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    Généralité sur le champ de Ourhoud

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    Date d'inscription : 30/09/2010

    Généralité sur le champ de Ourhoud

    Message par Admin le Jeu 17 Mar - 16:01



    1 : Situation géographique :

    1.1 : Du champ

    Le champ de pétrole Ourhoud (autrefois appelé Qoubba), est situé au sud du champ de Hassi Berkine, à 320 km au Sud-est de la ville pétrolière de Hassi Messaoud et 1200 km au Sud-est d’Alger (fig.1).
    Le champ d’Ourhoud fut découvert en juillet 1994, et est considéré comme le deuxième plus grand gisement en Algérie après Hassi Messaoud avec une superficie d’exploitation de 263,4 Km2.
    Le champ d’Ourhoud est délimité par les cordonnées UTM suivantes :

    X minimum : 405248,9. Y minimum : 3376147.
    X maximum : 426628,4. Y maximum : 3403776.
    1.2 : Du puits :

    Le puits QB69 est situé en périphérie nord du champ d’Ourhoud. Les puits offset sont QB24 à 1902 mètres, QB9 à 2599m et QB50 à 2788m. Les coordonnées de surface sont :
    X=412160,25
    Y= 3399412,25
    Z= 223,373m
    Nabors 288 est l’appareil désigné pour la réalisation de ce puits. Baker Hughes Inteq est la compagnie de déviation retenue pour la réalisation de la trajectoire.

    2 : Objectif de production :

    QB69 à pour objectif le réservoir du TAGI U1 afin de produire de l’huile. Le TAGI U1 sera traversé par un drain horizontal de 500m avec un azimut de 306 degrés et un angle d’inclinaison de 90 degrés. Ce drain sera foré en géosteering avec « OnTrack », appareil de mesure des données diagraphiques, afin de minimiser l’impact de la ligne de contact eau/huile.
    Le top du TAGI U1est approximativement à 3269mTVD et la point d’atterrissage est au environ de 3275m TVD. Le forage sera arrêté à 3956mMD et le puits complété avec un liner 4,5 de diamètre extérieur.

    3 : Historique de découverte :

    Les explorations sur le champ d’Ourhoud ont commencé en mai 1992 suite à la signature d’un accord entre Sonatrach et Cepsa, permettant l’exploration du bloc 406 dans le bassin de Berkine.
    En Juillet 1994 le gisement d’Ourhoud était découvert et s’étendait sur deux autres blocs : le 405 et le 404.

    Le puits nommé BKE 1 était le premier à être foré dans les grès du TAGI et mis en production à un débit de 15 275bbl.

    En février 1997 une participation par pourcentage fut née entre trois opérateurs étrangers et SONATRACH de manière à développer ce champ. L’objectif de cette association est de permettre le développement optimum du gisement dans son ensemble.
    Aussi, ces opérateurs multinationaux sont associés à d’autres sociétés et au final sept compagnies se regroupent sous : Sonatrach Organisation Ourhoud. Les pourcentages de participation sont attribués selon le chevauchement des blocs où opèrent ces sociétés. (fig.2 et fig.3).

    Sur le bloc 404, Sonatrach est associée à Anadarko (qui a comme associés Agip et Maersk). Sur le bloc 406, Sonatrach est associée à Cepsa.
    Enfin sur le bloc 405, elle est associée à Burlington Ressource (qui a comme associé Talisman).



    4 : Situation géologique :

    Le gisement d’Ourhoud est situé dans le bassin intra-cratonique de Ghadamès où se trouvent d’épaisses séries Paléozoïques et Mésozoïques. Ces deux séries sont séparées par la discordance Hercynienne.

    Le gisement d’Ourhoud est localisé dans les blocs 404/406A/405 du bassin de Ghadamès et contient une huile légère sous saturée dans les grès du Trias Argilo Gréseux Inférieur (TAGI), piégée dans une structure anticlinale faillée. Le réservoir possède des caractéristiques pétrophysiques de grande qualité.

