Établissement des électrofaciès aux puits à partir des diagraphies
4. Discussion des résultats
Il faut d'abord établir clairement la correspondance entre les résultats supervisés en 5 classes et les résultats non supervisés en 6 et 9 classes (Table 1.12) obtenus sur tout le réservoir. Les lithologies non réservoirs (argile, charbon et sable très argileux) ont une équivalence directe parmi les trois approches. Par contre, la classe 3 de l’approche supervisée est divisée en deux dans les approches non supervisées : classes 4 (principalement) et 5. La classe 5 (sable propre) de l'approche supervisée correspond aux classes 5 et 6 (principalement) de CnS 6 classes et aux classes 5, 6, 7, 8 et 9 de CnS 9 classes (Figure 1.30).
Géologiquement, la classe 5 des approches non supervisées est une lithologie de transition entre les classes 4 et 6. Il s'agit d'un sable très peu argileux de qualité presque similaire à la classe 6, mais avec une perméabilité plus faible. Par ailleurs, la division du sable propre en deux classes (5 et 6) dans CnS 6 et en cinq classes (5, 6, 7, 8 et 9) dans CnS 9 correspond aux différences dans la distribution interne des pores et des grains de la roche qui réduisent ou augmentent la connectivité entre pores et la capacité d’écoulement des fluides. Cette distribution interne des pores et des grains est quantifiée principalement par la saturation en eau et la perméabilité, indicatrices de la capacité d’écoulement.
Les mêmes raisons peuvent être invoquées pour la subdivision de la classe 4 de l'approche supervisée en 2 classes dans CnS 6 et CnS 9.
Pour observer de façon plus précise la discrimination des fluides, une approche non supervisée a été réalisée sur l'intervalle G, là où se trouve le contact eau-huile dans sa partie inférieure (Figure 1.36 et Figure 1.37). La performance du résultat est
très élevée : les 4 variables considérées sont capables de discriminer les faciès de type sable réservoir en fonction du contenu en fluide (classes 1, 2 et 4) au dessus et au dessous du contact eau-huile. L’introduction de l'impédance acoustique comme variable a pour but de permettre l'utilisation ultérieure de cette base en électrofaciès pour interpréter les données sismiques.
Table 1.12 : Équivalence de classes entre les électrofaciès supervisés à 5 classes et non supervisés en 6 et 9 classes sur tout le réservoir.
La Figure 1.38 montre une section stratigraphique habillée en électrofaciès obtenus par approche supervisée en 5 classes (sur tout le réservoir) dans le sens SO-NE (presque perpendiculaire à la direction générale de sédimentation), où on observe la variabilité latérale des différentes unités du membre Morichal. Les unités A, B1, B2 et E ont une grande variabilité latérale parce qu'elles correspondent à des environnements deltaïques et sont constituées de corps sableux très argileux et de peu de continuité verticale et horizontale, spécialement pour A et B1. Par contre les intervalles prospectifs C, F et G sont des corps sableux très continus, mais avec quelques intervalles argileux qui font barrière à l’écoulement. On peut voir aussi qu’au niveau de l'unité C le plus grand développement des chenaux est dans le centre de la section (puits L, M, N, et O).
La Figure 1.39 montre une section stratigraphique NO-SE, presque parallèle à la direction générale de sédimentation. À la différence de la Figure 1.38, les corps sableux sont ici très continus, comme on peut s’y attendre du fait que la direction de dépôt est N-S, spécialement dans les intervalles de sables massifs C et G.
L’analyse des résultats montre que les intervalles A, B1 et D sont de mauvaise qualité, que B2 (sauf pour puits A) et E sont de qualité intermédiaire, et que C, F et G sont composés d’excellentes roches réservoir. Cette interprétation coïncide avec la description donnée ultérieurement dans la section 3.1.1. En analysant aussi les résultats du point de vue pétrophysique, l’intervalle G, qui est le plus fluvial, est très propre avec des fortes valeurs de perméabilité. C est le deuxième en qualité de roche car représentatif d'un environnement de chenaux distributaires. Par contre B2, E, et F ont des environnements plus argileux (marais, plaine deltaïque, etc.). On s’attendra donc à discriminer mieux les fluides dans les intervalles C et G où les sables sont plus homogènes. Les subdivisions internes dans les intervalles C et G, ainsi que B2, E et F, jouent un rôle très important dans l'écoulement des fluides car
les intervalles de mauvaise qualité de roche sont des barrières à l’écoulement, spécialement à cause du caractère lourd de l’huile de Jobo, qui requiert de fortes perméabilités pour couler.
Figure 1.38 : Section stratigraphique des électrofaciès supervisés à 5 classes, orientée SO-NE.
Figure 1.39 : Section stratigraphique des électrofaciès supervisés à 5 classes, orientée NO-SE.
En ce qui concerne la méthodologie IFP des électrofaciès, la sélection des variables est un aspect clé pour trouver une meilleure séparation entre classes. On doit donc éviter d'utiliser des variables avec plusieurs ordres de magnitude (comme la résistivité et la perméabilité). Sinon, il est nécessaire de faire une transformation des variables au travers d'une fonction comme par exemple le logarithme.
Le nombre de classes (ou électrofaciès) est un autre point important. Celui-ci dépend des données, de l’information disponible, et du niveau de détail voulu dans le modèle. Dans notre cas, l'approche non supervisée en 9 classes donne des détails très précis sur les faciès réservoir, car il existe une description de carotte avec seulement six faciès (cinq utiles). On a donc trouvé quatre classes de plus qui améliorent la résolution de la description de carotte avec la subdivision des sables propres et très propres en sous-catégories plus précises. Ce résultat montre le grand avantage de la combinaison des approches supervisée et non supervisée. La première définit la distribution des faciès connus et la deuxième donne les catégories inconnues (faciès non carottés) et/ou divise les catégories connues pour améliorer la description des hétérogénéités du réservoir. Cette capacité de description rend la méthodologie utilisée très puissante et capable d’être appliquée quelque soit le contexte : exploration ou caractérisation de réservoir.
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