N° d’ordre : /DSTU/2016

MEMOIRE

Présenté

à

L’UNIVERSITE ABOU BEKR BELKAID-TLEMCEN FACULTE DES SCIENCES DE LA NATURE ET DE LA VIE ET SCIENCES DE LA

TERRE ET DE L’UNIVERS DEPARTEMENT DES SCIENCES DE LA TERRE ET DE L’UNIVERS

Pour obtenir

LE DIPLÔME DE MASTER PROFESSIONNEL

Spécialité

Géo-Ressources Professionnel

Par

Youssouf KHAZANI Et

Nabila BENNANA

CARACTERISTIQUES PETROPHYSIQUE DU RESERVOIR TRIASIQUE

DU CHAMP DE BENKAHLA SUD (BASSIN DE HOUD BERKAOUI)

Soutenu septembre 2016 devant les membres du jury :

Mustapha Kamel TALEB, Maître Assistant (A), Univ. Tlemcen Président Kamar Eddine BENSEFIA, Maître Assistant (A), Univ. Tlemcen Encadreur Mustapha BENADLA, Maître Assistant (A), Univ. Tlemcen Examinateur Souhila GAOUAR, Maître Assistant (A), Univ. Tlemcen Examinateur

MEMOIRE DE MASTER

Type de Master : Professionnel Domaine : Sciences de la Terre et de l’Univers Filière : Géologie Spécialité : Géo-Ressources

Titre du mémoire : CARACTERISTIQUES PETROPHYSIQUE DU RESERVOIR TRIASIQUE DU CHAMP DE BENKAHLA SUD (BASSIN DE

HOUD BERKAOUI)

Auteurs : Youssouf KHAZANI Nabila BENNANA Résumé Dans ce travail, les données diagraphiques et pétrophysiques des puits pétroliers du champ Ben Kahla (Houd Berkaoui) ont été interprétées. L’intervalle chronostratigraphique concerné se limite aux dépôts du TAG réservoir (Trias Argilo-Gréseux) de série inferieure. Cette dernière montre à travers la zone D’étude une évolution spatio-temporelle dictée par un contrôle tectonique locale et/ou régionale. Les résultats pétrophysiques (porosité et volume d’argile) obtenus à partir du « logicielTechlog » et représentés sous-forme de cartes en iso-porosité et en iso-argilosité ont permis de mettre en évidence la relation entre ces deux paramètres et la qualité de la production d’hydrocarbures dans la zone d’étude. Par ailleurs , Les cartes en isopaque et en isobathe sont établit pour mieux comprendre la relation qui existe entre l’épaisseur et la tectonique.

Mots-clés : Diagraphiques, Pétrophysiques , TAG , Série inferieure , Champ de Ben Kahla , Houd Berkaoui , Bassin de Oued M’ya, isopaque et isobathe.

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TABLE DES MATIERES

P 4 AVANT-PROPOS 5 RESUME 6 ABSTRACT

Premier Chapitre: CADRE GENERAL 7 I. OBJECTIFS 7 II. METHODOLOGIE 7 A. Acquisition des données 7 B. Traitements des données 8 III. GENERALITES GEOGRAPHIQUES ET GEOLOGIQUES 8 A. Contexte géographique 8 1. Situation du bassin d’Oued Mya 8 2. Situation du champ de Benkahla 9 B. Contexte géologique 9 1. Aperçu géologique du bassin d’Oued Mya 9 1.1. Au plan stratigraphique 10 1.1.1. Le Paléozoïque 10 1.1.2. Le Mésozoïque 12 1.1.3. Le Cénozoïque 14 1.2. Au plan structural 15 2. Aperçu géologique du champ de Benkahla 15 2.1. Au plan stratigraphique 15 2.1.1. Le Paléozoïque 15 2.1.2. Le Mésozoïque 18 2.2. Au plan structural

Deuxième chapitre: DIAGRAPHIE ET CORRELATION 19 I. INTRODUCTION

19 II. RAPPEL SUR DIAGRAPHIE 19 A. Définition 19 B. Méthodes et applications 19 1. Les diagraphies instantanées 20 2. Les diagraphies différées 20 3. Quelque type de diagraphie 20 3.1. Diagraphie électrique 20 3.1.1. Potenteil spontané(PS)=Polarisation spontanée 20 3.1.2. Résistivité 21 3.2. Diagraphie nucléaires 21 3.2.1. Diagraphie Gamma-Ray(GR)

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21 3.2.2. Diagraphie neutron (CNL) 21 3.2.3. Diagraphie densité(FDC) 22 3.3. Diagraphie acoustique 22 3.3.1. Diagraphie sonique 22 III. NOTION D’ELECTROFACIES 22 A. Electrofaciès 22 1. Concept 22 2. Méthode d’analyse

23 IV. L’ANALYSES DES FACIES DIAGRAPHIQUE 23 A. Introduction 23 1. Electrofacies I 23 2. Electrofacies II 23 3. Electrofacies III 25 B. Réservoir de la série inferieure 25 V. CORRELATIONS 26 A. Transect Nord –Sud 27 B .Transept Ouest-Est 27 VI. CONCLUSION Troisième chapitre: ETUDE DES PARAMETRES PETROPHYSIQUES 28 I. INTRODUCTION

28 II. NOTIONS DE BASE 28 A. Notion de porosité (Φ) 29 B. Notion de perméabilité 29 C. Volume d’argiles (Vsh) 29 D. Saturation en eau (Sw) 30 III. ACQUISITION DES DONNEES

30 IV. TRAITEMENTS DES DONNEES 31 V. RESULTATS ET INTERPRETATION 31 A. Carte en iso-porosité 31 B. Carte en iso-argilosité 31 VI. CONCLUSION

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Quatrième chapitre: CARTES EN ISOBATHES ET EN ISOPAQUES

34 I. INTRODUCTION 34 II. RESULTATS ET INTERPRETATIONS 34 A. Cartes en isopaques 35 B. Cartes en isobathes 37 III. CONCLUSION

38 CONCLUSION GENERALE

39 REFERENCES BIBLIOGGRAPHIQUES

40 LISTE DES FIGURES

41 LISTE DES TABLEAUX

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AVANT-PROPOS En premier lieu, nous tenons à remercier notre DIEU "Allah" pour nous avoir

donné la force afin d’achever ce modeste travail.

