (Figure 4.5).
1.6.Figure 4.2 : Carte structurale du champ de Gassi Touil. (Sonatrach, 2009)
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CHAPITRECOUPE IV : EtudeGEOLOGIQUE de cas : Le TAGI DU au CHAMP Champ de GassiDE GASSI Touil" TOUIL2015
Figure 4.3 : Coupe géologique du champ de Gassi Touil. (Sonatrach, 2005)
Durant les phases hercyniennes et autrichiennes la région a été soumise à une activité tectonique importante. La structure de Gassi Touil a surtout été formée durant la phase autrichienne.
Cette phase est aussi responsable de l'intense érosion des séries mésozoïques et parfois même de leur absence. (D’après A BOUDJAMAA, 1987).
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CHAPITRE IV : Etude de cas : Le TAGI au Champ de Gassi Touil" 2015
Figure 4.4: Sections sismiques dans le champ de Gassi Touil. (Sonatrach, 2010)
3.2 DONNEES STRATIGRAPHIQUES
Le Paléozoïque de Gassi Touil comprend un Cambro-Ordovicien complet et un Silurien dont ne subsiste que la base argileuse. Très peu de puits ont traversé les objectifs du paléozoïque du fait qu’il ne présente ici aucun intérêt pétrolier.
A la fin de la phase Hercynienne, les premiers termes détritiques du Mésozoïque se sont déposés en transgressions. Ces premières formations d’âge Triasique constituent les réservoirs de Gassi-Touil. (Boudjamaa, 1987).
Trias Argilo-Gréseux Inférieur
Cet ensemble d’une centaine de mètres d’épaisseur est d’origine continentale. Il s’est déposé transgressivement en épandage sur une pénéplaine de la phase hercynienne est constitué d’intercalations argilo-gréseuses. La porosité des grès du réservoir avoisine les 16%. Le réservoir, avec une colonne d’huile de 300 m, est surmonté par un important gaz-cap.
Trias Carbonaté
Cet ensemble argilo-dolomitique de plus de 150 m d’épaisseur possède, vers son sommet, une dolomie repère qui correspond à un excellent marqueur sismique. Vers sa
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CHAPITRE IV : Etude de cas : Le TAGI au Champ de Gassi Touil" 2015 base, se trouve une série d’une trentaine de mètres de grès argilo-silteux qui a constitué parfois un réservoir à hydrocarbures.
Trias Argilo-Gréseux Supérieur
Cette formation est composée de successions d’argiles et de grès. Les éléments détritiques sont souvent grossiers, comportant des galets d’argiles. La stratification est oblique avec présence de débris charbonneux. Ces indications donnent un caractère continental à cet ensemble ; certains auteurs en font un dépôt deltaïque. Ses propriétés pétrophysiques sont généralement bonnes (Porosité - Perméabilité).
A l’origine, c’était un réservoir à ‘’gas cap’’ doté d’un anneau d’huile avoisinant 150 m.
Lias
Cette épaisse série composée d’argile d’abord et de sel ensuite sert de couverture au réservoir TAGS.
3.4 DESCRIPTION LITHOLOGIQUE (Figure 4.5)
Miopliocène : Epaisseur = 270 m
Sable jaune ocre, fin à moyen, parfois grossier avec passées de calcaire beige, gréseux à argileux, avec à la base des intercalations d'argiles gris-noire, silteuses à silto-gréseuses, carbonatées par endroit.
Sénonien carbonaté : Epaisseur = 150 m
Dolomie beige, microcristalline, vacuolaire et argile dolomitique plastique gris foncé avec des niveaux gypseux. Présence de pyrite en concrétion à la base.
Sénonien lagunaire : Epaisseur = 260 m
Alternances d'anhydrite blanche à translucide et de dolomie beige vacuolaire au sommet et alternance irrégulière de marnes dolomitiques à niveaux d'anhydrite, de gypse et de dolomie calcaireuse grise à la base.
Sénonien salifère : Epaisseur = 25 m
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CHAPITRE IV : Etude de cas : Le TAGI au Champ de Gassi Touil" 2015
Argile dolomitique brune a passées d'anhydrite blanche. Parfois présence de sel.
Turonien : Epaisseur = 80 m
Calcaire blanc à blanc beige, crayeux, microcristallin et dolomie calcaire beige, vacuolaire avec à la base des argiles vertes dolomitiques.
Cénomanien : Epaisseur = 95 m
Argile brune à gris-vert, dolomitique, gypsifère par plages et anhydrite blanche dure, cristalline et rares niveaux carbonatés. Présence de pyrite. Argile bariolée à unicolore, feuilletée, gypsifère et niveaux carbonatés à la base.
Albien : Epaisseur = 80 m
Argile brune à gris-vert, finement silteuse à gréseuse, légèrement carbonatée au sommet, puis alternance d'argile verdâtre à brune, silto-gréseuse à nodules d'anhydrite blanche et grès fin, gris blanc à ciment argileux localement carbonaté.
Aptien : Epaisseur = 20 m
Dolomies beiges, compactes, localement calcaireuses.
Lias dolomitique (LD1) : Epaisseur = 20 m
Dolomie argileuse grise et argile dolomitique légèrement gypseuse.
Lias salifère (LS1) : Epaisseur = 70 m
Sel incolore, anhydrite blanche et argile brune, tendre, légèrement dolomitique.
Lias dolomitique (LD2) : Epaisseur = 50 m
Anhydrite blanche et dolomie cristalline beige.
Lias salifère (LS2) : Epaisseur = 50 m
Sel blanc, hyalin à intercalation d'argile rouge brique, tendre, feuilletée, anhydritique.
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CHAPITRE IV : Etude de cas : Le TAGI au Champ de Gassi Touil" 2015
Lias dolomitique (LD3) : Epaisseur = 35 m
Dolomie marneuse, mouchetée a passées d'argile blanche et d'anhydrite.
