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UNIVERSITE DE
KINSHASA
FACULTE DE PETROLE ET DE GAZ
BP. 127 Kinshasa XI
ETUDE DES MATERIAUX OBSERVES AU COURS DES PROSPECTIONS
DETAILLEES DES CHAMPS DE PETROLE ET DE GAZ
Directeur : Professeur TONDOZI
KETO
Dr. Ir. Géophysicien
Travail de fin de Cycle présenté en vue
de l'obtention de Titre de Gradué en Pétrole et Gaz.
NGULWE TUMAINI wa'RUSAATI
Année Académique
2011-2012
`Kanini ndaye unihira hyage' (Proverbe
vira-fuliiru)
(Quel que soit l'extrême degré de sa faiblesse,
l'on se sent toujours assez de force pour défendre son bien)
A mes parents
A toute ma famille
Et plus particulièrement Aux Rusaati
REMERCIEMENTS
Avant toute chose, mon plus grand devoir est de rendre
grâce à Dieu Tout Puissant, RULEMA, qui a permis,
en me prêtant son souffle de vie, que je termine ce travail de fin de
cycle.
Ce travail n'aurait pu arriver à son terme sans la
contribution de nombreuses personnes auxquelles je voudrais exprimer ici ma
profonde reconnaissance.
Mes remerciements s'adressent en premier lieu au Professeur Dr
Ir TONDOZI KETO, Son dévouement et toute son attention
particulière à notre formation nous font témoigner en lui
beaucoup de reconnaissance et de sympathie.
Aux professeurs, aux chefs de travaux et aux assistants, dont
les enseignements reçus ont permis de parfaire notre formation, je vous
dis merci.
Enfin, j'en arrive aux remerciements qui me tiennent
particulièrement à coeur, et pour cause, ceux que j'adresse
à ma famille. Je remercie donc mes parents pour l'amour, la confiance
qu'ils m'ont accordés, et pour leur soutien durant cette période
qui a été bien plus longue que prévue ! Ce travail vous
est donc dédié car votre contribution dans sa réussite est
sans aucun doute, la plus importante.
Je tiens à remercier du fond du coeur la famille
LUKUNDULA pour tous ses encadrements, ses conseils et ses
encouragements.
Je remercie également la famille
BUGALAGAJA pour tout ce qu'elle a pu faire pour moi.
Je remercie enfin mes frères et soeurs, Mr B. IMANI
wa'RUSAATI, Mr Dieudonné CUBAKA, Mr Aimé NGERU, Mr Kiza RUSAATI,
Mlle Madeleine BIIJA, Mlle Kerein TUMBA et Mr Samuel MUSHONIO pour avoir
accepté d'être parfois privé de certains de leurs droits
pour moi.
Je n'oublie pas le nerf de la guerre, je remercie : Mr
MATENDO K, Mr Laurent MUSA, Mr Patient KAMBALE, Mr Samuel KABWIKA, Mr Espoir
KAMULETE, Mr Serge KISADI et toute la grande famille BUGUMA
Etudiants pour son encadrement et son soutient.
Vous tous qui avez participé, de loin ou de
près, directement ou indirectement, à la réussite de
cette oeuvre, trouvez dans ces lignes l'expression de ma profonde gratitude.
A vous tous, je dis Merci.
Plan sommaire
I ère Partie : Les
Généralités
Chapitre. 1. Les champs de Pétrole et
de Gaz
Chapitre. 2. Les champs de Pétrole et
de Gaz : Prospections détaillées.
IIe Partie : Les Matériaux
Observés au cours des Prospections détaillés
Chapitre. 3. Les champs de Pétrole et
de Gaz : Les Matériaux observés.
Conclusion.
Références bibliographiques
Listes des figures
Figure 1. Piège :
anticlinal................................................................................6
Figure 2. Piège : par
faille.................................................................................6
Figure 3. Carte
Géologique..............................................................................12
Figure 4. Coupe
géologique.............................................................................13
Figure 5. Expérience 2D. L'offset x est la distance
entre source O et récepteur R.............16
Figure 6. Coupe sismique montrant des pièges par
failles..........................................17
Figure 7. Coupe sismique montrant un anticlinal et un
système de failles.......................18
Figure 8. Faille
inverse..................................................................................23
Figure 9. schema montrant comment determiner le contact
gaz-eau..............................25
Figure 10. Un
reservoir..................................................................................26
Figure 11
Reserves.......................................................................................29
Listes des tableaux.
Tableau 1. Classification des champs de pétrole et de
Gaz.........................................10
Introduction
Le pétrole est un continuum de molécules dont la
majorité sont des hydrocarbures. Ces hydrocarbures sont très
hétérogènes en termes de structures. (LAXADE,
2012). Il se forme à partir de
dépôts organiques enfouis. Sous l'effet de la température
et de la pression, ces dépôts - appelés
kérogènes - vont lentement se transformer en composés plus
simples, d'abord en huiles (à des températures entre
80-100°C) puis en gaz (entre 110-130°C).
Connu depuis la nuit des temps, le pétrole a d'abord
été utilisé pour le calfatage des embarcations, puis comme
lubrifiant et comme carburant d'éclairage (lampes à
pétrole, torches). Ce n'est qu'à partir de 1859 avec la
découverte d'un puits de pétrole en Pennsylvanie, que l'on
commence à rechercher le pétrole de manière industrielle.
(Le pétrole et ses impacts sur
l'environnement)
L'histoire de la prospection pétrolière est une
longue suite d'entreprises obéissant à certaines règles ou
à des modes, s'appuyant sur des techniques et des outils de plus en plus
performants mais toujours animés par une conviction profonde pour
traquer un objectif de mieux en mieux protégé et de plus en plus
rare ( A.PERRODON, 1985). Toujours en quête de
zones nouvelles, la recherche pétrolière à amener les
hommes à affronter des zones inhospitalières : désert
du moyen Orient et du Sahara, Toundra siberienne etc.
La prospection pétrolière commence par
l'identification des indices permettant de supposer où se trouve le
pétrole et en quelle quantité. Géologue et
géophysicien collaborent à cette enquête minutieuse
à fort enjeu économique qui commence à la surface de la
terre pour descendre dans le sous-sol. (Annexe 2)
S'il incombe aux équipes de prospection de trouver des
gisements, le rôle de celles qui sont chargées de la production
est d'en tirer la meilleure partie. (Encyclopédie
universalis). Pour en tirer la meilleure partie, celles-ci
doivent avoir plus des matériaux (informations) sur le gisement (champ)
à exploiter.
Notre travail porte donc sur l'étude des
différentes informations (matériaux) qui doivent être
déterminés au cours des prospections détaillées des
champs de pétrole et de gaz.
Pourquoi cette étude ?
Avant de mettre un gisement en exploitation (production),
on doit évaluer la rentabilité économique du projet, qui
dépend des coûts de production (Encarta
2009).