Tout d’abord, nous tenons à remercier

Monsieur Kamar Eddine BENSEFIAKamar Eddine BENSEFIAKamar Eddine BENSEFIAKamar Eddine BENSEFIA , Maître-assistant classe (A) à l’Université de

Tlemcen et Encadreur de ce mémoire. Il a été compréhensif, disponible et patient. Nous

saluons sa manière d'entreprendre les choses et sa persévérance.

Monsieur K.M TALEBK.M TALEBK.M TALEBK.M TALEB, Maître Assistant classe (A) à l’Université de Tlemcen, qui

nous a fait l'honneur de présider le jury de ce mémoire.

Monsieur M BENADLAM BENADLAM BENADLAM BENADLA, Maître-assistant classe (A) à l’Université de Tlemcen, Sa

présence aujourd’hui dans ce jury en qualité d’examinateur.

Madame S GAOUARS GAOUARS GAOUARS GAOUAR, Maître- Assistant classe (A) à l’Université de Tlemcen,

d’avoir accepté de juger notre travail.

Monsieur Abbas MAROKAbbas MAROKAbbas MAROKAbbas MAROK, Professeur à l’Université de Tlemcen, qui nous a proposé

ce sujet, d’avoir suivie de loin et de prés et d’apporter son avis et ses conseils.

Monsieur Mohammed RADJAMohammed RADJAMohammed RADJAMohammed RADJA , Ingénieur à SONATRACH ( base HAOUD

BERKAOUI ) pour sa prise en charge scientifique pendant toute la période de notre stage

pratique , et tous les gens de la base HAOUD BERKAOUI.

Nous tenons à exprimer nos très vifs remerciements à tous nos professeurs de la

filière des Sciences de la terre et de l’université Abou BekrBelkaïd de Tlemcen qui ont

contribué à nos formations.

Enfin, Nos remerciements vont à tous les collègues de la promotion (option: Géo-

Ressources Professionnel), avec tous nos encouragements

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RESUME

Dans ce travail, les données diagraphiques, et pétrophysiques des puits pétroliers du champ Ben Kahla (Houd Berkaoui) ont été interprétés. L’intervalle chronostratigraphique concerné se limite aux dépôts du TAG réservoir (Trias Argilo-Gréseux) de la série inferieure. Cette dernière montre à travers la zone d’étude une évolution spatio-temporelle commandée par un contrôle tectonique locale et/ou régionale. Les résultats pétrophysiques (porosité et volume d’argile) obtenus à partir du « logiciel Techlog » sont représentés sous-forme de cartes en iso-porosité et en iso-argilosité ont permis de mettre en évidence la relation entre ces deux paramètres et la qualité de la production d’hydrocarbures dans la zone d’étude. Par ailleurs, les cartes en isopaques et en isobathes sont établit pour mieux comprendre la relation qui existe entre l’épaisseur et la tectonique.

Mots-clés : Diagraphiques, Pétrophysiques , TAG , Série inferieure , Champ de Ben Kahla , Houd Berkaoui ,Bassin de Oued M’ya ; Isopaque et isobathe.

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ABSTRACT

In this work, logging data, petrophysical and oil wells Ben Kahla Field (HoudBerkaoui) were interpreted. The stratigraphic interval in question is limited to deposits TAG (Triassic sandstone Clay) of lower series. The latter shows through the study area, on a spatiotemporal evolution dictated by local tectonic control and / or regional.

Petrophysical results (porosity and clay volume) obtained from the "Software Techlog

"and represented under the form of maps iso-porosity and clay content iso-enabled to highlight the relationship between these two parameters and the quality of the production of hydrocarbons in the study area.

Moreover, in isopaque and isobathe maps are established to better understand the

relationship between the thickness and tectonics. Keywords: Logging, petrophysical, TAG, lower series, Champ Ben Kahla, HoudBerkaoui, Basin Oued me there, isopaque and isobathe.

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Premier chapitre : CADRE GENERAL

I. OBJECTIFS

Dans le but d’étudier les caractères du réservoir du champ de Benkahla (bassin d’Oued Mya) et d’évaluer le potentiel pétrolier de ladite zone, plusieurs puits ont été sélectionnés. La démarche entreprise sur le champ de Benkahla est la suivante :

- Décrypter les signaux diagraphiques et identifier les différents faciès diagraphiques ;

- Etablir une corrélation lithostratigraphique selon des transects afin de suivre les variations des

épaisseurs et des faciès ;

- L‘étude des paramètres pétrophysiques par l’établissement des cartes en iso-argilosité et en iso-porosité ;

- Etablir des cartes en isopaques et en isobathes pour avoir une idée sur l’évolution spatio-temporelle du réservoir de la zone d’étude. II. METHODOLOGIE A. Acquisition des données Le présent travail est basé essentiellement sur l’interprétation des jeux diagraphiques de 07 puits répartis sur la zone d’étude (champ de BENKAHLA). Chaque puits comporte plusieurs méthodes d’enregistrements diagraphiques (GR et DT). B. Traitements des données

Le traitement des données a été éffectuer par le logiciel « Techlog ». ce dernier est indispensable pour :

- l’interprétation des diagraphies ; - Calculs et réalisation des courbes ; - Réalisation des corrélations ; - Classement des puits par chmaps pétrolier.

Le logiciel« Surfer » permet de réaliser d’une part les cartes en isopaques et en

isopaque et les cartes en iso-porosité, et en iso-argilosité d’autre part.