Lias (TS1) : Epaisseur = 30 m
Sel gemme, gris blanc, à passées d'anhydrite blanche, microcristalline et d'argile versicolore, salifère.
Lias (TS2) : Epaisseur = 260 m
Alternance de sel massif, translucide parfois rose, d'argile grise et brun rouge, rarement indurée et d'anhydrite blanche pulvérulente, microcristalline à cryptocristalline.
Lias (TS3) : Epaisseur = 230 m
Sel gemme massif, blanchâtre à rose, à très rares passées millimétriques d'argile rouge parfois verte, feuilletée à pâteuse.
Lias argileux : Epaisseur = 70 m
Argile brune rouge, plastique, fissurée à sel gemme, à passées de grès fin, argileux, parfois à ciment dolomitique et anhydritique.
Trias argilo-gréseux supérieur : Epaisseur = 85 m
Grès blanchâtre à gris-vert, fin, argileux, débris de lignite à la base et argile brun-rouge à gris-vert, silteuse, injectée d'anhyrite et parfois de sel; devenant moyen à grossier, blanc à beige à minces intercalations d'argile brun-rouge et rares niveaux de dolomie pseudo-bréchique grise.
Alternance gréso-argileuse brune, grès fin, micacé et argile silteuse micacée, brun-rouge à la base.
Trias carbonaté : Epaisseur = 200 m
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CHAPITRE IV : Etude de cas : Le TAGI au Champ de Gassi Touil" 2015
Argile brun rouge, dolomitique, tendre, silteuse, feuilletée, légèrement dolomitique avec un banc de dolomie blanc beige, microcristalline, parfois calcaireuse, argileuse, brune et un niveau d'alternance de grès fin à friable, grisâtre et d'argile rouge ferrugineuse.
Trias argilo-gréseux inférieur : Epaisseur = 85 m
Grès gris-blanc, fin à moyen, à ciment silico-argileux, compact par plages avec des passées grossières à la base et argile-brun rouge et grès-vert à la base.
Gothlandien : Epaisseur > 30 m
Argile gris-foncé, indurée, silteuse et argile sableuse micacée.
Ordovicien : Epaisseur = 1250 m Unité IV : Epaisseur = 50 m
Grès gris-blanc, moyen à grossier, argilo-quartzitique. Argile gris foncé à noire, finement gréseuse et silts argileux gris-clair.
Unité III.3 : Epaisseur = 185 m
Passée calcaire dolomitique gris-beige. Alternance de grès fin à moyen et d'argile gris- noir silto-gréseuse, pyriteuse et présence d'empreintes de débris de fossiles de brachiopodes et de lamellibranches.
Grès gris beige (à la base), légèrement quartzitique avec présence de tigilittes.
Unité III.2 - Quartzites de Hamra : Epaisseur = 330 m
Grès quartzitique gris-beige, fin ou moyen à grossier, compact.
Fins joints d'argile noire, schisteuse et gréseuse. Présence de tigilittes.
Unité III.1 - Grès d'El Atchane : Epaisseur = 70 m
Grès gris-foncé à gris-vert, fin à moyen, argilo-siliceux avec passées d'argile gris noir, schisteuse, silto-gréseuse. Présence de glauconie (plus abondante à la base).
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CHAPITRE IV : Etude de cas : Le TAGI au Champ de Gassi Touil" 2015
Unité III.1 - Grès d'El Gassi : Epaisseur 485 m
Argile gris-noir silto-gréseuse, micacée, schisteuse, pyriteuse a passées fines de grès gris, argileux ou glauconieux.
Grès de Meribel : Epaisseur = 130 m
Grès fin argilo-dolomitique, beige. Grès fin quartzitique ou moyen glauconieux. Argile gris-noir et brune, silteuse, micacée, indurée. Présence de tigilittes.
Cambrien :
Les dépôts cambriens reposent sur le socle cristallin et sont représentés par des grès et des quartzites ont passées conglomératiques.
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COUPE STRATIGRAPHIQUE CHAPITRE IV : Etude deDE cas LA : REGIONLe TAGI DEau ChampGASSI deTOUIL Gassi Touil" 2015
Figure 4.5 : Colonne stratigraphique type de Gassi Touil. (Sonatrach, 2005)
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CHAPITRE IV : Etude de cas : Le TAGI au Champ de Gassi Touil" 2015
3.5 APERÇU SEDIMENTOLOGIQUE DU TAGI :
Les formations triasiques se sont déposés sur une pénéplaine ayant résulté de l’érosion hercynienne. Le Trias Argilo-Gréseux Inférieur (TAGI) correspondant a une sédimentation détritique continentale, est surmonté par les dépôts lagunaires du Trias carbonaté. Les dépôts du Trias Argilo-Gréseux Supérieur (TAGS) se sont déposés sur le Trias carbonaté et ne sont trop étendus dans le Sahara septentrional, ils sont localisés au Nord du mole d’Amguid el Biod, dans la région de Gassi Touil, ils sont surmontés du Lias argileux, puis des dépôts liasiques salifères S1,S2 et S3.(Figure 4.6).
L’environnement de dépôt majeur durant le TAGI basal est celui de cônes alluviaux distaux avec, localement, des laves torrentielles (Debris flow) à la base. La largeur des corps gréseux est de plusieurs km avec une longueur qui peut atteindre les 5 km, alors que leur épaisseur est de l’ordre de 2 m. Leur direction est N120. Ces corps sont droits et se présentent sous une forme conique.
