Modélisation des variogrammes

Les variogrammes de chaque faciès ont été calculés horizontalement selon une direction similaire aux MPV (N55 et N125 pour les directions minimale et maximale d'anisotropie respectivement) (Figure 6.16), et pour la direction verticale. Pour faciliter la visualisation de la figure, les variogrammes horizontaux de seulement quatre faciès sont montrés (argile, sable argileux, sable et sable propre). Le variogramme du faciès du charbon est similaire à celui de l'argile.

Le modèle de covariogramme choisi est exponentiel de la forme :

(6.8) où est le vecteur entre échantillons, et hx, hy et hz sont les composantes de ce vecteur suivant les directions x, y et z respectivement. Cx, Cy et Cz sont les composantes de la fonction de covariogramme C suivant les directions x, y et z respectivement.

La Table 6.1 montre les valeurs des portées des variogrammes des faciès pour les deux gaussiennes pour chaque séquence. La courte portée de la gaussienne 1 par rapport à la gaussienne 2 dans la séquence A-B est due à l’argilosité de celle-ci qui donne des chenaux sableux de faible continuité. Dans les autres séquences les gaussiennes sont similaires horizontalement car les zones de plaine d’inondation entre les chenaux ont la même extension que ceux-ci, mais la proportion des sables y est supérieure à celle de la séquence A-B.

Gaussienne 1 Gaussienne 2 Séquence

N125 N55 Vert. N125 N55 Vert.

A-B 350 250 9 2000 1000 6

C 1400 700 30 1400 700 15

D-E 1000 500 30 1000 600 15

F-G 1500 700 30 1000 700 20

Table 6.1 : Portées (m) des variogrammes des faciès pour les quatre séquences du réservoir.

Figure 6.16 : Variogrammes horizontaux expérimentaux pour la simulation plurigaussienne des faciès de la séquence F-G, direction N55.

2.6. Simulation plurigaussienne

A partir de l’ensemble des paramètres ajustés précédemment, une simulation du réservoir a été réalisée dans le domaine stratigraphique, puis a été replacée dans le maillage structural. Les figures à venir sont toutes représentées dans ce repère structural. La Figure 6.17 montre deux niveaux ou couches, au toit de la séquence (Figure 6.17a) et à l'intérieur de B2 (Figure 6.17b). Le premier niveau est constitué principalement d’argile et de sable argileux car il s’agit de la surface d'inondation maximale du toit du réservoir Morichal. Le niveau dans B2 présente une grande hétérogénéité de faciès, avec les chenaux (faciès sableux) localisés au centre selon

une orientation SE-NO. Les faciès argileux et le charbon sont développés dans le sud-ouest et l'est du champ, comme attendu.

La Figure 6.18 montre la simulation des faciès pour la séquence C, où on observe plus clairement la séparation entre zone de chenaux au centre du champ et zone de plaine d’inondation au sud-ouest et à l'est dans le niveau supérieur de C (Figure 6.18a). Dans les niveaux médians (Figure 6.18b) et inférieurs les chenaux couvrent la zone sud-ouest et de façon intermittente l’est du champ puisque l’environnement devient plus fluviatile qu'au niveau supérieur.

Un comportement similaire à la séquence C est retrouvé dans la séquence D-E.

Le niveau supérieur (Figure 6.19a) est plus argileux que le niveau inférieur (Figure 6.19b) avec la présence de plus de charbon étant donné que l’environnement de dépôt dans D et dans la partie supérieure de E est de type marais, épandage de crevasse et chenaux marginaux. En revanche, dans les niveaux médian et inférieur de E, l’environnement est de type chenaux d’embouchure et fluviaux (Chapitre 1).

Comme toujours, les sables (chenaux) sont plus présents au centre et à l'ouest du réservoir.

Dans la séquence F-G les chenaux sont partout (Figure 6.20), excepté à la frange est du champ, ce qui est conforme à la MPV de F-G (Figure 6.13). Au nord il y a un inconvénient sera corrigé dans l’habillage pétrophysique en traitant ces sables comme des sables propres avec une forte saturation en eau.

Les Figure 6.21 et Figure 6.22 montrent une section nord-sud et ouest-est respectivement. Les niveaux argileux de séparation (surfaces d'inondation maximale) entre les intervalles B et C, les intervalles C et D, et la limite érosive (limite de séquence) entre E et F (flèches bleues) sont clairement visibles sur les figures. Les surfaces d'inondation maximale jouent le rôle de barrières d’écoulement. En revanche la limite érosive met en contact les séquences D-E et F-G de façon que les fluides puissent passer d’un niveau à l’autre.

On observe aussi sur la Figure 6.21 et la Figure 6.22 une grande continuité latérale des sables dans toutes les séquences sauf A-B, et vers l’est. Le passage dans la direction nord-sud des sables propres aux sable et sables argileux dans D-E et F-G est très clair sur la Figure 6.21.

Finalement, pour observer les fluctuations des simulations de faciès, 5 réalisations pour chaque séquence ont été faites. Sur chaque séquence, les proportions de chaque faciès le long de la verticale ont été calculées pour chaque réalisation, puis comparées aux proportions de la MPV. La différence moyenne entre réalisations et MPV est d'environ 7% dans toutes les séquences.

La Figure 6.23 montre, sur la séquence A-B, une section sud-est – nord-ouest (parallèle à la direction de dépôt) de la valeur moyenne des proportions du faciès de sable argileux calculée sur les 5 simulations et la MPV. La Figure 6.24 montre la

même représentation pour une section nord-est - sud-ouest (perpendiculaire à la direction de dépôt) pour le faciès de sable de la séquence D-E.

