Caractirisation géomécanique et géophysique de la roche réservoir du gisement de Hassi Dzabat (Hassi Messaoud, Wilaya de Ouargla)

عتلا ةرازو

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République Algérienne Démocratique et Populaire

Ministère de l’Enseignement Supérieur et de la Recherche Scientifique

ةــــعماـــج

يحي نب قيدصلا دمحم

-لجيج

-Université Mohammed Seddik Benyahia -Jijel

Mémoire de fin d’études

En vue de l’obtention du diplôme : Master Académique en Géologie

Option :

Géologie de l’Ingénieur et Géotechnique

Thème

Membres de Jury Présenté par :

Examinateur: KEBAB Hamza

Année Universitaire 2019-2020

Numéro d’ordre (bibliothèque) :……….…..….

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نوكلا و ضرلأا مولع :

Département :des Sciences de la Terre et de l’Univers

Caractérisation géomécanique et géophysique de la roche

réservoir du gisement de Hassi Dzabat (Hassi Messaoud,

I

Remerciements

A l’issue de cette étude, nous remercions Allah le Tout Puissant

qui nous a donné tant de courage, de volonté, de patience pour

mener à terme ce mémoire.

Toute notre infinie gratitude va à notre encadreur, Mr BAGHDAD

Abdelmalek 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 également Mr MAHDID Souhil qui a contribué à

la réalisation de ce mémoire.

Sans oublier Mr BOUFAGHES Mohcene et Mr BOURAFA

Imad qui ont joués un rôle important dans la mise à profit du stage

appliqué et dans l’obtention des données nécessaire pour mener à

bien ce mémoire de fin d’études.

Nous remercions nos enseignants du département des Sciences

de la Terre et de l’Univers qui ont participé à notre formation

ainsi que le personnel administratif.

Nous exprimons nos vifs remerciements à tous les membres du

jury qui ont accepté d’examiner notre travail, et apporter leurs

justes appréciations.

Nous remercions, nos collègues de la promotion 2020

Moussa Et Youcef

II

Dédicaces

Je dédie ce modeste travail en premier à « ma mère », la plus belle

créature que dieu a créé sur terre, à cette source de tendresse et de

patience, c’est grâce à elle que je suis arrivée là où je suis.

A mon père que j’aime beaucoup, ce travail est le fruit de tes

sacrifices que tu as consentis pour mon éducation et ma formation.

Mes frères, mes sœurs et toute ma famille.

Mon binôme, Hab elhames Youcef

A tous mes amis d’enfance ; B. Djalal, B. Khaled, M. Samir, Z.

Fawaz

A tous mes amis d’étude ; B. Walid, L. Yahia, L. Mehdi, B.

Yasser, H. Moussa

A toutes les promotions de Géologie surtout l’option Géologie de

l’Ingénieur et Géotechnique promotion 2019/2020

A tous ceux que j’estime et m’estime.

III III III I1I III

Dédicaces

Je dédie ce modeste travail à :

La personne la plus précieuse que j’ai dans ma vie,

A mes

très chers parents

,

Le joyau de ma vie

Qui m’ont donné la chose la plus précieuse qu’ils ont pour atteindre

ce niveau de connaissance, de culture et de bonne morale.

Ils ont joué tous les rôles dans la réalisation de mon objectif, dont

j’ai toujours rêvé.

Ce diplôme de Master est leur diplôme, Avant d’être le mien

Et je n’aurais pas obtenu ce certificat sans eux.

A toute ma famille,

Ils m’ont aidé dans les moments d’adversité.

À tous mes amis et collègues du primaire au Master 2

Avec qui j’ai passé les meilleurs moments de ma vie.

A toutes les personnes qui m’ont aidé, soit à l’intérieur qu’à

l’extérieur du pays

A toutes les promotions de géologie, surtout la promotion de

Géologie de l’Ingénierie et Géotechnique 2019/2020

Ⅳ

les roches réservoirs seront soumises à diverses contraintes mécaniques lors du forage ou lors de leur mise en production, ce qui nécessite une étude complémentaire du comportement mécanique de la roche afin de mieux comprendre l'évolution du champ de contraintes au sein du réservoir.

Le présent travail consiste à une caractérisation du réservoir de la région de Hassi Dzabat grâce à une analyse des logs de diagraphies (électrique, radioactivité et sonique) et des test géomécaniques (Scratch test, essai triaxial et essai de compression simple) afin de comprendre le comportement mécanique de la roche, d’établir le log lithologique et l’épaisseur des couches ainsi que les caractéristiques des fluides.

Les réservoirs mis en évidence sont de type gréseux de faible radioactivité et de forte résistivité avec un toit argileux de forte radioactivité et de faible résistivité. Les résistances mécaniques obtenus présentent des valeurs moyennes de résistance à la compression simple très variables avec un comportement mécanique différent d’un échantillon à un autre, allant de résistance faible à moyenne à des résistances très élevées. Cette forte variabilité de résistance est expliquée par le haut degré d’hétérogénéité de ces roches, expliqué également par la variation de la lithologie des puits en fonction de la profondeur.

Mots clés : Hassi Dzabat, roche réservoir, diagraphie, test géomécanique, résistivité.

صخلم ضشؼتتع سىخص َِنَىا غىغعى تُنُّانٍُ تفيتخٍ ءاْثأ شفذىا وأ ذْػ اهؼظو ٍف ،جاتّلإا شٍلأا ٌزىا بيطتَ تعاسد تُفاظإ كىيغيى ٍنُّانَُىا سىخصيى ٍِ وجأ ٌهف وعفأ سىطتى هاجٍ داهجلإا وخاد ُاضخىا . وَؼىا وثَتَ ٍىاذىا و ٍف فص وقد ٍعاد تقطٍْ غابػص تُئابشهنىا( سابِا ثلاجع وُيذت وعفب ثاسابتخلااو )ٍتىصىاو ٍػاؼشلإا غاشْىاو ىا ذَذذتى ،سىخصيى ٍنُّانَُىا كىيغىا ٌهف وجأ ٍِ )ػُغبىا ػغعىا سابتخاو سواذَىا ٍثلاث سابتخلااو ػذخىا سابتخا( تُنُّانٍُىُجىا وجغ .وئاىغىا صئاصخ ًىإ تفاظلإاب ثاقبطىا لَعو ٌشخصىا ّوضخَىا ثا ىا ز هْػ فشنىا ٌت ٌ ا ه ٍ ٍِ ىا عىْ ر ٍيٍشىا شجذىا و تٍواقَىاو طفخَْىا ٍػاؼشلإا غاشْىا تُػىْىا ٍُْغ فقع غٍ تُىاؼىا غاشّ ور هاػ ٍػاؼشا ٍِ فيتخٍ ٍنُّانٍُ كىيع غٍ تطُغبىا ػغعىا ةىقى ةشُغتٍ اًَُق اهُيػ هىصذىا ٌت ٍتىا تُنُّانَُىا ةىقىا شهظُت .تعفخٍْ تٍواقٍو ًىإ تُْػ ،يشخأ ٍِ حواشتت تٍواقٍ إ تعفخٍْ ًىإ تطعىتٍ ًى تٍواقٍ اػ ىا َِابتىا ازه شغفَ .اًذج تُى خظاى تجسذىاب تٍواقَىا ٍف ًىا طاعلأا ًذػ ٓزه ظّاجت ،سىخصىا اًعَأ شغفَ اَم شُغتب سابِا ٍف سىخصىا ا بغد .قَؼى لا تاملكلا للاد :ةي ٍعاد ،غابػص شخص ،ُاضخىا ٍفاشغاَذىا تٍواقٍ ،ٍنُّانٍُىُج سابتخا ، تُػىّ . Abstract

Reservoir rocks will be subjected to various mechanical stresses during drilling or when they are put into production, which requires a complementary study of the mechanical behavior of the rock in order to better understand the evolution of the stress field within the reservoir.

The present work consists of a characterization of the reservoir of the Hassi Dzabat region thanks to an analysis of well logs (electrical, radioactivity and sonic) and geomechanical tests (Scratch test, triaxial test and simple compression test) in order to understand the mechanical behavior of the rock, to establish the lithological log and the thickness of the layers as well as the characteristics of the fluids.