Au TAGI sommital des cônes alluviaux proximaux avec des chenaux fluviatiles en tresse caractérise l’environnement sédimentaire ayant régné. La largeur des corps gréseux est de l’ordre de 10 km avec une longueur de dizaine de km, leur épaisseur peut atteindre les 20 m. Leur direction est variable N120/ N140 à N30/N40. Ces corps sont légèrement sinueux avec une ramification abondante et se présentent sous une forme allongée.
Le TAGI peut être divisé en trois ensembles corrélables sur toute l’étendue du champ; un ensemble supérieur (E1) essentiellement argilo-gréseux et deux ensembles intermédiaire (E2) et inférieur (E3) essentiellement gréseux. Ces deux derniers sont séparés par un banc d’argile d’épaisseur variable.
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CHAPITRE IV : Etude de cas : Le TAGI au Champ de Gassi Touil" 2015
Figure 4.6: Environnements de dépôt régnant au cours du Trias dans la région de Gassi Touil. (Sonatrach, 2007)
3.6 SYSTEME PETROLIER DE GASSI TOUIL
3.6.1 ROCHE MERE
La roche mère silurienne, correspondent au développement de séries argileuses noires, constitue le principal générateur d’hydrocarbures dans la région car elle est riche en matière organique, d’origine marine.(Boudjamaa,1987).
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CHAPITRE IV : Etude de cas : Le TAGI au Champ de Gassi Touil" 2015
3.6.2 ROCHE RESERVOIR
Mésozoïque
A la fin de la phase hercynienne, on assiste aux dépôts transgressifs des premiers termes du Mésozoïque. Ces premières formations, datées du Trias, constituent les réservoirs de Gassi Touil. Elles sont suivies du Lias.
Le Trias argilo-gréseux inférieur (TAGI) est un ensemble continental de 100 m d'épaisseur. Il s'est déposé transgressivement en épandage sur une pénéplaine héritée de la phase hercynienne.
Il est constitué d'intercalations argilo-gréseuses. Les grès du réservoir avoisinent 16% de porosité moyenne. La colonne d'huile dépassant les 300 m de hauteur est surmontée par un important gas-cap.
Le Trias carbonaté est un ensemble argilo-dolomitique de 150 m. Vers la base une série d'une trentaine de mètres de grès argilo-silteux constitue souvent un bon réservoir.
Son sommet fait de dolomie est un excellent repère sismique.
Le Trias argilo-gréseux supérieur (TAGS) est composé d'une succession d'argiles et de grès. Sa lithologie lui confère un caractère continental. Certains auteurs en font un dépôt deltaïque. Ses propriétés pétrophysiques sont généralement bonnes. A l'origine il s'agissait d'un réservoir à gas-cap doté d'une colonne d'huile voisine de 150 m.
3.6.3 ROCHE COUVERTURE
La couverture est assurée par les épaisses séries argileuses du Lias et par une épaisse couche d'évaporites (sel, anhydrites) du Trias salifère.
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CHAPITRE IV : Etude de cas : Le TAGI au Champ de Gassi Touil" 2015
3.7 RESUME DES CARACTERISTIQUES PETROPHYSIQUES DES RESERVOIRS
ZONE À HUILE ZONE A GAZ TAGS INTERM TAGI TAGS INTERM TAGI Hu (m) 33 4 31 38 4 32 Porosité 15% 17% 17% 20% 20% 19% Sw 21% 21% 22% 14% 15% 19% K moy.(mD) 152 - 187 152 - 187
Tableau 4.1: Caractéristiques pétrophysiques des réservoirs (Sonatrach, 2005)
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CHAPITRE V : Approche a l’étude pétrophysique - TAGI champ de Gassi Touil) 2015
1. INTRODUCTION
L’évaluation de la qualité d’un réservoir se fait essentiellement par le calcul de différents paramètres pétrophysiques à savoir : La porosité PHI, la perméabilité K, le volume d’argile Vcl, le rapport entre la hauteur utile et la hauteur total (Net to Gross) N/G, la saturation en eau Sw, …. Etc. Pour pouvoir calculer les différents paramètres suscités le pétrophysicien a besoin de certaines données acquises principalement par des outils de diagraphie à savoir : L’outil Gamma ray pour évaluer le volume d’argile. L’outil Sonic, l’outil densité et l’outil neutron pour l’évaluation de la porosité. L’outil Résistivité pour évaluer la saturation en eau. Autre outil peuvent être aussi nécessaires comme le Caliper qui permet le contrôle la qualité d’enregistrement de l’outil densité. Les données disponibles ne permettent pas d’évaluer la perméabilité du réservoir en question.
2. DONNEES DISPONIBLES
Treize puits sont concernés par cette étude. La plus part de ces puits sont très anciens, par conséquence on a noté un manque énorme dans leurs logs de diagraphie enregistrés. Les logs disponibles sont présentés dans le tableau 5.1 :
Puits Gamma ray Sonic Densité Neutron Résistivité Caliper GT_12BIS x x x x x x GT-13 x x x x GT-17 x x x GT-20 x x x GT-24 x x x x x GT-26 x x x x GT-27 x x x x GT-39 x x x x GT-44 x x x GT-48 x x x GT-51 x x x x GT-112 x x x GT-46 x x x x x x
Tableau 5-1 : Données disponibles.
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CHAPITRE V : Approche a l’étude pétrophysique - TAGI champ de Gassi Touil) 2015
3. METHODE DE CALCUL
Dans la présente étude on procéder aux calculs à l’aide du Logiciel Interactive Petrophysics (IP).
Après la création du projet et la création des puits, on a chargé ces derniers par les données disponibles présentés dans le tableau 5-1. Les fichiers de format LAS portant ces données sont déjà corrigés des effets de l’environnement.
La première étape consiste à calculer le volume dans tout l’intervalle enregistré pour chaque puits (Figure 5.2). On a utilisé seulement le Gamma Ray comme valeur d’entrée (Figure 5.1).