Ces informations étudiées dans notre travail
constituent un élément important qui permet l'évaluation
de la rentabilité du projet. Voilà ce qui justifie le choix et
l'intérêt de notre sujet. Nous allons donc montrer l'importance de
la connaissance de chaque information
Notre travail est subdivisé en deux parties. La
première partie, les généralités, dans laquelle
nous avons deux chapitres ; le premier chapitre porte sur le champ de
pétrole et de gaz ; le deuxième consacré à la
prospection des champs, essaie de développer les différentes
méthodes des prospections des champs de pétrole à
savoir : la prospection géologique, la prospection
géochimique et la prospection géophysique.
Enfin la deuxième partie comporte un chapitre,
consacrée à l'étude des matériaux observés
au cours des prospections. Dans ce chapitre nous analysons les
différents matériaux (informations) que les prospections doivent
mettre en évidence pour chaque champ de Pétrole et de Gaz et
donnons leur impact.
Ce manuscrit se termine par une conclusion qui donne un
résumé général de notre travail.
Première Partie :
LES GENERALITES
Chapitre I.
Les Champs de Pétrole
et de Gaz
I.1. Définition
Un champ de pétrole et de Gaz est un ensemble ou une
association de gisement de pétrole et de Gaz au sein d'un territoire
d'étendue locale. Ces territoires se distinguent par des traits
d'architecture et d'histoire de développement qui permettent de supposer
l'existence en leur sein des pièges capables d'accumuler du
pétrole et du Gaz et de les stocker ensuite. Il peut s'agir des
structures tectoniques, récifs enfouis, buttes-témoins, biseaux,
etc (ANONYME, 1983)
I.2. Les paramètres
d'un champ de pétrole et de Gaz
Un gisement pétrolier est une structure rocheuse
souterraine dans laquelle sont piégés des hydrocarbures. Ces
fluides sont stockés dans la porosité de roches réservoirs
et sont le fruit de la combinaison de plusieurs conditions géologiques
favorables (Marius, 2010)
Les principaux paramètres d'un champ de pétrole
et de Gaz dont il faut tenir compte sont la structure du champ et le type des
gisements. (ANONYME, 1983)
1. La structure du champ
Une structure est par définition, tout arrangement
relatif de composants. Lorsque ces composants sont des ensemble des roches
(couches, massifs éruptifs, etc.), on parle de structure tectonique
(FOUCAULT et RAOULT, 2005).
La structure tectonique du champ est le paramètre
essentiel dont on tient compte en premier lieu dans les prévisions de
champ de Pétrole et de Gaz ainsi que lors des prospections
géologiques et géophysiques. (ANONYME,
1983)
Chaque structure tectonique d'un champ se caractérise
par un ensemble particulier des pièges (ANONYME,
1983). Les pièges sont des formations géologiques,
imperméables qui arrêtent la progression de pétrole. Ils
sont formés au cours de l'orogenèse, où ces formations se
sont plissées, soulevées, déchirées et
disloquées. (Union Pétrolière)
Actuellement les géologues s'accordent à penser
que les meilleurs pièges à pétrole sont constitués
par les anticlinaux à grand rayon de courbure, les zones de failles
inverses, les discordances angulaires et dans certains cas les
diapirs. (BELLAIR et POMEROL, 1984 ; POMEROL et al,
2003 ; POMEROL et al, 2005)
a. Les plis anticlinaux
Les plis anticlinaux sont des plis dont le coeur est
occupé par les couches les plus anciennes. (POMEROL et al,
2003 ; POMEROL et al, 2005). Ces anticlinaux sont les
pièges à pétrole les plus caractéristiques et les
plus fréquents. (Union
Pétrolière...). Ils sont, de loin, les plus
nombreux et les plus importants. Ils constituent la grande majorité des
champs géants. (PERRODON, 1985). Dans les
années 20, la chasse aux anticlinaux demeure le principal, sinon le seul
fil directeur. (A.PERRODON, 1985)
Fig.1 : Piège : un anticlinal
b. Failles et charriages
Les failles sont des discontinuités dues à une
déformation cisaillant ; leur caractère fondamental est
d'introduire un décalage brutal des repères inclus dans la masse.
(GIDON, 1987)
Fig.2 : Piege : faille
Les failles sont des cassures accompagnées d'un
déplacement relatif des deux compartiments. (POMEROL et al,
2003 ; POMEROL et al, 2005). Dans les séries
pétrolières, elles sont fort importantes car elles permettent
à la fois la migration des hydrocarbures et la structuration des
pièges pétroliers. (Lexique)
c. Discordances
Les discordances sont des repos stratigraphiques d'une
formation sédimentaire sur un substratum plissé ou basculé
antérieurement par des effets tectoniques. (FAUCOULT
1985 ; FAUCOULT, 2005). Ces discordances sont à
l'origine de quelques-uns des plus grands champs du monde, au moins lorsqu'une
subsidence relativement importante succède à la transgression.
(PERRODON, 1985)
d. Diapir ou les dômes de sel
Le diapir est un type d'anticlinal dont l'enveloppe a
été percée par les couches les plus anciennes.
Actuellement ce terme est utilisé pour designer des plis à noyau
salifère, qui constituent un dôme de sel. (RAMADE,
2008).
Les dômes de sel sont donc des masses essentiellement
composées de sel gemme, d'anhydrite, de gypse, formant une sorte de
colonne débouchant ou non à la surface du sol, et qui se sont
formées par la montée par gravité de ces roches salines
plus légères que les couches qu'elles ont traversées.
(FAUCOULT, 1985 ; FAUCOULT, 2005). En
s'élevant à travers les terrains, les dômes de sel plissent
les couches qui les surmontent et permet l'accumulation de gisement d'huile ou
de gaz. (POMEROL et al 2003 ; POMEROL et al,
2005)
Les gisements associés directement à des
dômes de sel sont très rarement des géants, sauf dans le
cas de dômes soulevant des larges voutes, comme on l'observe, ou on le
suppose, pour un certain nombre des plus grands champs de la plate-forme
arabique. (PERRODON, 1985)
2. Types de gisements.
Nous distinguons deux grands types de gisements
(pièges) : structuraux et stratigraphiques. (ANONYME,
1983 ; FEUILLET-MIDRIER, 2002). Les pièges
structuraux sont crées par la déformation et les fracturations
que subit l'écorce terrestre. D'autre part les pièges sont dits
stratigraphiques quand une, au moins, de leurs fermetures latérales est
constituée par un changement de facies. (FEUILLET-MIDRIER,
2002). Mais il existe d'autres critères qui permettent de
les classer notamment, leur contenu en huile, gaz et condensat ; les
réservoirs naturels ; etc.
