Description Champ Hassi Messaoud

Présentation du champ HASSI MESSAOUD

I. Présentation du champ HASSI MESSAOUD

I.1 Présentation de la compagnie : Sonatrach « Société Nationale pour la Recherche, la Production, le Transport, la Transformation, et la Commercialisation des Hydrocarbures S.P.A » est une compagnie nationale algérienne d’envergure internationale. Le groupe pétrolier et gazier intervient dans l’exploration, la production, le transport par canalisation, la transformation et la commercialisation des hydrocarbures et de leurs dérivés. Sonatrach se développe également dans les activités de pétrochimie, de génération électrique, d’énergies nouvelles et renouvelables, de dessalement d’eau de mer et d’exploitation minière. Elle opère en Algérie et dans plusieurs régions du monde, notamment en Afrique (Mali, Tunisie, Niger, Libye, Egypte, Mauritanie), en Europe (Espagne, Italie, Portugal, Grande-Bretagne, France), en Amérique latine (Pérou) et aux États Unis. L'entreprise emploie 41 204 salariés (120 000 avec ses filiales), génère 30 % du PNB de l'Algérie. En 2005, sa production est de 232,3 millions de TEP, dont 11,7 % (24 millions de TEP) pour le marché intérieur. Sonatrach est le 12e groupe pétrolier au niveau mondial, le premier en Afrique et dans le Bassin méditerranéen, le 4 e exportateur de GNL, le 3 e exportateur de GPL et le 5e exportateur de gaz naturel [5].

I.2 Organisation de la direction régionale de HASSI MESSAOUD: Les structures de la direction EP où nous avons effectué notre stage fait partie de la région de HASSI MESSAOUD est organisées suivant l’organigramme ci-dessous :

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I.3 . Historique du champ de Hassi-Messaoud Après la mise en évidence par la sismique réfractaire de la structure de Hassi-Messaoud comme étant un vaste dôme structural, la société SN REPAL implante le 16 Janvier 1956, le premier puits MD1, pas loin du puits chamelier de Hassi-Messaoud. Le 15 juin de la même année, ce forage a recoupé des grés cambriens à 3338m comme étant producteurs d’huile. En mai 1957, la société CFPA réalise un puits OM1 à environ 7Km au Nord-Ouest du puits Md1, ce forage confirmait l'existence d'huile dans les grès du Cambrien. Par la suite, le champ de Hassi-Messaoud fut divisé en deux concessions distinctes : CFPA pour le champ Nord. SN.REPAL pour le champ Sud. Dès lors, les forages se sont développés et multipliés sans cesse, jusqu'à arriver à plus de 1000 puits. Après plusieurs années de production, la pression du gisement a énormément chuté ce qui a incité à utiliser les méthodes de récupération secondaire (injection de gaz, d’eau, etc...). I.4 . Situation du champ de Hassi-Messaoud I.4.1 Situation géographique : Le champ de Hassi Messaoud se situe au Nord-Est du Sahara Algérien, à 850 Km au Sud-est d’Alger et 350 Km de la frontière Algéro-tunisienne. Les dimensions du champ atteignent 2500 Km², il est limité au Nord par Touggourt et au Sud par Gassi-Touil, et à l’Ouest par Ouargla, et à l'Est par El Bourma.

I.4.2 Aperçu géologique:  Situation géologique : Le champ de Hassi-Messaoud occupe la partie centrale de la province triasique, il est limité :  Au Nord, par les structures de Djemââ- Touggourt.  A l ‘Ouest, par les hauts fonds d’Oued Mya.  A l’Est, par les hauts fonds de Dehar et la structure de Ghadamès.  Au Sud, par le haut fond d'Amguid HORST D’AMGUD. STRUCTURE D’OUAD MYA. STRUCTURE DE HASSI MESSAOUD. LE HAUT FOND DE DEHAR.

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STRUCTURE DE GHEDAMES. STRUCTURE DJAMAA ET TOUGOURT

Figure. I.2. Cadre géologique du champ de Hassi-Messaoud.  Genèse et origine de l’huile : Le réservoir de HMD est à 3300m de profondeur en moyenne dans les terrains quartzitiques du cambrien de HMD a été daté par Mobil Field Research Labortory à 560 millions d’années plus ou moins 25 M.A. par la méthode Rubidium/Strontium chronologie absolue. Il y a deux sources possibles a 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 a de grandes profondeurs (sillon de Dorbane notamment). Les huiles formées ont migré vers le début du jurassique jusqu’au crétacé inférieur ou le piégeage a eu lieu (vers 110 millions d’années).  Etude de réservoir : Le gisement de HMD est lié aux grés quartzitiques fissurés du cambrien érodé sous la discordance hercynienne et recouvert par une épaisse couverture argilo-salifer du trias. (Voir coupe stratigraphique –Figure. I.3) Les dimensions du gisement atteignent 2500km2 avec une surface imprégnée de quelque 1600km2. Une observation visuelle des carottes du réservoir montre qu’il est constitué de deux types de roches; des grés et des silts.

