CONSTRUCTION D’UN MODELE STATIQUE DU GISEMENT BETA SUR PETREL 2013

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TRAVAIL DE FIN D’ETUDES
CONSTRUCTION D’UN MODELE STATIQUE DU GISEMENT BETA
SAMAKE Cheick Omar
Ingénieur Pétrole 2015SAMAKE Cheick Omar
samakecheickomar@gmail.com
(+225) 49397500/01605532
DEDICACE
A ma mère FOFANA Mariam et mon oncle TOURE Ibrahim
Aucune dédicace ne pourra traduire mon profond amour et ma
gratitude pour l’affection que vous m’avez offerte. Les sacrifices
illimités, encouragements et prières ont été pour moi source de
zèle et gage de réussite.
A la mémoire de mon père SAMAKE Dramane, j’espère faire
votre fierté d’où vous êtes.
A mon mentor M. COULIBALY Adama, j’espère avoir bien suivi
vos conseils et encore fait votre fierté en tant que filleul.

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REMERCIEMENTS
La rédaction du présent rapport nous offre l’opportunité d’exprimer notre profonde gratitude à
l’endroit de Monsieur BAMBA Vamissa, Directeur du Forage et de la Production à PETROCI,
pour nous avoir acceptés comme stagiaire au sein de sa structure.
Nous remercions, très sincèrement, le Département Gestion des Gisements, notamment :
 Monsieur SORO Sékou, Chef de Département Gestion des Gisements, pour sa présence à
nos côtés ;
 Messieurs KOUAME Euloge et COULIBALY Ousmane Aly, Chefs de service
Ingénierie de Réservoir et Simulations pour leurs indispensables critiques, suggestions et
conseils ;
 Monsieur DJOBO Allo Janson Michel, Ingénieur réservoir, mon maître de stage, pour
son suivi sans faille ;
 Monsieur KOUADIO Koffi Eugène, Enseignant chercheur, pour ses indispensables
critiques, suggestions et conseils.
Enfin, que le personnel de PETROCI Holding tout entier et la Direction du Forage et de la
Production en particulier trouvent, ici, l’expression de notre sincère reconnaissance pour sa
collaboration. Sans oublier Monsieur Yao HOUENENOU, Cadre Ressources humaines à
PETROCI Holding, de nous avoir guidé sur le chemin tumultueux de l’insertion professionnelle.
Nous exprimons notre reconnaissance particulière à Monsieur YAO Kouakou Alphonse,
Directeur de l’Ecole Supérieure des Mines et de Géologie, pour son aide, son soutien et son suivi
pédagogique.

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AVANT-PROPOS
Le monde vit actuellement une crise financière due à la chute du prix du baril de pétrole. Cette
crise a entrainé de nombreux remous tels que les difficultés budgétaires constatées dans les pays
de l’Organisation des Pays Exportateurs et Producteurs du pétrole (OPEP). Pire, cette situation a
entrainé la réduction de capacité de production des entreprises pétrolières affectées.
Le prix du baril de pétrole qui est passé de 108$ de Juin 2014 jusqu’à 28$ en Janvier 2016. Il a
gardé une tendance baissière tout au long cette période. Face à l’ampleur de la situation, les
producteurs s’orientent vers une meilleure compréhension leurs champs et d’en tirer le maximum
de profit. Dès lors l’étude de gisements, une discipline décisive dans l’évaluation d’un champ va
jouer un plus grand rôle. Surtout pour l’ingénieur réservoir, dont la fonction est de caractériser les
réservoirs, d’évaluer la quantité d’hydrocarbures qu’ils contiennent et de développer des
techniques de récupération optimale pour limiter les coûts d’investissement vue l’instabilité du
prix du baril sur les marchés internationaux. L’importance de cette science d’étude des gisements
et son apport considérable à l’industrie pétrolière nous a amené à y consacrer notre Travail de Fin
d’Etude (TFE).
Ce travail de fin d’étude se situe dans le cadre de la formation pratique des élèves Ingénieurs de
conception de l’Ecole Supérieure des Mines et de Géologie (ESMG), l’une des six (6) grandes
écoles que compte l’Institut National Polytechnique Félix HOUPHOUËT BOIGNY (INP-
HB) de Yamoussoukro. Il a été effectué au sein du Département Gestion des Gisements de la
Société Nationale d’Opérations Pétrolières de la Côte d’Ivoire (PETROCI) du 26 Août 2015 au
26 Février 2016 et pour thème : « CONSTRUCTION D’UN MODELE STATIQUE DU
GISEMENT BETA ».

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TABLE DES MATIERES
DEDICACE......................................................................................................................................i
REMERCIEMENTS......................................................................................................................ii
AVANT-PROPOS .........................................................................................................................iii
TABLE DES MATIERES ............................................................................................................iv
SIGLES & ABREVIATIONS ......................................................................................................xi
LISTE DES FIGURES................................................................................................................xiv
LISTE DES TABLEAUX .........................................................................................................xviii
RESUME.......................................................................................................................................xx
ABSTRACT .................................................................................................................................xxi
INTRODUCTION ..........................................................................................................................1
PARTIE I : GENERALITES ........................................................................................................3
CHAPITRE I : PRESENTATION DE LA STRUCTURE D’ACCUEIL : PETROCI
HOLDING...................................................................................................................................4
I. HISTORIQUE ................................................................................................................4
II. ATTRIBUTIONS ET ORGANISATION ....................................................................4
III. DIRECTION DU FORAGE ET DE LA PRODUCTION ........................................5
IV. DEPARTEMENT GESTION DE GISEMENTS ......................................................5
CHAPITRE II : GENERALITES SUR LE THEME .............................................................8
I. NOTION DE MODELISATION DES RESERVOIRS...............................................8
II. NOTION DE PETROPHYSIQUE DES RESERVOIRS..........................................10
II.1. Pourcentage d’argile...........................................................................................10
II.2. Porosité ................................................................................................................10
II.3. Saturation............................................................................................................11

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II.4. Perméabilité.........................................................................................................12
III. DIAGRAPHIES PETROLIERES ............................................................................13
III.1. Mise en œuvre .....................................................................................................13
III.2. Log Gamma Ray.................................................................................................14
III.3. Log Potentiel Spontané.......................................................................................15
III.4. Log Neutron ........................................................................................................15
III.5. Log Densité..........................................................................................................15
III.6. Log Sonique.........................................................................................................16
III.7. Log Résistivité .....................................................................................................17
III.8. Log de Modular Dynamic Tester (MDT) .........................................................18
III.9. Log de Compensated Magnetic Reasonance (CMR).......................................18
IV. MESURES SUR LES CAROTTES ..........................................................................19
IV.1. Pourcentage d’argile...........................................................................................19
IV.2. Porosité ................................................................................................................19
IV.3. Perméabilité.........................................................................................................19
IV.4. Saturation............................................................................................................19
V. GEOSCIENCES ET CARACTERISATION DES RESERVOIRS ........................19
V.1. Apport des géosciences.......................................................................................19
V.2. Inversion sismique ..............................................................................................20
CHAPITRE III : GENERALITES SUR LA ZONE D’ETUDE ..........................................22
I. BASSIN SEDIMENTAIRE IVOIRIEN .....................................................................22
I.1. Partie terrestre : zone onshore ..............................................................................22
I.2. Partie marine : zone offshore ................................................................................22
II. ZONE D’ETUDE : CHAMP BETA ...........................................................................23
II.1. Généralité et localisation....................................................................................23

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II.2. Travaux effectués sur le champ.........................................................................23
PARTIE II : MATERIEL ET METHODES .............................................................................25
CHAPITRE I : MATERIEL ...................................................................................................26
I. DONNEES TECHNIQUES .........................................................................................26
I.1. Données de puits .....................................................................................................26
I.1.1. Diagraphies pétrolières...................................................................................26
I.1.2. Données de carottes.........................................................................................26
I.1.3. Données de forage et de géologie....................................................................27
I.2. Données de champ..................................................................................................27
I.2.1. Données géophysiques.....................................................................................27
I.2.2. Données géologiques........................................................................................27
II. OUTILS D’ANALYSE ET DE MODELISATION...................................................28
CHAPITRE II : METHODOLOGIE GENERALE..............................................................29
I. CONTROLE ET PREPARATION DES DONNEES ...............................................30
I.1. Contrôle-qualité......................................................................................................30
I.2. Préparation des données........................................................................................30
I.2.1. Digitalisation des cartes géologiques .............................................................30
I.2.2. Conversion des données temps en profondeur .............................................31
II. ANALYSE DES DONNEES DE PUITS.....................................................................32
II.1. Analyse des paramètres pétrophysiques...........................................................33
II.2. Identification des horizons réservoirs...............................................................33
II.2.1. Détermination des seuils limites (cut-off)......................................................33
II.2.2. Détermination des horizons réservoirs..........................................................34
II.3. Comparaison des probabilités de sables réservoirs et des horizons réservoirs
34

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II.4. Analyse des données de MDT............................................................................34
II.5. Synthèse et comparaison des données de puits ................................................36
III. ANALYSE GEOPHYSIQUE ET GEOLOGIQUE DE LA ZONE D’ETUDE ....36
IV. SYNTHESE DES DONNEES DANS UN MODELE GEOLOGIQUE
NUMERIQUE.......................................................................................................................37
IV.1. Construction de la grille 3D et des mailles .......................................................37
IV.1.1. Définition de la zone d’intérêt ......................................................................37
IV.1.2. Définition du toit et de la base de la zone d’intérêt ....................................37
IV.1.3. Maillage ..........................................................................................................37
IV.2. Construction du modèle stratigraphique..........................................................38
IV.3. Distribution spatiale des paramètres pétrophysiques .....................................38
IV.3.1. Détermination du Net-to-Gross....................................................................39
IV.3.2. Construction des faciès pétrophysiques.......................................................39
IV.3.3. Mise à l’échelle des paramètres pétrophysiques.........................................40
IV.3.4. Distribution des faciès pétrophysiques ........................................................40
IV.3.5. Distribution des Net-to-Gross, des Porosités effectives et des Saturations
41
IV.4. Calcul des volumes en place...............................................................................41
IV.4.1. Principe des méthodes volumétriques..........................................................41
IV.4.2. Propriétés des fluides.....................................................................................41
IV.4.3. Probabilités et incertitudes sur les volumes ................................................42
IV.4.4. Calcul des volumes en place..........................................................................42
IV.5. Construction de modèle de perméabilité ..........................................................42
PARTIE III : RESULTATS ET RECOMMANDATIONS......................................................44
CHAPITRE I : CONTROLE QUALITE ET PREPARATION DES DONNEES .............45
I. BILAN DU CONTROLE QUALITE .........................................................................45

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II. PRESENTATION DES DONNEES TRAITEES ......................................................45
II.1. Cube de vitesses moyennes.................................................................................45
II.2. Cube sismique en profondeur............................................................................47
II.3. Cube de probabilités de sables en profondeur .................................................48
II.4. Cartes géologiques en profondeur.....................................................................48
CHAPITRE II : ANALYSES AUX PUITS............................................................................49
I. ANALYSE PETROPHYSIQUE GENERALE..........................................................49
I.1. BETA_1X ................................................................................................................49
I.1.1. Pourcentage d’argile .......................................................................................49
I.1.2. Porosité effective..............................................................................................50
I.1.3. Saturation en eau.............................................................................................50
I.2. BETA_2 ...................................................................................................................51
I.3. BETA_B1.................................................................................................................54
II. DETERMINATION DES HORIZONS RESERVOIRS...........................................58
III. RELATION ENTRE LES PROBABILITES DE SABLES ET LES
RESERVOIRS HORIZONS RESERVOIRS....................................................................58
III.1. BETA_1X.............................................................................................................58
III.2. BETA_2 ...............................................................................................................60
III.3. BETA_B1.............................................................................................................63