En tenant compte de leur contenu en huile, gaz et condensat,
les gisements peuvent être classés en 7 types de gisement
(ANONYME, 1983) à savoir :
- Gisements de pétrole peu saturés en
gaz ;
- Gisements de pétrole sous-saturés en
gaz ;
- Gisements de pétrole saturés en gaz,
- Gisements de pétrole à chapeau de gaz et
condensat ;
- Gisements à gaz avec condensat et anneau
d'huile ;
- Gisements à condensat ;
- Gisements à gaz seul.
En tenant compte du type de réservoirs naturels, on
a :
- Gisements tabulaires ;
- Gisements en amas ;
- Gisements par changement de faciès
(ABRIKOSSOV et GOUTMAN, 1986)
I.3. Zones d'accumulations
ou de stockage
On appelle zone d'accumulations ou zones de stockages, les
zones dans lesquelles les champs de pétrole et de gaz, étant
unifiés par un élément d'origine tectonique suffisamment
distincte, se groupent. (ANONYME, 1983).
Les champs constituants une zone d'accumulation se
caractérise par un type donné de pièges à
pétroles et à gaz
I.4. Classification des
champs de pétrole et de Gaz
Il existe plusieurs classifications des champs qui tiennent
plus ou moins compte de l'origine génétique et des
particularités morphologiques de la structure contrôlant le champ
et le groupe de piège à pétrole et à gaz
(ANONYME, 1983).
Considérant ces divers critères, la
classification des champs de pétrole et de gaz peut est
résumée dans le tableau 1.
Tableau 1.
Classification des champs de pétrole et de Gaz (ANONYME,
1983)
Chapitre II.
Les champs de
pétrole et de gaz : Prospections détaillées
La prospection est par définition une étude
systématique (d'un terrain ou d'une région) afin de
découvrir des gisements minéraux ou des richesses
(Encarta, 2009).
La prospection pétrolière, couvre l'ensemble des
techniques permettant la découverte des gisements de
pétrole. Elle a donc pour but la
découverte d'accumulations d'hydrocarbures liquides et gazeux
éventuellement solides, techniquement et économiquement
exploitables. (Encyclopédie)
La prospection pétrolière commence par
l'identification d'indices permettant de supposer où se trouve le
pétrole et en quelle quantité. Géologue et
géophysicien collaborent à cette enquête minutieuse
à fort enjeu économique qui commence à la surface de la
terre pour descendre vers le sous-sol. (Annexe 2)
Les géologues ont pour taches d'étudier la
géologie de grandes zones afin d'y définir les endroits
susceptibles de receler des accumulations d'hydrocarbures.
(FEUILLET-MIDRIER, 2002)
La première hypothèse qui marque
véritablement l'une des applications de la géologie dans la
prospection pétrolière est la recherche d'une corrélation
entre la forme anticlinale et la présence d'une accumulation de
pétrole. (A. PERRODON, 1985)
La géophysique est l'étude des profondeurs, son
objectif est de donner le maximum d'informations pour que les forages soient
entrepris ensuite avec le maximum de chance de succès.
(Annexe 2)
II. 1. Prospections Géologiques
La
prospection géologique étant, par définition,
l'étude d'un terrain afin d'en découvrir les gites
minéraux, elle est importante dans l'exploration
pétrolière. Son but est la recherche des terrains qui,
grâce à leurs structures géologiques, sont susceptibles
d'être de pièges à hydrocarbures.
(CHAPPELIER,)
Partant de l'observation de surface du sol, le
géologue dresse une première esquisse de la configuration du
sous-sol. Il s'appuiera pour cela sur des repérages aériens ou
par satellites, pour la localisation des structures éventuelles
(plissement, anticlinaux, failles) et imaginer leurs prolongements dans le
sous-sol. (BOY de la TOUR, 2004)
Dans
des nombreuses régions, les affleurements sont souvent de surface
réduite et il faudra bien prendre le temps de les observer dans leurs
totalités. (GIDON, 1987):
La
finalité de l'étude géologique d'une région ou d'un
terrain, c'est l'établissement de la carte géologique de la dite
région (ou du champ).
Carte géologique et structurale
Une carte géologique est une représentation sur
un fond topographique des terrains qui affleurent à la surface du sol ou
qui ne sont cachés que par une faible épaisseur de formation
superficielle récente (MOHAMED,
2000)
Elle est un document synthétique mais néanmoins
fécond qui fouille les informations relatives à la lithologie des
terrains, à leurs âges, à leurs déformations,
à leurs structures et à leur paléogéographie.
(SAFFACHE 2004). Sa réalisation est une des
tâches essentielles du géologue. (WARTITI et al,
2007)
Fig.3 : Carte géologique.
La carte géologique permet donc de reconstituer la
géométrie des formations géologiques ainsi que les
évolutions spatio-temporelles de leurs propriétés
(EL WARTITI et ZAHRAOUI, 2007). Une carte
géologique n'est utile que dans la mesure où elle permet de
comprendre la structure d'une région. (SAFFACHE,
2004)
La lecture d'une carte géologique, c'est-à-dire
la compréhension de la structure de la région qu'elle couvre, est
un exercice compliqué qui nécessite de prendre en compte un
nombre important de données. (SOREL et VERGELY,
1999)
L'examen de la disposition des terrains sur la carte permet
d'y localiser les plis, les failles et le chevauchement, mais ne peut donner
l'image précise de la structure des terrains en profondeur. La coupe
géologique est le moyen « classique » de
représenter cette structure, mais ne la visualise que sur une section
verticale et locale de la carte (SOREL et
VERGELY, 1999)
Une coupe géologique est par définition, une
représentation graphique de la section de terrain sur un plan
généralement vertical. (MOHAMED, 2000 ; FOUCAULT
et RAOULT, 2005). Elle représente des terrains
cachés en profondeur en n'en connaissant que la partie qui affleure.
(GIDON, 1987). ). Elle est donc une technique qui
permet de restituer les structures en profondeur à partir des cartes.
(SOREL et VERGELY, 1999)
Elle peut se construire à partir de la carte
géologique, complétée dans le cas favorable par d'autres
renseignements sur le sous-sol (sondage, géophysique)
(FOUCAULT et RAOULT, 2005)
Fig.4 :
coupe géologique.
La coupe géologique s'appuie sur une
part d'hypothèses et d'interprétations déduites,
logiquement des indications de la carte. Elle permet d'apprécier les
rapports qui lient le relief à sa structure sous-jacente.
(SAFFACHE, 2004)
Il est important de noter que la géologie de surface
n'est pas toujours praticable. C'est le cas en mer ou lorsqu'il n'y a pas des
roches à l'affleurement. On doit alors passer directement à
l'étape suivante : la géophysique. (BOY DE LA
TOUR, 2004)
II.2. Prospections Géophysiques
La prospection géophysique c'est la recherche par des
méthodes géophysiques (géophysiques appliquées) de
substances ou de structure du sous-sol utilisables par l'homme
(FOUCAULT et RAOULT, 2005). Elle est l'application
à l'étude du sous-sol de techniques dérivées de la
physique.
