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Etude des matériaux observés au cours des prospections détaillées des champs de pétrole et de gaz

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par Ibsam NGULWE TUMAINI Wa'RUSAATI
Université de Kinshasa - Graduat en pétrole et gaz 2012
  

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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

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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