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IV. SYNTHESE ET COMPARAISON DES DONNEES DE PUITS ..........................65
IV.1. Interprétation stratigraphique des paramètres pétrophysiques ....................65
IV.1.1. BETA_1X........................................................................................................66
IV.1.2. BETA_2 ..........................................................................................................67
IV.1.3. BETA_B1........................................................................................................67
IV.2. Analyse lithostratigraphique des carottes ........................................................68
V. CONTACTS ENTRE FLUIDES.................................................................................69
V.1. Contacts dans le puits BETA_1X ......................................................................69
V.2. Contacts dans le puits BETA_2 .........................................................................70
V.3. Contacts dans le puits BETA_B1 ......................................................................71
CHAPITRE III : RESULTAT DE L’ANALYSE GEOLOGIQUE ET GEOPHYSIQUE73
I. INTERPRETATION GEOLOGIQUE ET PETROPHYSIQUE.............................75
II. DESCRIPTION DES DIFFERENTS FACIES SEDIMENTAIRES .......................77
II.1. Association de faciès 1........................................................................................77
CHAPITRE IV : SYNTHESE GENERALE .........................................................................79
CHAPITRE V : MODELE GEOLOGIQUE 3D DU GISEMENT BETA..........................81
I. LAYERING ET 3D GRID...........................................................................................81
II. MODELE STRATIGRAPHIQUE..............................................................................82
III. PRESENTATION DES LOGS UP SCALED ET DES PROPRIETES
DISTRIBUEES .....................................................................................................................84
III.1. Logs up scaled.....................................................................................................84
III.2. Propriétés distribuées.........................................................................................86

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III.2.1. Propriétés distribuées dans chaque geobody...............................................86
III.2.2. Propriétés distribuées dans le gisement .......................................................89
IV. VOLUMES EN PLACE.............................................................................................91
IV.1. Modèle selon les geobodies.................................................................................91
IV.2. Comparaison des volumes..................................................................................92
IV.3. Modèle ne tenant compte que des probabilités de sables réservoirs ..............94
V. PERMEABILITE ET POTENTIEL DE PRODUCTION .......................................96
V.1. Loi porosité-perméabilité...................................................................................96
V.2. Modèle de perméabilité ......................................................................................97
V.3. Perméabilité estimée...........................................................................................97
V.4. Potentiel de production de l’huile .....................................................................98
CHAPITRE VI : RECOMMANDATIONS .........................................................................100
I. RECOMMANDATION 1 ..........................................................................................100
II. RECOMMANDATION 2 ..........................................................................................100
III. RECOMMANDATION 3..........................................................................................100
CONCLUSION ...........................................................................................................................101
BIBLIOGRAPHIE .....................................................................................................................102
WEBOGRAPHIE.......................................................................................................................103
ANNEXES.......................................................................................................................................I
ANNEXE 1 : NOTION DE PETROPHYSIQUE ....................................................................I
ANNEXE 2 : DIAGRAPHIES PETROLIERES ....................................................................II
ANNEXE 3 : BASSIN SEDIMENTAIRE IVOIRIEN ......................................................... VI
ANNEXE 4 : CARTES GEOLOGIQUES CONVERTIES EN PROFONDEUR .......... VIII
ANNEXE 5 : PROPRIETES DISTRIBUEES ET ESTIMEES........................................ XIII
ANNEXE 6 : CONTOURS UTILISES POUR LE CALCUL DE VOLUME..................XXI

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SIGLES & ABREVIATIONS
API : American Petroleum Institute
Bg : Facteur volumétrique de formation du gaz
Bo : Facteur volumique de formation de l’huile
BHP : Bore Hole Pressure ( Outil de mesure de pressions de fond du puits)
Bscf : Billion of standard cubic feet (Milliards de pieds cube standard)
CMR : Compensated Magnetic Reasonance (Resonance Magnétique Compensée)
Cut-off : Seuil
DST : Drill Stem Test (Test de puits)
FVF : Facteur Volumétrique de Formation
Geobody : Corps sédimentaire en forme de « U »
GIIP : Gaz Initially In Place (Quantité de gaz initialement en place)
GOC : Gas Oil Contact (Contact Gaz Huile)
GOR : Gas Oil Ratio/ Ratio Huile/Gaz
GR : log Gamma Ray
GWC : Gas Water Contact (Contact Gaz Eau)
HIIP : Hydrocarbon Initially In Place (Quantité d’hydrocarbure initialement en place)
K : Perméabilité absolue
KB : Kelly Bushing (Carré d’entrainement)
km : kilomètre

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m : mètre
mD : milliDarcy
MDT : Modular Dynamic Tester
MMstb : Millions de stock tank barrels
ND : log Neutron Densité
N/G : Net-to-Gross
NMR : Nuclear Magnetic Reasonance (Résonance Magnétique Nucléaire)
OWC : Oil Water Contact (Contact Huile Eau)
Phi : Porosité
Phie : Porosité effective
Phiec : Cut-off (seuil) de porosité
PSV : Profil sismique vertical
PVT : Pression Volume Température
RMS : Root Mean Square (Racine des Moyennes Carrés)
scf : Standard Cubic Feet (Pieds cube standard)
stb : Stock Tank Barrels (Barils stockés)
STO API Gravity : Densité API de l’huile
STOIIP : Stock Tank Oil Initially In Place (Quantité d’hydrocarbure initialement en place en
conditions de stockage)
Sw : Water saturation (Saturation en eau)
Upscaling : Mise à l’échelle
Vsh : Shale volume (Volume/Pourcentage d’argile)

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Vshc : Cut-off (seuil) du pourcentage d’argile

xivSAMAKE Cheick Omar
LISTE DES FIGURES
Figure 1 : Organigramme simplifié de PETROCI HOLDING.....................................................7
Figure 2 : Localisation du champ BETA.....................................................................................24
Figure 3 : Illustration de la détermination de la vitesse moyenne ..............................................32
Figure 4 : Gradients de pression et fluides associés....................................................................36
Figure 5 : Faciès pétrophysiques faits à partir de net-to-goss et de porosité effective...............40
Figure 6 : Inline 3148 en vitesses par intervalles (à gauche) et en vitesses moyennes (à droite)
........................................................................................................................................................46
Figure 7 : Inline 3148 d’amplitudes en temps (à gauche) et en profondeur (à droite) ..............47
Figure 8 : Distribution du pourcentage d’argile du puits BETA_1X..........................................49
Figure 9 : Distribution des porosités effectives du puits BETA_1X............................................50
Figure 10 : Distribution des saturations en eau du puits BETA_1X ..........................................51
Figure 11 : Distribution du pourcentage d’argile du puits BETA_2..........................................52
Figure 12 : Distribution des porosités effectives du puits BETA_2 ............................................53
Figure 13 : Distribution des saturations en eau du puits BETA_2.............................................54
Figure 14 : Distribution du pourcentage d’argile du puits BETA_B1........................................55
Figure 15 : Distribution des porosités effectives du puits BETA_B1..........................................56
Figure 16 : Distribution des saturations en eau du puits BETA_B1 ..........................................57
Figure 17 : Tracé de Probabilités de sables réservoirs en fonction du Net-to-Gross dans le puits
BETA_1X.......................................................................................................................................59
Figure 18 : Tracé de Probabilités de sables réservoirs et du Net-to-Gross en fonction de la
profondeur dans le puits BETA_1X..............................................................................................60
Figure 19 : Tracé de Probabilités de sables réservoirs en fonction du Net-to-Gross.................61
profondeur .....................................................................................................................................62
Figure 21 : Tracé de Probabilités de sables réservoirs en fonction du Net-to-Gross.................63
profondeur .....................................................................................................................................64
Figure 23 : Courbes MDT du puits BETA_1X ............................................................................69
Figure 24 : Courbes MDT du puits BETA_2...............................................................................70

xvSAMAKE Cheick Omar
Figure 25 : Courbes MDT du puits BETA_B1 ............................................................................71
Figure 26 : Régime des pressions des trois puits..........................................................................72
Figure 27 : Inline 3140 vue au cube sismique en temps présentant toutes les structures
sédimentaires pointées sur la zone d’étude (Rapport de sédimentologie de SGS Horizon). ....74
Figure 28 : Différents ordres de dépôts vus par l’interprétation sismique (Rapport de
sédimentologie de SGS Horizon)..................................................................................................75
Figure 29 : Corrélation pétrophysique des puits..........................................................................76
Figure 30 : Modèle sédimentologique de dépôt des grès réservoirs de BETA (Rapport de
sédimentologie de SGS Horizon)..................................................................................................80
Figure 31 : Geobodies ...................................................................................................................83
Figure 32 : Geobodies et Unités associées....................................................................................84
Figure 33 : Logs brut et « upscalé » de porosités effectives ........................................................85
Figure 34 : Distribution des porosités effectives brutes et «upscalées» ......................................85
Figure 35 : Faciès pétrophysiques distribués dans le Geobody 3 servant de contraintes à la
distribution des paramètres pétrophysiques..................................................................................86
Figure 36 : Net-to-Gross distribués dans le Geobody 3 selon les différents faciès
pétrophysiques ...............................................................................................................................87
Figure 37 : Porosités effectives distribuées dans le Geobody 3 selon les différents faciès
pétrophysiques ...............................................................................................................................88
Figure 38 : Saturation en eau distribuées dans le Geobody 3 selon les différents faciès
pétrophysiques ...............................................................................................................................88
Figure 39 : Faciès vus aux puits et dans le gisement...................................................................89
Figure 40 : Distribution des porosités vues aux puits et dans le gisement..................................89
Figure 41 : Distribution des saturations en eau vues aux puits et dans le gisement..................90
Figure 42 : distribution des net-to-gross vus aux puits et dans le gisement ...............................90
Figure 43 : Loi porosité effective-perméabilité des carottes........................................................96
Figure 44 : Modèle de perméabilité lié à la porosité effective.....................................................97
Figure 45 : Perméabilités estimées à partir des porosités effectives dans le Geobody 3 ............98
Figure 46 : Représentation schématique des vides d'une roche....................................................I
Figure 47 : Perméabilité en fonction de la porosité et de la taille des grains (PetroSkills, 1992)
.........................................................................................................................................................II

xviSAMAKE Cheick Omar
Figure 48 : Diagraphie différée (SERRA Oberto, 1979)..............................................................II
Figure 49 : Logs diagraphiques présentés graphiquement et numériquement .........................III
Figure 50 : Schéma de principe de mesure du gamma ray (SERRA Oberto, 1979)..................III
Figure 51 : Origine du Polarisation Spontanée.......................................................................... IV
Figure 52 : Schéma de principe de mesure de la PS................................................................... IV
Figure 53 : Principe de fonctionnement de la sonde nucléaire gamma-gamma.........................V
Figure 54 : Outil d’enregistrement du MDT.................................................................................V
Figure 55 : Outil d’enregistrement du CMR (gauche) et données CMR (droite)...................... VI
Figure 56 : Bassins africains en bordure de l’Atlantique (Jardiné et Magloire 1963)............ VI
Figure 57 : Présentation du bassin sédimentaire ivoirien (PETROCI, 1990) .........................VII
Figure 58 : Marges et Blocs pétroliers du bassin sédimentaire ivoirien (PETROCI, 2016) ...VII
Figure 59 : Carte du geobody 4................................................................................................. VIII
Figure 60 : Carte du geobody 3................................................................................................. VIII
Figure 61 : Carte du geobody 2.................................................................................................... IX
Figure 62 : Carte du geobody 1......................................................................................................X
Figure 63 : Carte du toit des corps sédimentaires (chenal 3)..................................................... XI
Figure 64 : Carte du toit de l’Albien...........................................................................................XII
distribution des paramètres pétrophysiques.............................................................................. XIII
Figure 66 : Net-to-Gross distribués dans le Geobody 2 ............................................................XIV
Figure 67 : Porosités effectives distribuées dans le Geobody 2................................................XIV
Figure 68 : Saturation en eau distribuées dans le Geobody 2...................................................XV
Figure 69 : Perméabilités estimées à partir des porosités effectives dans le Geobody 2 ..........XV
distribution des paramètres pétrophysiques...............................................................................XVI
Figure 71 : Net-to-Gross distribués dans le Geobody 1 ............................................................XVI
Figure 72 : Porosités effectives distribuées dans le Geobody 1..............................................XVII
Figure 73 : Saturation en eau distribuées dans le Geobody 1................................................XVII
Figure 74 : Perméabilités estimées à partir des porosités effectives dans le Geobody 1 ......XVIII
distribution des paramètres pétrophysiques............................................................................XVIII