Le développement intensif des méthodes de
prospection géophysique et leur implication dans la pratique de
recherche de pétrole et de gaz constituent une des principales
caractéristiques du complexe moderne des travaux de prospection
détaillée de pétrole et de gaz. Dans les travaux de
prospection de pétrole et gaz, les méthodes de prospection
géophysiques sur le terrain sont principalement utilisées pour
l'étude de modelé tectonique des dépôts
stratifiés et l'appréciation de la composition matérielle
(lithologies) de ces litages. (ANONYME, 1983)
Les premières applications positives des techniques
géophysiques à la prospection pétrolière sont
réalisées en Europe centrale au cours des années
1912-1916. (A. PERROON, 1985)
Les méthodes géophysiques employées sont
les méthodes gravimétriques, magnétiques
(magnétométrique), sismiques, électriques et
électromagnétiques. Il est important de préciser qu'en
exploration pétrolière, seules les trois premières
méthodes sont les plus utilisées.
(Encyclopédie)
Si les deux premières méthodes ne sont
utilisées que marginalement, la sismique (sismique réflexion en
particulier) représente 90% des opérations géophysiques.
(FEUILLET-MIDRIER, 2002)
Les méthodes géophysiques sont
caractérisées par leur pouvoir de pénétration, leur
pouvoir de résolution (quelles sont les dimensions minimales des masses
rocheuses dont on peut estimer les propriétés ?), leur
spécificité (que peut-on dire sur la nature des roches
étudiées ?) et leur mode d'interprétation.
On est souvent amené dans la pratique à utiliser
plusieurs méthodes successivement car aucune n'est parfaite. L'emploi
de chacune des méthodes géophysiques consiste d'abord en missions
de terrain, puis en traitement de données et enfin en une
interprétation géologique des résultats ainsi obtenus.
(Encyclopédie)
1.
Etude gravimétrique
Comme la terre est hétérogène, il est
intéressant d'utiliser les variations de l'accélération de
pesanteur pour connaitre la structure et la nature du sous-sol.
(PARRIAUX, 2009). La prospection gravimétrique
se fonde sur l'étude des anomalies du champ de pesanteur à la
surface terrestre (plus précisément, de
l'accélération de la pesanteur) qui sont essentiellement dues
à une distribution inégale des masses dans le globe terrestre. La
localisation des zones structurales sur base de données
gravimétriques ne s'avère possible que grâce à
l'inégalité de densité de ces structures.
(ANONYME, 1983)
Le champ de gravitation subit l'influence non seulement de la
couverture sédimentaire et des particules de son arrangement mais
également celle de la profondeur du socle et de
l'hétérogénéité de composition de ce
dernier.
D'après les données de la gravimétrie, on
trace la carte du champ de gravitation en iso anomales. Sur les cartes
gravimétriques, on distingue les anomalies maximales et minimales de la
pesanteur et les zones aux gradients élevés correspondant sur les
cartes aux resserrements d'iso anomales.
Les zones de gradient élevé correspondent aux
contacts tectoniques ou sédimentaires de roches aux densités
différents. (ABRIKKOSSOV et GOUTMAN, 1986)
On peut y distingué des anomalies de dimensions
énormes s'étendant sur des centaines de milliers de
kilomètre carrés. Ces anomalies sont appelées
régionales. (ANONYME, 1983)
Sur un fond d'anomalies régionales on observe des
anomalies locales d'échelles, de configuration et d'intensité
différentes. La distinction des anomalies gravimétriques
régionales et locales étant dues à des causes
géologiques diverses n'est pas toujours facile et précise.
(ANONYME, 1983)
2.
Etude Magnétique (magnétométrique)
La méthode magnétométrique se base sur
l'étude des anomalies du champ magnétique. Ces anomalies puisent
leurs sources dans les propriétés magnétiques des
différentes roches de l'écorce terrestre.
La formation d'un champ anormal est dû à
l'hétérogénéité magnétique des roches
du socle cristallin, vu que l'assise sédimentaire ne comporte pas en
général en son sein de roches capables de perturber le champ
magnétique terrestre. Le champ magnétique est également
influencé par la pénétration dans l'assise
sédimentaire de corps intrusifs et effusifs de composition
essentiellement basique. (ABRIKOSSOV et GOUTMAN,
1986)
En géophysique, les anomalies observées sont
étudiées afin de déduire, à partir des observations
de surface, les modèles possibles de structure des sources qui
génèrent ces anomalies. Ces sources sont situées dans la
croûte terrestre. (DUBOIS et DIAMENT, 2005)
Les observations gravimétriques et magnétiques
sont utiles pour le tracé des schémas tectoniques de grandes
régions. (ABRIKOSSOV et GOUTMAN, 1986)
3.
Etude sismique
La méthode de prospection sismique occupe la
première place parmi les méthodes géophysiques en
matière de pouvoir de résolution, de la profondeur des
investigations et de la variété des problèmes
géologiques qu'elle permet de résoudre. (ABRIKOSSOV
et GOUTMAN, 1986).
C'est la méthode géophysique la plus
utilisée pour déterminer les structures du sous sol.
(MARIE,). Elle joue un rôle primordial dans le
complexe d'investigations géologiques et géophysiques à
toutes les étapes et stades des travaux de prospection
détaillée de pétrole et de gaz. (ANONYME,
1983).
Elle consiste à provoquer des ébranlements dans
le sous-sol et à observer en surface les ondes réfléchies
sur les couches géologiques ou réfractés le long de
certaines interfaces. (LAVERGNE, 1986)
L'objectif des méthodes de prospection sismique est de
déterminer le temps de parcours des ondes sismiques dans les roches.
L'enregistrement de ces réflexions en surface permet de construire une
image des couches traversées afin d'obtenir une image à une ou en
trois dimensions de l'enveloppe des pièges pétroliers et de leurs
architectures internes. (CSTJF total)
D'après la nature de la propagation, on distingue deux
types d'ondes, les ondes réfléchies et les ondes
réfractées. Suivant qu'on utilise l'un ou l'autre de ces types
ondes, il en découle deux méthodes principales de prospection
sismique, la méthode de réflexion et la méthode de
réfraction. (ANONYME, 1983)
a.