The reservoirs revealed are sandstone type for low radioactivity and high resistivity with a clay roof of high radioactivity and low resistivity. The mechanical strengths obtained show very variable mean values of simple compressive strength with different mechanical behavior from one sample to another, ranging from low to medium strength to very high strengths. This strong variability in resistance is explained by the high degree of heterogeneity of these rocks, also explained by the variation in the lithology of the wells as a function of the depth.

V Remerciements... I Dédicace... II Résumé... IV Sommaire... V Abréviations... IX Liste des figures... X Liste des tableaux... XI

Introduction générale... 1

Chapitre I : Présentation de la région d’étude "Hassi Messaoud" I.1. Introduction... 2

I.2. Contexte géographique... 2

I.3. Contexte géologique... 3

I.3.1. Plan stratigraphique ... 3

I.3.1.1. Protérozoïque... 3 I.3.1.2. Paléozoïque... 3 a. Cambrien... 4 b. L’Ordovicien... 4 I.3.1.3. Mésozoïque... 4 a. Trias... 4 b. Jurassique... 5 c. Crétacé... 5 I.3.1.4. Cénozoïque... 6

I.3.2. Aspect structural... 6

I.3.2.1. Evolution tectonique du champ... 7

a. La phase Eo-calédonienne précoce... 8

b. La phase Calédonienne majeure... 8

c. La phase Hercynienne... 8

d. La Phase Autrichienne... 8

I.4. Etude de réservoir... 8

I.4.1. Genèse et origine de l’huile... 8

VI

I.4.5. Caractéristiques du réservoir... 9

I.5. Compartimentage du champ de Hassi-Messaoud... 9

I.6. Propriétés pétrophysiques des réservoirs du champ de Hassi-Messaoud... 10

I.7. Conclusion... 12

Chapitre II : Présentation du périmètre d’étude "Hassi Dzabat" II.1. Introduction... 13

II.2. Situation géographique du champ de Hassi Dzabat... 14

II.3. Aspect géologique et stratigraphique... 15

II.4.Succession Lithostratigraphique du champ ... 17

II.4.1. Dépôts Cénozoïque ... 17 II.4.2.Dépôts Mésozoïque... 17 II.4.2.1. Crétacé... 17 II.4.2.2Jurassique... 18 II.4.2.3. Trias... 19 II.4.3. Dépôts Paléozoïques... 19 II.4.3.1. Ordovicien... 19 II.4.3.1.1. Grés d’Ouargla... 19

II.4.3.1.2. Quartzites de Hamra... 19

II.4.3.1.3. Grés d’El – Atchane... 20

II.4.3.1.4. Argiles d’El – Gassi... 20

II.5. Aperçu Structural... 21

II.6.1. Système Pétrolier... 22

II.6.2. Roche mère... 23

II.6.3. Roch Réservoir... 23

II.6.4. Roche Couverture... 23

II.7.Conclusion... 23

Chapitre III : Étude géophysique III.1. Introduction... 24

III.2. Diagraphie... 25

III.2.1. Classification... 25

VII

III.2.2.1. Diagraphie électrique... 27

III.2.2.1.1. Potentiel spontané... 27

III.2.2.1.2. Résistivité... 28

III.2.2.2. Diagraphie nucléaire... 28

III.2.2.2.1. Diagraphie Gamma-Ray (GR)... 28

III.2.2.2.2. Diagraphie Neutron (CNL)... 30

III.2.2.2.3. Diagraphie densité (FDC)... 30

III.2.2.3. Diagraphie acoustique... 31

III.2.2.3.1. Diagraphie sonique... 32

A. Paramètres enregistrés... 32

1. Les vitesses sismiques dans les roches... 32

B. Interprétation qualitative... 34

C. Forme et amplitude des déflexions... 34

1. Epaisseur des bancs... 34

2. Influence du diamètre du trou... 34

3. Influence du fluide de forage... 35

4. Influence du tubage... 35

D. Interprétation quantitative... 35

1. mesure de la porosité... 35

III.2.2.3.3. Applications des diagraphies Sonique... 35

III.3. Résultats et interprétation... 36

III.3.1. Diagraphie radioactive et électrique ... 36

III.3.2. Diagraphie sonique... 40

III.3.2.1. Résultats et discussion... 40

III.4. Conclusion... 42

Chapitre IV : Étude des caractéristiques géomécaniques IV.1. Introduction... 43

IV.2. Domaine d’application... 43

IV.3. Localisation géographique des puits étudiés... 44

IV.4. Prélèvement et préparation des échantillons... 44

VIII

IV.5.1.2. Description de l’équipement... 47

IV.5.1.3. Avantages de la méthode... 48

IV.5.1.4. Résultates et Interprétation... 48

IV.5.2. Essai de compression simple (UCS)... 52

IV.5.2.1. Préparation et mise en place de l’échantillon... 52

IV.5.2.2. Procédure de l’essai... 54

IV.5.2.3. Résultates et Interprétation... 55

IV.5.3. Essai triaxial... 57

IV.5.3.1. Description de l’essai... 57

IV.5.3.2. Préparation et saturation de l’échantillon... 57

IV.5.3.3. Mise en place et réalisation de l’essai... 57

IV.5.3.4. Procédure de l’essai... 58

IV.5.3.5. Résultates et Interprétation... 58

IV.6. Conclusion... 60

Conclusion générale... 61

IX HDZ : Hassi Dzabat HMD : Hassi Messaoud R: Réservoir Ri : Réservoir isométrique Ra : Réservoir anisométrique GR : Gamma ray C : La cohésion

: L’angle de frottement interne

Es : module de Young

Rc : La résistance à la compression Vs : coefficient de Poisson statique Vr : vitesse dans la roche en pieds/sec Φ : porosité densité

RHOB : densité lue en diagraphie

X

Figure 1. Situation géographique du champ de Hassi Messaoud (WEC,20)………... 3

Figure 2. Coupe stratigraphique et différentes phases de forage du champ de Hassi Messaoud. 6 Figure 3. Carte structurale du champ de Hassi Messaoud (Sonatrach DP Hassi Messaoud rapport interne, 2002)………. 7

Figure 4. Subdivisions du gisement de Hassi Messaoud (Sonatrach, Schlumberger, 2007)……… 10

Figure 5. Propriétés pétrophysiques des différents drains du réservoir de Hassi- Messa………… 11

Figure 6. Limitation du champ de Hassi Dzabat……….. 13

Figure 7. Situation du champ de Hassi Dzabat………. 14

Figure 8. Carte de Localisation du champ de Hassi Dzabat ………... 15

Figure 9. Carte en isopaques du réservoir quartzites de hamra ,champ HDZ……….. 15

Figure 10. Corrélation stratigraphique entre les puits de HDZ……… 16

Figure 11. colonne litho-stratigraphie de Hass Dzabat………... 20

Figure 12. Carte en isobathes au toit des Quartzites de Hamra, champ HDZ……….. 21

Figure 13. Profil sismique au niveau du puits HDZ-17……… 22

Figure 14. Trois diagraphies différentes dans un même forage recoupant un recouvrement sédimentaire sur un substratum cristallin……….... 26

Figure 15. Schéma général d’un matériel de diagraphie……….. 27

Figure 16. Principe de mesure de la PS……… 28

Figure 17. les différents spectres……….. 29

Figure 18. Principe du log neutron………... 30

Figure 19. Exemple de log Sonique………. 31

Figure 20. Principe de fonctionnement de la sonde sonique……… 33

Figure 21. Enregistrement de la diagraphie de puits HDZ-17……….. 37

Figure 22. Enregistrement de la diagraphie de puits HDZ-09……….. 39

Figure 23. Enregistrement des vitesses VP et Vs Puit HDZ-09………... 40

Figure 24. Enregistrement du module de Young (Ed) et coefficient de poisson (d) Puit HDZ-09 41