Figure 5.1 : Choix de la méthode de calcul du Vcl.
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CHAPITRE V : Approche a l’étude pétrophysique - TAGI champ de Gassi Touil) 2015
Figure 5.2 : Vcl calculé pour tout l’intervalle enregistré sans l’ajustement du GR_min et GR_max.
Ensuite on procède au découpage des différents étages stratigraphiques et leur division. Toujours dans cette étape on ajuste les valeurs minimales et maximales du Gamma Ray. (Figure 5.3).
Figure 5.3 : Découpage de l’intervalle enregistré avec ajustement du GR_min et GR_max.
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CHAPITRE V : Approche a l’étude pétrophysique - TAGI champ de Gassi Touil) 2015
Dans la deuxième étape on calculé la porosité effective PHIE et la saturation en eau Sw. (Figure 5.4).
Figure 5.4 : Choix de la méthode de calcul de PHIE et Sw.
Pour la plupart des puits la porosité est calculée à partir de l’outil sonic (ΔT) sauf pour le puits GT_12BIS et GT-46 on a utilisé la combinaison Neutron/Sonic.
Pour le calcul de la saturation en eau Sw on a utilisé le model Dual water Saturation pour tous les puits.
Les données communes insérées sont :
La résistivité de l’eau de formation à Gassi Touil est: Rw = 0,018 Ohm.m (pour le calcul de Sw).
Le temps de parcours DT dans l'huile = 220 us/ft (pour le calcul de la PHI_Sonic). (Figure 5.6).
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CHAPITRE V : Approche a l’étude pétrophysique - TAGI champ de Gassi Touil) 2015
La température moyenne de fond BHT = 82°C (pour le calcul du gradient géothermique.) (Figure 5.5).
Figure 5.5 : Etablissement de la courbe de température avec le gradient géothermique.
Figure 5.6 : Calcul de PHIE et Sw.
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CHAPITRE V : Approche a l’étude pétrophysique - TAGI champ de Gassi Touil) 2015
Dans la troisième étape on a évalué le Net to Gross (N/G) par l’insertion des valeurs limites (Vcl_cutoff, PHIE_cutoff et Sw_cutoff) (Figure 5.7). Ces valeurs déterminent ce qu’on appelle le Net Pay Zone (Figure 5.8). Les valeurs utilisées pour le TAGI au champ de Gassi Touil sont :
Vcl_cutoff = 0,35 PHIE_cutoff = 0,07 Sw_cutoff = 0,7
Figure 5.7 : Introduction des Cutoffs pour la « Reservoir zone » et la « Pay zone ».
Figure 5.8 : Résultats après introduction des Cutoffs pour la « Reservoir zone » et la « Pay zone ».
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CHAPITRE V : Approche a l’étude pétrophysique - TAGI champ de Gassi Touil) 2015
Figure 5.9 : Représentation graphique des résultats.
4. RESULTATS
Les résultats de calcul obtenu par le logiciel utilisé sont présentés dans les quatre tableaux ci- dessous. Les paramètres concernés sont les valeurs moyennes du Net to Gross N/G, de la porosité PHI, de la saturation en eau Sw et enfin du volume d’argile Vcl.
La perméabilité K n’a pas pu être calculée par les données disponibles.
En premier temps on calculé les paramètres pétrophysique du TAGI d’une façon générale, puis on a procédé au calcul détaillé des mêmes paramètres de ses ensembles E1, E2 et E3.
Pour avoir une idée sur la position structurale des puits interprétés ; on établie, à l’aide du logiciel Interactive Petrophysics (IP) une coupe schématique de direction S-N avec la commande de corrélation des puits. (Figure 5.10).
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S N
Figure 5.10 : Coupe S-N montrant la position des puits interprétés
4.1 Le TAGI
Puits N/G Av Phi Av Sw Av Vcl GT_12BIS 0,31 0,15 0,18 0,14 GT-13 0,27 0,13 0,11 0,09 GT-17 0,13 0,14 0,22 0,06 GT-20 0,26 0,14 0,15 0,07 GT-24 0,21 0,11 0,24 0,11 GT-26 0,27 0,13 0,22 0,11 GT-27 0,21 0,12 0,16 0,11 GT-39 0,27 0,11 0,23 0,13 GT-44 0,30 0,12 0,24 0,07 GT-48 0,22 0,12 0,42 0,12 GT-51 0,18 0,11 0,04 0,13 GT-112 0,26 0,14 0,27 0,09 GT-46 0,25 0,11 0,35 0,12 Moyenne 0,24 0,13 0,22 0,10
Tableau 5.2: Résultats des paramètres pétrophysiques du TAGI.
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4.2 L’Ensemble E1
Puits N/G Av Phi Av Sw Av Vcl GT_12BIS 0,23 0,13 0,20 0,13 GT-13 0,22 0,12 0,11 0,10 GT-17 0,07 0,12 0,10 0,06 GT-20 0,05 0,15 0,08 0,05 GT-24 0,03 0,10 0,34 0,12 GT-26 0,13 0,13 0,21 0,10 GT-27 0,13 0,13 0,11 0,13 GT-39 0,06 0,10 0,31 0,18 GT-44 0,14 0,14 0,14 0,17 GT-48 0,07 0,13 0,60 0,20 GT-51 0,03 0,11 0,04 0,23 GT-112 0,04 0,13 0,23 0,07 GT-46 0,19 0,11 0,39 0,13 Moyenne 0,11 0,12 0,22 0,13
Tableau 5.3: Résultats des paramètres pétrophysiques pour E1.