Méthode de réflexion
La sismique réflexion est une méthode de
prospection géophysique dans laquelle une source émet des ondes
élastiques qui pénètrent dans le sol s'y propagent et se
réfléchissent sur les interfaces séparant des milieux
différents où les vitesses des ondes varient suivant ces milieux
(par exemple, des couches géologiques) (DUBOIS et DIAMENT,
2005)
En d'autres termes, elle consiste à créer
artificiellement dans le sous-sol un ébranlement et à enregistrer
les réponses du milieu en différents récepteurs
situés en surface (Fig. 5). On obtient une bonne couverture du sous-sol
en répétant et déplaçant le dispositif le long du
terrain examiné. (IOOSS, 1998)
Fig.5 :
Expérience 2D. L'offset x est la distance entre source O et
récepteur R. (IOOSS, 1998)
D'après le temps d'arriver des ondes
réfléchies pour chaque récepteur, on peut alors tracer un
dromochronique, c'est-à-dire le temps d'arrivée en fonction de la
distance entre le géophone et la source (PARRIAUX,
2009), surfaces réfléchissantes
(discontinuités) et on calcule les valeurs approchées des
vitesses moyennes de propagation des ondes dans l'intervalle surface du
sol-surface réfléchissante. (ANONYME,
1983)
La propriété des ondes sismiques de
pénétrer plus ou moins profondément dans le sol,
dépend de la longueur d'onde du signal émis. Plus la longueur
d'onde est grande et plus la pénétration est importante.
(DUBOIS et DIAMENT, 2005)
La méthode des ondes réfléchies est le
principal procédé de prospection sismique, de découverte
et d'investigation détaillée des formes structurales de la
couverture sédimentaire que l'on peut raisonnablement supposer
productive en gaz. (ANONYME, 1983)
Dans l'étude de gisement, la sismique réflexion
est l'outil d'imagerie par excellence. Elle fournit une échographie du
sous-sol en deux ou trois dimensions. Elle permet de suivre latéralement
l'évolution de caractère d'une formation. (MARI et
al. 1998)
Fig.6.Coupe sismique montrant des pièges
par failles
Les progrès des méthodes géophysiques et
en particulier de la sismique réflexion, ont permis, principalement
après la deuxième guerre mondiale, de déceler
aisément les vastes structures susceptibles d'abriter des
réservoirs géants en dehors de toute indication de surface.
(PERRODON, 1985)
b.
Méthode de réfraction
La méthode de réfraction a été la
première technique utilisée dans la prospection
pétrolière. Durant les années 20, elle a obtenu un
succès pour la détection des dômes de sel dans le Gulf
Coast aux Etats-Unis et en Iran pour carter les structures de grande extension.
Dans les années 1950-1960, la méthode de réfraction a
été à l'origine de la découverte de certains
gisements pétroliers du Sahara.
L'emploi actuel de la sismique réfraction est
limité au génie civil et à l'hydrogéologie pour des
objectifs inferieurs à 300m. (MARI et al.
1998) (Fond rocheux sous un glissement de terrain,
épaisseur de la couche filtrante sur un aquifère, etc.)
(PARRIAUX, 2009)
En sismique réfraction, lorsqu'un front d'onde
rencontre une surface séparant deux milieux aux propriétés
physiques très différentes, une partie de l'énergie
revient en arrière (se réfléchit) dans le premier milieu,
une autre partie passe (se réfracte) dans le deuxième milieu
(POMEROL et al, 2003 ; POMEROL et al, 2005) sous
forme d'une onde dite passante. (ANONYME, 1983)
L'onde réfractée ne revient à l'endroit
d'explosion qu'à un point un peu plus éloigné de cet
endroit. D'après le temps que met l'onde réfracté pour
atteindre la surface (géophone), on détermine la profondeur de la
surface de réfraction et la vitesse frontière (vitesse
élevée avec laquelle une onde réfractée se propage
le long de la discontinuité) (ANONYME,
1983)
La réfraction nécessite uniquement la mesure des
temps d'arrivées des ondes qui arrivent en premier (ondes directes,
ondes réfractées) pour fournir un modèle
géologique. (MARIE et al. 1998)
La vitesse de propagation des ondes dans les roches s'accroit
en général avec la profondeur du gisement et crée ainsi
des conditions favorables à la distribution dans la coupe de terrains
sédimentaires et métamorphiques de surface de réfraction.
(ANONYME, 1983)
Fig.7. Coupe sismique montrant un
anticlinal et un système de failles
En recherche pétrolière, c'est la sismique
réflexion qui est essentiellement utilisée alors que dans les
travaux relevant de la géologie de l'ingénieur (construction de
routes, barrages, tunnels, hydrogéologie,...), on utilise le plus
souvent la sismique réfraction
(CHAPELLIER,...) qui, dans le domaine
pétrolier, reste très employée pour déterminer les
caractéristiques des couches superficielles et les paramètres de
la zone altérée (MARI et al, 1998)
La présence de gaz (et d'huile à moindre
degré) amène une diminution de la densité apparente
`d' du réservoir et de la vitesse de propagation
acoustique `v'. le contraste d'impédance acoustique
`z' ( zv*d) entre la zone à gaz et la couverture, ou la
zone à gaz ( ou huile) et l'aquifère, provoque des coefficients
de réflexion élevés qui donnent naissance à
différentes réflexions marquées que l'on appelle
bright-spot, flat-spot ou pull-down suivant le cas. (COSSE,
1988)
II.3. Prospections Géochimiques
La prospection géochimique consiste en la mesure du
contenu en un ou plusieurs éléments en traces des roches, des
sols, des sédiments de ruisseau, de la végétation, de
l'eau ou des gaz.
Le but de ces mesures est la mise en évidence
d'anomalies géochimiques, c'est-à-dire de concentrations
anormales en certains éléments contrastant nettement avec leur
environnement qui représente le fond géochimique.
Une anomalie peut être défini comme toute teneur
plus élevée ou plus basse que le fond géochimique.
(CHAUSSIER et MOER, 1992)
II.4. Forage
Il n'existe pas des moyens ou des techniques permettant
à partir de la surface de déceler avec certitude la
présence des hydrocarbures dans le sous-sol. (NGUYEN,
1993). Les géologues et les géophysiciens ayant
définis où et à quelle profondeur pourrait se trouver un
gisement d'hydrocarbure, arrive l'étape essentielle de la
prospection : le forage. (BAUQUIS et BAUQUIS,
2004). Ces forages pétroliers sont effectués afin
de confirmer cette présence possible et la nature des hydrocarbures
éventuellement contenus dans la roche réservoir.
(NGUYEN, 1993)
Le forage a donc pour objectif de créer une liaison
entre la surface et la formation cible, en forant les couches
géologiques sur des profondeurs pouvant atteindre une dizaine de
milliers de mètres.
Si les résultats du forage d'exploration (premier puits
foré dans la zone) se révèlent positifs, il s'agit ensuite
de délimiter le gisement découvert et d'en apprécier
l'intérêt en forant des puits supplémentaires.
Que le forage soit positif ou non, il procure au
géologue d'importantes informations sous forme des carottes, de
déblais et d'enregistrement électrique au fond du puits.
(FEUILLET-MIDRIER, 2002)
Conclusion
Au cours des cinquante dernières années, des
méthodes modernes de recherche géologique ont nettement
augmenté les chances de découvrir des nouveaux champs
pétrolifères.