Figure 25. Domaines d’utilisation de la géomécanique……….. 43

Figure 26. Exemple d’un prélèvement des échantillons de carotte (Plugging)……… 44

Figure 27. Exemple d’un échantillon cylindrique (Plug) de carbonate……… 45

Figure 28. Le Rock Strength Device (RSD)………. 46

XI

Figure 32. Deux exemples de profils obtenus à l’aide du RSD……… 48

Figure 33. Variation de la résistance de la roche en fonction de la profondeur puit HDZ 09…….. 49

Figure 34. Variation de la résistance de la roche en fonction de la profondeur puit HDZ 10……. 50

Figure 35. Jauges extensométrique………... 52

Figure 36. système "LVDT"………. 52

Figure 37. Préparation des échantillons pour les essais uniaxiaux et triaxiaux……… 53

Figure 38. Montage de l’échantillon dans la cellule……….. 54

Figure 39. Exemple d’un échantillon en compression simple………... 55

Figure 40. Variation de la résistance à la compression (USC) en fonction de la profondeur des puits HDZ 09 et HDZ 10………... 56

Figure 41. Exemple d’un clivage de la rupture d’un échantillon en essai triaxial………... 58

Figure 42. Variation de la contrainte de rupture (CCS) et du module de Young (Es) en fonction de la profondeur puit HDZ-09……… 69

Liste des tableaux

Tableau 02 : Valeurs de temps de transit et des vitesses correspondantes………. 34

1

Le système pétrolier repose sur plusieurs études détaillées des roches, les conditions de leur placement en plus de leurs milieux de dépôt, et la détermination des différentes structures géologiques appropriées dans le bassin, et nous n'oublions pas leurs propriétés géomécaniques, qui sont des tâches majeures et fondamentales dans l'industrie pétrolière avant d'entamer de tout projet pétrolier qu’il soit d’exploration ou d’exploitation.

Cette étude concerne une variété de roches qui pénètrent dans le système pétrolier, en particulier les roches réservoir productives, dont les conditions géologiques, la position sont favorables, et ont les propriétés pétrographiques et géomécaniques requises et contiennent ainsi la quantité requise d'hydrocarbure liquide qui sera bientôt produit dans les projets de développement.

La roche du réservoir Hassi Dzabat, qui fait l'objet de notre étude, qui se situe récemment près de Hassi Messaoud, a été placée comme un type de roche souvent cible pour le pétrole en Algérie dans plusieurs puits de forage réalisés lors de la phase d'exploration ou d'exploitation. Géologiquement, ce sont des roches sédimentaires très compactes avec une faible porosité et un potentiel pétrolier très important et économiquement rentable.

Ces roches réservoirs seront soumises à diverses contraintes mécaniques lors du forage ou lors de leur mise en production, ce qui nécessite une étude complémentaire du comportement mécanique de la roche afin de mieux comprendre l'évolution du champ de contraintes au sein du réservoir. Ceci se fait par des tests de mesure de résistance mécanique in vitro, et est essentiel dans les simulations géomécaniques et la modélisation afin de prédire le comportement mécanique des roches en question, en particulier l'évolution de leur état en cours d'exploitation.

À cette fin, nous avons divisé notre manuscrit en quatre chapitres comme suit:

 Le premier chapitre introductif, généralité sur la région d’étude (Hassi messaoud) avec présentation des cartes et de colonne stratigraphiques.

 Le 2ème chapitre qui présente le périmètre d’étude à savoir le site de Hassi Dzabat avec présentation des cartes et de colonne stratigraphique.

 Le 3ème chapitre traite de l’étude géophysique faite par Diagraphie (radioactive et électrique) qui permettant de mettre en évidence les différentes couches géologiques de la roche réservoir, leurs épaisseurs et leurs caractéristiques physiques.

 Un 4ème et dernier chapitre qui présente et décrit les différents essais géomécaniques (scratch test, essai triaxial et essai de compression simple) réalisés sur la roche réservoir de Hassi Dzabat avec interprétation des résultats. Cela permettra de bien comprendre le comportement mécanique de cette roche aux différentes sollicitations pendant le forage d’exploration et au cours de sa mise en production.

Chapitre I :

Présentation de la région

d’étude " Hassi Messaoud"

2

I.1. Introduction

Le gisement de Hassi Messaoud a été découvert le 16 janvier 1956 par la Société Nationale de Recherche et d’Exploitation de Pétrole en Algérie « SN. Repal » par le premier forage MD1, implanté suite à une campagne sismique réfraction non loin du puits chamelier de Hassi Messaoud.

Le 15 juin de cette même année, ce forage a découvert à 3338 mètres de profondeur de l’huile dans les grès du Cambrien.

En mai 1957 et à 7 km au Nord-nord-ouest de MD1, le forage OM1 foré par la Compagnie Française des Pétroles d’Algérie « C.F.P.A » confirmait l’existence d’une quantité très importante d’huile dans les grès du Cambrien.

Le gisement fut donc couvert par deux concessions distinctes :

 Au Nord la C.F.P.A.

 Au sud la SN. REPAL.

La mise en production avait commencé en 1958 avec 20 puits qui ont été forés sur la structure.

I.2. Contexte géographique

D’une superficie de 4200 km2, le champ de Hassi Messaoud est localisé au Nord du Sahara algérien qui occupe la partie centrale de la province triasique. Il est situé à 650 km Sud/Sud-Est d’Alger et à 350 km de la frontière tunisienne. Il est limité entre les parallèles 31°30’ et 32°00’ et les méridien 5°40’ et 6°20’. Sa localisation en coordonnées Lambert est la suivante : (X1: 790.000 E ,Y1: 110.000 N et X2: 840.000 E , Y2: 150.000 N)

Le champ de Hassi Messaoud occupe la partie centrale de la province triasique. Ce gisement est limité au Nord par la structure Djemââ-Touggourt, au Sud par le haut fond d’Amguid, à l’Est par les dépressions de Ghadamès et à l’Ouest par le bassin d’Oued Maya (Fig. 1).

Le champ d'étude Hassi D’zabat est située dans la province triasique, au sud du gisement de Hassi Messaoud

3

Fig. 1. Situation géographique du champ de Hassi Messaoud (WEC, 2007).

I.3. Contexte géologique I.3.1. Plan stratigraphique

Le champ de Hassi Messaoud correspond à une vaste mole sur lequel une partie de la série stratigraphique Paléozoïque en absente (Ordovicien supérieur au permien) supprimant ainsi tout témoin de l’histoire géologique pendant 230 millions d’années.

Les dépôts les plus anciens sont du paléozoïque inférieur (cambro-ordovicien), reposant sur le socle granitique, ils sont recouverts en sédimentaire et devient plus complet vers la périphérie (Salima blal, 2017).

I.3.1.1 Protérozoïque

Rencontré à plus 3650 m, le socle est formé de roche magmatique, essentiellement des granites porphyroïdes de couleur roses altérés au sommet.

Infra-cambrien C’est l’unité lithologique la plus ancienne rencontrée par les forages de la région, notamment au Nord de la structure, 45 m de grés argileux rouge peu métamorphisés lui sont attribué.

I.3.1.2. Paléozoïque

Le paléozoïque repose en discordance sur le socle qui est constitué essentiellement par des granites porphyroïdes roses à travers la discordance panafricaine. Dans l’ordre ascendant, il comprend :

4

a. Cambrien

Il est subdivisé en trois lithozones du bas en haut on distingue :

 Lithozone R3 (Ep moy 370 m) : Ce sont généralement des grès feldspathiques et micacés grossiers à ciment argileux.

 Lithozone R2 (Ep moy 100 m) : Il est composé par des grès moyens à grossiers parfois micacés à ciment argileux illitique.

 Lithozone R1 : Ce lithozone est constitué par deux sous lithozones de bas en haut en distingue :

 Lithozone Ra (Ep moy 125 m) : Il s’agit des grès quartzitiques anisométriques moyens à grossiers à ciment argileux et siliceux avec stratifications oblique à entre croisées.

 Lithozone Ri (Ep moy 42 m) : Il est composé par des grès quartzites isométrique avec présence de tigillites.

Cet ensemble se termine par une alternance d’argile et des grès quartzitique avec glauconite et tigillites.

b. L’Ordovicien

De bas en haut l’Ordovicien est composé par les formations suivantes :

 Argile d’El Gassi (Ep moy 50 m) : constitué par des argiles vertes ou noire à graptolithes.