4.3 L’Ensemble E2
Puits N/G Av Phi Av Sw Av Vcl GT_12BIS 0,28 0,17 0,20 0,13 GT-13 0,21 0,13 0,15 0,10 GT-17 0,09 0,17 0,26 0,04 GT-20 0,23 0,15 0,18 0,06 GT-24 0,42 0,13 0,18 0,11 GT-26 0,46 0,13 0,21 0,09 GT-27 0,29 0,11 0,17 0,10 GT-39 0,47 0,12 0,22 0,09 GT-44 0,47 0,12 0,34 0,09 GT-48 0,33 0,10 0,27 0,06 GT-51 0,38 0,12 0,03 0,07 GT-112 0,42 0,14 0,22 0,10 GT-46 0,24 0,11 0,26 0,10 Moyenne 0,33 0,13 0,21 0,09
Tableau 5.4: Résultats des paramètres pétrophysiques pour E2.
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4.4 L’Ensemble E3
Puits N/G Av Phi Av Sw Av Vcl GT_12BIS 0,42 0,16 0,13 0,15 GT-13 0,39 0,13 0,08 0,09 GT-17 0,23 0,13 0,29 0,08 GT-20 0,49 0,13 0,18 0,10 GT-24 0,19 0,11 0,19 0,11 GT-26 0,21 0,13 0,25 0,13 GT-27 0,21 0,13 0,21 0,10 GT-39 0,30 0,11 0,15 0,13 GT-44 0,28 0,11 0,20 0,03 GT-48 0,26 0,14 0,38 0,12 GT-51 0,12 0,10 0,05 0,10 GT-112 0,34 0,15 0,35 0,10 GT-46 0,31 0,12 0,40 0,14 Moyenne 0,29 0,13 0,22 0,11
Tableau 5.5: Résultats des paramètres pétrophysiques pour E3.
5. LECTURE DES RESULTATS
Pour pouvoir bien interpréter les résultats obtenues on a établie des cartes d’iso-valeurs (Iso- porosité, Iso-saturation, Iso-argilosité et Iso-N/G) avec le Logiciel SURFER, premièrement pour le TAGI et ensuite pour chacun de ses ensembles (E1, E2 et E3).
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5.1 Le TAGI
Le net to gross global (N/G) du TAGI montre une certaine disproportionnalité, il varie entre 13% et 31%, avec une moyenne de l’ordre de 24%. ( Figure 5.11).
La porosité effective est relativement hétérogène, avec 13% de moyenne, elle varie entre 11% et 15% ( Figure 5.12).
Le volume d’argile montre une distribution légèrement hétérogène, il varie entre 6% et 14% avec une moyenne de 10% (Figure 5.13).
La saturation en eau est très hétérogène, elle varie entre 4% et 42% avec une moyenne de 22% (Figure 5.14).
5.2 L’Ensemble E1
Le net to gross (N/G) au niveau de cette unité supérieure est relativement faible, il varie entre 3% et 23% avec une moyenne de 11% (Figure 5.15).
La porosité effective est relativement hétérogène, avec une valeur moyenne de l’ordre de 12%, elle varie entre 10% et 15% (Figure 5.16).
Le volume d’argile est faible à moyen, il varie entre 5% et 23% avec une moyenne de 13% (Figure 5.17).
La saturation en eau est très hétérogène. En moyenne, elle est de l’ordre de 22% avec une variation de 4% à 60% (Figure 5.18).
5.3 L’Ensemble E2
Le net to gross au niveau de cette unité intermédiaire est relativement élevé, avec une moyenne de 33%, il varie entre 21% et 47%. Ce paramètre fait l’exception au niveau du puits GT-17 avec une valeur de 9% (Figure 5.19).
La porosité effective montre une importante hétérogénéité avec une valeur moyenne de l’ordre de 13%. Elle varie entre 10% et 17% (Figure 5.20).
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Le volume d’argile est très faible au niveau de cette unité avec une moyenne de 9%. Il varie entre 4% et 13% (Figure 5.21).
La saturation en eau est de l’ordre de 22%. Elle varie entre 15% et 34%. Une anomalie est enregistrée au puits GT-51 avec une valeur de 3% (Figure 5.22).
5.4 L’Ensemble E3
Le net to gross (N/G) au niveau de cette unité inférieure est disproportionnel sur l’ensemble de la structure, avec une moyenne de 29%. Il varie entre 12% et 49% (Figure 5.23).
La porosité effective montre une certaine hétérogénéité avec une valeur moyenne de l’ordre de 13%. Elle varie entre 10% et 16%. (Figure 5.24).
Le volume d’argile (Vcl) est faible au niveau de cette unité avec une moyenne de 11%. Il varie entre 3% et 15% (Figure 5.25).
La saturation en eau est identique à celle de l’unité intermédiaire E2, elle est de l’ordre de 22%. Elle varie entre 5% et 40% (Figure 5.26).
6. INTERPRETATION
D’une façon générale les paramètres pétrophysique du TAGI présentent une distribution latérale très hétérogène. Il n’existe aucune direction préférentielle qui favorise l’augmentation ou la diminution d’un paramètre ou un autre. Les deux ensembles intermédiaire E2 et inférieure E3 montrent une qualité pétrophysique meilleure que l’ensemble supérieure E1. Cette variation verticale des propriétés pétrophysiques dans ce réservoir peut être attribuée au changement vertical des milieux de dépôt sédimentaire, d’un milieu fluviatile au Trias inférieur (TAGI) à un milieu lagunaire au Trias moyen (Trias carbonaté).
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1. L’ECONOMIE DES HYDROCARBURES EN ALGERIE (Trésor DG, 2013) 1.1 Introduction
Le secteur des hydrocarbures représente 30 % du PIB de l’Algérie, 97 % de ses exportations et près de 70 % de ses recettes fiscales, mais seulement 3% de sa population active.
Le contrôle de la croissance de la consommation domestique, l’intensification des investissements et la mise en service de nouveaux sites de production, constituent les principaux enjeux à moyen terme de ce secteur.