Malgré ces techniques modernes et la haute
qualification des géologues et géophysiciens, la
découverte de gisements reste une activité très
incertaine. Les géologues et les géophysiciens disposent de
plusieurs outils pour identifier les zones potentielles de forage. La
géophysique, grâce aux techniques sismiques, est la
première à voir l'invisible, le réservoir (DUBOIS
et DIAMENT, 2005).
Elle révèle les pièges d'hydrocarbures
possibles, mais ne fournit habituellement pas d'indications directes de la
présence de ces hydrocarbures. Le forage est la seule façon
sûre de vérifier s'il y a bel et bien du pétrole et/ou du
gaz dans les structures (La Société royale du
Canada)
Aucune méthode ne garantit aujourd'hui le succès
même si les avancés techniques les plus récentes
réduisent sensiblement l'incertitude, et donc le risque inhérent
à la recherche pétrolière. (GERARD,
2000)
La technique de prospection géophysique présente
le domaine où les investissements de la prospection
(pétrolière essentiellement) sont les plus élevés
(plus de 80% des dépenses de prospections des compagnies
pétrolières (DUBOIS et DIAMENT,
2005).
Deuxième Partie :
Les matériaux observés au cours des
prospections.
Chapitre III.
Les Champs de Pétrole et de Gaz : les
matériaux observés.
Apres un bref commentaire, aux chapitres
précédents, sur le champ de pétrole et de gaz (les
paramètres, les zones d'accumulations, la classification) ainsi que sur
les différentes méthodes des prospections ; Ce chapitre est
consacré à l'examen des différents matériaux
(informations) qui doivent être établis au cours des
prospections.
Le but de ce chapitre est d'analyser ces différentes
informations et de montrer l'intérêt de leurs connaissances (leurs
impacts) en ce qui concerne les champs de pétrole et de gaz.
La prospection, comme définit
précédemment, est une étude systématique (d'un
terrain ou d'une région) afin de découvrir des gisements
minéraux ou des richesses.
Les matériaux, Selon LAROUSSE
(2009), est un ensemble d'informations utilisable pour une
recherche. Pour chaque champ (gisement) pétrolier, les prospections
doivent établir (ANONYME, 1983) :
- La taille et la forme du gisement, la disposition des
accidents tectoniques et leur amplitude ; pour les pièges
lithologiques et stratigraphiques, les limites du biseau, des variations
latérales et de la couverture de terrains perméables par des
dépôts imperméables ;
- Le critère d'appréciation de la
rentabilité des couches
- Le débit d'huile, de gaz et d'eau, les valeurs de la
pression de gisement initial, de la pression de saturation de l'huile par le
gaz, les facteurs gaz-huile, le coefficient de productivité des puits et
de leur variation dans le temps ;
- Les propriétés de l'huile, du gaz, du
condensat et de l'eau ainsi que la teneur en ces derniers des composés
associés ;
- La position hypsométrique des contacts eau-huile,
gaz-huile et leurs variations dans le temps ;
- Les conditions hydrogéologiques établissant la
liaison hydrodynamique entre les couches productives et les blocs tectoniques
et concrétisant ainsi le régime naturel du gisement ;
- Les réserves d'huiles, du gaz libre et
dissous ;
- Les conditions d'exploitation industrielle effective des
gisements.
Ces différents matériaux précités
aident à l'évaluation de la rentabilité d'un gisement.
Dans les lignes qui suivent, nous essayerons d'analyser quelques
matériaux (informations) et voir l'importance de leurs connaissances
dans la production des champs de pétrole et de gaz.
1. La forme et La taille du gisement.
Les formes de pièges (gisement) sont nombreuses. La
plus connue d'entre elles est l'anticlinal
(encyclopédie).
Pour chaque gisement, les espacements entre puits doivent
être choisis en fonction de la taille mais aussi en fonction de la
complexité de l'architecture géologique du champ
(ANONYME, 1983)
2. La disposition des accidents
tectoniques et leur amplitude.
Lorsque les roches sont soumises à des fortes
pressions, elles peuvent se déformer en se plissant (formation de
plis), ou en se cassant (formation de failles). (GAUDIN,
1997).
Une fracture est une discontinuité d'origine
mécanique et tectonique apparaissant dans les niveaux structuraux
supérieurs et moyens de la croûte terrestre. Le terme de fracture
englobe les diaclases, les fentes ou fractures d'extension et les failles.
Les différents types de fractures peuvent être
classés en fonction de leur échelle. La plus grande
échelle est représentée par les grandes failles
structurales. La petite échelle est représentée par les
fractures diffuses qui sont de l'ordre de quelques mètres ou dizaines de
mètres ; Enfin, l'échelle moyenne englobe les failles
sub-sismiques.
Les failles ont un impact important sur la productivité
du réservoir car elles peuvent créer des chemins
d'écoulement préférentiels au sein du gisement.
(VERSCHEURE, 2010)
Considérons une faille (Fig. 6), Si le plan de faille
surplombe le compartiment affaissé, la faille est dite inverse. Cette
faille inverse est importante lors d'un forage car elle nous permet de
recouper deux fois la même couche, dans ce cas elle est dite faille
additive.
Fig.8. faille inverse
La connaissance de cet accident tectonique et de son amplitude
influencera la position de l'implantation du forage.
3. Les faciès des couches
productives.
Chaque roche se présente sous un aspect particulier. On
appelle faciès l'ensemble des caractères lithologiques et
paléontologiques qui définissent un dépôt et
révèlent en même temps les conditions dans lesquelles il
s'est effectué.
L'étude de faciès et microfaciès des
roches sédimentaires est essentielle pour la détermination des
conditions de genèse de la roche et la reconstitution des paysages qui
ont servi de cadre à sa formation. (BELLAIR et POMEROL,
1984)
4. Propriétés de
roches-magasins (réservoirs)
Les caractéristiques pétro-physiques des roches
magasins (réservoirs) s'expriment fondamentalement en termes de
porosité et de perméabilité, dont les relations sont
complexes. (PERRODON, 1985) ainsi que la
saturation.
o La porosité
La porosité représente l'ensemble des vides (ou
pores) pouvant être occupé par un fluide liquide (eau,
pétrole ou gaz) (BANTON et BANGOY, 1997). Elle
détermine directement la quantité de pétrole pouvant
s'accumuler dans le réservoir.
La porosité correspond ainsi à la
capacité de stockage des fluides et notamment des hydrocarbures,
c'est-à-dire aux réserves en place. Elle peut ainsi se traduire
en termes de capital. (PERRODON, 1985).
Elle est obtenue soit à partir de mesures sur carottes,
soit à partir des diagraphies. (COSSE, 1988).
Mesures sur carottes
Où VP : volume des pores
utiles ;
VT : volume total ;
VS : volume de solide ;
: Porosité
Plus la porosité est grande, et plus le fluide
s'écoule facilement. Pour donner un ordre de grandeur, on parlera de
porosité faible si < 5% et excellente si > 30%.