xviiSAMAKE Cheick Omar
Figure 76 : Net-to-Gross distribués dans le Geobody 3 ............................................................XIX
Figure 77 : Porosités effectives distribuées dans le Geobody 3................................................XIX
Figure 78 : Saturation en eau distribuées dans le Geobody 3...................................................XX
Figure 79 : Perméabilités estimées à partir des porosités effectives dans le Geobody 4 ..........XX
Figure 80 : Contour associé au P90 (en rouge)........................................................................XXI
Figure 81 : Contour associé au P50 (en rouge)........................................................................XXI
Figure 82 : Contour associé au P10 (en rouge)......................................................................XXII

xviii
LISTE DES TABLEAUX
Tableau I : Table de référence de densité de matrice et de densité de fluide (Halliburton,
1991)...............................................................................................................................................16
Tableau II : Table de référence de temps de transit de matrices et de fluides............................17
Tableau III : Puits forés sur le champ BETA..............................................................................24
Tableau IV : Diagraphies pétrolières disponibles par puits........................................................26
Tableau V : Diagraphies pétrolières interprétées par le pétrophysicien.....................................26
Tableau VI : Faciès pétrophysiques et cut-offs associés.............................................................39
Tableau VII : Résumé de l’analyse PVT .....................................................................................42
Tableau VIII : Caractéristiques du cube de vitesses moyennes..................................................46
Tableau IX : Caractéristiques du cube sismique d’impédance acoustique................................47
Tableau X : Equations de détermination des cut-offs associés aux horizons réservoirs ...........58
Tableau XI : Epaisseurs réservoirs et caractéristiques pétrophysiques de chaque puits...........58
Tableau XII : Intervalles d’évolution du Net-to-Gross par rapport aux probabilités de sables
dans le puits BETA_1X .................................................................................................................60
Tableau XIII : Intervalles d’évolution du Net-to-Gross par rapport aux probabilités de sables
........................................................................................................................................................62
Tableau XIV: Intervalles d’évolution du Net-to-Gross par rapport aux probabilités de sables64
Tableau XV : Différents horizons et paramètres pétrophysiques associés.................................66
Tableau XVI: Différents horizons et paramètres pétrophysiques associés ................................67
Tableau XVII: Différents horizons et paramètres pétrophysiques associés...............................67
Tableau XVIII: Equations MDT et Contacts fluides..................................................................69
Tableau XIX: Equations MDT et Contacts fluides.....................................................................70
Tableau XX: Equations MDT et Contacts fluides.......................................................................71
Tableau XXI : Différents geobodies identifiés et leurs dimensions (Rapport de sédimentologie
de SGS Horizon)............................................................................................................................75
Tableau XXII : Facies sédimentaires vus par le puits BETA_1X..............................................76
Tableau XXIII : Facies sédimentaires vus par les puits BETA_2 et BETA_B1........................76
Tableau XXIV : Séquence de facies associée à chaque geobody ...............................................80
Tableau XXV : Taille minimale des cellules et erreurs relatives moyennes associées ..............81

xix
Tableau XXVI : Dimensions de la grille 3D................................................................................82
Tableau XXVII : Moyenne et Ecart-type des porosités effectives brutes et «upscalées» ..........86
Tableau XXVIII : Proportion des différents facies pétrophysiques du puits par rapport au
Geobody 3.......................................................................................................................................87
Tableau XXIX : Volumes d’hydrocarbures initialement en place et incertitudes associées.....91
Tableau XXX : Comparatif des volumes d’hydrocarbures initialement en place......................93
Tableau XXXI : Volumes d’hydrocarbures initialement en place et hypothèses de modélisation
géologique......................................................................................................................................95
Tableau XXXII : Statistiques des perméabilités estimées dans le Geobody 3............................98
Tableau XXXIII : Perméabilité moyenne de la zone à huile......................................................99

xx
RESUME
Le gisement BETA a été découvert en 2007 sur le bloc CI-Y. Le puits de découverte BETA_1X,
a montré deux niveaux de sables réservoirs riches en gaz. Le puits d’évaluation BETA_2 a par la
suite confirmé l’extension des sables à gaz. Il a cependant mis en évidence une zone à huile non
identifiée dans le puits de découverte. Il a donc été impératif d’effectuer une étude de
caractérisation du gisement afin de mieux évaluer la répartition des volumes d’hydrocarbures en
place. Cette étude s’est déroulée du 26 Aout 2015 au 26 Février 2016 sous le
thème : « CONSTRUCTION D’UN MODELE STATIQUE DU GISEMENT BETA ».
L’analyse des données géologiques et géophysiques disponibles a montré que le gisement BETA
est constitué d’un système de quatre chenaux remplis de grès réservoirs du Cénomanien. Dans
ces structures, on retrouve une séquence stratigraphique similaire mais avec des épaisseurs et
caractéristiques pétrophysiques spécifiques. Cela a permis de comprendre que la zone à huile vue
dans le puits BETA_1X est non réservoir d’où l’absence d’huile dans ce puits. L’interprétation
des données de pression de formation n’a par ailleurs montré aucun signe de déconnection entre
les corps sédimentaires. De plus, le modèle géologique construit met bien en évidence une
connectivité entre les trois (3) chenaux traversés par les puits. Le quatrième chenal (geobody 4)
semble isolé des autres par des dépôts argileux.
La modélisation pétrophysique dans tout le gisement a montré que la porosité moyenne est de 12
à 15% et les net-to-gross sont estimés à 68% avec des saturations en eau de 48%. Les
perméabilités moyennes ont été évaluées à 24 mD pour la zone à gaz et 44 mD pour la zone à
huile. Ces résultats témoignent du bon potentiel de production du gisement eu égard des tests de
production effectués.
Les volumes d’huile initialement en place ont été estimés à 24,6 MMstb en accord avec les
estimations de l’opérateur. Cependant le volume moyen de gaz évalué à 79,3 Bscf est largement
inférieur à celui estimé par l’opérateur. Les volumes en place sont par ailleurs largement
améliorés en reconstruisant le modèle sans tenir compte, comme l’opérateur, du modèle
stratigraphique en chenal et en se basant principalement sur les probabilités de sable. Nous
recommandons une mise à jour du modèle géologique avec un nouveau cube de probabilité de
sables prenant en compte la notion des chenaux.

xxi
Mots clés : chenaux, modèle, statique, probabilités de sables.
ABSTRACT
The BETA field was discovered in 2007 on the CI-Y block. The discovery well BETA_1X
showed two levels of sands rich in gas reservoirs. The BETA_2 appraisal well was subsequently
confirmed the extension of gas sands. It has however revealed an oil zone not identified in the
discovery well. It was therefore imperative to perform better reservoir characterization study to
assess the distribution of volumes of hydrocarbons in place. This study was conducted from
August 26, 2015 to February 26, 2016 under the theme: "CONSTRUCTION OF STATIC
MODEL OF FIELD BETA".
The analysis of all geological and geophysical data available has shown that the BETA deposit
consists of a system of four filled channels Cenomanian sandstone reservoirs. In these structures,
there is a similar stratigraphic sequence but with specific petrophysical characteristics and
thicknesses. This helped to understand that the oil zone seen in the BETA_1X well is not
reservoir where the lack of oil in the well. Interpretation of formation pressure data has also
shown no sign of disconnection between sedimentary bodies. In addition, the built geological
model clearly demonstrates connectivity between the three (3) channels through which the wells.
The fourth channel (geobody 4) seems isolated from the others by clay deposits.
Petrophysical model throughout the field, showed that the average porosity is 12 to 15% and the
net-to-gross is estimated at 68% with water saturations 48%. The average permeabilities were
valued at 24 mD for the gas zone and 44 mD for the oil zone. These results indicate good
reservoir production potential given the results of production testing of appraisal well.
The volumes of oil initially in place was estimated at 24.6 MMstb in accordance with the
operator's estimates. However the average volume of gas estimated at 79.3 BSCF is much lower
than estimated by the operator. The volumes in place are also greatly improved by rebuilding the
model without consideration, as the operator of the stratigraphic channel model and based mainly
on sand probabilities. We recommend updating the geological model with a new cube probability
sands taking into account the concept of channels.
Key words : channel, model, static, sand probabilities.

1
INTRODUCTION
La recherche pétrolière, débutée dans le bassin sédimentaire ivoirien dans les années 60, a
d’abord été réalisée en onshore. Les indices superficiels, notamment les sables bitumineux
d’Eboïnda (à l’Est d’Abidjan), ont attiré l’attention des explorateurs sur le potentiel pétrolier de la
Côte d’Ivoire. Aujourd’hui, cette exploration est en plein essor dans la partie offshore du bassin
ivoirien où plusieurs sociétés pétrolières, en partenariat avec la Société Nationale d’Opérations
Pétrolières de la Côte d’Ivoire (PETROCI), participent activement à la mise en évidence de
gisements d’hydrocarbures.
L’évaluation des réserves intervient pendant la dernière phase de l’exploration pétrolière. Elle
conduit à la détermination des caractéristiques physiques et chimiques des réservoirs et de la
quantité d’hydrocarbures en place. Ces études sont indispensables à l’établissement des
prévisions de production.
Le gisement BETA est a été découvert en 2007 sur le bloc CI-Y par l’opérateur en partenariat
avec PETROCI HOLDING. Le puits de découverte BETA_1X, a montré deux niveaux de
sables réservoirs riches en gaz avec des traces d’huile. Ensuite un puits d’évaluation BETA_2 a
été exécuté afin de confirmer la présence d’huile et le potentiel du gisement, ce dernier a montré
des sables réservoirs contenant du gaz et de l’huile.
Le consortium a tout de suite montré un intérêt particulier pour la production d’huile de ce
gisement. Cependant, il demeure encore de nombreuses incertitudes sur la zone à huile car les
deux puits forés sur le champ n’ont pas mis en évidence les mêmes fluides. De plus, toutes les
tentatives actuelles de production d’huile sur le bloc ont donné des résultats non satisfaisants (5
puits à huile dont 3 puits non productifs d’huile et 2 avec des productions relativement faibles).
Ainsi c’est dans l’optique de comprendre le gisement que nous avons mené une étude de
caractérisation. Cette étude s’est déroulée du 26 Aout 2015 au 26 Février 2016 sous le
thème : « CONSTRUCTION D’UN MODELE STATIQUE DU GISEMENT BETA ».
L’évaluation de ce gisement a conduit à deux principales interrogations :
 quelles sont les caractéristiques du gisement BETA ?
 sont-elles suffisantes pour assurer une production de l’huile en place ?

2
Pour répondre à ces interrogations, nous allons compiler toutes les connaissances acquises à partir
des puits et des études géologiques dans un modèle numérique capable de mettre en évidence le
potentiel de ce gisement. Nos objectifs dans cette étude se déroulent comme suit :
 déterminer la répartition des horizons réservoirs dans le gisement ;
 évaluer la distribution des paramètres pétrophysiques dans le gisement ;
 évaluer les volumes d’hydrocarbures ;
 évaluer la productivité de la zone à huile.
Afin d’atteindre ces différents objectifs, nous nous sommes prémunis de la méthode de travail
suivante :
 analyse de données de puits ;
 analyse de données géologiques ;
 modélisation numérique du gisement.