1.2 Les réserves et la production d’hydrocarbures
A l’échelle mondiale, les capacités gazières algériennes sont très significatives.
Le pays possède entre 1,3% soit 2000 Mds m³ et 2,4% soit environ 4500 Mds de m³ des réserves mondiales de gaz, et a produit en 2012, 73,4 Mds m3 de gaz naturel commercialisable soit 2,4% de la production mondiale, ce qui place l’Algérie au 9ème rang des pays producteurs de gaz, certes loin donc derrière les « géants » (Etats-Unis, Russie, Iran), mais juste après les « grands » (Norvège, Qatar, Chine) et elle en est le premier (producteur) en Afrique.
Le poids de l’Algérie dans la production pétrolière mondiale est plus limité. Avec une production de 73 M TEP en 2012 soit 1,8% de la production mondiale, l’Algérie se classe au 17° rang mondial, loin derrière les «géants» (Russie, Arabie Saoudite, Etats-Unis) ou les «grands» (Iran, Chine, Canada, Mexique), et au 3ème rang en Afrique après le Nigéria et l’Angola malgré le triplement de sa production en 50 ans.
La production d’hydrocarbures connait une diversification croissante. L’exploitation du pétrole en Algérie, qui représentait 95,5% de la production d’hydrocarbures en 1970 a été progressivement supplantée par le gaz au milieu des années 90 pour ne représenter que 50% de la production en 2012.
En outre, les produits raffinés à forte valeur ajoutée, soit les produits pétroliers dérivés du pétrole brut, les condensats et le Gaz de pétrole Liquéfié (GPL)) enregistrent un essor rapide. Leur production a augmenté de 32,5% entre 2000 et 2010 en passant de 430 000 b/j à 570 000 b/j.
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Au-delà des sites historiques d’Hassi Messouad et Hassi R’Mel, qui représentent respectivement 70% des réserves pétrolières et 50% des réserves de gaz et continuent d’assurer environ 28% et 60% de la production algérienne d’hydrocarbures en 2012, d’autres gisements, notamment ceux de Berkine (14% des réserves de gaz et 8% des réserves de pétrole) et d’Illizi (14% des réserves de gaz et de pétrole) ont été développés depuis, tandis que d’autres (Reggan, Ahnet/Timimoun, etc.) sont actuellement en phase de développement. Les réserves d’hydrocarbures non conventionnels (gaz de schiste) sont estimées pour leur part 700 trillions de m3 ce qui correspond à quatre fois le niveau de ses réserves gazières actuelles et les troisièmes réserves plus importantes au monde.
1.3 Destination des exportations
En exportant 50,1 Mds m3 de gaz naturel en 2012 soit 68% de sa production gazière, et 56,4 MT de pétrole soit 79% de sa production.
L’Algérie est le 6ème exportateur mondial de gaz et le 10eme de pétrole brut. Le gaz algérien est exporté à 70 % par gazoduc et 30 % sous forme de gaz naturel liquéfié, plaçant l’Algérie au 7ème rang mondial des exportateurs de GNL.
Les exportations d’hydrocarbures et produits dérivés ont généré 72 Mds USD de recettes, soit 97% du total de la valeur des exportations algériennes en 2011. Elles se composent de 13,6 Mds USD pour le gaz, de 28,8 Mds USD pour le pétrole brut et de 22;7 Mds USD pour les produits dérivés (condensats, produits raffinés et GPL).
L’Europe est le principal client du gaz et du pétrole algérien : En absorbant 88,6 % des exportations algériennes de gaz, soit 10 % de son approvisionnement, l’Europe est le client quasi-exclusif de l’Algérie dans le secteur gazier. Dans le domaine pétrolier, elle reçoit 52% des exportations algériennes devant les Etats-Unis (29%) et le Canada (13%).
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Figure 6.1: Principales destinations des exportations gazières en 2012 (BP Statistical Review of World Energy 2013; Douanes Algériennes).
Figure 6.2: Exportations pétrolières par destination en 2011 (BP Statistical Review of World Energy 2013; Douanes Algériennes).
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1.4 Relation Production-Exportations-Consommation
Le volume de la production et des exportations d’hydrocarbures s’affiche en baisse depuis plusieurs années. Après avoir enregistré une croissance continue (9% en moyenne annuelle entre 1980 et 2000), le volume de la production de gaz a fléchi depuis 2005.
De même, la production pétrolière, après enregistré une forte hausse (+ 30% en entre 2000 et 2005), a décru de 16% entre 2007 et 2012. Cette évolution se répercute sur les exportations d’hydrocarbures, dont les volumes ont diminué de 18,38% entre 2007 et 2011.
La baisse a atteint 44,3% pour les exportations de pétrole brut sur cette période et 12% pour les exportations de gaz.
Figure 6.3 : Consommation, production, exportations d’hydrocarbures entre 2000 et 2012. (BP Statistical Review of World Energy 2013; Douanes Algériennes).
On notera la forte hausse de la consommation domestique d’hydrocarbures qui a cru à un rythme annuel moyen de 4,11% entre 2000 et 2012, et contribue ainsi à réduire la disponibilité de la production destinée à l’exportation (passée en trois ans de plus de 80% à moins de 70%).
La demande mondiale est par ailleurs affectée par la crise économique, notamment en Europe, et par la baisse de la demande des Etats-Unis, (exploitation du gaz de schiste). La hausse des cours mondiaux a cependant permis d’accroitre les revenus des hydrocarbures sur la même période. La tendance haussière du cours du Sahara Blend qui est passé de 74,6 USD/b en 2007 à 112,92 USD/b en 2011 soit une appréciation de 51,36% en 4 ans, a permis non seulement de compenser la baisse du volume des exportations mais d’accroître les recettes de 21% entre 2007 et 2011 pour atteindre environ 72 MDS USD.