(MOUMAS, 2003)
o La perméabilité
La perméabilité d'une roche caractérise
son aptitude à laisser s'écouler un fluide à travers
elles. (BANTON et BANGOY, 1997). Elle commande le
débit d'un puits, ou sa capacité de production : elle
correspond ainsi à une notion de revenu. (PERRODON,
1985)
Dans certains cas, on a pu établir une
corrélation pour un sédiment donné entre la
porosité et perméabilité. On cherche à
écrire une relation du type (COSSE,
1988):
Log K a + b
Où
K : Perméabilité
: Porosité
A et b sont des constantes
o Saturation
Outre le volume, La porosité, la
perméabilité et les différents fluides que renferme le
réservoir, le taux de saturation est aussi l'une des qualités
qui conditionnent le rendement potentiel d'un réservoir, qu'il soit
aquifère ou pétrolier. (CHAPPELIR,)
5. La position hypsométrique des
contacts eau-huile, gaz-huile.
Au sein des réservoirs, les fluides se disposent en
couches, du plus léger au plus lourd : le gaz au dessus de l'huile,
elle-même au dessus de l'eau. (FEUILLET-MIDRIER,
2002)
La grande différence entre les densités du gaz
et de l'eau, du gaz et de l'huile permet de façon sure et sans grands
frais de déterminer par calcul la hauteur des contacts gaz-eau et
gaz-huile. Il faut pour cela mesurer avec précision la pression de
couche au sein du gisement et au-delà de ses contours, et de
déterminer avec précision la densité du gaz, de l'eau et
de l'huile dans les conditions du gisement.
Fig.9. schema montrant comment determiner le contact
gaz-eau
Pour le calcul de la hauteur du conta ct gaz-eau, il faut
avoir deux puits dont l'un atteint le gisement de gaz et l'autre l'eau. (Fig.
9) Les résultats des mesures des pressions de couche et de la
densité sont placés dans la formule. (ANONYME,
1983)
Où
- hg est l'excès de cote du point
de mesure de la pression de couche du gaz dans le puits de gaz au dessus de la
cote du contact gaz-eau en mètre ;
- hge, la différence entre la
hauteur des points de mesure de la pression de couche pg et
de l'eau pe en mètre ;
- pe et pg : pression de couche
respectivement de l'eau et du gaz au point de mesure en kgf.cm-2
- e et g : densités dans les
conditions du gisement respectivement de l'eau et du gaz en g.cm3
6. Le débit d'huile, de gaz et
d'eau,
Le débit d'une couche est donné par la loi de
darcy et elle est fonction d'un certain nombre des paramètres,
notamment :
· La pression différentielle (PG-Pf),
· La longueur h de la couche interceptée par le
puits,
· La perméabilité effective de la
formation,
· La viscosité ì du fluide,
· Du facteur volumétrique (Bo, Bg),
· Du rayon de drainage et du diamètre du puits,
· De l'endommagement de la couche (skin).
Considérons une couche (un réservoir) qui est
traversée par un puits.
Fig.10 réservoir
Le débit pour l'huile
Débit pour le gaz
 
Où
h : hauteur impregnée
Q : debit de la couche
k : permeabilité
S : skin indiquant l'endommagement du reservoir
PG : préssion du gisement
Pf : pression au fond du puits
u : viscosité du fluide
R : rayon du puits
B : facteur volumetrique du formation
Ln R/a en général compris entre 7,4 et 7,8 (R 250
m et a 15 cm)
7. Les valeurs de la pression de gisement
initial,
Grâce à la pression régnant dans le
gisement lui-même, le pétrole est expulsé de la roche.
(GERARD, 2000). Ainsi sous l'effet de la
différence de pression, les hydrocarbures vont se diriger vers le puits
et remonter à la surface (récupération primaire). Au bout
d'un certain temps, la pression du gisement diminue et la différence de
pression ne suffit plus à la remonter. (BENAVIDES,
2012)
On passe alors à la récupération
secondaire ou IOR (Improved Oil Recovery). On injecte de l'eau ou du gaz
à la base du gisement pour balayer le plus de surface possible et
pousser l'huile vers les puits de production tout en maintenant la pression
dans le réservoir. (BENAVIDES, 2012)
On apprécie les ressources énergétiques
de la couche en fonction des variations de la pression de gisement.
Habituellement plus grande est la pression initiale du gisement, plus
importantes sont ses ressources énergétiques.
(ABRIKOSSOV et GOUTMAN. 1986)
8. La pression de saturation de l'huile
par le gaz,
La pression de saturation est la pression en dessous de
laquelle le gaz, préalablement dissout dans l'huile, commence à
se libérer de la solution huile-gaz pour former une superposition
gaz-huile. Cette pression est important dans l'évaluation du gisement.
(DAKE, 1978)
9. Le coefficient (ou indice) de
productivité des puits (IP) et de leur variation dans le
temps ;
Une information essentielle pour évaluer la valeur du
puits est le potentiel de production du puits. Celui-ci est obtenu grâce
à des essais de puits, qui consistent à mesurer les débits
et les pressions des fluides en surface ou au fond du puits. Plus exactement on
définit l'indice de productivité IP du puits comme le rapport du
débit total du puits Q par la différence entre la pression
moyenne p dans le réservoir et la pression au point de soutirage
PWf :
L'IP d'un puits varie théoriquement de 0 pour un puits
non producteur jusqu'à l'infini pour un puits aux
caractéristiques idéalement bonnes. Pour donner un ordre de
grandeur, on peut dire qu'un puits à huile très médiocre a
un IP variant autour de 1 m3/j/bar, alors qu'un bon puits aura un IP
supérieur à 10, voire 100 ou 1000 m3/j/bar.
(MOUMAS, 2003)
10. Les
propriétés de l'huile, du gaz, du condensat et de l'eau ainsi que
la teneur en ces derniers des composés associés
Tous les pétroles ne possèdent pas les
mêmes propriétés chimiques. Il est possible de distinguer
les différents types de pétrole selon leur densité
(mesurée en degrés API), leur viscosité, leur teneur en
soufre et autres impuretés (vanadium, mercure et sels). Ces
caractéristiques permettent de préciser la qualité d'un
pétrole. (MICHEL, 2008)
Les principaux caractéristiques physiques des bruts
sont : la densité, la viscosité, la solubilité.
(PERRODON, 1985)
a) La densité d'un brut est le reflet de sa composition
chimique.
b) La viscosité, qualité inverse de la
fluidité, est la propriété d'un brut de s'écouler.
Elle dépend de la composition chimique ; elle augmente notamment
avec le pourcentage de constituants lourds et par conséquent avec la
densité du brut ;
c) La solubilité des hydrocarbures est la
propriété qu'ont ces derniers de se dissoudre
réciproquement les uns dans les autres.
Les bruts peuvent être classés selon leur
densité car la valeur économique est essentiellement liée
à cette caractérisation. On distingue ainsi les bruts
légers, les bruts moyens (sont les plus chers car ce sont eux qui
donnent la plus grande portion de carburants), les bruts lourds.