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III. GENERALITES GEOGRAPHIQUES ETGEOLOGIQUES A. Contexte géographique 1. Situation du bassin d’Oued Mya Faisant partie du Sahara algérien, la région d’Oued Mya est située au nord de la plate-forme saharienne entre les latitudes 32°08’ et 32°46’ Nord et Longitudes : 4°28’ et 5°08’ Est. Elle est limitée au Nord par l’ensellement de Touggourt et la voute de Tilrhemt, au Sud par le bassin du Mouydir, à l’Est par le le môle d’Amguid -El.Biod -Hassi Messaoud, au Nord-Ouest par le champ de Hassi R'mel, à l’Ouest par la voute d’Allal et au Sud-Ouest par le môle d’Idjerane (fig.01).

Fig. 01 -Situation géographique d’Oued Mya

(In.WEC 2003, modifiée).

2. Situation du champ de Benkahla

La zone de Ben Kahla se trouve dans la wilaya d’Ouargla et se positionne ainsi entre les deux régions de Hassi Messaoud et de Hassi R’mel à 600 km au Sud de la capitale.

Le gisement de BenKahla est situé dans la région de Garackrima à 80 kilomètres

environ à l’Ouest de Hassi Messaoud et à une vingtaine de kilomètres au Sud du gisement de

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Guellala et à la même distance à l’Est de Haoud Berkaoui. Sa superficie est de l’ordre de 83.5 km2.

Fig.02-Situation géographique du champ de Benkahla.

B. Contexte géologique 1. Aperçu géologique du bassin d’Oued Mya 1.1. Au plan stratigraphique (fig.03) La couverture sédimentaire reconnue dans La région d’étude est représentée par trois grands ensembles d’âge paléozoïque, mésozoïques et cénozoïque (BOUDJEMA.A, 1987). Leurs épaisseurs moyenne est d'environ 5000m. Elle est marquée par plusieurs discordances qui sont :

- La discordance hercynienne : qui affecte lest dépôts de paléozoïque supérieur ; - La discordance autrichienne : affectant les dépôts du Crétacé inférieur ; - La discordance pyrénéenne : qui a érodée les dépôts du tertiaire. La série stratigraphique de bassin d’Oued Mya est marquée par l’absence des termes

du paléozoïque supérieur et se présente de bas en haut :

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1.1.1. Le Paléozoïque Reposant sur le socle granitique, il s'amincit d'une façon progressive vers l'Est et l'Ouest par rapport au centre du bassin (bloc 438), ce phénomène est du à l'érosion hercynienne durant le Carbonifère et le Permien. Cette série comprend uniquement le Cambrien et l’Ordovicien. a. Le Cambrien C'est un ensemble grèso-conglomératique, son épaisseur moyenne est de 500m. Le niveau gréseux est subdivisé en quatre zones : Ri, Ra, R2 et R3. - Zone R3 : Constituée par des grés feldspathique à ciment gypseux fin à grossier avec quelques passées de marnes grise et siltstones. - Zone R2 : Elle est formée par des grès feldspathiques plus au moins grossier avec des passées de silts. - Zone Ra : Elle est essentiellement quartzitique avec des fines passées d’argiles gris verdâtre indurée. - Zone Ri : Elle est constituée par un grès quartzitique brun, blanc, fin à moyen et des passés d’argile gris verdâtre indurée silteuse. b. L’Ordovicien Débutant à la base par une combe argileuse silteuse (argile d’El Gassi), suivie par des grès fins à moyen (grès d’El Atchane), ensuite se dépose des grès blancs, très fins à moyens (Quartzites de Hamra), surmonté par des grès très fins à moyen, localement grossiers (grès d’Ouargla), surmontés par une combe argileuse (argile d’Azzel, suivie par une succession des bancs gréseux à ciment argileux (grès d’Oued Saret) au quelle fait suite une série d’argile intercalée par des niveaux micro conglomératiques (argile micro conglomératiques). L’ensemble est clôturé par la dalle de M’Kratta. 1.1.2. Le Mésozoïque: Son épaisseur moyenne est de 3700m. a. Le Trias

Son épaisseur moyenne est de 350m, il est limité à la base par la discordance hercynienne. Il est composé de bas en haut par la succession suivante : - La Série inférieure ou le Trias argilo-gréseux inférieur (T.A.G.I): Repose en discordance angulaire sur le Paléozoïque (discordance hercynienne). Son épaisseur diminue vers le Nord et le Nord-Ouest. Il est constituée d’une alternance de grès fins à moyens souvent argilo-siliceux et de passés d'argiles bruns-rouges, d’origine continentale. Cette série est surmontée par un dépôt d’épanchement des roches éruptives.

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-. Le Trias T1: C'est l'unité qui se développe au sommet des roches éruptives et qui comprend des intervalles distincts d'argiles aussi bien à la base qu'au sommet avec certains niveaux intermédiaires de grès. La diminution d'épaisseur des roches éruptives sur les flancs Nord-Ouest, Nord et Nord-Est est compensée par le développement des bancs de grès d’où l'épaississement de l'unité. - Le Trias T2: Correspond au dernier épisode silito-grèseux du Trias qui évolue progressivement vers un faciès argileux. - Le Trias argileux: Représenté par des argiles pâteuses, salifères avec une épaisseur plus ou moins constante. - Le Trias salifère "S4": C'est l'unité finale triasique qui marque l'installation du cycle évaporitique clôturant toute la série argilo-gréseuse du Trias. Elle est constituée par une puissante série de sel massif. b. Le Jurassique Il est représenté par une épaisse série laguno-marine de 1450m d'épaisseur moyenne. Cette série est à prédominance évaporitique à la base devenant argilo-gréseuse vers le sommet. Elle comprend trois séries : - Le Lias : constitué de différent ensemble lithologique :

• Lias argileux : Il est constitué d’Alternance d'argile salifère et de sel. • Lias salifère (S3) : Sel massif. • Lias salifère (S1+S2) : Sel massif à passées d’anhydrite et d’argiles. • Lias dolomitique (Horizon B) • Lias salifère : Sel massif à passées d’argile. • Lias anhydritique : Anhydrite massif à passées de dolomie. • Lias carbonaté et marneux.