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2. INTERET ECONOMIQUE DE LA PROVINCE TRIASIQUE
Les réservoirs appartenant à la Province Triasique (Figure 6.4) montrent un grand intérêt économique au pays pour plusieurs raisons parmi lesquelles :
Figure 6.4 : La province triasique englobe la plus grande part des réservoirs du Sahara algérien.
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2.1. Qualité des réservoirs :
Les paramètres pétrophysiques des réservoirs surtout triasique sont de bonne à très bonne qualité. A titre d’exemple le Trias du champ de Gassi Touil (Figure 6.5) montre une bonne qualité comme réservoir. Le tableau ci-dessous résume les paramètres pétrophysiques des trois niveaux du Trias.
Paramètres ZONE À HUILE ZONE A GAZ TAGS INTERM TAGI TAGS INTERM TAGI Phi 15% 17% 17% 20% 20% 19% Sw 21% 21% 22% 14% 15% 19% K moy.(mD) 152 - 187 152 - 187
Tableau 6.1 : Caractéristiques pétrophysiques des réservoirs triasiques du Gassi Touil.
Figure 6.5 : Log composite du puits GT 12Bis – Champ de Gassi Touil présentant les principaux paramètres pétrophysiques.
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CHAPITRE VI : INTERET ECONOMIQUE DE LA PROVINCE TRIASIQUE 2015
2.2. L’épaisseur des réservoirs :
Ce paramètre est très important. Quand il est considérable, il permet l’exploitation à travers des forages verticaux (Figure 6.6). Les épaisseurs moyennes des réservoirs de la province triasique (Tableau 6.2), surtout ceux du Trias sont très importants d’où la non-nécessité des forages horizontaux pour les exploiter. On exclu ici les minces drains du Cambrien à Hassi Messaoud
Trias du Ordovicien du Trias de champs /réservoirs Gassi Touil Hassi Messaoud l’Oud Mya Epaisseur moyenne 370 m 164 m 155-197 m
Tableau 6.2 : Epaisseur moyenne dans divers champs /réservoirs de la province triasique.
Figure 6.6 : Comparaison entre les deux types de forage montrant le rôle de l’épaisseur du réservoir dans le choix du type de forage.
Le forage verticale est un forage conventionnel, il facilite l’exploitation parfaite et moins couteuse des réservoirs de grandes épaisseurs, alors que le forage horizontale est destiné à l’exploitation des drains minces sur de grandes étendues, il est beaucoup plus couteux.
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2.3. Etendue latérale :
Dans l’espace, les réservoirs de la province triasique s’étendent sur une grande surface (300.103 Km²). Pour les réservoirs triasiques on peut l’estimée entre 233 et 400 Km.(Figure 6.7).
Figure 6.7 : Deux coupes géologiques dans le Trias montrant la grande étendue latérale surtout pour le TAGI dans la direction NE-SW (SONATRACH-Beicip Franlab, 1991).
2.4. Pression de gisement
La pression de gisement enregistrés dans la plus part des puits surtout ceux à gaz est très importante. Ce qui signifie que la récupération des hydrocarbures est dite primaire, ceci va automatiquement réduire le nombre de stations de pompage (pour l’huile) et de compression (pour le gaz).
A Hassi Messaoud la pression de gisement varie de 120 à 400 kg/cm² pour le réservoir cambrien. A Gassi Touil, la pression gisement au niveau du TAGI est estimée de 100 kg/cm², pour le TAGS la pression de gisement égale à 222 kg/cm2.
2.5. Milieu de dépôt
La plus part des corps gréseux, dans les réservoirs triasiques, sont issus de dépôts fluviatiles, ce qui permet, pour une éventuelle récupération secondaire, l’implantation facile des puits
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CHAPITRE VI : INTERET ECONOMIQUE DE LA PROVINCE TRIASIQUE 2015
injecteurs le long des paléo-chenaux (Figure 6.8). La pression d’injection sera focalisée entre les paléo-rives et le profit sera plus important que si l’injection se fait dans des réservoirs issus de dépôt marins.
Figure 6.8 : Schéma montre la focalisation du débit du fluide le long du paléo-fleuve lors d’une injection d’un puits injecteur à un puits producteur.
2.6. Lithologie des réservoirs:
La nature lithologique des réservoirs triasiques en production (Grès consolidé) favorise leur exploitation conventionnelle, et donc moins couteuse. La roche réservoir est :
a. Ni naturellement fracturé ce qui nécessite des crépines pour la production (Figure 6.9). Les quartzites de Hamra (Ordovicien) à Nezla font l’exception.
Figure 6.9 : A gauche un tubage crépiné destiné à couvrir des réservoirs naturellement fracturés. A droite des tubages ordinaires (non crépinés) destiné à couvrir des réservoirs consolidés.
b. Ni « Shale Gas » ce qui nécessite une fracturation artificielle cas du silurien dans plusieurs champs dans la province triasique. c. Ni « Tight » ce qui nécessite une fracturation artificielle, cas des quartzites ordoviciennes dans plusieurs champs dans la province triasique. (Figure 6.10)
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CHAPITRE VI : INTERET ECONOMIQUE DE LA PROVINCE TRIASIQUE 2015
Figure 6.10 : Schéma d’une fracturation artificielle (hydraulique), nécessaire pour l’exploitation que ce soit pour les « Shale Gas » ou les « Tight Reservoir ».
2.7. Situation géographique :
Comparativement aux autres provinces, la province triasique est relativement plus proche aux points d’exportation (Ports) (Figure 6.11), ce qui influe indirectement sur le coût de transport des hydrocarbures.