(BAUQUIS et BAUQUIS. 2004)
11. Les
réserves d'huiles, du gaz libre et dissous
Il existe de nombreuses définitions des réserves
d'hydrocarbures. En premier lieu, il faut noter que le terme réserve
désigne un concept de nature technico-économique plutôt
que géologique. (LEPEZ, 2002). Ainsi, de
manière générale, on appelle réserves, les volumes
récupérables que l'on estime pouvoir produire (réserves
volumes en place × taux de récupération).
(Cossé, 1988)
Mc Kelvey en 1972 et Brobst et Pratt en 1973 ont
définis les réserves d'énergies fossiles comme
étant les accumulations identifiées qui peuvent être
extraites de façon rentable avec les techniques d'aujourd'hui et sous
les conditions économiques actuelles. (LEPEZ,
2002)
A l'échelle du gisement, la quantité des
réserves en hydrocarbures apparait comme le produit de plusieurs
facteurs :
- Une probabilité de présence des hydrocarbures
(l'existence d'un piège et d'une roche mère ne garantit en effet
pas la présence des hydrocarbures) ;
- Des indications géologique comme la porosité,
la saturation en hydrocarbures et le volume de roche réservoirs qui
permettent d'évaluer le volume des hydrocarbures en place ;
- Un indicateur de taux de récupération
escompté (LEPEZ, 2002)
La valeur commerciale d'un champ est en premier lieu fonction
de ses réserves en pétrole et en gaz : réserves
actives (géologique) et récupérables.
(ANONYME, 1983)
Fig.11 Réserves (Total)
Conclusion.
Le présent travail a porté sur l'étude
des matériaux (informations) observés au cours des prospections
détaillées des champs de pétrole et de Gaz.
Le but de cette étude était de voir l'impact de
ces matériaux sur la productivité d'un champ et surtout, sur la
prise de décision de mise en production de ce champ.
Dans les lignes précédentes, nous avons
examiné chaque information et cela conduit à les grouper en trois
catégories selon leur impact sur tel ou tel autre paramètre du
champ:
Le premier groupe est constitué des matériaux
(informations) qui ont un impact sur la formation du gisement. C'est notamment
le cas de la forme du gisement, des propriétés des
roches-magasins, des facies des couches,
Le deuxième groupe est formé des
matériaux qui ont un impact sur le forage. Nous énumérons
la taille du gisement, les accidents tectoniques, position des contacts
eau-huile, gaz-huile ;
Enfin, le troisième est composé des
matériaux qui ont un impact lors de la production (exploitation) du
gisement, nous pouvons citer, les propriétés de roches-magasins,
le débit d'huile, de gaz et de l'eau, la pression du gisement initial,
la pression de saturation de l'huile par le gaz, le coefficient de
productivité.
Ces trois groupes constituent un élément
important grâce auquel on peut estimer les réserves des champs.
Selon Mc Kelvey en 1972 et Brobst et Pratt en 1973, les
réserves d'énergies fossiles sont des accumulations
identifiées qui peuvent être extraites de façon rentable
avec les techniques d'aujourd'hui et sous les conditions économiques
actuelles.
Pour enfin arriver à la détermination des
réserves, éléments importants lors de la prise de
décision de mise en production de champs découverts, le
prospecteur doit étudier avec attention touts les matériaux du
champ comme développé dans ce travail.
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Revues des ingénieurs-Novembre/Décembre 2000,
www.mines-energie.org/Dossiers/Petr2000_11.pdf
5. La carte géologique d'hier à
aujourd'hui. Géochronique No 96, 2005.
www.brgm.fr/brgm/GEO/ficher/carte_géol_géochron.pdf
6. MARI J-L, sismique de puits,
Université de Lausanne.
http://www-ig.unil.ch/cours/pdf/doc_sis/Cours%20PDF2.pdf
7. Université Libre de Bruxelles, Faculté des
Sciences, Lexique Géologie Hydrocarbures - Effet de
Serre
www.ulb.ac.be/sciences/dste/sediment/.../Lexique.
HC. Serre.pdf
8. Sylvain Gaudin (1997), Quelques
éléments de géologie
www.le.mago.pagesperso-orange.fr/Compteurs/Compteur3.html
9. La Société royale du Canada `Rapport
du groupe d'experts sur des questions scientifiques reliées aux
activités pétrolières et gazières au large des
côtes de la Colombie-Britannique
www.
rsc-src.ca/sites/default/files/pdf/executive_summaryFR.pdf
10. Le pétrole et ses impacts sur
l'environnement
energiecitoyenne.free.fr/pdf/Etudes.../Pétrole,%20mon%20coeur.pdf
Table des matières.
Introduction
1
Première
Partie :
LES GENERALITES
9
Chapitre I.
Les Champs de Pétrole et de Gaz
10
I.1. Définition
10
I.2. Les paramètres d'un champ de
pétrole et de Gaz
10
1.
la structure du champ
10
a.
les plis anticlinaux
10
b.
failles et charriages
11
c.
discordances
Erreur ! Signet non
défini.
d.
Diapir ou les dômes de sel
12
2.
Types de gisements.
12
I.3. Zones d'accumulations ou de stockage
13
I.4. Classification des champs de pétrole et
de Gaz
13
Chapitre II.
Les champs de pétrole et de
gaz : Prospections détaillées
16
II. 1. Prospections Géologiques
16
_Toc343625126
II.2. Prospections Géophysiques
18
1.
Etude gravimétrique
19
2.
Etude Magnétique
(magnétométrique)
20
3.
Etude sismique
20
a.
Méthode de réflexion
21
b.
Méthode de réfraction
22
II.3. Prospections Géochimiques
24
II.4. Forage
24
Deuxième
Partie :
Les matériaux observés au
cours des prospections.
26
Chapitre III.
Les Champs de Pétrole et de
Gaz : les matériaux observés.
27
1.
la forme et La taille du gisement.
28
2.
la disposition des accidents tectoniques et leur
amplitude.
28
3.
les faciès des couches productives.
29
4.
propriétés de roches-magasins
(réservoirs) et limites inferieurs des propriétés de
roches magasins.
29
5.
La position hypsométrique des contacts
eau-huile, gaz-huile.
30
6.
Le débit d'huile, de gaz et d'eau,
31
7.
les valeurs de la pression de gisement initial,
32
8.
la pression de saturation de l'huile par le gaz, les
facteurs gaz-huile,
32
9.
le coefficient (ou indice) de productivité des
puits (IP)
32
10.
Les propriétés de l'huile, du gaz, du
condensat et de l'eau ainsi que la teneur en ces derniers des composés
associés
33
11.
l'épaisseur effective de la couche productive.
Erreur ! Signet non
défini.
12.
Les réserves d'huiles, du gaz libre et dissous
33
Conclusion.
35
Références
bibliographiques.
36
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