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,)
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