-Le Dogger: il est subdivisé en Dogger lagunaire et argileux. Le premier est constitué d’Argiles avec quelques passées d'anhydrite, de calcaire et de dolomie. Par contre le second est formé par des argiles avec passées de calcaire, de dolomie et d'anhydrite. - Le Malm : constitué principalement par une alternance irrégulière d'argiles et de grès à passées de marnes et trace d'anhydrite. c. Le Crétacé

C'est la série la plus puissante avec 1900m d'épaisseur moyenne. Elle est représentée par des dépôts clastiques continentaux, formé essentiellement par des grès et des argiles au cours de Crétacé inférieur. Passant à des dépôts d'origine lagunaires et marins, formé essentiellement d’argile, d’anhydrite, de dolomie et de calcaire au cours de Crétacé supérieur.

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1.1.3. Le Cénozoïque

Peu épais, cet étage est constitué de sable et de grés du Mio-Pliocène. Quelques sondages dans la moitié Nord du bassin ont montré la présence de gypses, anhydrites, dolomies, argiles et marnes de l'Éocène inférieur.

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Fig.03 -Coupe lithostratigraphique type de bassin d’Oued Mya (D’après

SONATRACH, 2010, modifiée).

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1.2. Au plan structural

Le bassin d’Oued Mya est affecté par plusieurs bourrelets de direction NE-SW dont la

majorité est liés à un système de failles de même direction. Parmi les plus importants dans le

bloc 438 (BEICIP,1992) , on peut citer : le bourrelet d'Erg Djouad qui s'étend jusqu'à

Benkahla, Haoud Berkaoui et se prolonge jusqu'au bloc 417 en passant par Guellala, N'goussa

et Boukhezana, le bourrelet de Tahtani, le bourrelet de Kef el Argoub et le bourrelet de

Djerrah (BOUDJEMA A, 1987) (Fig. 04).

Fig. 04 -Schéma structural interprété du Bloc 438 d’Oued Mya

(D’après SONATRACH, 2010)

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2. Aperçu géologique du champ de Benkahla 2.1. Au plan stratigraphique (fig.05) 2.1.1. Le Paléozoïque

Les données stratigraphiques obtenues par 32 forages du gisement, dans cet étage sont celles du Silurien.

a. Le Silurien Très affectée par la discordance Hercynienne, il est composé par des argiles noires,

feuilletées, charbonneuses quelque fois carbonatées au sommet, avec des intercalations gréseuses métriques.

2.1.2. Le Mésozoïque

a. Le Trias

Il est composé d’une série argilo-gréseuse et se termine par une série argilo-salifère, qui constitue une excellente couverture pour les gisements du Trias gréseux, il se compose de bas en haut :

- La Série inférieure : ( 40 à 50m ) Cette série est constituée d’argile verte à gris et de

grès est discordante sur le Silurien (discordance hercynienne) et elle est aussi recouverte par les épanchements Andésitiques. Son épaisseur moyenne est de l’ordre de 40 à 50 mètres, elle se compose d’une succession de grès grossiers, de grès fins à moyens, de grès très fins et d’argile fréquemment dolomitique (J.Thouvenien, jan1968).

‘augmente du Sud au Nord de Benkahla .avec des intercalations gréseuses intra-

andésitique .Au-dessus de l’Andésite et dans la partie méridionale de Benkahla, on rencontre une passée d’argile à cinérites dont l’épaisseur varie de 1 à 6 m.

- Le Trias gréseux (T1) : ( 20 et 30 m ) Cette formation constitue une séquence argilo-

gréseuse avec une épaisseur entre 20 et 30 m. Dans sa partie sommitale il y a un banc d’argile dolomitique et bréchique d’environ 10 m de hauteur.. On peut subdiviser le T1 deux sous-couches:

• Une sous-couche argilo-dolomitique au sommet avec une épaisseur de l’ordre de 8m. • Une sous-couche gréseuse d’une épaisseur de 12m.

- Le Trias gréseux (T2) : Au sommet, on trouve une sous-couche argilo-silteuse brun

rouge d’une dizaine de mètres. Elle est dolomitique à fissures remplies de sel et d’anhydrite. Une sous-couche gréseuse (grains moyens à fins de 8 à10 m).

- Trias argilo-salifère: •Trias argileux (15 m) : Il comprend (argiles supérieurs ,argiles salifères et argiles inférieures ). •Trias saliferes ( 45 m): Il est composé d’alternance de sel et d’anhydrite et d’argile, il se subdivise en deux grandes séquences :

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- Au sommet :Sel anhydrite d’épaisseur de 25 m (TS1+TS2 ou équivalent LS1+LS2). - A la base :Le sel massif II épaisseur de 20 m à 24 m environ (LS3).

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Fig .05 -Colonne lithostratigraphique type de Benkahla. (Document Division Production/ SONATRACH).).).).

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2.2. Au plan structural La tectonique de Benkahla s’inscrit dans le cadre global de la plate-forme saharienne, l’architecture actuelle dévoie un résultat d’une longue évolution, comme l’aboutissement de longues déformations qui se sont pour suivies d’une façon plus ou moins continue tout au long de l’histoire du bassin, parmi les principales failles qui ont affecté la région de Benkahla on a :

- une faille distensive de direction NO-SE. - une failles Nord-Sud et NE-SO.

Fig.06 - Structure HBK / GLA / BKH

(Document Division Production/ SONATRACH).

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Deuxième chapitre: DIAGRAPHIE ET CORRELATION

I. INTRODUCTION La présence des hydrocarbures dans une couche profonde ne peut être prouvée qu'après le forage d'un puits et qu'après la connaissance de certaines caractéristiques du réservoir, le but de l'introduction des diagraphies et d'apporter une estimation de ces caractéristiques. II. RAPPEL SUR DIAGRAPHIE :

A. Définition La diagraphie «carottage électrique »ou « Well log »en anglais est un enregistrement

continu des caractéristiques des formations géologiques traversées par un sondage en fonction de la profondeur.

Le principe de la méthode consiste à mesurer des paramètres quelconque 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 .Elle 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).

B. Méthodes et applications D’une manière générale, il existe deux types de diagraphies :

1. Les diagraphies instantanées Ce sont des diagraphie enregistrée 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.

