| Type de document | Thèse |
| Langue | fre |
| Titre | Caracterisation géologique et simulation du réservoir d\'hydrocarbure TAGI-HBNS-gisement hassi sud -à l\'aide de méthodes géostatiques [ressource textuelle, sauf manuscrits] |
| Auteur(s) | Souadnia, Sabrina Mezghache, Hamid (Directeur de thèse) Université Badji Mokhtar (Editeur (scientifique)) |
| Adresse bib. | [s.l] : [s.n],2009 |
| Collation | 87 f. : fig.,tab. ; 30 cm |
| Notes | bibliogr.p.p.76-78. -Résumé en arab , anglais. |
| Notes de thèse | Magister : Annaba : Université Badji Mokhtar : 2009 |
| Indexation libre | hydrocarbure TAGI-HBNS hassi sud -gisement Le bassin de Berkine . |
| Résumé | Le Sahara algérien est riche en pétrole avec ses trois provinces pétrolifères comportant chacune plusieurs bassins dont celui de Hassi Berkine qui appartient à la province orientale. Le bassin de Berkine est situé à 200 Km au Sud Est de Hassi Massaoud. C’est un bassin intra-cratonique. Il est l’un des plus importants bassins producteurs d’hydrocarbures. Le bassin de Berkine fut affecté par le cycle orogénique hercynien. Ce dernier a permis, durant le Trias, des dépôts fluviatiles sur une surface érodée dite « discordance hercynienne ». Ce bassin renferme un certain nombre de champs parmi lesquels celui de Hassi Berkine Sud - HBNS auquel appartient le réservoir du Trias Argilo Gréseux Inférieur - TAGIHBNS objet de notre étude. Le réservoir TAGI-HBNS fut découvert en janvier 1995 par l’association SONATRACH-ANADARKO. Au total 61 puits ont été forés. L’épaisseur du réservoir TAGI-HBNS varie de 25m à 41m. Elle est en moyenne de 34m. Cette dernière est constituée d’un empilement vertical et latéral de séquences gréseuses de dépôt fluvial. Ces séquences présentent des caractéristiques pétrophysiques qui varient d’un point du gisement à un autre, Sa profondeur moyenne est d’environ 3000m. Le bassin comporte plusieurs accidents créant un ensemble de failles dont les principales sont des failles normales, orientées NE- SW. Les Tests au puits effectués avant la mise en production du champ HBNS, ont permis la mise en évidence de la très bonne connexion observée dans la partie principale du champ (Peffer et al, 2003). Des réponses de pression entre puits ont été observées sur des distances allant de 7 a 10km. Les diagraphies effectuées dans les puits ont permis de mesurer les paramètres pétrophysiques dans chaque intervalle de 0.15m. Au total 11763 mesures ont été effectuées au niveau de la couche réservoir. Les paramètres mesurés sont la perméabilité (K), la porosité (.), la saturation (Sw), le gamma Ray (GRCC), le Sonic (DTCC), la densité (RHCC) et le Neutron (TNPHCC). Les valeurs moyennes des paramètres pétro-physiques ont été calculées dans chacun des puits. Deux Analyses en Composantes Principales Normées – ACP - ont été effectuées: la première a été faite sur l’ensemble des mesures et la deuxième sur les valeurs moyennes calculées dans chaque puits. Pour chacune des ACP, les mêmes associations de paramètres ont été mises en évidence, Ces associations sont au nombre de trois. Les résultats des ACP ont permis de substituer la simulation de plusieurs paramètres pétrophysiques contrôlant la répartition des hydrocarbures par la simulation d’une seule variable qui est le facteur des individus F1 auquel sont associés la majorité des paramètres sus cités. C’est donc cette variable F1 qui a été choisie comme variable régionalisée pour les études géostatistiques. Les variogrammes xpérimentaux de surfaces à 2D et directionnels à 2D et 3D de cette nouvelle variable F1 ont été calculés et ajustés à l’aide de modèles théoriques. Le krigeage ordinaire et la simulation séquentielle gaussienne à 3D des données de F1 ont été effectués. Les zones les plus potentielles pour la production ont été déterminées: Il s’agit des zones gréseuses U1b, U1a, M1c, M1b et M1a. Les zones U3 et L sont moins importantes - Cela s’explique par le fait qu’elles soient relativement argileuses. Les zones U2 et M2 ne sont nullement potentielles : Ce sont des zones argileuses. Le krigeage ordinaire et la simulation séquentielle gaussienne à 2D de F1 calculé sur les valeurs moyennes des puits ont été effectués pour déterminer les secteurs potentiels sur toute l’épaisseur de ce réservoir. Deux principaux secteurs potentiels ont été localisés. Il est à noter qu’en plus des conclusions sus mentionnées, les résultats de la simulation géostatistique peuvent être utilisés pour la simulation dynamique du réservoir |
Souadnia, Sabrina
Caracterisation géologique et simulation du réservoir d\'hydrocarbure TAGI-HBNS-gisement hassi sud -à l\'aide de méthodes géostatiques [ressource textuelle, sauf manuscrits] / Sabrina Souadnia; Dir. Hamid Mezghache, Ed. Université Badji Mokhtar.-[s.l] : [s.n],2009.-87 f. : fig.,tab. ; 30 cm.