3
PARTIE I : GENERALITES

4
CHAPITRE I : PRESENTATION DE LA
STRUCTURE D’ACCUEIL : PETROCI HOLDING
I. HISTORIQUE
La Société Nationale d’Opérations Pétrolières de Côte d’Ivoire (PETROCI) est une société
anonyme au capital de 20 milliards de francs CFA. Elle a été créée en Octobre 1975 par l’Etat
Ivoirien, seul actionnaire (Décret n°75-744), afin de promouvoir l’exploration et l’exploitation
des gisements de pétrole et de gaz en Côte d’Ivoire en intervenant dans toute la chaîne de
l’industrie pétrolière : exploration, production, distribution, et autres domaines connexes aux
hydrocarbures.
Dans le souci d’optimiser les performances de sa société nationale, l’Etat ivoirien décide en 1997,
de restructurer PETROCI par la transformation de ces principales filières en trois (3) filiales :
PETROCI Exploration-Production, PETROCI Gaz, PETROCI Industries et Services,
administrées par une entité centrale, PETROCI HOLDING. Mais suite à l’augmentation des
charges d’exploitation de chacune des filiales, l’Etat entame en Avril 2001, un processus de
réunification des quatre (4) entités en une seule : PETROCI HOLDING (société nationale
d’opérations pétrolières de la Côte d’Ivoire).
II. ATTRIBUTIONS ET ORGANISATION
PETROCI HOLDING dès sa création a eu pour objectifs :
 de réaliser en tout pays et particulièrement en Côte d’Ivoire des travaux de recherche, des
opérations d’exploitation et de production des hydrocarbures, soit pour le compte du
gouvernement, soit individuellement, soit en association avec d’autres sociétés privées du
domaine pétrolier ;
 d’assurer la continuité et la sûreté des approvisionnements de la Côte d’Ivoire en
hydrocarbures à moindre coût ;
 de représenter l’Etat de Côte d’Ivoire dans tous les contrats pétroliers conclus avec les
consortiums.

5
Afin de mener à bien ses missions, PETROCI HOLDING a procédé à la mise en place d'une
structure composée d’une Direction Générale (D.G.) administrant diverses directions
opérationnelles qui sont :
 la Direction de l’Administration et des Ressources Humaines (D.A.R.H.) ;
 la Direction des Finances et de la Comptabilité (D.F.C.) ;
 la Direction du Forage et de la Production (D.F.P.) ;
 la Direction du Centre d’Analyses et de Recherches (D.C.A.R.) ;
 la Direction de l’Exploration (D.E.) ;
 la Direction de l’Ingénierie et de la Logistique (D.I.L.) ;
 la Direction de la Commercialisation des Produits Pétroliers (D.C.P.P.) ;
 la Direction des Systèmes d’Information (D.S.I.).
III. DIRECTION DU FORAGE ET DE LA PRODUCTION
La Direction du Forage et de la Production comprend quatre (4) départements à savoir:
 le Département Gestion des Gisements ;
 le Département Forage et Logistiques ;
 le Département Production ;
 le Département Contrôle et Gestion des Couts Pétroliers.
Le département Gestion des Gisements est le département qui nous a accueillis dans le cadre de
ce Travail de Fin d’Etude.
IV. DEPARTEMENT GESTION DE GISEMENTS
L’ingénierie de réservoir à laquelle s’intéresse le département Gestion des Gisements, étudie
principalement la physique des gisements de pétrole et de gaz naturel et leur écoulement à travers
la roche poreuse.
Ce département a donc en charge au sein de PETROCI HOLDING :
 l'évaluation des gisements ;
 l'estimation des volumes d'hydrocarbures en place ;
 le suivi sur site des tests de production et leurs analyses ;

6
 l’optimisation de la production ;
 les prévisions de production ;
 l'élaboration d'études économiques ;
 l'élaboration de plan de développement de champs pétroliers.
Ce département est composé de deux services : le service évaluation des formations en amont des
travaux et le service simulation en aval.
Toute cette organisation est résumée dans l’organigramme simplifié de PETROCI HOLDING
(Figure 1).

7
MEMOIRE DE FIN D’ETUDES
Figure 1 : Organigramme simplifié de PETROCI HOLDING
Conseil
d'Administration
Direction
Générale
D.A.R.H. D.F.C. D.F.P.
Gestion des Gisements
Forage et Logistique
Production
Controle et Gestion des
Couts Pétroliers
D.C.A.R. D.E. D.I.L. D.C.P.P. D.S.I

8
CHAPITRE II : GENERALITES SUR LE THEME
I. NOTION DE MODELISATION DES RESERVOIRS
Un gisement de pétrole est formé d’un ou plusieurs réservoir(s) souterrain(s) contenant des
hydrocarbures. Ces réservoirs sont des roches d’origine sédimentaire possédant certaines
propriétés physiques leurs permettant de stocker et surtout de transmettre les hydrocarbures qu’ils
contiennent. La maîtrise de la production de ces fluides passe par une étude du gisement qui
permettra d’établir un plan de développement visant l’optimisation de la récupération des
hydrocarbures.
Cette étude est relative à l’établissement d’un modèle du réservoir, l’image du gisement,
représentant son comportement et celui des fluides qu’il contient. Elle se résume sous
l’expression « caractérisation du réservoir ».
La caractérisation d’un gisement est un processus long et complexe. Elle met en œuvre de
nombreux outils et méthodologies liés à des disciplines variées (géologie structurale,
sédimentologie, géostatistique, ingénierie de réservoir, etc.). Ces outils visent à produire un
modèle représentatif de la réalité du gisement à partir des données disponibles qui sont, le plus
souvent, éparses et hétérogènes. On distingue en particulier :
 les données sismiques tridimensionnelles qui couvrent l’ensemble du volume étudié mais
ont une résolution assez faible (de 5 à 10 m lors des campagnes sismiques les plus
précises) ;
 les données de puits (carottes, diagraphies, déblais, etc.) précises (la résolution est
centimétrique pour les carottes à décimétrique pour les logs), mais éparses et ponctuelles
à l’échelle du gisement ;
 les informations qualitatives que sont l’analyse du contexte régional d’un gisement,
l’étude d’analogues et l’utilisation de concepts géologiques tels que la stratigraphie
séquentielle ou bien, les images d’entrainements dans les statistiques multipoints.
Le modèle de gisement se divise en deux parties, respectivement :

9
 le modèle statique décrit les propriétés du réservoir à l’équilibre (à un instant donné). il
synthétise les informations provenant de données (sismiques, puits, etc.). L’ingénieur
réservoir qui s’occupe de cette synthèse doit donc mettre en cohérence toutes ces données
qui ne se trouvent pas sur le même support d’informations.
 le modèle dynamique basé sur un modèle statique, vise à reproduire le déplacement des
fluides à travers le réservoir et la courbe de production (calage d’historique de
production).
La construction d’un modèle de réservoir se fait selon les étapes suivantes :
 construction d’un modèle structural qui représente les failles et les horizons majeurs
présents dans le réservoir et délimitant ses différents compartiments (1);
 construction d’un modèle volumique discret. Celui-ci représente le volume à l’intérieur du
réservoir et sert essentiellement de support de calculs (2) ;
 estimation d’un ou plusieurs modèles de propriétés dans le volume étudié (faciès,
porosité, net-to-gross, perméabilité, etc.). Ce modèle est établi à l’aide de méthodes
géostatistiques qui intègrent les données de puits, les données sismiques et les
connaissances géologiques (3);
 création d’un modèle de simulation d’écoulement en milieux poreux. Ce modèle est
dynamique et a pour objectif de permettre la prédiction de la production en hydrocarbures
et l’évolution de la distribution des fluides. Il s’appuie sur le modèle volumique et le
modèle pétrophysique qui décrivent la structure et les propriétés du réservoir. Pour sa
réalisation la connaissance de la nature des fluides et de leurs propriétés (viscosité,
température, pression, relations PVT, etc.), sont à prendre en compte ainsi que l’état
initial du réservoir et les conditions aux limites (puits, aquifère, etc.). La simulation
d’écoulement étant un processus vorace en calculs et en temps, il convient de construire
un modèle volumique grossier et de calculer les propriétés équivalentes correspondant à
celles simulées à l’aide de méthodes de mise à l’échelle (« up scaling ») (4).
Ces étapes sont un processus de modélisation intégré : toutes les méthodes envisagées partagent
les mêmes données, mais interagissent aussi entre elles. En effet, au cours de la modélisation,
certains résultats peuvent naturellement contraindre le choix et l’utilisation d’algorithmes
spécifiques pour les étapes suivantes, mais surtout, ils peuvent amener à remettre en cause des

10
hypothèses et choix faits précédemment. Cependant, on peut distinguer les étapes (1) à (3) de
l’étape (4). Les premières permettent d’obtenir un modèle statique du réservoir qui inclut la
description de sa géométrie et de ses propriétés (porosité, perméabilité, etc.). Ce modèle statique
suffit à l’estimation du volume poreux du réservoir et des réserves en place. Ensuite, la
simulation d’écoulement (étape 4) utilise ce modèle pour étudier la dynamique des fluides dans le
réservoir. Cette étape se distingue par l’utilisation de nouvelles sources de données spécifiques
(historiques de production, tests de puits, analyse PVT, etc.) et par un certain nombre de
problématiques qui lui sont propres.
II. NOTION DE PETROPHYSIQUE DES RESERVOIRS
La pétrophysique est l’étude des propriétés physiques et chimiques qui décrivent le
comportement des roches, des sols et des fluides qu’ils contiennent. Appliquée à la recherche
pétrolière, cette science a pour objet d’évaluer les principaux paramètres des réservoirs
d’hydrocarbures tels que le pourcentage d’argile, la porosité, la perméabilité et les saturations.
Ces paramètres se déterminent soit par des méthodes directes (mesure sur les carottes) soit par
des méthodes indirectes (calcul sur des diagraphies).
II.1. Pourcentage d’argile
Le pourcentage d’argile est la fraction d’argile dans un volume de roche donné.
II.2. Porosité
La porosité est le tout premier paramètre intéressant l’étude du gisement. La porosité est la
fraction de vides dans un volume de roche donné.
En considérant un échantillon de roche (Figure 45), on a :
𝑽 𝑻 = 𝑽 𝑺 + 𝑽 𝑷
Avec
𝑽 𝑻 : Volume total
𝑽 𝑺 : Volume de solides

11
𝑽 𝑷 : Volume de pores
La porosité est le rapport du volume des vides du matériau 𝑽 𝑷 sur le volume total 𝑽 𝑻. Cette
valeur est usuellement notée 𝝓.
On a : 𝝓 =
𝑽 𝒑
𝑽 𝑻
=
(𝑽 𝑻−𝑽 𝑺)
𝑽 𝑻
Cette porosité, qualifiée de porosité totale ( 𝝓 𝒕) englobe deux grandes catégories de porosité dans
une formation rocheuse dont la porosité primaire et la porosité vacuolaire.
Il existe encore d’autres types de porosité tels que :
 Porosité résiduelle 𝝓 𝒓 qui est la porosité due aux pores ne communiquant pas entre eux
ou avec le milieu extérieur ;
 Porosité effective ou utile 𝝓 𝒆 qui est la porosité des pores connectés, accessible aux
fluides libres, à l’exclusion de l’espace occupé par l’eau adsorbée (canalicule) et de l’eau
liée aux argiles. C’est cette porosité permettant la récupération des phases piégées dans
les formations qui nous intéressera dans le cadre de la construction du modèle statique de
réservoir.
II.3. Saturation
La saturation est la proportion d’un fluide donné dans le volume poreux de la roche réservoir.
Dans la majeure partie des cas, il est admis que les roches réservoirs sont initialement saturées
d’eau avant l’arrivée des hydrocarbures. Les hydrocarbures ne pouvant déplacer la totalité de
l’eau présente dans les pores de la formation, les réservoirs contiendront généralement dans leurs
pores des hydrocarbures et de l’eau liée aux grains de la formation.
On note 𝑺 𝒘 la saturation en eau, représentant le pourcentage volumique d’eau présent dans la
formation :
𝑺 𝒘 =
𝑽 𝒆𝒂𝒖
𝑽 𝒑𝒐𝒓𝒆
On définit de même la saturation en hydrocarbures notée 𝑺 𝒉 qui se déduit de la saturation en eau :

12
𝑺 𝒉 = 𝟏 − 𝑺 𝒘
II.4. Perméabilité
La perméabilité d’un milieu est l’aptitude qu’a ce milieu à laisser circuler, à travers ces pores
(porosité effective), un fluide dont il est saturé. Si le fluide est homogène et n’a aucune action
chimique importante sur le milieu encaissant, cette perméabilité est dite absolue. Elle se déduit
principalement de la relation de DARCY exprimant la loi d’écoulement d’un fluide dans un
milieu poreux :
𝑸 = 𝑲
𝟏
𝝁
𝑺
𝒉
(𝑷 𝟏 − 𝑷 𝟐)
Avec
𝑲 : Perméabilité absolue exprimée en millidarcy (mD) ;
𝝁 : Viscosité exprimée en centipoise (cp) ;
𝑺 : Surface exprimée en mètre-carré (m2) ;
𝒉 : Epaisseur exprimée en mètre (m) ;
𝑷 𝟏 , 𝑷 𝟐 : Pressions en amont et en aval exprimée en pascal (Pa) ;
𝑸 : Débit d’écoulement en mètre-cube par seconde (m3/s).
La perméabilité est un paramètre difficile à mesurer et à quantifier car dépendant d’autres
paramètres tels que :
 la taille des pores et leur distribution dans la formation (porosité) ;
 la forme et la taille des grains ;
 le degré de compaction.
La Figure 46 montre l’évolution de la perméabilité en fonction de la porosité et de la taille des
grains.