Figure 6.11 : la situation géographique de la province triasique est la plus proche des ports algériens que celles des autres provinces.
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3. APERÇU SUR LA PRODUCTION DANS LA PROVINCE TRIASIQUE
Vue la confidentialité des données de production au niveau de la SONATRACH, on a difficilement réussi à avoir quelques chiffres et qui datent encore de plusieurs années.
A partir du tableau 6.3, on a réalisé les figures 6.12 et 6.13.
REALISATIONS REGIONS M3 Tonnes Champs de la province triasique H.Messaoud 7559606 6031384
H.Berkaoui 1227581 979161 Gassi touil 1224256 953793 R. El Baguel 662509 543062 R.Nouss 38459 29736 Autres champs TF Tabenkort 1427504 1170872 Ahnet 458510 372502 Stah 986161 781213 IN Amenas 896032 731193 Hors Régions 19594 16443
Tableau 6.3: Production du pétrole brut (Huile) dans les champs de province triasique et d’autres champs de la plate forme saharienne. (SONATRACH, 1981).
6,19% 0,33% 11,43% H.Messaoud 11,46% H.Berkaoui Gassi touil 70,59% R. El Baguel R.Nouss
Figure 6.12 : Présentation graphique en % des champs de la province triasique du tableau N° 6.3.
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CHAPITRE VI : INTERET ECONOMIQUE DE LA PROVINCE TRIASIQUE 2015
On remarque dans la figure (6.12) que la production en huile du champ de Hassi Messaoud est équivalente à presque les trois quarts de la production de la province triasique, alors qu'à Gassi Touil la production dépasse légèrement le dixième de production totale.
3787801; 26% réalisation total de la province triasique(m3) 10709411; réalisation total d'autre 74% champs(m3)
Figure 6.13 : Présentation graphique en % de tous les champs du tableau N° 3.
Dans le graphique de la figure (6.13) on peut dire que la production en huile de la province triasique occupe environ les trois quarts de la production total des réservoirs de la plate-forme saharienne.
4. APERÇU SUR LA PRODUCTION DANS LE CHAMP GASSI TOUIL D'après les données disponibles, la production en huile du champ de Gassi Touil a marquée une importante chute depuis 1967 (Figure 6.14), de même pour la pression statique. Une augmentation importante de la production est observé au début du développement du champs (1963-1967).
60,00 50,00 40,00 production en huile 30,00 (m3.100000) 20,00 pression statique(kg/cm2.10) 10,00 0,00 19631967197119751979198319871991199519992003
Figure 6.14 : Présentation graphique de la production en huile vs pression statique.
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CHAPITRE VI : INTERET ECONOMIQUE DE LA PROVINCE TRIASIQUE 2015
A titre d'exemple, la production enregistrée le 30 mai 2005 sur l'ensemble de 11 puits montre une grande hétérogénéité au niveau du TAGI (Figure 6.15). Ceci confirme l'hétérogénéité des paramètres pétrophysiques évoqués dans le chapitre 5.
Production journalière (30/05/2005)
65 64,31 60 55 50 45 40 39,58 35 30 31,66 28,69 27,89 25 20 18,8 19,79 15 13,85 14,84 10 7,37 5 4,26 0 GT12bis GT13 GT17 GT24 GT26 GT27 GT39 GT44 GT46 GT48 GT51
Figure 6.15 : Graphe montrant l’hétérogéniété de la production du TAGI à Gassi Touil
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CONCLUSION GENERALE 2015
Les principaux résultats de cette étude apportent d’une part une précision sur la qualité du réservoir étudié et d’autre part sur l’intérêt économique que présente ce niveau dans la province triasique.
Sur le plan géologique nous avons mis en évidence le contexte structural, lithostratigraphique et pétrolier de l’ensemble de la province triasique en général avec concentration sur le Trias argilo- gréseux inférieur (TAGI) à Gassi Touil comme cas d’étude.
Sur le plan pétrophysique on essayé de caractérisé le TAGI d’une façon détaillée en précisant la qualité de chacun des ses ensembles constitutifs E1, E2 et E3.
L’ensemble supérieur E1 est de nature essentiellement argilo-gréseux. Son épaisseur moyenne est de 36 m et la hauteur utile moyenne y est de 4 m, soit 11% de la hauteur totale.
En tant que réservoir, cet ensemble est donc très médiocre et les bancs gréseux rencontrés dans les puits ne sont pas directement corrélables.
L’ensemble médian E2 et l’ensemble inferieur E3 sont assez semblables en ce qui concerne leurs caractéristiques réservoirs avec cependant une hétérogénéité plus faible pour E3 que pour E2. Leurs hauteurs totales moyennes sont de 28 m pour E2 et 29 m pour E3.
Leurs hauteurs utiles sont respectivement de 10 m et 8 m soit 36 et 28 % des hauteurs totales. Les faciès y sont le plus souvent gréseux ou gréso-argileux avec des intercalations argileuses discontinues d’extension généralement assez faible.
Sur le plan économique, nous avons essayé de montrer l’intérêt que porte la province triasique en présentant des statistiques de production malgré la rareté de ces données vu leur confidentialité.
A la fin de cette conclusion, nous nous permettons de formuler les recommandations suivantes :
- Une étude diagénétique du TAGI à Gassi Touil semble nécessaire pour mettre en évidence les types de ciments des niveaux gréseux producteur, afin d’améliorer la qualité de ce réservoir avec les techniques appropriées. - Pour l’amélioration de la récupération secondaire, nous proposons l’injection d’eau au lieu du gaz au niveau des puits injecteurs. - Pour augmenter la pression statique et par conséquence le niveau de la production, il est préférable de diminuer les diamètres des tubings dans les puits producteur.
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LOGS DES PUITS PRESENTANT DES ANOMALIES PETROPHYSIQUES
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