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2. Les 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 recueilles de ces diagraphie 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 du sondage ainsi que la déviation et l’azymite

- Le pendage de la formation ; - La constante électrique ; - Les principaux minéraux constituant la matrice de formation.

3. Quelques types des diagraphies 3.1. Diagraphie électrique

3.1.1. Potenteil 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, présence d’argile ,effet des formation compactes ,dérive de la ligne de base et la perméabilité). 3.1.2. 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 formation perméable sont envahies par le filtrat de boue de forage. La valeur de la résistivité aux abords immédiats du sondage n’est pas représentative de la résistivité réel de la formation telle quelle était avant le forage.

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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 différent profondeur d’investigations, comme :

- Investigation profonde ; - Induction profonde (6FF40 ou ILD),(LLD) ; - Investigation moyenne ; - Induction moyenne (ILM), latérolog moyen (LLS), 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.

3.2. Diagraphie nucléaires

3.2.1. Diagraphie Gamma-Ray(GR)

L’outil Gamma-Ray mesure l’intensité du rayonnement Gamma émis spontanément des formations géologiques, cette radioactivité naturelle des couche est due à la désintégration de certains éléments contenus dans la composition chimique de certains minéraux des roches. dans les roche sédimentaires, trois éléments contribuent à la radioactivité gamma (K, Th ,U). Notons que ,les réflexions donnés par les diagrammes des rayons gamma sont en fonction non seulement de la radioactivité des formations, mais aussi de celle de la densité de la boue de forage, du diamètre du trou de forage et de l’existence du tubage. L’utilisation des abaques de Schlumberger permet de réaliser les corrections nécessaires.

En ce qui concerne l’unité de mesure de la radioactivité gamma, plusieurs unités sont employées :

- L’unité ancienne utilisé par Schlumberger est le microgramme équivalent du Radium par tonne(µg.Ra-eg / tonne) .

- L’unité calibration microroentgen par heure (µr /h), exprimant l’intensité du rayonnement gamma, utilisée par Pan Geo –Alas Comp any et par Mc. Cullough Tool Company.

- L’unité API (American -Petrolium –Institut). - L’unité de mesure coup par division (cps/division).

3.2.2. Diagraphie neutron (CNL)

Le CNL ( compensated Neutron Log) mesure l’attitude d’une formation à ralentir les neutrons rapides émis par une source placées sur l’outil ;suite à leur collision avec les noyaux d’hydrogène(le Neutron) .la réponse de l’outil est en fonction de la teneur d’hydrogène ,la porosité et du type de fluide contenue dans la formation .la principale information recueillie de cette diagraphie est la porosité (NPHI).

3.2.3. Diagraphie densité(FDC)

Le FDC (Focused Density Compensated) mesure la densité de la formation par interaction des rayons gammas avec le milieu. Cette densité est en fonction du type de roche,

RHOB=ρmax (1- Φ) +ρfΦ

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de sa porosité et des fluides qu’elles renferment .Elle est convertie en porosité équivalente sur les diagrammes de (RHOB). RHOB : densité lue en diagraphie ; ρf : densité de fluide ;Φ:porosité densité ; ρmax : densité de la matrice. En somme, la combinaison des courbes FDC et CNL permet de détecter les zones à gaz dans un réservoir .lorsque la zone analysée renferme des hydrocarbures légers (gaz) plutôt que l’huile et l’eau de formation l’effet est le suivant :

3.3. Diagraphie acoustique

3.3.1. Diagraphie sonique La diagraphie sonique BHC (Borehole Compensated) mesure le temps de propagation d’ondes acoustique (de compression) dans la formation. Ce dernier est d’une part proportionnel à la vitesse et d’autre part, en fonction du type de la roche, de sa porosité et de son degré de compactions. Il s’exprime habituellement en micro seconde/pied .les principales informations tirées de cette diagraphie sont :

- La porosité (sonique) ; - La nature lithologique.

Dans le present travail, deux méthodes diagraphiques seront intreprétés.il s’agit de la

GR et DT. III. NOTION D’ELECTROFACIES

A. Electrofaciès : concept et méthode d’analyse 1. Concept

Selon SERRA (1985), un électrofaciès est un ensemble de réponses diagraphiques qui caractérise un banc et permet de le différencier de ceux qui l’entourent. Les éléments qui le composent sont donc toutes les réponses de diagraphies (électriques, nucléaire, etc.…) recouvrant aussi bien les aspects quantitatifs, que qualitatifs .l’élecrofaciès constitue en réalité plus qu’un élément du faciès, c’est son équivalent puisqu’en lui même il renferme les paramètres qui entrent dans la définition du faciès. 2. Méthode d’analyse L’analyse des documents diagraphiques (log –composite obtenu sur le site) peut être réalisées manuellement ou de façon automatique. Dans notre cas, nous avons opté pour la méthode manuelle qui consiste après la correction à :

- Découper la série sédimentaire en élecrobancs en analysant l’amplitude des variations sur les différentes courbes ;

- Déterminer l’élecrofaciès ( =litho faciès) pour chaque élecrobancs ; - Délimiter le faciès géologique final (unité para stratigraphique selon le langage des

pétroliers) ou (unité litho stratigraphique).

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IV. L’ANALYSE DES FACIES DIAGRAPHIQUE A. Introduction L’interprétations des donnes diagraphiques (Gamma Ray et le Sonic) des puits du champ de Ben kahla sud ,nous ont permis de distinguer plusieurs faciès digraphiques au sein du réservoir Trias argilo-gréseux inférieur (TAG) de la série inferieur.

L’analyse des faciès diagraphiques consiste en premier lieu àidentifier les élecrofaciès principaux et en second lieu à étudier les litho-faciès et leurs arrangements spatio-temporel.