13
La perméabilité absolue n’est établie que lorsque la formation ne contient qu’un seul fluide.
Cependant, en présence de deux (2) ou plusieurs fluides, la capacité d’écoulement est réduite et
l’on définit ainsi la perméabilité effective à chacun des fluides (on note K(indice du fluide)). La
perméabilité relative (Kr(indice du fluide)) d’un fluide du mélange est caractérisée par le rapport entre
l’aptitude qu’a ce fluide à s’écouler en présence d’autres fluides et la perméabilité absolue.
𝑲 𝒓 =
𝑲 𝒇
𝑲
avec 𝟎 < 𝑲 𝒇 < 𝐾 𝑒𝑡 0 < 𝑲 𝒓 < 1
III. DIAGRAPHIES PETROLIERES
La diagraphie (ou log) est l’enregistrement avec la profondeur, de tout paramètre électrique,
chimique ou mécanique des variations permettant une caractérisation des formations traversées
par le sondage pétrolier.
Il existe deux grands groupes de diagraphie selon que le log est enregistré pendant ou après le
forage :
 Les diagraphies instantanées, enregistrées au cours du forage ;
 Les diagraphies différées enregistrées en trou ouvert.
Dans la pratique, il existe plusieurs types de diagraphies, à savoir :
 le Gamma Ray (GR) ;
 le Potentiel Spontané (PS) ;
 le Neutron (N) ;
 la Densité (D) ;
 le Sonique (DT) ;
 la Résistivité (Res) ;
 les Mesures de Tests de Formations (faites par le Modular Dynamic Tester) ;
 les Mesures de Résonance Magnétique Nucléaire (faites par le Compensated Magnetic
Reasonance).
III.1. Mise en œuvre
Pour les logs effectués après le forage, l’outil de diagraphie (la sonde) est descendu dans le trou

14
de forage (par un treuil) à l’extrémité d’un câble (Figure 47). Ce câble assure la liaison avec les
instruments de surface commandant les opérations, le tout groupé soit dans un camion, soit dans
une cabine fixe pour les forages en mer.
Les données diagraphiques enregistrées par la sonde peuvent se présenter de manière graphique
ou numérique sous la forme de tableau avec en entête les caractéristiques mesurées (Figure 48).
Il existe des relations étroites entre les caractéristiques physiques mesurées par les diagraphies et
les nombreux paramètres géologiques. Il en résulte donc que la modification d’un paramètre
géologique se répercute sur un ou plusieurs paramètres physiques. Mais l’essentiel de l’utilisation
des diagraphies consiste à déterminer :
 la température et la pression des formations sous et sus jacentes ;
 la relation entre différents puits par corrélation entre puits ;
 la détermination des caractéristiques propres au réservoir à savoir :
 la porosité ;
 la quantité d’argile (shale) dans le réservoir ;
 la saturation en eau, hydrocarbures.
III.2. Log Gamma Ray
Le log Gamma Ray mesure à l’aide d’un scintillomètre, la radioactivité naturelle dans les
formations du sous-sol. Il existe de nombreux isotopes naturels radioactifs mais les principaux
intéressant les géophysiciens sont le Thorium, l’Uranium et le Potassium 40. Ces isotopes sont
généralement disséminés dans toutes les formations avec une fixation préférentielle sur les
sédiments fins tels que l’argile qui le plus souvent se montre fortement radioactive. Ce log
apporte donc des informations sur la lithologie en mettant en évidence les niveaux d’argile qui
constituent souvent les limites des réservoirs dans le sous-sol. Il se présente généralement sur les
formats (GR/EGRTC/) et son unité est API. Le gamma ray permet aussi d’évaluer avec précision
le pourcentage d’argile dans la formation. Mais pour que l’évaluation du pourcentage d’argile
soit possible, il faut que la série contienne un véritable banc d’argile, et une zone de sable (ou
calcaire) propre qui serviront de référence (Figure 49).

15
III.3. Log PotentielSpontané
Le log de Potentiel Spontané des formations a été trouvé presque par accident dès les premiers
moments de l’enregistrement des logs. Pendant les essais d’enregistrement des résistivités des
formations traversées, on a noté la présence d’une résistivité induite qui se surimposait à la
lecture.
La différence de potentiel existante entre une électrode fixe placée à la surface et une électrode
qui se déplace est enregistrée en fonction de la profondeur. Le potentiel électrique (voltage)
enregistré est le résultat de l’interaction entre l’eau de la formation, le fluide conducteur de la
boue de forage et certains ions contenus dans les argiles (Figures 50 & 51). Le log P.S. permet :
 de localiser certains niveaux imperméables ;
 de calculer le pourcentage d’argile contenu dans la roche réservoir, (Vsh) ;
 d’estimer la résistivité de l’eau d’imbibition Rw, ce qui permet d’obtenir la salinité et
donc la qualité chimique de cette eau.
III.4. Log Neutron
Le log Neutron est basé sur la mesure de la quantité d’hydrogène contenu dans la formation.
Dans les formations propres saturées d’eau ou d’hydrocarbures, la réponse du log reflète l’espace
poreux rempli de liquide. Malheureusement, l’outil répond à tous les atomes d’hydrogène sans
discrimination et prendra ainsi en compte l’hydrogène lié à la nature minéralogique de la
formation. L’outil lit dans la zone lavée d’où les corrections à apporter sur le diamètre de trou, le
mud cake, l’influence des argiles. Ce log donne directement la valeur de la porosité mais doit être
corrigé de l’effet des argiles pour refléter la porosité effective.
III.5. Log Densité
Appelé aussi log Gamma-Gamma, le log Densité est la mesure de la densité de la formation.
L’outil Densité est basé sur la mesure, à une certaine distance de la source, de l’intensité du
rayonnement Gamma diffusé suite au bombardement de la formation avec un faisceau de rayon
gamma d’énergie constante (0.1 à 1 Mev). Ces photons gammas entrant en collision avec les
électrons de la matière, diminuent d’intensité avec le nombre croissant de collision. Cette
intensité sera donc d’autant plus faible que la densité de la formation sera élevée. La profondeur

16
d'investigation est faible, l'outil lit dans la zone lavée ave un rayon d'investigation d'environ 15
cm. Les effets de trou vont donc être très importants c'est d’ailleurs pour pallier ces inconvénients
que les outils de densité sont le plus souvent excentrés et souvent fortement appuyés sur la paroi
du trou (Figure 52).
La densité (la masse volumique réellement) ainsi mesurée est directement liée à la densité de la
matrice et la densité des fluides présents dans la roche. Pour une porosité nulle, l'outil lira la
densité de la matrice, plus la porosité augmente plus la densité diminue. Les densités usuelles
sont répertoriées dans le tableau ci-après.
Tableau I : Table de référence de densité de matrice et de densité de fluide (Halliburton, 1991).
Lithologie Densité (g/cm3) Fluide Densité (g/cm3)
Grès 2,644 Eau fraiche 1
Carbonate 2,710 Eau salée 1,15
Dolomite 2,877 Méthane 0,423
Anhydrite 2,960 Huile 0,8
Sel 2,040
III.6. Log Sonique
Le log sonique est basé sur l’étude de la propagation dans les roches d’ondes acoustiques
générées par l’outil de diagraphie. La mesure de la vitesse de propagation de ces ondes et de leur
atténuation apporte des renseignements sur les propriétés mécaniques des roches traversées. La
propagation d’ondes acoustiques dépend en effet des propriétés élastiques des formations
composant le sous-sol. Le log sonique est généralement utilisé en géologie pour évaluer la
porosité des roches.
L’outil sonique consiste en un émetteur qui émet des sons et un receveur qui les enregistrent. Il
enregistre en réalité le temps de transit de l’onde acoustique depuis l’émission jusqu’à la
réception y compris le passage dans la formation. Il est nommé Delta T et est exprimé en micro
seconde par pied : 1 µs = 10 –6s. Le temps de parcours mesuré sera la moyenne globale des temps
de parcours dans la roche et dans le fluide. Ce log permet de déterminer la porosité qui doit etre

17
corrigée pour les formations peu compactées. Les temps de transit usuels des matrices et des
fluides sont répertoriés dans le tableau ci-après.
Tableau II : Table de référence de temps de transit de matrices et de fluides
Lithologie
Temps de transit
(μs/ft)
Fluide
Temps de transit
(μs/ft)
Grès consolidés 55,5 Eau fraiche 218
Grès non-consolidés 51,5 Eau salée 189
Carbonate 47,5 Huile 238
Dolomite 43,5 Méthane 626
Anhydrite 50,0
Gypse 52,0
Sel 67,0
III.7. Log Résistivité
La résistivité d’une formation est un paramètre clé pour la détermination de la saturation en
hydrocarbure de la roche. L’électricité peut traverser une roche à cause des eaux contenues dans
cette roche. Ce courant est fonction :
 de la résistivité de l’eau de formation, ou contenu dans la formation
 de la quantité d’eau présente dans la roche,
 de la géométrie des pores.
Le log résistivité mesure la résistivité totale 𝑹𝒕 des fluides de formations (en Ohm) en induisant
un courant électrique à travers la formation. Dans la zone envahie par la boue, la résistivité
𝑅 𝑥𝑜mesurée prend en compte la nature de la boue de forage. Ce log permet de déterminer les
saturations de chaque fluide.

18
III.8. Mesures de Tests de Formations (faites par le Modular Dynamic
Testerou le RepeatFormationTester)
Au cours de ce test on effectue des mesures de pressions et de mobilité des fluides de formation
en un point donné. L’outil de mesure est équipé d’un appareil nommé probe (conduite) que l’on
met en contact avec la formation en un point donné à travers le trou de forage (Figure 53). Une
fois en contact avec la formation, le probe aspire les fluides en présence afin de les
échantillonner.
Les fluides échantillonnés subissent en temps réel des tests afin de dissocier les fluides de
formation des fluides boues jusqu'à ce qu’on ait un fluide avec un niveau de contamination
acceptable. Ce fluide est ensuite récupéré pour des analyses ultérieures.
L’échantillonnage de fluides de formation nous permet ainsi d’estimer la perméabilité à travers la
mobilité enregistrée lors de l’échantillonnage du fluide.
Les pressions de formation enregistrées vont permettre d’estimer les profondeurs des interfaces
fluides en se basant sur l’équation fondamentale de la statique des fluides.
III.9. Mesures de Résonance Magnétique Nucléaire (faites par le
CompensatedMagnetic Reasonance)
L’outil de mesure permet à partir de la résonance magnétique nucléaire (RMN) mesurée d’avoir
une valeur de la perméabilité dans la formation. La résonnance magnétique nucléaire (RMN)
désigne une propriété de certains noyaux atomiques possédant un spin nucléaire. Lorsqu'ils sont
soumis à un rayonnement électromagnétique, les noyaux atomiques peuvent absorber l'énergie
du rayonnement puis la relâcher lors de la relaxation, c’est la résonnance.
Le CMR est un type de diagraphie qui utilise la réponse RMN de la formation afin de déterminer
directement la porosité et la perméabilité, fournissant un enregistrement en continu le long du
trou de forage. L’enregistrement de RMN exploite les particules de l’hydrogène, qui sont
abondantes dans les roches sous la forme d’eau. L'amplitude du signal RMN est proportionnelle à
la quantité de noyaux d'hydrogène présents dans une formation et peut être calibré pour donner
une valeur de porosité qui est exempt des effets de lithologie (Figure 54).