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I.5 Description du réservoir :  Subdivision diagraphique : Les grés de Hassi Messaoud ont été subdivisés au début de la reconnaissance du gisement en quatre termes, RI, RA, R2, R3 ou :  Zone Ri ou grès isométriques, zone habituellement très compacte D5 ou (R70 – R90), subdivisé en trois tranches 7, 8,9.  Zone Ra : Ce terme est constitué de grés quartzites anisométriques moyens à grossiers, à ciment argileux et siliceux, admettant de nombreuses passées de siltstones centimétriques à décimétriques. Les stratifications sont souvent obliques à entrecroisées, parfois horizontales. Les tigillites sont présentes dans la partie supérieure de la formation. Le terme Ra a été érodé au centre du champ : D4 : Il correspond à la zone grossière supérieure. Ce sont

des grés à stratifications obliques

tabulaires fréquents formant des méga-rides d’un à plus de deux mètres d’épaisseur. D3 : Il correspond à la zone fine médiane (granulométrie plus faible).La principale caractéristique de ce drain est l’abondance d’inter lits silteux et de grés fins à très fortes bioturbations (des tigillites en particulier). D2 : Grés grossiers mais bien classés à stratifications obliques tabulaires dominantes formant des méga-rides, avec présence de quelques intercalations de niveaux de silts à fins bioturbations. ID : Niveau plus minces et fréquence plus grande des niveaux silteux, avec présence locale de tigillites. Il marque un passage très progressif entre le D1 et le D2. D1 : Grés grossiers à stratifications, de type oblique arqués, dominantes bien marquées et souvent à base micro- conglomérations, avec absence de tigillites.  Zone R2 : zone de grès quartzites, plus argileuses présentant et rarement des qualités réservoirs dans sa partie supérieure (R200-R300), R2 ab (R200-R250).

 Zone R3 : zone très grossière à micro - conglomératiques très argileuse, sans aucun intérêt pétrolier (R300-R400). (Figure. I.4a) et (Figure. I.4b)

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ETAGES

NEO

Ep(m)

SABLE, CALCAIRE

EOCENE

122

CALCAIRE

CARBONATE ANHYDRITIQUE

CALCAIRE, DOLOMIE, , ANHYDRITE

209

ANHYDRITE, MARNE, DOLOMIE

149

SEL MASSIF CALCAIRE

CENOMANIEN

112 147

ALBIEN

362

GRES, ARGILE

CRETACE

SALIFERE

APTIEN

24 276

ARGILE, SABLE

NEOCOMIEN

182

DOLOMIE, MARNE, ARGILE

226

DOGG LIAS SALIF

TRIAS

ARGILE, MARNE, CALCAIRE ARGILE, MARNE

211

LAGUNAIRE

ANHYDRITE, DOLOMIE

LD1

66

DOLOMIE, ANHYDRITE, ARGILE

LS1

90

SEL, ANHYDRITE

LD2

55

DOLOMIE, MARNE

LS2

58

SEL MASSIF

LD3

31

DOLOMIE, MARNE

TS1

46

ANHYDRITE, ARGILE

TS2

189

SEL, ARGILE, ANHYDRITE

TS3

202

SEL MASSIF

113

ARGILE

0 à35

ERUPTIF

ORDOVICI

DOLOMIE

107

ARGILEUX

ARGILEUX

GRES, ARGILE

0 à 92

ANDESITE

Quartzites de Hamra

75

Grès très fins

Grès d ’El-Atchane

25 50

Grès fins glauconieux

Argiles d ’El-Gassi Zones des Alternances

Argile verte ou noire Alternances grès et argiles

18 42

R Isométriques

CAMBRIEN

MARNE, CALCAIRE, DOLOMIE

BARREMIEN

GRESEUX

PALEOZOIQUE

107

MALM

R Anisométriques

GRES Isométriques, Silts GRES Anisométriques, Silts

125 100 370 45

R 2 R 3

PROTEROZOIQUE

DESCRIPTION

239

TURONIEN

JURASSIQUE

M E S O Z O I Q U E

LITHO

MIO PLIOCENE

SENONIEN

CZ

Ere/Sy

Infra Cambrien

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

SOCLE

Figure. I.3.Coupe stratigraphique et différentes phases de forage du champ de hmd -

CFPA DIAGRAPHIE R70

D2

Stratifications obliques

ID

Niveau argileux D1

SN REPAL PETROSED. PHYSIQUE L ’HOMER

DIAG.

D5

Ri R2 (CFPA) R1 (CFPA) Ra (SN REPAL) R2 (SN REPAL)

D3

Réservoir

D4

LE CAMBRIEN

Tigillites

R2

Ri

Réservoir

TYPE DE CORELATION

Grès isométriques

plus marin

Neutron

R95 R100

0 D4

Ra sup.