 Grés d’El Atchane (Ep moy 25 m) : formé par des grès fins feldspathiques et glauconieux.

 Quartzites d’El Hamra (Ep moy 75 m) : Il s’agit des grès quartzitiques fins présentant de la glauconite et de l’anhydrite.

I.3.1.3 Mésozoïque a. Trias

Le trias repose en discordance sur le cambrien au centre et sur l’ordovicien vers les flancs de la structure. Il est accompagné par des coulés éruptifs, et subdivisé en trois unités de bas en haut on distingue :

 Trias gréseux (Ep moy 35 m) : formé par des grès fins à moyens à ciment argileux.  Trias argileux (Ep moy 113 m) : formé par des argiles rouges dolomitiques ou silteuse

injecte de sel et anhydrite.

 Trias salifère : il est subdivisé de bas en haut par :





5

b. Jurassique

Le Jurassique est un ensemble argilo-gréseux à intercalations calcaire au sommet et à alternances de facies lagunaires et marins à la base, de bas en haut en rencontre :

Lias : le début du lias est caractérisé par des marnes dolomitiques, qui sont un repère sismique caractérisant le passage Trias-Lias. Il est subdivisé en cinq niveaux intercalants entre eux, de bas en haut on distingue :

 LD3 (Ep moy 31 m) : ce sont des marnes grises à passées dolomitique.

 LS2 (Ep moy 58 m) : formé par des sels translucides à quelques passées de marnes grises.

 LD2 (Ep moy 55 m) : formé par des dolomies à passées de marnes grises.

 LS1 (Ep moy 90 m) : formé par des argiles plastiques brunes salifère à passés de sel et d’anhydrite.

 LD1 (Ep moy 66 m) : formé par des dolomies, anhydrites à passées d’argiles et de calcaires.

-

qui est formé par des anhydrites, dolomie et argile tendres à marnes grises. La deuxième formation concerne le Dogger argileux (Ep moy 107 m) qui est constitué par des argiles tendres, marnes dolomitiques à rares passées gréseuses fins- Malm (Ep moy 226 m) : formé par des argiles et marnes intercalées avec des calcaires, dolomie et grès.

c. Crétacé

Il comprend sept étages, dans l’ordre ascendant on distingue :

 Néocomien (Ep moy 182 m) : comprendre deux niveaux à la base des grès à des passées d’argile au sommet et des argiles à intercalations de calcaire et dolomie.

 Barrémien (Ep moy 276 m) : constitué par des grès fins à moyens carbonatés à plages d’anhydrite alternant avec des argiles.

 Aptien (Ep moy 24 m) : constitué par deux bancs dolomitiques encadrent un niveau argileux.

 Albien (Ep moy 362 m) : représenté par une immense nappe aquifère et constitué par des grès à intercalations d’argiles silteuse.

 Cénomanien (Ep moy 147 m) : caractérisé par une alternance d’anhydrite et d’argile rouge brun, de marnes grises et de dolomie.

 Turonien (Ep moy 112 m) : contient une nappe d’eau sale et caractérisé par une alternance de calcaire dolomitique, calcaire argileux et calcaire crayeux.

 Sénonien : constitué par trois unités, de bas en haut on distingue :

 Unité Salifère (Ep moy 149 m) formée par des sels massifs à intercalations d’argiles et marnes. Unité Anhydritique (Ep moy 209 m) constituée par une alternance de dolomie et d’argile grises. Enfin, l’Unité Carbonaté (Ep moy 107 m) qui se caractérise par des calcaires dolomitiques argileux et anhydrite à passées dolomitique.

6

I.3.1.4 Cénozoïque

Constitué essentiellement par des calcaires dolomitiques à silex à l’Eocène (Ep moy 122 m), et des sables avec alternances d’argile, parfois des calcaires et des marnes sableuses au Mio-pliocène (Ep moy 239 m).

Fig. 2 : Coupe stratigraphique et différentes phases de forage du champ de Hassi Messaoud

(Salima BLAL, 2017).

I.3.2 Aspect structural

La structure de Hassi Messaoud se développe en un vaste anticlinal subcirculaire de 45 km de diamètre, de direction Nord–Est/ Sud-Ouest. Il est partiellement fissuré et les fissures sont

MIO PLIOCENE EOCENE CARBONATE ANHYDRITIQUE CENOMANIEN SALIFERE TURONIEN ALBIEN MALM APTIEN BARREMIEN NEOCOMIEN ARGILEUX LAGUNAIRE DOGG LS1 LD1 LD2 LS2 LD3 LI AS TS1 SALI F S EN ON IE N GRES, ARGILE DOLOMIE ARGILE, SABLE ARGILE, MARNE SEL, ANHYDRITE DOLOMIE, MARNE ARGILE ERUPTIF R Isométriques R 2 R 3 GRES, ARGILE Argiles d ’El-Gassi Grès d ’El-Atchane Quartzites de Hamra Infra Cambrien SOCLE

Zones des Alternances

Argile verte ou noire

239 122 107 209 149 362 112 24 147 276 182 226 211 107 90 66 55 58 46 31 189 202 113 0 à35 25 0 à 92 75 50 18 42 125 45 370 100 CALCAIRE SABLE, CALCAIRE

CALCAIRE, DOLOMIE, , ANHYDRITE

MARNE, CALCAIRE, DOLOMIE SEL MASSIF

CALCAIRE

ANHYDRITE, MARNE, DOLOMIE

DOLOMIE, MARNE, ARGILE ARGILE, MARNE, CALCAIRE ANHYDRITE, DOLOMIE DOLOMIE, ANHYDRITE, ARGILE DOLOMIE, MARNE

SEL MASSIF

ANHYDRITE, ARGILE SEL, ARGILE, ANHYDRITE SEL MASSIF

GRES Isométriques, Silts ANDESITE

GRES Anisométriques, Silts GRES Grossiers, Argile GRES Grossiers, Argiles GRES Argileux rouge Granite porphyroïde rose

Alternances grès et argiles Grès fins glauconieux Grès très fins

Ere/Sy ETAGES LITHO Ep(m) DESCRIPTION

TS2 TS3 ARGILEUX GRESEUX PROTERO-ZOIQUE M E S O Z O I Q U E PAL EOZ OIQ U E CZ J U R A SS IQU E OR D OV IC I T R IA S C R E T A C E N EO R Anisométriques C A M BR IEN MIO PLIOCENE EOCENE CARBONATE ANHYDRITIQUE CENOMANIEN SALIFERE TURONIEN ALBIEN MALM APTIEN BARREMIEN NEOCOMIEN ARGILEUX LAGUNAIRE DOGG LS1 LD1 LD2 LS2 LD3 LI AS TS1 SALI F S EN ON IE N GRES, ARGILE DOLOMIE ARGILE, SABLE ARGILE, MARNE SEL, ANHYDRITE DOLOMIE, MARNE ARGILE ERUPTIF R Isométriques R 2 R 3 GRES, ARGILE Argiles d ’El-Gassi Grès d ’El-Atchane Quartzites de Hamra Infra Cambrien SOCLE

Zones des Alternances

Argile verte ou noire

239 122 107 209 149 362 112 24 147 276 182 226 211 107 90 66 55 58 46 31 189 202 113 0 à35 25 0 à 92 75 50 18 42 125 45 370 100 CALCAIRE SABLE, CALCAIRE

CALCAIRE, DOLOMIE, , ANHYDRITE

MARNE, CALCAIRE, DOLOMIE SEL MASSIF

CALCAIRE

ANHYDRITE, MARNE, DOLOMIE

DOLOMIE, MARNE, ARGILE ARGILE, MARNE, CALCAIRE ANHYDRITE, DOLOMIE DOLOMIE, ANHYDRITE, ARGILE DOLOMIE, MARNE

SEL MASSIF

ANHYDRITE, ARGILE SEL, ARGILE, ANHYDRITE SEL MASSIF

GRES Isométriques, Silts ANDESITE

GRES Anisométriques, Silts GRES Grossiers, Argile GRES Grossiers, Argiles GRES Argileux rouge Granite porphyroïde rose

Alternances grès et argiles Grès fins glauconieux Grès très fins

Ere/Sy ETAGES LITHO Ep(m) DESCRIPTION

TS2 TS3 ARGILEUX GRESEUX ARGILEUX GRESEUX PROTERO-ZOIQUE M E S O Z O I Q U E PAL EOZ OIQ U E CZ J U R A SS IQU E OR D OV IC I T R IA S C R E T A C E N EO R Anisométriques C A M BR IEN

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dues aux mouvements tectoniques des plaques qui ont fait que la structure est devenue anticlinale (Boudjema arabia, 2010).