19
IV. MESURES SUR LES CAROTTES
L’analyse des carottes permet de connaître avec une grande précision certains paramètres
pétrophysiques tels que la porosité, les perméabilités, les saturations et le pourcentage d’argile.
IV.1. Pourcentage d’argile
Ce volume se calcule par les méthodes de détermination de taux d’argilosité (sédimentometrie,
etc.).
IV.2. Porosité
La porosité est déterminée en saturant l’échantillon et en relevant la variation de poids. Ramenée
au volume de fluide, cette variation de poids permet de caractériser les espaces vides
communiquant de la carotte : la porosité effective.
IV.3. Perméabilité
La perméabilité des carottes est déterminée en simulant des tests d’écoulement d’un fluide (air,
eau, gaz, …) de caractéristiques connues à travers l’échantillon. La perméabilité est déduite en se
basant sur la relation d’écoulement de Darcy.
IV.4. Saturation
La saturation des fluides est déterminée en mesurant le volume des différents fluides contenus
dans les pores de la formation. Cette mesure est influencée par le taux d’infiltration de la boue de
forage dans la formation.
V. GEOSCIENCES ET CARACTERISATION DES
RESERVOIRS
V.1. Apport des géosciences
La caractérisation des réservoirs et la construction des modèles de gisements font aujourd’hui
référence à une étude intégrée des géosciences pétrolières. Le modèle géologique ou l’image du
gisement sera définie lorsque les formes, les limites, l’architecture interne (hétérogénéités), la
répartition et les volumes des fluides contenus dans le gisement seront connus. Les techniques

20
utilisées sont en partie regroupées sous le terme de géologie du gisement et ont pour base la
géologie pétrolière et la géophysique.
Ces techniques font appel fondamentalement à l’analyse directe et indirecte des informations de
puits :
 analyse directe : l’analyse de carottes et l’analyse PVT des fluides (Pression-Volume-
Température).
 analyse indirecte : ce sont essentiellement les diagraphies.
D’autres disciplines connexes sont indispensables pour caractériser un gisement :
 la sédimentologie en se basant sur les carottes, les déblais de forage et les logs définit la
nature du dépôt, son extension, et ses hétérogénéités probables.
 les tests de puits pour la localisation des débits, interférences entre puits, calcul de
transmissivités par débits ou remontées de pression …
 la sismique donne la forme du gisement, les failles et parfois les variations de faciès et les
limites des fluides. La sismique peut même permettre d’évaluer la densité des formations
et leur porosité. Cela se fait par une technique appelée inversion. Cette technique, bien
que nouvelle, fournit une donnée (le cube de probabilités de sables) que nous utiliserons
dans notre étude. Dès lors nous en ferons une description détaillée dans le paragraphe
suivant.
V.2. Inversion sismique
L’inversion est une technique mathématique visant à estimer les caractéristiques d’un système,
connaissant sa réponse à une excitation donnée. L’inversion des données sismiques cherche à
résoudre le problème fondamental de la prospection, qui est de déterminer la répartition spatiale
des propriétés des roches à partir d’observations faites à distance. La technique actuelle
d’inversion consiste à chercher quel est le jeu de paramètres d’un modèle représentatif du terrain
qui minimise une certaine fonction, dite fonction-coût. Cette optimisation du modèle peut se faire
de façon itérative. On se donne d’abord un premier schéma de répartition des grandeurs à
déterminer. On calcule quelle serait la réponse sismique d’un tel terrain : c’est la résolution du
problème direct. Puis on s’efforce de calculer les corrections à apporter au premier modèle pour
en obtenir un meilleur, c’est-à-dire un qui donne à la fonction-coût une valeur minimale. On en

21
calcule la réponse et l’on continue. Pour pouvoir réaliser une inversion, il faut savoir résoudre et
le problème direct et l’optimisation des modèles successifs. Du fait de son coût élevé, l’inversion
n’est pas encore entrée dans la pratique industrielle, sauf dans certains cas particuliers comme les
profils sismiques verticaux. Il est souhaitable que l’inversion prenne en compte des connaissances
extérieures à la sismique, par exemple des données de puits, des résultats géologiques, etc.

22
CHAPITRE III : GENERALITES SUR LA ZONE
D’ETUDE
I. BASSIN SEDIMENTAIRE IVOIRIEN
Localisé au sud du pays, le bassin sédimentaire ivoirien fait partie des bassins côtiers d’Afrique
Occidentale (Figure 55). Il est né de l’ouverture intracratonique de l’atlantique équatorial
probablement à partir du Jurassique supérieur ou du Crétacé inférieur, il y a environ 106 millions
d’années. Ce bassin sédimentaire est composé de deux (2) grandes zones (Figure 56) :
 la zone onshore (partie émergée).
 la zone offshore (partie immergée).
I.1. Partie terrestre : zone onshore
La partie onshore du bassin sédimentaire ivoirien correspond à un résidu de la couverture de
plate-forme africaine. Elle a une forme de croissant centré sur Jacqueville à 50 Km au sud-ouest
d’Abidjan. Cette partie du bassin ivoirien a une longueur de 350 Km et une largeur de 40 à 50
Km maximum s’étendant de Fresco à la frontière du Ghana. Le bassin onshore est affecté par un
accident tectonique majeur dénommé « faille des lagunes ». Cette faille est le prolongement dans
le domaine continental de la faille de « Saint-Paul » et traverse le bassin sédimentaire d’est en
ouest, parallèlement à la côte (Spengler et Delteil, 1966).
I.2. Partie marine : zone offshore
Le bassin « offshore » est la plus vaste partie du bassin sédimentaire ivoirien. Sa superficie est
d’environ 22000 km², soit 73.3% du bassin de la Côte d’Ivoire. Cette partie du bassin ivoirien
comprend, dans une direction nord-sud, le plateau continental qui s’étend jusqu’à 15 km au
maximum du littoral, puis vient le talus, de moins en moins abrupt vers le large, jusqu’à 250 km
environ où le plancher des grands fonds océaniques atteint une profondeur limite près de 5000
mètres.
La partie marine du bassin ivoirien est la plus développée et connue grâce aux forages pétroliers.
Elle est affectée par des failles majeures de direction ENE-WSW :

23
 la faille nord dénommée « fracture de Saint-Paul » qui se prolonge en un accident majeur
sur le continent appelée « faille des lagunes » ;
 la faille sud appelée « fracture de la Romanche ».
Le bassin offshore est aussi subdivisé en deux marges:
 la marge de San-Pédro qui s’étend de Tabou à Grand-Lahou à l’ouest ;
 la marge d’Abidjan qui s’étend de la région de Jacqueville à la frontière Ghanéenne à
l’est.
La marge d’Abidjan est la zone des principales découvertes des hydrocarbures en Côte d’Ivoire.
Elle renferme la majeure partie des puits forés et notre zone d’étude.
II. ZONE D’ETUDE : CHAMP BETA
II.1. Généralité et localisation
Le champ BETA est un gisement d’huile et de gaz du Cénomanien. C’est un champ situé à la
limite du plateau continental sous une profondeur d'eau de 107 à 650 m (eaux peu profondes à
profondes). Il recouvre une surface de 14 km² environ (3.5 km de long sur 4 km de large). Les
formations présentes dans notre zone d’étude datent du Tertiaire (Miocène) et du Secondaire
(Maastrichien, Campanien, Cénomanien et Albien). Les formations réservoirs de la zone d’étude
sont les grès du Cénomanien. Le contexte stratigraphique de la Côte d'Ivoire montre que ces grès
se sont déposés pendant une période de tectonique lente relative sur une topographie complexe,
héritée d'une période de rifting important. Dans le cas du champ BETA, les séries transgressives
se sont déposées au large suivant la direction Nord-Sud. Les séries sédimentaires inférieures du
Cénomanien sont caractérisées par des dépôts sableux, calcaires et argileux. Le champ BETA est
un grand chenal allongé. Il est large de 3000 à 4000 m et orienté Nord-Sud, le long de failles
dirigées Nord-Sud. Au sud il est confiné entre deux Hauts structuraux paléo-albiens.
II.2. Travaux effectués sur le champ
L’opérateur a effectué plusieurs campagnes géophysiques sur le bloc CI-Y. Les cubes sismiques
résultant de ces campagnes ont subi une inversion élastique pour mettre en évidence les zones
susceptibles d’être réservoirs.

24
De ces nombreuses études géologiques et géophysiques menées sur le champ BETA ont conduit
au forage de trois puits (Tableau III).
Tableau III : Puits forés sur le champ BETA
Nom du puits Référence
: KB (m)
Orientation Type de puits Année
BETA_1X 25 Dévié Exploration 2007
BETA_2 31 Vertical Développement 2009
BETA_B1 35,14 Dévié (200m de BETA_2) Développement 2015
Figure 2 : Localisation du champ BETA
BETA_1X
BETA_2

25
PARTIE II : MATERIEL ET
METHODES

26
CHAPITRE I : MATERIEL
I. DONNEES TECHNIQUES
I.1. Données de puits
I.1.1. Diagraphies pétrolières
Les mesures de diagraphies ont été effectuées sur les trois puits forés sur le champ. Les
diagraphies disponibles sont répertoriées dans le tableau ci-dessous. Nous avons reçu les logs
interprétés des différents puits forés sur le champ. Ces logs ont été interprétés par le
pétrophysicien. Il a déterminé les paramètres pétrophysiques suivants :
 pourcentage d’argile ;
 porosité effective ;
 saturation en eau.
Tableau IV : Diagraphies pétrolières disponibles par puits
Puits Lithologie Porosité Saturation Perméabilité
GR SP Neutron Densité Sonique Résistivité MDT CMR RFT
BETA_1X O N O O O O O O N
BETA_2 O N O O O O O O N
BETA_B1 O N O O N O O N N
O : Affirmative et N : Négative.
Tableau V : Diagraphies pétrolières interprétées par le pétrophysicien
Puits Pourcentage
d’argile
Porosité effective Saturation en eau
BETA_1X O O O
BETA_2 O O O
BETA_B1 O O O
O : Affirmative et N : Négative.
I.1.2. Données de carottes
Les carottes ont été prélevées dans le puits BETA_2. Elles ont subi des mesures des paramètres
pétrophysiques et ont été analysées lithologiquement afin de cerner la sédimentologie de la zone
d’étude.