Pour l’ensembles des sondages étudiés, les enregistrements diagraphiques ( Gamma Ray et sonique ) nous ont permis de définir trois types d’élecrofaciès, il s’agit de : 1. Electrofacies I Les mesures enregistrées (Gamma Ray= 115à 140 API ,Sonic = 70à 75 µs/ft) évoquent la présence d’argile. (fig.07) 2. Electrofacies II Les faciès diagraphiques correspond essentiellement a des grès (fig.08), les mesures enregistrées sont : GR= 30 à 40 API et DT entre 60 à70 µs/ft 3. Electrofacies III Les valeurs de GRet de DT permet d’identifier une alternance de grès et d’argiles (fig.09 ). En ce qui concerne les grès, les valeurs enregistrées pour le GR sont de l’ordre de 40 API. Par contre, les argiles montrent des valeurs de GR de l’otrdre de 130 API.Par ailleurs, les valeurs du DT sont 45 µs/ft pour les grès et 65 µs/ft pour les argiles.

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Fig.07 -Reponse diagraphiques : Faciès argileux.

Fig.08 -Réponse diagraphiques :Faciès grèseux.

Fig.09 -Réponses diagraphiques : Alternance de grès et argiles.

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A partir du décryptage des signaux diagraphiques (GR-DT) et les caractéristiques pétrographiques. Les principaux faciès du Trias sont composés essentiellement d’une alternance d’argiles (couverture) et des grès (réservoir).

B. Réservoir de la série inferieure

Il correspond aux facies diagraphique de type I ,II ,III il est représenter sans sa partie sommitale (15 à 20 m) par des argiles brun-rouge, grise ou verte souvent silteuse à nombreuses plages dolomitiques et anhydritiques et des grès gris brun fins à très fins subanguleux argileux à argilo-carbonatés.

Par contre, dans la partie basale (30 a 35 m), il est constitué par des grès gris-vert à gris-beige fins à moyens silico-argileux, localement carbonaté, arrondis à subarrondis avec des passées d’argile gris-verte silteuse avec la présence régulière de la pyrite à la base.Les niveaux d’argile intercalés dans la S.I. sont pour une bonne partie composés d’anciennes cinérites oxydées. V. CORRELATIONS Afin de suivre la répartition spatio-temporelle du réservoir Trias argilo-gréseux de la série inferieur, deux transects ont été choisis en fonction de leurs positionnements.(Fig10). Il s’agit du transect Nord-Sud incluant les puits (OKS 27,OKS37,OKS53) et du transect Est-Ouest avec les puits (OKS34,OKS30,OKS51,OKS36).

Fig.10 - Profil du corrélation entre les différentes puits

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A. Transect Nord –Sud

Dans le présent transect (fig.11), nous pouvons constater une faible variation

d’épaisseur durant le dépôt de la série éruptive. Par contre, vers le sud les épaisseurs de T2 sont importantes. La série des argiles inférieures montre une augmentation des épaisseurs au niveau du puits OKS37. Enfin, les dépôts des argiles salifères S4 montrent une augmentation des épaisseurs plutôt vers la sud. En ce qui concerne le réservoir de la série inférieur, (fig.11), on constate que l'épaisseur des grés est relativement variable, il diminue du Sud vers le Nord. Il est plus important au niveau des puits OKS53 et OKS37 par rapport au puits OKS27. En effet, ce dernier constitué par des grès constitue un bon réservoir par papport aux autres puits qui montrent une altérnace régulière d’argiles et de grès.

Fig.11 –Corrélation entre les différents puits selon le transect Nord-Sud

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B. Transect Ouest-Est

Le transect Ouest-Est montre une augmentation d’épaisseurs plus au moins remarquables de la série éruptive au niveau du puits OKS36 situé vers l’Est. Par contre, les épaisseurs sont importantes au centre (puits OKS51 et OKS30) au cours des dépôts du TAG(T2+T1). En ce qui concerne les argiles inférieurs, nous constatons une faible variation d’épaisseur. Enfin, les épaisseurs durant les épaisseurs de la série S4 montrent un maximum de ces derniers au niveau du puits OKS34.

La série inférieur montre une diminution des épaisseurs de l’Est vers l’Ouest, cette dernière est accompagnée par l’absence régulière des grès (fig.12). Les puits OKS51 et OKS30 constituent des bons réservoirs.

fig.12 –Corrélation entre les différentes puits selon le transept Est-Ouest.

VI. CONCLUSION L’analyse des donnes diagraphiques ainsi que les corrélations lithostratigraphiques réalisées à partir des puits considérées du champe de Benkahla montrent que le réservoir de la série inferieure présente des variations spectaculaires des épaisseurs .qui constituent une réponse au jeu de la tectonique locale et/ou régionale. En effect, les puits les plus favorables pour la production des hydrocarbures sont situés au Nord (OKS27) et au Sud du secteur (OKS51 et OKS30).

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Chapitre 03: ETUDE DES PARAMETRES PETROPHYSIQUES I. INTRODUCTION

L’étude des paramètres pétrophysiques dans le réservoir du champ de Benkahla (série inférieur) consiste à étudier la porosité et l’argilosité. A travers l’élaboration et l’interprétation des cartes en iso-porosité, en iso-argilosité. Nous allons essayer d’évaluer le potentiel pétrolier de chaque puits. II. NOTIONS DE BASE

A. Notion de porosité (Φ) La porosité (Φ) est la fraction du volume de la formation qui n’est pas occupée par les

solides. Il s’agit d’une grandeur sans unité, représentée souvent en %. Dans l’interprétation de la diagraphie, deux définitions différentes de la porosité sont utilisées : - Porosité totale (Φt) : Il s’agit de la somme de la porosité primaire (Inter granulaire, inter cristalline) et secondaire (dissolution, fissures, fractures).

A noté : - Vp : volume des espaces occupé par des fluides (eau-gaz- huile) - Vt : volume total de la roche - Porosité connectée (ϕconnect): c’est le volume total des vides reliés entre eux.

Cette porosité peut être inférieure à la porosité totale si les pores ne sont pas connectés (SERRA, 1979).

- Porosité potentielle (ϕpot) : elle correspond au pourcentage dans la roche du

volume total des vides reliés entre eux par des passages ou seuils dont la section est supérieure a une limite au-dessus de laquelle le fluide ne peut pas circuler (SERRA, 1979).