Les accidents affectant le réservoir sont de deux types :

 Les failles de direction subméridienne et ainsi que d’autres failles qui sont perpendiculaire de direction Nord-Ouest/Sud-Est, ce qui fait ressortir le caractère tectonique.

 Les cassures sans rejets qui ont un grand effet sur la fracturation du réservoir.

Les puits secs sont généralement liés aux accidents tectoniques aux fractures qui leurs sont associées. Du point de vue caractéristique du réservoir, le gisement de Hassi Messaoud est défini dans une trilogie parfaite :

 Hétérogène : sur une verticale et sur un plan.  Discontinu : par l’écoulement des fluides.  Anisotrope : par la présence de silt.

Fig. 3 : Carte structurale du champ de Hassi Messaoud (S.DP.HM, 2002)

I.3.2.1. Evolution tectonique du champ

Selon l’étude structurale détaillée sur le champ de Hassi Messaoud faite par Massa et al., 1979 ; la chronologie structurale est la suivante :

8

a. La phase Eo-calédonienne précoce

Datée d’environ 500 MA, elle intervient à la fin du dépôt du réservoir Ra. Elle est prouvée par la transgressivité des grès isométriques (Ri) connue sur la périphérie du champ.

Une structuration cambrienne tardive s’est produite avec établissement de faille suivant la direction NE-SW.

b. La phase Calédonienne majeure

Elle est datée d’environ 400 MA, elle est déduite de l’absence totale de sédiment du Dévonien et du Carbonifère sur toute la dorsale « Amguid-El Biod ». D’après la révision du modèle géologique et structural en 1995, l’hypothèse de non-dépôt est plus favorable que celle d’une érosion pré-Hercynienne vu que les blocs remaniés à la base du trias proviennent exclusivement du Cambro-Ordovicien.

c. La phase Hercynienne

Elle est datée de 200 à 250 MA et a une importance considérable à l’échelle régionale et en particulier à Hassi Messaoud. Le jeu de failles, durant cette phase, a découpé les réservoirs en blocs qui peuvent mettre en contact des niveaux perméables avec d’autres imperméables. L’érosion des terrains du Paléozoïque est très importante et la discordance Hercynienne est nettement mise en évidence au centre du gisement ou le Trias est discordant sur le Cambrien.

d. La Phae Autrichienne

Elle est datée de 160 MA, durant cette phase on assiste à la mise en place des hydrocarbures du début du Jurassique jusqu’au Crétacé.

I.4. Etude de réservoir

I.4.1. Genèse et origine de l’huile

Le réservoir de HMD est à 3300 m de profondeur en moyenne dans les terrains quartzitiques du cambrien de HMD, daté par Mobil Field Research Labortory à 560 millions d’années plus ou moins 25 MA, par la méthode Rubidium/Strontium chronologie absolue.

Il y’a deux sources possibles à propos de l’origine de l’huile de HMD, les bancs argileux des argiles d'El-Gassi du fait de leur présence proche du champ et surtout de l’état de leur carbonisation avancée qui témoigne de leur contribution au processus de formation des hydrocarbures, les argiles du Silurien, puissance série, riche en matières organiques, situées de part et d’autre du gisement à de grandes profondeurs (sillon de Dorbane notamment).

L’extension géographique des niveaux, leur importante radioactivité et les tests géochimiques réalisés leur confère le rôle de roche mère potentielle ayant généré une partie de l’huile.

Les huiles formées ont migré vers le début du jurassique jusqu’au crétacé inférieur où le piégeage a eu lieu (vers 110 millions d’années), (Rabehi et al., 2017).

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I.4.2. Roches couvertures

La couverture des réservoirs Ordovicien est assurée par les formations argilo-gréseuses et salifères du trias, le dépôt de ces dernières a eu lieu dans une phase du socle Cambrien.

I.4.3. Pièges

Les pièges désignant les zones les plus favorables à l’accumulation d’hydrocarbure caractérisés par une basse température et une faible pression que celle des roches mères et par une barrière qui oblige les hydrocarbures à s’accumuler.

I.4.4. Migration des hydrocarbures

Les accumulations des hydrocarbures du gisement de Hassi Messaoud et de tout gisement voisin proviennent probablement des deux bassines Ghadamès et d’Illizi à l’Est et oued Mya à l’Ouest.

La migration primaire et l’alimentation de ces gisements se sont effectuées au sein du Silurien, en suit à travers les niveaux gréseux triphasiques au contact de discordance (migration secondaire).

I.4.5. Caractéristiques du réservoir

 L’huile est légère de densité moyenne 0.8 (45° API).

 La pression de gisement est variable de 120 à 400 (kg/cm2).

 La température est de l’ordre de 120°C.

 Le GOR de dissolution est de l’ordre de 219 (v/v), sauf pour les puits en percée de gaz où le GOR peut dépasser 1000 (v/v).

 La porosité est faible, elle est de l’ordre de 5 à 10%.

 La perméabilité varie de 0.1 md à 1000 md.

 Contact huile/eau : - 3380.

 Le point de Bulle varie entre 140 à 200 (kg/cm2).

 La côte de référence : - 3200 m.

 L’épaisseur de la zone productive peut atteindre jusqu’à 120 m mais peut également être nulle.

 La saturation en huile est de 80% à 90% maximum.

I.5. Compartimentage du champ de Hassi-Messaoud

Le caractère de compartimentage du Hassi-Messaoud a été mis en évidence dans les années 1960 après sa mise en production, à partir des différences de pression de gisement observées entre des puits proches, attribuées à la présence des failles. Cela a conduit à la subdivision du gisement en unités dynamiques appelées zone de production, avec des puits dont les pressions sont similaires, séparées par des zones de failles majeures appelées (interzones). Les (hors-zone) correspondant à des secteurs de passage de failles situés sur les flancs du gisement (Fig. 4.) (Boumelit et Lefilef, 2019).

01

Fig. 4 : Subdivisions du gisement de Hassi Messaoud (Sonatrach, Schlumberger, 2007).

I.6. Propriétés pétrophysiques des réservoirs du champ de Hassi-Messaoud

Les valeurs de perméabilité matricielle varient de 0,1 à plus de 100 mD. Les porosités sont comprises entre 4 et 12 %. Leur distribution se caractérise par une hétérogénéité élevée (Fig.5) (Boumelit et Lefilef, 2019).

00

Fig. 5 : Propriétés pétrophysiques des différents drains du réservoir de Hassi- Messaoud

(Boumelit et Lefilef, 2019).

 Les grès de Hassi Messaoud sont constitués essentiellement de grès anisométriques, seule la zone Ra ;

 D’une centaine de mètres présente les meilleures caractéristiques pétro physiques.  Elle est la plus productive du réservoir Cambrien situé environ entre 3300 m et 3500

m de profondeur. Les caractéristiques de la roche réservoir varient largement selon leur classement, leur degré de quartzification et leur teneur en argile.

 L’huile est légère, et présente une densité moyenne en surface de 0.8 permettant ainsi d’augmenter le taux de récupération par réinsertion de gaz, la pression de gisement est variable de 400 à 120 kg/cm², la température est de l’ordre de 118ºC, les puits présentent des G.O.R d’une moyenne de 219 m3/m3 (Berdja et Kecham, 2017).  L’huile est légère, et présente une densité moyenne en surface de 0.8 permettant ainsi

d’augmenter le taux de récupération par réinsertion de gaz, la pression de gisement est variable de 400 à 120 kg/cm², la température est de l’ordre de 118ºC, les puits présentent des G.O.R d’une moyenne de 219 m3/m3 (Berdja et Kecham, 2017).