D3

Ra moy

R130 R140 R150

D2

R160

ID

R170 R180 R190

M7 M6 M5

Ra inf.

+ GAMMA RAY

D1

M4 M3 M2 M1

R200

R300

R3 R2

moins marin

Figure. I.4a. Séquence sédimentaire

Figure. I.4b. Concordance entre les divers types de

des grés de HMD

subdivision dans le réservoir Cambrien de HMD

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 Subdivision pétro physique et notion de drain : La notion de drains fait appel aux données sédimentologiques, diagraphiques et à la qualité réservoir. Cette notion est à caractère horizontal et à caractère Pétrophysique vertical dans le réservoir. Le terme drain qualifiant des zones faiblement cimentées, coïncide avec les trois (03) zones préférentielles du réservoir.  Subdivision du gisement en zone de production : L’évolution de la pression des puits en fonction de la production interprétée à l’aide de simulateur numérique à permet de subdiviser le gisement en zones productrices et zones stériles, dont les réserves ne participent pas à la déplétion. Une zone de production se définit comme un ensemble de puits qui communique entre eux, mais pas avec ceux des zones voisines, ils drainent une quantité d’huile en place bien établie. Chaque zone englobe les puits concernés et les réserves en place nécessaire à la simulation. Il existe actuellement 25 zones plus aux moins étendues dans le champ de HASSI MESSAOUD et dans quelques zones on distingue des sous zones dues à l’hétérogénéité de la zone elle-même – Figure. I.5.

Figure. I.5.a. Présentation du Champs de Hassi Messaoud. La zone sur laquelle on a travaillé c’est la zone 2S (la zone 2 sud) de périmètre central.

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Figure. I.5.a. Zone 2S.  Caractéristique du réservoir : -L’huile est légère de densité moyenne 0.8 (45° API). -La pression de gisement : 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 -Point de Bulle : 140 à 200 kgf/cm2. -Côte de référence : - 3200m. -L'épaisseur de la zone productive peut atteindre 120m maximums mais peut également être nulle. -La saturation en huile est de 80 % à 90 % maximum.

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Le développement des champs de Hassi Messaoud depuis sa découverte en 1956 à été assuré par le forage des puits verticaux jusqu’à l’année 1993 début du forage horizontal ensuite la reprise des puits en short radius y compris la réalisation des doubles drains en 1996 -Fig. I.6.

les short raduis 16% les puits verticaux 51%

les puits horizontaux 33%

Figure. I.6. Puits forés ouvert à Hassi Messaoud depuis 1957

problèmes mécaniques

problèmes de productivité

problèmes de percées

attente GL/Equipement

9% 29%

38% 24%

Figure. I.8. Pourcentage des problèmes de fermetures.

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Nombre des puits horizontaux fermés

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18 16 14 12 10 8 6 4 2 0

16

16 13 7

3

2

1

1

8

6

4

5 2

1

2

Figure. I.9.Nombre des puits horizontaux fermés et les causes de fermetures. I.4. Evolution du nombre de puits a Hassi Messaoud : L’évolution de nombre des puits dans le champ de HMD est dictée par des circonstances techniques, politiques, économiques. Un programme mixte puits horizontaux et reprise des puits verticaux est adopté pour des considérations techniques (les abords du champ et les interzones ou la dégradation des perméabilités et les problèmes de l’eau altèrent les puits, déplétion de revoir, problèmes de percé de gaz et d’eau, un très grand nombre de puits verticaux inexploitables, secs ou très faible producteurs) –Figure. I.10.

Nbre PV OUVERT

Nbre PH ouvert

Nbre SR ouvert

01/03/2014

01/04/2013

01/05/2012

01/06/2011

01/07/2010

01/08/2009

01/09/2008

01/10/2007

01/11/2006

01/12/2005

01/01/2005

01/02/2004

01/03/2003

01/04/2002

01/05/2001

01/06/2000

01/07/1999

01/08/1998

01/09/1997

01/10/1996

01/11/1995

01/12/1994

01/01/1994

01/02/1993

01/03/1992

01/04/1991

01/05/1990

01/06/1989

1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0

Nbre puits forés

Figure. I.10.Evolution de nombre des puits forés et ouverts.

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Evolution du taux de contribution par type Contribution_V (%)

Contribution_H (%)

Contribution_SR (%)

100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0

2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000 1999 1998 1997 1996 1995 1994 1993 1992 1991 1990 1989

Figure. I.11.Evolution de taux de contribution par type.

Débit moyen_TOT (m3/h) 8 7 6 5 4 3 2 1 0

13 12 11 10 09 08 07 06 05 04 03 02 01 00 99 98 97 96 95 94 93 92 91 90 89

Figure. I.12. Evolution de débit total moyen

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