    L’intervalle de production du réservoir est le Trias Argilo grèseux Inférieur (TAGI) situé immédiatement au dessus de la discordance Hercynienne, qui est généralement rencontré à une profondeur de 3100 mètres dans la région de Qoubba; le point le plus élevé de la structure se situe à -2772 m/NM, et le contact huile/eau est interprété à -3056 m/NM. La hauteur utile moyenne est d’environ 31,5 m. Les valeurs moyennes de porosité et de perméabilité sont respectivement de 15% et 200 mD. L’huile est fortement sous-saturée aux conditions initiales du réservoir, et à une densité de 0,8115 au stockage. La pression initiale du réservoir est de 348,11bar à la profondeur de référence de -2978 m/NM et la température de gisement est de 102°C.

    Subdivision géologique du réservoir :

    L’horizon producteur est constitué par les grès du TAGI, d’âge triasique. Ces grès continentaux ont été déposés par un système fluvio-deltaique dans une large vallée, situé le long du système de faille Pan –Africain. L’épaisseur total du TAGI varie de 88 à 108 m. La hauteur utile définie par une porosité, tirée de la diagraphie densité >10% et un cut-off en rayons gamma de 90°API, varie de 17 à 59 m parmi les puits existants.

    Les trois unités stratigraphiques principales ont été corrélées avec sept puits et décomposées en onze couches dont les caractéristiques réservoirs ont été établies à l’aide des diagraphies et des mesures sur carottes. Pour chaque couche, les cartes isopaques des hauteurs totales, des hauteurs utiles, ainsi que des porosités et des perméabilités ont été établies et introduites dans le simulateur afin de déterminer l’accumulation d’huile en place et d’optimiser le plan de développement du gisement.

    Le contact huile eau a été interprété à -3056 m/NM à partir de l’analyse diagraphiques et de l’interprétation des données de pression (MDT) des sept puits.


    5 : Historique de production :

    La production au champ d’Ourhoud a commencé le 08/11/2002 avec un rythme faible pour pouvoir tester les équipements de toutes les installations de surface ainsi que le CPF (Central Processing Facity) et avec un nombre de puits limité.

    La production d’huile a atteint 230000 bbl/j en Janvier 2003. Ce plateau pourrait se maintenir pendant 10 ans. Additionné à la production de Berkine et des autres gisements satellite, il contribuera a porté la production nationale à 1,5 million de bbl/jour.
    Comme l’aquifère du réservoir est inactif, le maintien de la pression du réservoir se fait par l’injection d’eau et de gaz qui a commencé le 25/01/2003 et 20/02/2003 respectivement.
    La production actuelle représente 08% du volume, assurée par 89 puits dont :
    40 producteurs d’huile.
    09 producteurs d’eau Albian/Barremian.
    08 producteurs d’eau Mio-pliocène.
    22 injecteurs d’eau.
    03 injecteurs gaz.
    04 observateurs.
    01 WAG.
    Le reste des puits ne sont pas encore perforés.

    6 : Aspect stratigraphique :

    Pendant le forage, plusieurs couches de caractéristique diverse sont rencontrées. Elles sont nommées suivant leur appartenance de l’ère géologique de leur mise en place. Ainsi on rencontre :

    Le Tertiaire :
    Moi-pliocène : Il est constitué essentiellement des sables non consolidés avec des présences occasionnelles de calcaire. Il contient un aquifère atmosphérique.

    Le crétacé :
    Sénonien carbonaté contient des calcaires dolomitiques, des dolomites avec des intercalations du gypse et des argiles gréseuses. Son inconvénient est le risque élevé de perte de circulation.

    Sénonien anhydritique constitué des bancs d’anhydrite et des calcaires dolomitique en dépit de quelques couches d’argiles gréseuses.


    Sénonien salifère : Il contient des massif d’halite (sel) sur une grande section avec des intercalations d’anhydride blanche. Il peut présenter le problème de glissement dans le puit (car les sels sont ductiles).