02

I.7. Conclusion

En conclusion, on peut dire que le réservoir cambrien de Hassi Messaoud correspond à un cycle de dépôt détritique qui se traduit par une évolution allant des niveaux de grès grossiers à micro conglomératiques à la base du Lithozone Ra (anisométrique) jusqu’aux grès quartzitiques, fins à très fins au sommet du Lithozone Ri (isométrique).

On distingue trois (3) environnements sédimentaires :

 A la base du Lithozone Ra, le régime fluviatile est dominant,

 Une zone de transition qui s’établit entre le Lithozone Ra supérieur et le Lithozone Ri inférieur matérialisant le passage du régime fluviatile à un régime marin depuis le Lithozone Ri inférieur. Le pic γ0 marque le début de la transgression.

 A partir du Lithozone Ri inférieur, le régime marin s’installe avec de très faibles influences fluviatiles.

C’est un réservoir qui se singularise par son hétérogénéité rendant la compréhension de la répartition des caractéristiques pétrophysiques et, par conséquent, leur prévision extrêmement difficile. Celles-ci ont été considérablement modifiées suite à leur profond enfouissement. Le stade ultime de la compaction ainsi provoquée est illustré par l’engrenage des grains et la formation de stylolites.

La région de Hassi D’zabat est située au sud de Hassi Messaoud,dans la province triasique.

Chapitre II :

Présentation du périmètre

d’étude "Hassi Dzabat"

13

II.1. Introduction

Le Sahara Algérien est l’une des régions parmi les plus riches du continent africain en pétrole et en gaz. C’est en 1914 qu’a été faite la toute première découverte d’un gisement de pétrole dans l’Atlas saharien.

Depuis cette date, plusieurs gisements d’hydrocarbures ont été découverts. Ces derniers sont localisés dans les roches sédimentaires des formations allant du cambrien au jurassique. Dans la dynamique de la tectonique des plaques, l’Algérie est subdivisée en deux unités :

 Au Nord : l’Algérie alpine marqué par des chaînes de montagne d’âge secondaire et tertiaire, dont l’origine est liée à l’orogenèse alpine

 Au Sud : la plate-forme saharienne est limitée au Nord par la chaine Atlasique et au Su par les boucliers Reguibat, Touareg et le massif du Hoggar

L’objectif primaire de ce puits était l’évaluation du Cambrien (Ri et Ra). Les Quartzites de Hamra constituaient un objectif secondaire. Le forage des réservoirs Ri et Ra se sont avérés aquifères, par contre les Quartzites de Hamra se sont avérés à huile.

Cette objectifs étaient les suivants :

 Évaluer les Quartzites de Hamra.

 Délimiter l’extension du réservoir ordovicien dans cette structure.  La confirmation du plan d’eau.

14

II.2. Situation géographique du champ de Hassi Dzabat

La structure de Hassi D’zabat est située dans la province triasique, au sud du gisement de Hassi Messaoud est limité par le champ de Hassi Messaoud vers le Nord et le Nord-Est Structure anticlinale de Hassi Tarfa , vers l’Ouest , a l’Est est situé le champ de Mesdar.au Sud on a le champ d’El Gassin.

Le premier puits HDZ1 fut foré en Septembre 1969, actuellement on compte 17 puits : HDZ1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, et HDZ17, Les coordonnées géographiques : ( Latitude : 29° 25’ 30’’.26593 N, Longitude : 08° 41’ 31’’.18771 E).

Les puits HDZ ont pour objectif principale le réservoir Quartzites d’El Hamra (QZH), Les puits traversent la discordance hercynienne (Grès de Ouargla) entre 3105 m et 3251 m et le réservoir Quartzites de Harma entre 3153 m et 3301 m.

Fig.07. Situation du champ de Hassi Dzabat (Exp/Sonatrach, 2009)

15

Fig.08. Carte de Localisation du champ de Hassi Dzabat (Document Sonatrach,2005)

II.3. Aspect géologique et stratigraphique

L’intérêt pétrolier de cette région est extrêmement lie à sa position dans un environnement pétrolier très favorable et où le réservoir Ordovicien (Quartzites de Hamra) constitue l’objectif principale (Figure 09).

Fig.09. Carte en isopaques du réservoir quartzites de Hamra, champ HDZ (Sonatrach, 2005)

Hassi dzabat

16

Le réservoir montre une isopacité dans cette région où l’épaisseur maximale peut atteindre les 111 m (Figure : 05).

Fig.10. Corrélation stratigraphique entre les puits de HDZ (Sonatrach,2005)

Trias roche éruptives Grès d’ouargla Quartzite de Hamra Grès d’El-Atchan

17

La corrélation entre ces 4 puits montre que la couche de quartzite de Hamra est approximativement de même épaisseur.

Les forages de HDZ ont été implantés suite aux interprétations sismiques de la campagne 93HZ qui a mis en évidence des positions structurales favorables ; l’objectif pétrolier qui est les Quartzites de Hamra et le Cambrien furent atteint (SONATRACH.DP). L’ordovicien est composé de :

 Les grès d’Ouargla : ce sont des grès gris clair à gris sombre, fin à moyen silico-argileux avec passées d’argiles gris verdâtre silteuse.

 Quartzites de Hamra : ce sont des grès gris-clair à blanc, fin à moyen, silico-quartzitique à quartzite blanc compact et dur avec des passées d’argile noir indurée silteuse.

 Grès d’El Atchane : c’est une alternance de grès silico-quartzitique, localement glauconieux et d’argile grise indurée et silteuse.

 Argiles d’El Gassi : ce sont des argiles gris foncé, indurées, silteuse et micacées.

II.4. Succession Lithostratigraphique du champ II.4.1. Dépôts Cénozoïque

Mio-Pliocène :

 Eocène : (entre 42 et 162 m)

Il est formé essentiellement par des calcaires blancs crayeux, avec inclusions de silex, avec des passées de dolomie blanche et fines passées d’argile grise.

II.4.2. Dépôts Mésozoïque

II.4.2.1. Crétacé : Il est représenté par

Sénonien : Subdivisé en trois (03) niveaux distincts dont l’épaisseur entre (258 à 678 m)

 Sénonien Carbonaté : (ente 80 et 200 m) :

Il repose en alternance de calcaire dolomitique, à dolomie calcaire, avec des passées de marne et d’argile, carbonaté. Présence de calcaire blanc et d’anhydrite blanche avec traces de gypse vers la base.

 Sénonien Anhydritique : (entre 195 et 226 m)

Formé essentiellement par Anhydrite blanche à passées d’argile et de dolomie argileuse au sommet, passant à de la dolomie argileuse à passées d’argile. Intercalation irrégulière d’anhydrite.

 Sénonien salifère : (entre 117 et 152 m)

Il contient du sel blanc massif, translucide intercalé de marne dolomitique, d’argile et d’anhydrite.

18

 Turonien : (ente 108 et 122 m)

Représenté par des calcaires blancs localement crayeux, parfois argileux avec de fines passées d’argile gris vert, légèrement carbonaté.

 Cénomanien : (entre 189 et 200 m)

Alternance de calcaire tendre, dolomitique par endroits, d’argile grise, tendre et d’anhydrite légèrement carbonatée.

 Albien : (entre 303 et 358 m)

Il se compose grès fins à moyens argileux à intercalation d’argile plastique et de sable grossier à la base.

 Aptien : (entre 20 et 31 m)

A ce niveau calcaire dolomitique blanc, moyennement dur passant parfois à dolomie beige, micro cristalline, dure.

 Barrémien : (entre 270 et 302 m)

Contient des grès blancs, translucide, grossiers à intercalation d’argile brunâtre tendre à pâteuse et de calcaire gris blanc.

 Néocomien : (entre 153 et 217 m)

Il est composé d’argile grise à brune rouge tendre intercalée avec des grès gris blanc à beige.

II.4.2.2. Jurassique : Il est représenté par Malm : (entre 149 et 235 m)

Alternance de grès gris blanc fin à moyen siliceux à carbonaté, d’argile brune tendre à pâteuse, silteuse avec passées de dolomie beige et de calcaire gris beige et d’anhydrite.