- Porosité efficace (Φe) : Elle exclut les pores non-connectés et l’eau liée aux argiles. (SERRA, 1979). Sa formule est la suivante :

A noter : - Vsh (volume des argiles).

∅

Φe= Φt× (1-Vsh)

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B. Notion de perméabilité

La perméabilité (K) mesure la facilité avec laquelle une formation permet à un fluide de viscosité donnée de la traverser (SERRA, 1979). Cette perméabilité est dite absolue, si le fluide est homogène, et n’a aucune action chimique importante sur le milieu encaissant.

Nous distinguons, trois types de perméabilité dont l’unité est le millidarcy (md) : - la perméabilité absolue ou intrinsèque (K) ; - la perméabilité efficace (Ke) ; - la perméabilité relative (Kr).

C. Volume d’argile (Vsh) C’est le pourcentage volumique d’argile. Il peut être calculé à l’aide des réponses de la

courbe de rayon-gamma (GR), en utilisant la relation suivante :

A noter : - GRlue: Valeur GR du banc donné lue directement sur le log (IAP) ; - GR min: Valeur GR minimum du même banc (IAP), - GR max: Valeur GR maximum du même banc (IAP). Cette argilosité peut être également déterminée à l’aide des réponses de la courbe de

Potentiel Spontané (SP), en utilisant la relation ci-après :

A noter : - PSP: Potentiel sponatné pseudostatique (Valeur maximum du SP); - SSP: Potentiel sponatné statique.

D. Saturation en eau (Sw) C’est la fraction des vides des pores remplies d’eau est appelée « Saturation en eau »

(Sw). Le reste du volume poreux contient du pétrole et du gaz. C’est une grandeur sans dimension, exprimé souvent en %.

Il existe deux méthodes de calcul de la saturation en eau : - Méthode du rapport de résistivité : (loi d’Archi); - Combinaison porosité et résistivité.

En somme, les différents paramètres pétrophysiques cités précédemment peuvent être

influencés par les conditions de dépôts, l’importance de l’enfouissement, les phénomènes diagénitiques (compaction), etc.

Vshale = [GRlue – GR min] / [GRmax – GR] min]

Vshale = 1 – [PSP / SSP]

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III. ACQUISITION DES DONNEES Afin de comprendre l’évolution spatio-temporelle des deux paramètres pétrophysiques

de la zone d’étude, nous avons utilisés les données de 17 puits qui sont par la suite calculées et consignées dans le tableau suivant :

Tabl.01 – Valeurs calculées des différents paramètres pétrophysiques dans la zone d’étude. IV. TRAITEMENTS DES DONNEES Pour établir les deux (02) types de cartes et interpréter les caractéristiques des paramètres pétrophysiques de la série inférieure, les données du tableau ci-dessus sont traitées par le Surfer avec une illustration des cartes en 2D et en 3D.

N° puits

Porosité (%)

Argilosité (%)

OKS40 12,4 13

OKS34 11 13

OKS33 13,4 7,9

OKS29 12,4 16,3

OKS27 9,4 7,7

OKS54 12 16,4

OKS53 9,7 12,8

OKS51 12,9 9,8

OKW47 12,8 3,6

OKS52 13 15,1

OKS37 8,4 15,5

OKS36 11,4 14,9

OKS21 12,1 13,8

OKS30 9,9 11,6

OKS31 11,1 6,9

OKS25 8,2 11,1

OKS23 6,5 14,9

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V. RESULTATS ET INTERPRETATION Les différentes cartes des paramètres pétrophysiques (porosité et argilosité) concernent plutôt la série inférieure. Il s’agit principalement de chercher les relations entre ces paramètres et la production des hydrocarbures dans ladite region.

A. Carte en iso-porosité

La carte montre que les valeurs de la porosité sont assez bonnes dans la partie Sud-Est avec une valeur de 13% au niveau de puits OKS33 (fig13). Par contre, dans la partie Sud-Ouest ces valeurs sont moins importantes. La partie Nord-Ouest a des valeurs moyennes (8% – 9,5%) et la partie centrale a des valeurs totalement inferieurs à toutes les autres, le puits OKS23 à une valeur de 6,5 % (fig 14). B. Carte en iso-argilosité

La carte montre d’une part, que la teneur de l’argilosité est élevée au niveau du puits OKS54 (Vsh = 16,5%), (fig 15). D’autre part, dans les parties Sud-Est et Nord de la carte le volume d’argile est moins élevée ( Vsh entre 7% et 10% ). Tandis qu’au sud au puits OKW47, le volume d’argile est le plus faible par rapport aux précédents ( Vsh = 3.6% ) , (fig 16). VI. CONCLUSION

L’interprétation des cartes de la distribution spatiale des paramètres pétrophysiques

montre l’existence d’une relation directe entre les valeurs de la porosité et l’argilosité de chaque puits. Ainsi, a partir de l’interprétation des deux transects, on remarque que les puits OKS51, OKW47 et OKS33 sont les plus producteurs.

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Fig.13- Carte en iso-porosité de la série inférieure en 2D.

Fig.14- Carte en iso-porosité de la série inférieure en 3D

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Fig15- Carte en iso-argilosité de la série inférieure en 2D

Fig.16- Carte en iso-argilosité de la série inférieure en 3D

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Quatrième chapitre: CARTES ISOBATHES ET ISOPAQUES I. INTRODUCTION

Afin de bien illustrer la variation spatio-temporelle de la série inférieure du champ de Benkahla, nous avons jugé utile d’établir deux types de cartes. D’une part, des cartes représentants les variations des épaisseurs et d’autre part, des cartes sur les variations des profondeurs. Ces dernières permettent de comprendre le rôle de la tectonique locale et/ou régionale puis de faire la synthèse sur l’évolution du réservoir à travers les dix sept puits étudiés.

II. RESULTATS ET INTERPRETATIONS

A. Cartes en isopaques La carte en isopaque établit pour la série inférieure montre une diminution des

épaisseurs de l’Est vers l’Ouest. Le maximum des épaisseurs est enregistré au niveau du puits OKS54 avec une valeur de 54 m. Par contre, le minimum est en enregistré autour du OKS25 avec une valeur de 37 m. (fig. 17 et 18).