- bibliogr.p.p.76-78. -Résumé en arab , anglais.
Magister : Annaba : 2009
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Le Sahara algérien est riche en pétrole avec ses trois provinces pétrolifères comportant chacune plusieurs bassins dont celui de Hassi Berkine qui appartient à la province orientale. Le bassin de Berkine est situé à 200 Km au Sud Est de Hassi Massaoud. C’est un bassin intra-cratonique. Il est l’un des plus importants bassins producteurs d’hydrocarbures. Le bassin de Berkine fut affecté par le cycle orogénique hercynien. Ce dernier a permis, durant le Trias, des dépôts fluviatiles sur une surface érodée dite « discordance hercynienne ». Ce bassin renferme un certain nombre de champs parmi lesquels celui de Hassi Berkine Sud - HBNS auquel appartient le réservoir du Trias Argilo Gréseux Inférieur - TAGIHBNS objet de notre étude. Le réservoir TAGI-HBNS fut découvert en janvier 1995 par l’association SONATRACH-ANADARKO. Au total 61 puits ont été forés. L’épaisseur du réservoir TAGI-HBNS varie de 25m à 41m. Elle est en moyenne de 34m. Cette dernière est constituée d’un empilement vertical et latéral de séquences gréseuses de dépôt fluvial. Ces séquences présentent des caractéristiques pétrophysiques qui varient d’un point du gisement à un autre, Sa profondeur moyenne est d’environ 3000m. Le bassin comporte plusieurs accidents créant un ensemble de failles dont les principales sont des failles normales,
orientées NE- SW. Les Tests au puits effectués avant la mise en production du champ HBNS, ont permis la mise en évidence de la très bonne connexion observée dans la partie principale du champ (Peffer et al, 2003). Des réponses de pression entre puits ont été observées sur des distances allant de 7 a 10km. Les diagraphies effectuées dans les puits ont permis de mesurer les paramètres pétrophysiques dans chaque intervalle de 0.15m. Au total 11763 mesures ont été effectuées au niveau de la couche réservoir. Les paramètres mesurés sont la perméabilité (K), la porosité (.), la saturation (Sw), le gamma Ray (GRCC), le Sonic (DTCC), la densité (RHCC) et le Neutron (TNPHCC). Les valeurs moyennes des paramètres pétro-physiques ont été calculées dans chacun des puits. Deux Analyses en Composantes Principales Normées – ACP - ont été effectuées: la première a été faite sur l’ensemble des mesures et la deuxième sur les valeurs moyennes calculées dans chaque puits. Pour chacune des ACP, les mêmes associations de paramètres ont été mises en évidence, Ces associations sont au nombre de trois. Les résultats des ACP ont permis de substituer la simulation de plusieurs paramètres pétrophysiques contrôlant la répartition des hydrocarbures par la simulation d’une seule
variable qui est le facteur des individus F1 auquel sont associés la majorité des paramètres sus cités. C’est donc cette variable F1 qui a été choisie comme variable régionalisée pour les études géostatistiques. Les variogrammes xpérimentaux de surfaces à 2D et directionnels à 2D et 3D de cette nouvelle variable F1 ont été calculés et ajustés à l’aide de modèles théoriques. Le krigeage ordinaire et la simulation séquentielle gaussienne à 3D des données de F1 ont été effectués. Les zones les plus potentielles pour la production ont été déterminées: Il s’agit des zones gréseuses U1b, U1a, M1c, M1b et M1a. Les zones U3 et L sont moins importantes - Cela s’explique par le fait qu’elles soient relativement argileuses. Les zones U2 et M2 ne sont nullement potentielles : Ce sont des zones argileuses. Le krigeage ordinaire et la simulation séquentielle gaussienne à 2D de F1 calculé sur les valeurs moyennes des puits ont été effectués pour déterminer les secteurs potentiels sur toute l’épaisseur de ce réservoir. Deux principaux secteurs potentiels ont été localisés. Il est à noter qu’en plus des conclusions sus mentionnées, les résultats de la simulation géostatistique peuvent être utilisés pour la simulation dynamique du réservoir