Dogger : Subdivisé en deux (02) niveaux distincts

 Dogger Argileux : (entre 220 et 244 m)

Représenté par une alternance d’argile versicolore, silteuse et de grès gris blanc fin à moyen, siliceux à silico-carbonaté, glauconieux et de dolomie grise dure et de marne grise.

 Dogger Lagunaire : (entre 71 et 93 m)

Il se compose d’anhydrite blanche dure avec des passées de dolomie, d’argile grise carbonatée et de marne.

Lias : Subdivisé en six (06) niveaux

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Alternance d’anhydrite blanche pulvérulente, de sel massif translucide à rosâtre et d’argile brune plastique.

 Lias Salifère (LS2 + LD2) : (entre 46 et 61 m + entre 52 et 84 m)

Il se compose de sel massif translucide et jaunâtre, intercalé d’anhydrite blanche, d’argile brun rouge de marne et de dolomie.

 Horizon ’’B’’ (LD3) : (entre 23 et 31 m)

On trouve des calcaires grises argileux et argile grise à brune.

 Lias (équivalent trias) S1 + S2 : (entre 229 et 252 m)

Composé de sel massif translucide et rosâtre avec des passées d’anhydrite blanche et d’argile brun rouge plastique.

 Lias (équivalent Trias) S3 : (entre 155 et 175 m)

Composé de sel massif translucide et rosâtre avec des passées d’anhydrite blanche et d’argile brun rouge plastique.

 Lias Argileux (G10) : (entre 28 et 62 m)

Composé d’argile brun rouge tendre à pâteuse salifère et de fines passées de sel massif translucide.

II.4.2.3. Trias

Il repose en discordance sur les grès du Cambrien au niveau de la partie centrale de la structure et sur les terrains Ordovicien sur les flancs, Il est subdivisé en :

 Trias Roches Eruptives : (entre 21 et 58 m) Roches éruptives gris-brun et gris-vert, intercalé d’argile brune-rouge et de grès gris blanc fin à très fin.

II.4.3. Dépôts Paléozoïques

Les séries du paléozoïque sont déposées en dessous la discordance hercynienne, elles vont du cambrien à l’ordovicien et sont gréseuses principalement.

Quand en allants du Silurien au Permien, elles sont absentes, on distingue :

Ordovicien : On distingue de la base au sommet quatre unités lithologiques

 Grès d’Ouargla : (entre 37 et 66 m)

On trouve une alternance de grès gris clair, très insf silico- argileux, de siltstone argileux et d’argiles gris foncé silteuse indurées.

 Quartzites de Hamra : (entre 100 et 111 m)

Il est composé de grès gris clair à gris blanc fin à moyen, silico-quartzitiques à quartzitiques passant à quartzite blanc compact, dur. Passées d’argile noir indurée silteuse.

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 Grès d’El – Atchane : (entre 13 et 18 m)

Grès gris blanc, fin à moyen silico-quartzitiques localement glauconieux, intercalée d’argile grise indurée, silteuse.

 Argiles d’El – Gassi : (entre 25 et 108 m)

Il est composé d’argile grise à gris foncé, induré, silteuse, micacée.

21

II.5. Aperçu Structural

L’image structurale de cette région est le résultat d’une tectonique polyphasée, son architecture est régie par des accidents subméridiens qui ont fonctionné depuis l’orogenèse panafricaine, ils ont été à l’origine de la structuration et de la sédimentation de tout l’axe Amguid-Messaoud.

La carte en isobathes (Figure 12) établie dans la région à partir de la campagne sismique 3D HDZ, montre une tectonique assez complexe matérialisée par des accidents à prédominance Nord–Est / Sud-Ouest et d’autres presque Est–Ouest (Figure 13) ainsi que par des structures en blocs sous forme de horsts et de grabens (Rezzag Et Hadjadj, 2014).

22

Fig.13. Profil sismique au niveau du puits HDZ-17 (S.DP.HM, 2005).

Le tableau ci-dessous montre les différentes discordances passant par le puits HDZ – 17.

Tableau 01 : Discordances au niveau du Puits HDZ – 17. (Documents Sonatrach, DP, 2005).

Discordance Profondeur (m) Disposition

Pyrénéenne 331,5 Eocène – Sénonien carbonaté

Autrichienne 1430 Aptien – Barrémien

Hercynienne 3195 Trias roches éruptives – grès _d’Ouargla

II.6.1. Système Pétrolier

La structure de HDZ est définie comme étant un piège de type structural (anticlinal allongé de direction NNE-SSW), bordée dans sa partie Est par une faille de même direction ; elle présente une superficie de 40 km2 sur une amplitude de 60 m.

23

II.6.2. Roche mère

Les différentes études et analyse géochimique faite par plusieurs partenaires (AGIP, TOTAL, PECTEN, LASMO,….) ainsi que celles de SONATRACH, ont révélé que la partie basale de Silurien constitué par des argiles noires radioactives à Graptolites a montré la présence d’un kérogène du type II à mixte. Le kérogène est constitué par des algues et de la matière organique amorphe ainsi que de quelques Chitinozoaires. Le Silurien représente la principale roche mère par sarichesse en matière organique dont le COT atteint 14%, et de son état de maturation. Par contre son extension ne couvre pas la totalité du bassin (REZZAG et

HADJADJ, 2014).

Les analyses des extraits de matière organique présentent les caractéristiques d’une huile légère d’origine marine déposée dans un milieu réducteur. Elle est en phase à huile à l’ouest et le Nord Est, et au stade à gaz sec au Sud-Ouest de bassin d’oued Mya.

Les autres roches mères possibles ou éventuelles dans l’Ordovicien peuvent être représentées par les argiles d’Azzel, d’El-Gassi. Les argiles micro conglomératiques présentent une faible richesse en matière organique car leur COT est inférieur à 1%.

II.6.3. Roche Réservoir

Le réservoir ordovicien (Quartzite de Hamra) productif dans les puits HDZ09, HDZ10, et HDZ17 est le réservoir principal. La couverture régionale est assurée par les séries Argilo-salifères du Trias et du Lias.

II.6.4. Roche Couverture

Les formations argilo-salifères du Lias et les roches éruptives de Trias, constituent d’excellentes roches couverture pour les Quartzites de Hamra. Localement le Cambrien (Ri+Ra) à pour couverture le s argiles d’El-Gassi (REZZAG et HADJADJ, 2014).

II.7. Conclusion

Le champ de Hassi Dzabat est situé dans la zone Sud-Est de l’axe structural de Hassi Messaoud, il constitue un horst anticlinal d’orientation NE/SW, délimité par des failles de même direction. La structure de Hassi D’zabat limité par le champ de Hassi Messaoud vers le Nord et le Nord-Est Structure anticlinale de Hassi Tarfa

La série stratigraphie du champ est essentiellement composée de dépôts Mésozoïques avec 2907 m d’épaisseur, reposant en discordance sur le Paléozoïque qui à 235 m d’épaisseur. Enfin, un faible épandage détritique d’âge tertiaire de 163 m repose en discontinuité sur le Mésozoïque.

On distingue de la base au sommet quatre unités lithologiques : Grès d’Ouargla (entre 37 et 66 m), Quartzites de Hamra (entre 100 et 111 m), Grès d’El – Atchane (entre 13 et 18 m), Argiles d’El – Gassi (entre 25 et 108 m).

Chapitre III :

24

III.1. Introduction

La géophysique utilise toutes les méthodes de la physique pour obtenir des informations sur les zones difficiles d’accès du globe. Par exemple, seule la géophysique permet d’avoir des connaissances concernant le noyau terrestre, le fond des océans ou les confins de l’atmosphère, là où des mesures physiques directes sont pour ainsi dire impossibles.

La géophysique appliquée est la partie de la géophysique dont nous entendons des informations liées aux activités humaines dans différents domaines. Dans le sens originel du mot, la géophysique appliquée correspond à la prospection géophysique, par exemple, l’étude des courants océaniques ou des variations du niveau marin, où la recherche de substances utiles dans le sous-sol pour le cas qui nous concerne.