Fig.17 - Carte en isopaque de la série inférieure en 2D.

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Fig.18 – Carte en isopaque de la série inférieure en mode 3D

B. Cartes en isobathes La lecture de la carte en isobathes montre des variations de la profondeur de la série

inférieure du champ de Benkahla avec une polarité vers le Sud - Est et Sud -Ouest. Les puits OKS21 et OKS37 évoque le maximum des profondeurs au contraire des puits OKS31 et OKS40.(fig.19 et 20)

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Fig.19 - Carte en isobathe de la série inférieure en 2D.

Fig.20 -Carte en isobathe de la série inférieure en mode 3D.

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III. CONCLUSION

En somme, les différentes cartes en isopaques et en isobathes élaborées pour la série inférieure du champ de Benkahla montrent d’une part, l’existence d’une parfaite relation entre la variation des épaisseurs et la tectonique locale et/ou régionale. D’autre part, à partir de l’analyse des cartes en isobathes, nous remarquons que la polarité d’approfondissement se désigne vers le Sud-Est et le Sud Ouest au niveau des puits OKS21 et OKS37 (fig.21)

Fig.21 - Carte en isopaque du la série triasique dans la zone d’étude.

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CONCLUSION GENERALE Au terme de ce travail .nous résumons ici les principaux résultats obtenus. Du point de vue Lithostratigraphique le décryptage diagraphique du Gamma Ray et Sonic a partir de puits sélectionnes dans la zone d’étude .nous a permis de définir les facies diagraphie qui nous a permis d’identifier la série inferieur sein du Taris Argilo –Gréseux Du point de vue pétrophysique en terme de qualité de réservoir .la répartition spatiale des paramètres petrophysiques (porosité et l’argilositie ) au niveau de champs montre que la série inférieur présent un potentiel d’hydrocarbure très important. Par ailleurs, l’interprétation de plusieurs carte en isopaque et en isobathe .montre que l’évolution spatio-temporelle (variation des épaisseur et des facies) des dépôt trias -argilo –gréseux guide par des facteur locaux et /ou régionaux .Ainsi .la tectoniques .l’espace disponible et la variation relative du niveaux marin constituent les principaux facteur géodynamiques qui contrôlent la sédimentation dans cette portion de la plate forme saharienne.

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REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES

AIT SALEM H . (1990) -Le Trias Détritique de l’Oued Mya (Sahara Algérien), Sédimentation Estuarienne, Diagnése et Porogenése potentialités pétrolières. Thèse de Doctorat, Univ : Lyon I, France.

BAKHTI I et SOLTANI N .(2013) -Evaluation petrophysique des réservoirs triasiques T1 et T2 du champ de DJORF. Dipl. d’Ingéniorat d’Etat , univ Tlemcen , 45 p , 25 fig , 3 tabl. BEICIP F. (1992) -Région d’Oued Mya-évaluation des réserves BELMIMOUN A. & RADJA M. (2008) - Signaux diagraphiques du complexe triasique de Hassi R’Mel Sud : Interprétations et modèles. Dipl. d’Ingéniorat d’Etat, univ. Tlemcen, 48 p., 47 fig., 4 tabl., 3pl. BOUDJEMA A . (1987)- Evolution structural du basin pétrolier “triasique” du Sahara Nord oriental (Algérie). Thèse Doct. d’Etat, Univ. P et M. Curie – Paris (France), n°220, 259 p., 53 fig. J. THOUVENIN. (1968) -Etude laboratoire du Permo-Trias (2éme partie) sédimentologie-réservoir. SERRA O. (1979)- Diagraphies différées (bases de l’interprétation), Tome 1 : Acquisition des données diagraphiques, Bull. Cent. Rech. Explor. Prod. Elf Aquitaine. 625 p., 360 fig. SERRA O. (1985)- Diagraphies différées (bases de l’interprétation), Tome 2 : Interprétation des données diagraphiques, Bull. Cent. Rech. Explor. Prod. Elf Aquitaine. 625 p. WEC (Well Evaluation Conférences) (2003) - (Rapport inédit).

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LISTE DES FIGURES Fig.01 Situation géographique d’Oued Mya (In.WEC 2003, modifiée). Fig.02 Situation géographique du champ de Benkahla.

Fig.03 Coupe lithostratigraphique type de bassin d’Oued Mya (D’après SONATRACH, 2010, modifiée). Fig.04 Schéma structural interprété du Bloc 438 d’Oued Mya (D’après SONATRACH, 2010). Fig.05 Colonne lithostratigraphique type de Benkahla.(Document Division Production/SONATRACH). Fig.06 Structure HBK / GLA / BKH (Document Division Production/ SONATRACH). Fig.07 Reponse diagraphies déterminantes un faciès argileux. Fig.08 Réponse diagraphiques déterminantes un grès. Fig.09 Réponses diagraphiques déterminant une alternance de grès et argiles.

Fig.10 Profil du corrélation entre les différentes puits.

Fig.11 Corrélation entre les différentes puits selon le transept Nord-Sud.

Fig.12 Corrélation entre les différentes puits selon le transept Est-Ouest.

Fig.13 Carte en iso-porosité de la série inférieure en 2D.

Fig.14 Carte en iso-porosité de la série inférieure en 3D. Fig.15 Carte en iso-argilosité de la série inférieure en 2D. Fig.16 Carte en iso-argilosité de la série inférieure en 3D. Fig.17 Carte en isopaque de la série inférieure en 2D.

Fig.18 Carte en isopaque de la série inférieure en mode 3D. Fig.19 Carte en isobathe de la série inférieure en 2D. Fig.20 Carte en isobathe de la série inférieure en mode 3D. Fig.21 Carte en isopaque du la série triasique dans la zone d’étude.

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LISTE DES TABLEAUX

Tabl.01 Valeurs calculées des différents paramètres pétrophysiques dans la zone d’étude.