    Le Turonien renferme dans sa partie supérieure du calcaire alors que dans la partie inférieur se trouve l’argile dolomitique.

    Le Cénomanien : Il est constitué des intercalations de halite, claystone, anhydrite et du calcaire dolomitique.

    L’Albien est représenté par les grès et les argiles siliteuses en alternance. Il renferme un aquifère actif d’eau douce utilisée pour l’injection et les besoins généraux.

    Aptien : Il renferme du carbonate en dépit de quelques couches de dolomite et de calcaire dolomitique.

    Le Barrémien dont le top est composé de sable avec des intercalations de silt et des argiles siliteuses renferme dans sa partie intermédiaire des argiles et des silts. Le bas de la formation est composé du sable et des minces couches d’argile et de dolomite. Il contient aussi un aquifère actif.

    Néocomien : Il est composé de silt et des argiles avec des intercalations du sable et occasionnellement des couches de charbon.

    Jurassique :
    Malm : Il est constitué des intercalations d’argiles, de silt et de sable avec des minces couches de calcaires, de calcaires dolomitiques, charbon et des traces d’anhydrides. La partie inférieure de cette formation est très dure raison pour laquelle on doit diminuer les paramètres de forage afin de ne pas endommager l’outil.

    Dogger argileux : Il est constitué essentiellement des argiles avec du sable en alternance et des traces des anhydrites. Cette formation ne peut pas servir de cote de tubage car la densité de la prochaine boue est élevée.


    Lias anhydritique renferme des anhydrites, des argiles et des halites en alternance et des traces de calcaires dolomitiques. Ici le sabot doit être au moins 10 mètres dans la formation.

    Le Lias salifère contient des halites, des argiles et des traces d’anhydrite. Il présente le risque de rétrécir le trou une boue de densité adopté doit être utilisée.

    L’Horizon «B » renferme du calcaire dolomitique avec des minces couches d’argile et parfois des couches d’anhydrite à la base de la formation. Au toit de la formation la ROP est diminuée suite au passage du sel au calcaire dolomitique plus dures. Aussi il y a risque d’intrusion de eau chloruré calcique (CaCl2).

    Lias S1/S2 : Cette partie contient des sels, des anhydrites et des argiles en alternance. Dans la partie supérieure les sels sont prédominants contrairement à celle inférieur constitué par les anhydrites. D’autre part le gonflement d’argile risque de boucher le trou.

    Lias S3 : La prédominance des sels au toit de cette formation augmente la ROP alors dans la partie inférieure les argiles sont plus fréquentes.

    Triasique
    L’Horizon « D2 »renferme des argiles anhydritiques avec des minces couches de sel.

    Le Trias argileux contient des argiles de couleur différentes. Dans sa base on rencontre des minces couches de silt et d’argile siliteuses.

    Trias carbonaté : Il contient des argiles en alternance avec du sable et du calcaire.

    TAGI réservoir : On rencontre des sables fluviaux en alternance avec les argiles. Il présente le risque d’intrusion de gaz à partir du tias carbonaté d’une part et le collage par pression différentielle de l’autre part.


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    Bil

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    Re: Généralité sur le champ de Ourhoud

    Message par Bil le Sam 23 Mar - 10:52

    merci infiniment pour ce forum,

    je cherche des documents sur la région (incluant les cartes qui représente la répartition des Paleoriviere au niveau du TAGI inf, moy et sup), et les interprétation associe si c'est possible .

    merci..
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    HAKIM MED

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    Re: Généralité sur le champ de Ourhoud

    Message par HAKIM MED le Sam 23 Mar - 11:06

    bonjour ;je suis un etudiant en géologie pétroliere et j 'ai besoin de plus d 'information sur la partie nord ouest de champ Ourhoud ,le probléme c'est que en allant de sud vers le nord de champ l'argilosité de TAGI augmente !

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    Re: Généralité sur le champ de Ourhoud

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