Cette diversité d’objectifs et d’échelles implique l’existence de nombreuses méthodes :  La méthode sismique

 Les méthodes des diagraphies  Le radar géologique, la gravimétrie  Le VLF

 La gravimétrie

 La méthode magnétique

 La méthode Audio-magnétisme (AMT)  Les méthodes acoustiques et sismiques  La méthode électrique

 Les méthodes électromagnétiques

Elles sont toutes des outils essentiels utilisés dans des domaines tels que :  La recherche scientifique

 La prospection pétrolière et le domaine parapétrolier  Le génie civil  La prospection minière  L’hydrogéologie  La pédologie  L’archéologie  Le but de la géophysique

D’un point de vue industriel, la prospection géophysique concerne presque exclusivement la recherche d’hydrocarbures, (environ 97 % en chiffre d’affaire) et c’est là qu’elle trouve le moteur de son développement. L’objectif du géophysicien pétrolier est d’éviter les forages inutiles, le coût d’un puits étant extrêmement élevé. La prospection pétrolière ne peut donc se concevoir sans un usage intensif de levés géophysiques préalables aux forages eux-mêmes.

D’un point de vue scientifique, l’emploi le plus fréquent de la géophysique est l’étude de grandes surfaces à distance. Nous utilisons par exemple souvent des méthodes aéroportées pour mesurer le champ magnétique naturel moyen ou pour étudier l’effet de champs électromagnétiques induits. La télédétection par satellites, méthode relativement récente,

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permet également d’obtenir des informations sur toute la surface du globe en peu de temps et d’efforts. Nous couvrons ainsi systématiquement, et à peu de frais, de grandes régions terrestres, parfois inaccessibles du sol. (Boumelit et Lefelef, 2019).

III.2. La Diagraphie

Les diagraphies sont des techniques géophysiques mises en œuvre à l’intérieur du forage. Elles servent à mesurer en place un paramètre physique caractéristique du terrain. Elles sont complémentaires des techniques géophysiques de surface.

Le principe de la méthode consiste à mesurer des paramètres quelconques à l’aide d’une sonde (outil) descendue dans le puits au bout d’un câble qui en plus du moyen mécanique sert aussi du support pour la transmission des signaux entre l’outil en profondeur et l’unité d’enregistrement en surface.

Notons que les diagraphies sont déterminantes pour l’efficacité de l’exploration pétrolière. Elles permettent de confirmer ou non les indices décelés durant les phases préliminaire de sismique de surface et de forage. Si les indications sont favorables, elles seront suivies par des phases d’essais des puits (afin de tester les capacités de production du puits étudié).

Pour le géotechnicien la diagraphie est un outil parmi beaucoup d’autres mis à sa disposition pour l’aider à résoudre les problèmes qui lui sont posés. Ainsi, l’emploi des diagraphies sera quelquefois primordial, d’autre fois complémentaire. (Boumelit et Lefelef, 2019).

III.2.1. Classification

D’une manière générale, il existe deux types de diagraphies :

III.2.1.1. Diagraphies instantanées

Ce sont des diagraphies enregistrées en cour de forage (LDW : Logging While Drilling) donnant ainsi des informations sur :

- La teneur en hydrocarbure et/ou eau ; - La vitesse d’avancement du trépan qui fore ; - La porosité et densité ;

- La perméabilité

Actuellement, on utilise des cabines géologiques informatisées qui donnent les différents paramètres en temps réel. Ces derniers sont utiles pour la surveillance géologique du sondage.

Les diagraphies des paramètres de forage sont d’un faible coût et les renseignements complémentaires qu’elles apportent sont souvent très utiles. Lorsque l’on réalise un forage, on se prive d’une information riche si l’on n’enregistre pas en même temps ne serait-ce que la vitesse d’avancement instantanée (Bennana et Khazani, 2016).

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Fig.14. Trois diagraphies différentes dans un même forage recoupant un recouvrement

sédimentaire sur un substratum cristallin (CHAPELLIER, 1987)

III.2.1.2. Diagraphies différées

Ce sont des enregistrements effectués à l’arrêt du forage en trou ouvert ou tubé, après retrait des tiges de forage du puits. Les principales informations recueillies de ces diagraphies sont essentiellement :

 La résistivité et le potentiel spontané ;

 La radioactivité naturelle (contenu en Potassium, Thorium et Uranium) ;

 La vitesse du son ;

 La densité de la formation, sa porosité, sa perméabilité

 La température de boue de forage ;

 Les paramètres géométriques, comme le diamètre dusondage ainsi que la déviation et l’azymite

 Le pendage de la formation ;

 La constante électrique ;

 Les principaux minéraux constituant la matricede formation.

Nous décrivons ci-dessous cinq techniques de diagraphies. Trois sont qualifiées de diagraphies légères et deux de diagraphies lourdes.

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Le qualificatif « lourd » tient au fait qu’elles sont complexes à mettre en œuvre, en particulier à cause des problèmes de sécurité, et qu’elles sont donc assez coûteuses. Nous citerons :

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 La diagraphie neutron-neutron, qui sert à mesurer la teneur en eau.

 Les diagraphies légères sont les autres diagraphies ; elles sont plus simples à mettre en œuvre et posent moins de problèmes de sécurité. Nous citerons :

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 La diagraphie de radioactivité naturelle.

 La diagraphie électrique.

 La diagraphie micro sismique.

La figure 15 donne Schéma général d’un matériel de diagraphie.

Fig.15. Schéma général d’un matériel de diagraphie (CHAPELLIER, 1987) III.2.2. Quelques types des diagraphies

III .2.2.1. Diagraphie électrique

III .2.2.1.1. Potentiel spontané (PS) = Polarisation spontanée

C’est le potentiel électrique mesuré dans la colonne de la boue par rapport à un potentiel de référence fixe. Ce dernier est principalement dû au déséquilibre ionique crée entre l’eau de la formation et la boue de forage par les formations perméables ou non. Il dépend de la salinité de l’eau de la formation, du filtrat et de la teneur en argile. Le potentiel spontané est exprimé en millivolts (mv), il permet de :

 Mettre en évidence les bancs poreux et perméable ;

 Localiser certains niveaux imperméables ;

 Calculer le pourcentage d’argile contenu dans la roche réservoir ;

 Calculer la résistivité de l’eau d’imbibition Rw, ce qui permet d’obtenir la salinité et donc la qualité chimique de cette eau.

Il est à noter qu’il existe plusieurs facteurs influençant la forme et l’amplitude des déflexions du potentiel spontané (salinité des fluides, épaisseurs des bancs, résistivité,

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présence d’argile, effet des formations compactes, dérive de la ligne de base et la perméabilité), (Fig. 16) (Khazani et Bennana, 2016).

Fig.16. Principe de mesure du potentiel spontané (PS). (BELFERAR et DAHMAN , 2019). III.2.2.1.2. Résistivité (ρ)

Le principe de cette diagraphie est de mesurer le degré d’opposition d’une couche au passage d’un courant électrique .la résistivité d’une formation est un paramètre de base qui reflète son contenu en fluide (eau, hydrocarbure) et qui est aussi fonction de la porosité de la roche, de la salinité de l’eau de la formation, de la teneur en argile et de sa résistivité du fait que les formations perméables sont envahies par le filtrat de boue de forage. La valeur de la résistivité aux abords immédiats du sondage n’est aspect représentative de la résistivité réel de la formation telle quelle était avant le forage.

D’autre part, la mesure de la résistivité Ω(.m) de la zone envahie permet une évaluation de la mobilité des hydrocarbures, c’est pour cela, il existe plusieurs types de diagraphie de résistivité ayant différente profondeur d’investigations, comme :

- Investigation profonde ; - Induction profonde ; - Investigation moyenne ;

- Induction moyenne (ILM), diagraphie à focalisation sphérique (SFL) Ce type de diagraphie électrique a pour but :

- La détermination de la lithologie et les milieux de dépôts ; - Le calcul de la porosité ;

- La détermination de la saturation en eau.

III.2.2.2. Diagraphie nucléaire

III.2.2.2.1. Diagraphie Gamma-Ray (GR)

Le Gamma Ray (ou Radioactivité Gamma) correspond à la mesure de l’émission naturelle de la radioactivité gamma des roches. Par conséquent, les roches les plus riches en éléments