27
I.1.3. Données de forage et de géologie
Les données de forage sont constituées des rapports de fin de forage des puits, contenant les
résultats d’analyse de déblais et des mesures de déviation de puits pour avoir une idée des
formations traversées.
Les données géologiques sont constituées des « rapports géologiques finaux» des puits
BETA_1X et BETA_2.
I.2. Données de champ
I.2.1. Données géophysiques
En termes de géophysique, nous avons collecté :
 un cube sismique d’impédance acoustique du bloc réalisé par l’opérateur. Il couvre une
surface de coordonnées X allant de 540088,88 à 550119,50 m et allant de Y 549099,74 à
561813,26 m. L’élévation est en temps précisément en millisecondes (ms) et elle varie
entre 2 et -5942 ms.
 un cube d’inversion de sables (cube de probabilités de sables) obtenu par interprétation du
cube sismique entre la Base Campanien et le Top Albien. Il couvre une surface de
coordonnées X allant de 527675,80 à 553226,68 m et Y allant de 542695,97 à 572104,14
m. L’élévation est en temps précisément en millisecondes (ms) et elle varie entre -1099,00
et -4201,00 ms.
 un cube de vitesses par intervalles. Il couvre une surface de coordonnées X allant de
527657,33 à 554595,73 m et Y allant de 542690,97 à 572125,03 m. L’élévation est en
temps précisément en millisecondes (ms) et il varie entre 10,00 et -9990,00 ms.
I.2.2. Données géologiques
Les données géologiques collectées sont les suivantes :
 carte du toit du Campanien en temps ;
 carte du toit de l’Albien (la base du réservoir) en temps ;
 cartes des corps sédimentaires identifiés en temps pris le rapport ci-dessous ;

28
 un rapport de sédimentologie réalisé par SGS Horizon ;
 carte du toit des corps sédimentaires.
II. OUTILS D’ANALYSE ET DE MODELISATION
Les différents outils utilisés sont les logiciels suivants :
 Word du pack Office 2013 pour effectuer la rédaction et les traitements de texte.
 Excel du pack Office 2013 pour déterminer les paramètres statistiques et construire les
différents graphes de distribution.
 SPSS IBM Statistics pour déterminer les lois de probabilités auxquelles obéissent les
différents paramètres pétrophysiques ;
 Petrel 2014 pour construire le modèle 3D du gisement et déterminer les volumes en
place.

29
CHAPITRE II : METHODOLOGIE GENERALE
Deux problèmes essentiels ont motivé cette étude :
 les deux puits forés sur le champ n’ont pas mis en évidence les mêmes fluides
(BETA_1X : du gaz et de l’eau et BETA_2 : du gaz, de l’huile et de l’eau) ;
 les tentatives actuelles de production d’huile sur les autres champs du bloc ont donné des
résultats non satisfaisants (5 puits à huile dont 3 puits non productifs d’huile et 2 avec des
productions relativement faibles).
Afin de mettre en évidence tout risque éventuel sur la productivité de la zone à huile du gisement,
nous nous sommes fixés comme objectif principal de caractériser le gisement BETA au travers
d’un modèle géologique. Notre méthodologie de travail s’est articulée autour de ces grands axes :
 l’analyse des données de puits a consisté à :
 analyser les paramètres pétrophysiques de chaque puits ;
 identifier les zones potentiellement réservoirs ;
 analyser les mesures de MDT et déterminer les contacts entre fluides ;
 mettre en évidence les ressemblances et les dissemblances pétrophysiques entre les
puits.
 l’analyse des données de champ a consisté à :
 analyser les corps sédimentaires identifiés afin de comprendre leur environnement
de dépôt ;
 concilier les données de puits et les données de champ.
 la synthèse de données dans un modèle géologique numérique a consisté à :
 construire un modèle stratigraphique (corps sédimentaires, horizons et unités) ;
 construire un modèle pétrophysique (porosité effective, net-to-gross, saturation en
eau) ;
 déterminer les volumes d’hydrocarbures en place ;
 la construction d’un modèle de perméabilités nous permettant de mettre en évidence le
potentiel de production d’huile.

30
La mise en œuvre de cette méthodologie n’a été possible qu’à partir d’une mise en conformité
des données suivant ces étapes :
 contrôle-qualité des données ;
 digitalisation des cartes géologiques ;
 conversion temps-profondeur des données.
I. CONTROLE ET PREPARATION DES DONNEES
I.1. Contrôle-qualité
Le contrôle qualité des données consiste à :
 vérifier que chaque donnée respecte les caractéristiques classiques et standard :
 intervalle de variation ;
 unité utilisée ;
 précision ;
 vérifier la cohérence les données reçues en les comparant à celles présentant le moins de
risque d’erreur (prises comme référence). La donnée de référence dans le cadre de notre
travail est le rapport de sédimentologie ;
 relever les incohérences s’il en existe ;
 envisager un outil de correction.
I.2. Préparationdes données
I.2.1. Digitalisation des cartes géologiques
Les cartes géologiques sont sur un format papier. Ce sont précisément des images de format
« jpeg ». Ces images ne sont pas adaptées à une modélisation numérique, de ce fait, elles seront
digitalisées sous un format texte. La digitalisation consiste à utiliser un système de vectorisation
pour attribuer à chaque point de l’image des coordonnées spatiales (x, y et z). On obtient un
fichier de pointés géologiques qui peut être transformé en carte géologique sur Petrel.

31
I.2.2. Conversion des données temps en profondeur
Les données sismiques à notre disposition étant en temps dans leur dimension verticale, nous les
convertirons en profondeur, pour les harmoniser avec les diagraphies de puits. Ce sont :
 cube sismique d’impédance acoustique ;
 cube de probabilités de sables ;
 pointés géologiques.
De ce fait un cube de vitesses par intervalle nous a été remis.
Pour un même type de roche, la vitesse par intervalles 𝑽𝒊𝒏𝒕 est égale à la vitesse de l’onde
sismique dans la formation. Si 𝒛𝒊 est l'épaisseur de l'intervalle i et 𝒕𝒊 est le temps de parcours à
travers elle, la vitesse par intervalles s’écrit :
𝑽𝒊𝒏𝒕 =
𝒛𝒊
𝒕𝒊
La vitesse moyenne sur une épaisseur de plusieurs types de roches se calcule selon la formule
suivante :
𝑽 𝒎𝒐𝒚 =
∑ 𝒗𝒊𝒏𝒕 𝒕𝒊
∑ 𝒕𝒊
Le cube de vitesse par intervalle a alors été converti en un cube de vitesse moyenne avant de
servir à toute conversion de données en profondeur.
𝒁 = 𝑽 𝒎𝒐𝒚 ∗ 𝑻
𝒁 : profondeur en m.
𝑽 𝒎𝒐𝒚 : vitesse moyenne en m/ms.
𝑻 : temps en ms.

32
Figure 3 : Illustration de la détermination de la vitesse moyenne
II. ANALYSE DES DONNEES DE PUITS
Le gisement BETA est compris entre le toit du Cénomanien et le toit de l’Albien. N’ayant pas de
toit du Cénomanien en notre possession, le toit des corps sédimentaires sera, par défaut, considéré
comme le toit du gisement et le toit de l’Albien sa base. Les analyses se feront dans cet intervalle.
Il s’agira d’ :
 analyser les paramètres pétrophysiques de chaque puits (pourcentage d’argile, porosité
effective, saturation en eau) ;
 identifier les zones potentiellement réservoir de chaque puits.
Z
t1
Z3
Z1
Z2
t2
t3
Vint1
Vint2
Vint3Vmoy

33
II.1. Analyse des paramètres pétrophysiques
Nous allons analyser dans cette partie les paramètres pétrophysiques suivants : le pourcentage
d’argile, la porosité effective et la saturation en eau. Pour cela nous allons utiliser les outils
statistiques suivants :
 la fréquence des observations qui nous donne une idée de la distribution et de l’intervalle
de variation des données.
 la moyenne arithmétique nous donnera la tendance des observations.
 l’écart-type des observations afin d’évaluer leur dispersion autour de cette moyenne.
II.2. Identification des horizons réservoirs
Dans cette partie nous allons identifier les horizons réservoirs. Nous définissons comme horizon
réservoir tout horizon respectant les critères de stockage qui sont : un faible pourcentage d’argile
et une porosité effective élevée. Pour ce faire, nous utilisons une méthode basée sur les cut-offs
(seuils limites). Elle consiste à déterminer à partir de quels seuils de pourcentage d’argile et de
porosité effective l’on peut définir un horizon réservoir. Un log binaire est ainsi construit en
attribuant la valeur 1 aux intervalles réservoirs et 0 aux zones non réservoirs.
II.2.1. Détermination des seuils limites (cut-off)
La meilleure méthode de détermination des horizons réservoirs consiste à descendre un
débitmètre dans le puits, en production, et à mesurer la contribution de chaque horizon
(intervalle). Cette méthode nécessite des coûts supplémentaires qui peuvent être non
négligeables.
Il est possible d’imiter ces mesures au laboratoire à l’aide des tests d’écoulement dans des
échantillons de carottes sous des pressions et températures de formation simulées.
Il existe cependant une approche pragmatique a été trouvée et elle est beaucoup utilisée. Elle
consiste à :
 faire un tracé des porosités des carottes (logs calibrés) en fonction des perméabilités
(graphique semi-logarithmique) ;
 définir la valeur minimale de perméabilité permettant un écoulement des fluides dans la
formation ;

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 trouver la porosité équivalente sur ce graphique correspondant à cette perméabilité
sélectionné. Ceci est notre cut-off de porosité ;
 tracer les porosités en fonction des pourcentages d’argile ;
 déterminer le pourcentage d’argile minimum (cut-off) correspondant au cut-off de la
porosité.
II.2.2. Détermination des horizons réservoirs
Les zones réservoirs sont celles qui respectent les limites (cut-off) identifiées précédemment.
Cependant dans les zones laminées, cette procédure a du mal à identifier les réservoirs. Cela est
dû au fait que le Gamma ray, à partir duquel le pourcentage d’argile a été déterminé, est influencé
par les argiles environnantes. Par conséquent, des valeurs de pourcentage d’argile élevées
peuvent être attribuées à des intervalles producteurs d’hydrocarbures.
Pour surmonter cette situation, on trace les logs Neutron et Densité dans un même panel avec une
échelle inversée. L’écart observé entre les deux logs permet distinguer le contenu en fluide d’un
horizon réservoir. Sachant qu’un horizon contenant un fluide mobile est un horizon respectant les
critères de stockage donc réservoir dès lors tout écart indique un horizon réservoir.
II.3. Comparaisondes probabilités de sables réservoirs et des horizons
réservoirs
Le cube de probabilités de sables réservoirs a été obtenu par une inversion élastique du cube
sismique. Les zones à forte probabilité sont supposées être des zones de sables réservoirs. Dans
cette partie, nous allons mettre en exergue la relation entre probabilité et présence de sables
réservoirs en comparant les deux données aux puits. Cela consistera à tracer les probabilités de
sables en fonction des horizons réservoirs en faisant une synthétique du cube de probabilités aux
puits.
II.4. Analyse des données de MDT
La détermination des profondeurs des interfaces entre fluides est essentiel pour les calculs
volumétriques et important pour les calculs détaillés de paramètres pétrophysiques. Nous avons :
 le contact gaz/eau, Gas Water Contact (GWC) ;

35
 le contact huile/eau, Oil Water Contact (OWC) ;
 et le contact gaz/huile, Gas Oil Contact (GOC).
Par exemple, chaque zone fluide devrait coïncider à la saturation moyenne maximale associée au
fluide. Ces contacts permettent de calibrer les saturations.
Il existe quatre types de mesures pour définir les profondeurs des contacts entre fluides :
 les mud logs (ensemble des mesures effectuées au cours du forage) ;
 les carottes ;
 les logs de neutron, de densité et de résistivité ;
 les mesures de pressions de formations.
Chacune de ces mesures est une source d'information indépendante. Cependant, nous n’avons à
notre disposition que les mesures de pressions de formations précisément les mesures du Modular
Dynamic Tester (MDT) et le log de saturation en eau qui dérive du log de résistivité. Les MDT
comme tous les autres tests de pression de formation, permettent de déterminer les cotes des
fluides libres (Free Fluid Levels). Le log de saturation en eau permettra de trouver les contacts
réels bien que l’analyse de données MDT reste un outil précis d’identification de contacts en
absence d’autres données.
Le principe de la méthode est basé sur l’équation fondamentale de la statique des fluides :
𝒅𝑷 = −𝝆𝒈𝒅𝒛
Avec
𝝆 : Masse volumique du fluide (kg/m 3) ;
𝒈 : Accélération de la pesanteur (m.s-2) ;
𝑷 : Pression à la cote z (Pa).
Si 𝝆 est constante l’équation (sous réserves de certaines conditions) devient 𝑷 = 𝑷 𝟎 +
𝝆𝒈𝑯 où 𝑯 = 𝒛 − 𝒛 𝟎.