La section parallèle à la direction de dépôt (Figure 6.23) montre une variation latérale faible de la proportion (autour de 30%) à cause de la continuité des faciès dans cette orientation. En revanche, la direction perpendiculaire montre une variabilité plus forte parce que la section croise transversalement les chenaux et la plaine d’inondation, comme vue sur le modèle géologique conceptuel et sur la Figure 6.24. Les chenaux ont une proportion de faciès de sable entre 30% et 50%, tandis que la proportion se réduit à moins de 30% dans la plaine d’inondation argileuse.

Ces résultats montrent clairement le changement latéral de faciès dans le réservoir entre l’ouest sableux et l’est argileux.

Il est clair que pour quantifier l’incertitude du modèle, il faudra faire plus de réalisations pour avoir une statistique plus complète. Cependant, la simulation plurigaussienne retenue est satisfaisante parce qu'elle respecte le modèle conceptuel du réservoir.

Figure 6.17 : Simulation plurigaussienne des faciès de la séquence A-B : a) Toit et b) Niveau à l'intérieur de B2.

Figure 6.18 : Simulation plurigaussienne des faciès de la séquence C : a) Niveau supérieur et b) Niveau médian.

Figure 6.19 : Simulation plurigaussienne des faciès de la séquence D-E : a) Niveau supérieur et b) Niveau inférieur.

Figure 6.20 : Simulation plurigaussienne des faciès de la séquence D-E : a) Niveau moyen et b) Niveau inférieur.

Figure 6.21 : Section nord-sud de la simulation plurigaussienne des faciès, montrant les surfaces d'inondation maximale et la limite érosive entre D-E et F-G (flèches bleues).

Figure 6.22 : Section ouest-est de la simulation plurigaussienne de faciès, montrant les surfaces d'inondation maximale et la limite érosive entre D-E et F-G (flèches bleues).

Figure 6.23 : Section sud-est - nord-ouest de la proportion moyenne du faciès sable argileux calculée sur 5 réalisations plurigaussiennes et la MPV du faciès, pour la séquence A-B.

Figure 6.24: Section nord-est - sud-ouest de la proportion moyenne du faciès sable calculée sur 5 réalisations et la MPV du faciès, pour la séquence D-E.

3. Discussion des résultats

Le choix de générer les diagraphies de faciès en deux phases, tout d'abord sur 25 puits à partir du Gamma Ray (GR), de la Porosité-Neutron (NPHI), de la Résistivité (RD) et de la Densité (RHOB), puis ensuite en l’élargissant à 133 puits en utilisant les logs porosité !, volume d’argile Vsh et saturation en eau Sw, a pour but d'utiliser beaucoup plus d'information de puits afin de réduire l’incertitude sur le modèle du réservoir. Dans le prochain chapitre ce point sera discuté plus en profondeur.

Pour le Modèle Pétro-Intégré Morichal 3D, la modélisation des faciès au moyen de la simulation plurigaussienne respecte et intègre les contraintes issues du modèle conceptuel du réservoir. La séquence A-B simulée est plus argileuse au toit et devient plus sableuse vers l’intervalle B à la base. Cette configuration indique que les intervalles A et B1 ainsi que la formation Yabo sont une barrière à l’écoulement du réservoir Morichal, et qu'elles séparent ce dernier du réservoir Jobo.

L’intervalle B2 simulé, qui est producteur dans le champ, est séparé de la séquence C par un niveau d’argile de plus de 5 pieds d’épaisseur. Cette dernière séquence (bonne productrice dans le réservoir) est très sableuse, en accord avec les chenaux distributaires qui la composent.

Les sables des séquences C et D-E simulées sont séparés par l’intervalle argileux D et la partie supérieure de E constituée de faciès de marécage et de plaine d’inondation. Par contre, les sables de D-E et F-G simulés sont en contact car les premiers érodent les deuxièmes ainsi que les argiles de plaine d’inondation entre les deux (Figure 6.21 et Figure 6.22).

Cette distribution des faciès simulés aura un impact fondamental dans la distribution des propriétés pétrophysiques et pétroélastiques puisqu’il donnera leurs orientations et limitera leurs distributions.

Dans notre méthodologie de travail pour la simulation des faciès nous avons considéré les cartes 2D de faciès conceptuelles faites par les géologues comme un contrôle de qualité a posteriori (Figure 6.14). Mais on pourrait également les utiliser pour contraindre la simulation de faciès. En effet ces cartes donnent la tendance ou orientation générale des corps sédimentaires. Cette information peut être incluse dans la MPV comme une contrainte additionnelle. Dans un contexte exploratoire, où parfois on a seulement un modèle régional (dans la plupart des cas, conceptuel) du bassin, ces cartes de faciès conceptuelles peuvent être utiles pour aider à simuler les faciès.

Enfin, un des points forts de la géostatistique pour la modélisation des réservoirs pétroliers est sa capacité à intégrer des jeux de données de différentes origines et différentes échelles.

Dans les deux prochains chapitres, les propriétés pétrophysiques et pétroacoustiques seront estimées pour chaque séquence et pour chaque faciès de façon à respecter la géométrie de dépôt établie et la simulation de faciès faite. Étant donné que chaque faciès a des propriétés pétrophysiques et pétroacoustiques propres, l’estimation de ces propriétés par faciès permettra d’avoir une meilleure distribution des donnés et éviter des erreurs ou biais dans la simulation.

Chapitre 7 :