36
De ce fait on a une équation de droite dont la pente est 𝝆𝒈. Connaissant la masse volumique on
peut avoir une idée de la nature du fluide contenu dans la formation. Une écriture couramment
utilisée est 𝑯 =
𝑷
𝝆𝒈
−
𝑷 𝒐
𝝆𝒈
où 𝝆𝒈 l’inverse de la pente.
Figure 4 : Gradients de pression et fluides associés
II.5. Synthèse et comparaisondes données de puits
Dans cette partie, nous allons mettre en évidence les ressemblances et les dissemblances des
différents puits.
III. ANALYSE GEOPHYSIQUE ET GEOLOGIQUE DE LA
ZONE D’ETUDE
Dans cette partie, nous allons utiliser les études géologiques et géophysiques faites au préalable
sur la zone d’étude. Le rapport de sédimentologie de SGS Horizon en est un bon récapitulatif. Ce
rapport traite de la cartographie des grès du Cénomanien. L’analyse de ce rapport consistera
comprendre la répartition des grès du Cénomanien et leurs structures de dépôt.
GAZ ( ΔP/H≤0.33 psia/m)
EAU ( 1,31≤ΔP/H≤1,80 psia/m)
HUILE ( 0,82≤ΔP/H≤1,15 psia/m)
TVDss(m)
Formation Pressure (psia)
Méthode d'analyse de données de MDT
Linear (Gas-Trend) Linear (Water-Trend) Linear (Oil-Trend)

37
IV. SYNTHESE DES DONNEES DANS UN MODELE
GEOLOGIQUE NUMERIQUE
IV.1. Constructionde la grille 3D et des mailles
La grille 3D est l’ossature géométrique de la zone d’intérêt qu’on s’est fixé. Et le maillage est le
découpage de cette zone en cellules 3D. Une valeur de propriété sera assignée pour chaque
cellule. Pour construire la grille 3D il faut :
 définir la zone d’intérêt ;
 définir le toit et la base de la zone d’intérêt.
Pour faire le maillage, il faut définir la taille de chaque cellule en x, y et z.
IV.1.1. Définition de la zone d’intérêt
La zone d’intérêt de cette étude sera définie selon la manière suivante :
 afficher tous les prospects du bloc CI-Y ;
 afficher tous les corps sédimentaires (geobodies) pointés dans le champ BETA ;
 prendre le plus grand polygone recouvrant les différents geobodies en ne touchant pas les
autres prospects du bloc.
IV.1.2. Définition du toit et de la base de la zone d’intérêt
Les analyses précédentes ont montré que les formations réservoirs sont du Cénomanien, donc se
trouvant entre le mur du Campanien et le toit de l’Albien. Et ces formations se sont déposées
dans des structures sédimentaires en forme de « U ». La base de la grille 3D sera le toit de
l’Albien et le toit des corps sédimentaires sera pris comme limite supérieure du modèle.
IV.1.3. Maillage
Le maillage de la grille 3D se fait en deux étapes :
 dimensionnement latéral en (x ; y) de chaque cellule ;
 dimensionnement en vertical (z) de chaque cellule.

38
Selon la littérature, la variation latérale des formations géologiques est généralement très faible si
bien que, le dimensionnement latéral communément admis est de 100 m x 100 m. Cependant,
afin d’avoir une plus grande précision sur l’extension des données de puits, nous prendrons la
taille 50 m x 50 m.
Le layering est la division en couches, plus ou moins fines, suivant la dimension verticale, des
formations selon leurs caractéristiques pétrophysiques. La taille admise est comprise entre 1 m et
2 m. Dans le cadre de notre étude, nous allons faire varier cette taille de 0,153 m (la résolution
des diagraphies) à 2 m et apprécier les erreurs par la méthode de mise à l’échelle (upscaling) des
données pétrophysiques. L’épaisseur des mailles sera ainsi choisie de manière à optimiser à la
fois les erreurs et aussi le nombre de cellules dans le modèle.
IV.2. Constructiondu modèle stratigraphique
La modélisation stratigraphique consiste à créer une image synthétique de notre analyse
sédimentologique et stratigraphique. Les corps sédimentaires ainsi que les différentes unités
identifiables dans ces corps sédimentaires seront intégrés au modèle et serviront à limiter la
répartition des structures géologiques vue aux puits.
IV.3. Distribution spatiale des paramètres pétrophysiques
Il s’agit ici d’extrapoler sur tout le gisement les paramètres pétrophysiques déterminés au puits.
La procédure suivie est la suivante :
 détermination du net-to-gross ;
 détermination des facies pétrophysiques ;
 mise à l’échelle ou upscaling des logs de porosité effective, de saturation en eau, de net-
to-gross et faciès ;
 distribution des faciès sur la base de cube de probabilité de sable ;
 distribution de porosité effective, de net-to-gross et de saturation en eau sur la base des
faciès.

39
IV.3.1. Détermination du Net-to-Gross
Le Net-to-Gross représente la proportion d’horizon réservoir dans notre gisement. Il est
déterminé à l’échelle de chacune des mailles à partir d’une moyenne arithmétique du log binaire
de présence des horizons réservoirs.
IV.3.2. Construction des faciès pétrophysiques
Les faciès pétrophysiques ont été construits sur la base des porosités effectives et des net-to-
gross. Le tableau ci-dessous présente la description des codes de faciès utilisés.
Tableau VI : Faciès pétrophysiques et cut-offs associés
Net-to-Gross Porosité effective Faciès
< 0,15 - 0
0,15 ≤ ... < 0,45 < 0,1 1
0,15 ≤ ... < 0,45 0,1 ≤…< 0,15 2
0,15 ≤ ... < 0,45 ≥ 0,15 3
0,45 ≤ ... < 0,7 0,1 ≤…< 0,15 4
0,45 ≤ ... < 0,7 ≥ 0,15 5
0,7 < ... ≤ 0,85 0,1 ≤…<0,15 6
0,7< ... ≤ 0,85 ≥0,15 7
0,85 < ... ≤ 1 0,1 ≤…< 0,15 8
0,85 < ... ≤ 1 0,15 ≤ ...< 0,2 9
0,85 < ... ≤ 1 ≥ 0,2 10

40
Figure 5 : Faciès pétrophysiques faits à partir de net-to-goss et de porosité effective
IV.3.3. Mise à l’échelle des paramètres pétrophysiques
L’upscaling ou la mise à échelle est un processus qui permet de recalculer la valeur d’une
propriété lorsque celle-ci change de résolution ou d’échelle. En d’autres termes, pour un
intervalle donné, il permet de recalculer une propriété à partir de l’ensemble de ces valeurs dans
cet intervalle. Nous utiliserons la moyenne arithmétique pour effectuer notre mise à l’échelle.
IV.3.4. Distribution des faciès pétrophysiques
La distribution des faciès pétrophysiques se fait selon l’analyse des données au puits. Cette
dernière permet de définir par zones ou unités :
 la proportion de chaque faciès dans chaque unité ;
 l’épaisseur de chaque faciès dans chaque unité ;
 la courbe de probabilité d’apparition du faciès par rapport aux valeurs de probabilités de
sable ;
 le variogramme mettant en évidence la variabilité spatiale du faciès.
Faciès 0
Faciès 1
Faciès 4
Faciès 3
Faciès 2
Faciès 5
Faciès 6
Faciès 7
Faciès 8
Faciès 9
Faciès 10

41
Cette analyse de données est utilisée par l’estimateur choisi pour distribuer les facies. Dans le
cadre de notre étude, nous avons choisi la Sequential Indicator Simulation. C’est un estimateur
stochastique qui permet d’obtenir une distribution des faciès tout en honorant l’histogramme, le
variogramme et la tendance prédéfinis.
IV.3.5. Distributiondes Net-to-Gross, des Porosités effectives et des Saturations
Tout comme les faciès, les paramètres pétrophysiques sont distribués selon l’analyse de données.
L’analyse de données des paramètres pétrophysiques permet de définir par unité et par faciès : la
loi de distribution et le variogramme.
Cette méthode calibrée par les faciès permet de réduire la dispersion des données pétrophysiques
propagées dans le modèle.
IV.4. Calcul des volumes en place
La détermination des volumes en place va se faire par la méthode volumétrique.
IV.4.1. Principe des méthodes volumétriques
On a donc : 𝑯𝑰𝑰𝑷 =
𝑽 𝒓∗𝑵/𝑮∗𝝓∗(𝟏−𝑺 𝒘)
𝑭𝑽𝑭
Avec :
𝑯𝑰𝑰𝑷 : Volume d’hydrocarbures initialement en place dans les conditions standard ;
𝑽 𝒓: Volume de roche du réservoir ;
𝑵/𝑮: Net-to-Gross (Proportion de la zone productrice) ;
𝝓: Porosité effective ;
𝑺 𝒘 : Saturation en eau ;
𝑭𝑽𝑭: Facteur volumétrique de formation de l’huile ou du gaz.
IV.4.2. Propriétés des fluides
Les paramètres PVT des fluides utilisés sont les suivants :

42
Tableau VII : Résumé de l’analyse PVT
Summary PVT Analysis
GOR (SCF gas/bbl at STD conditions)
520 SCF/STB
STO API Gravity 26,4 API
Gas Gavity (Air=1) 0,639
FVF Oil 1,243 bbl/STB
FVF Gas 227 scf/rscf
Viscosity 1,231 cp
IV.4.3. Probabilités et incertitudes sur les volumes
Cette méthode est rendue délicate par la complexité du milieu poreux considéré :
 incertitude sur la forme exacte du gisement c’est-à-dire sur le volume de roche ;
 faible échantillonnage pour les données pétrophysiques (porosité, saturation).
Dès lors nous allons effectuer trois considérations probables sur le volume de roche :
 un contour se limitant uniquement à la zone où la RMS amplitude est très élevée. C’est
donc le volume de roche imprégné identifiable avec le plus péssimiste (considéré comme
notre P90).
 un contour se limitant strictement aux corps sédimentaires (geobodies) traversés par des
puits. Le volume probable considéré comme étant le P50.
 un contour couvrant toute la zone d’intérêt correspondant au volume P10 le plus
optimiste.
IV.4.4. Calcul des volumes en place
Le calcul de volumes en place se fait sur Petrel. Le logiciel applique la formule des méthodes
volumétriques dans chaque cellule et fait la somme pour obtenir le volume total des
hydrocarbures dans le gisement.
IV.5. Constructionde modèle de perméabilité
La perméabilité exprime l’aptitude d’un milieu à se laisser traverser par un fluide (gaz, huile ou
eau) à travers ses espaces de vide. Son unité est le Darcy (D). C’est le paramètre pétrophysique

43
qui détermine si une zone est commercialement attractive ou non. Il y a plusieurs méthodes de
détermination de perméabilité notamment :
 Les méthodes de mesure directes telles que les diagraphies (MDT, NMR) et les tests de
puits (DST, BHP) ;
 Les méthodes indirectes dont les corrélations entre la perméabilité et une caractéristique
pétrophysique connue.
La loi porosité effective et perméabilité fait partie des méthodes indirectes, c’est elle que nous
utiliserons au cours de notre étude.
En effet la perméabilité est une fonction logarithmique de la porosité effective mais avec
malheureusement une dispersion assez grande. La méthode consiste à tracer les perméabilités en
fonction des porosités mesurées principalement à partir des carottes afin d’établir une corrélation
permettant de prédire les perméabilités à partir des porosités effectives dans le gisement.
Afin de tenir compte des éventuelles dispersions des données, nous allons déterminer la variation
de l’écart entre la perméabilité estimée et la perméabilité carotte en fonction de la valeur des
porosités. Ainsi, en utilisant une loi normale avec comme moyenne la perméabilité estimée par la
fonction logarithmique et un écart-type donné par la régression entre porosité et l’écart entre la
perméabilité estimée et la perméabilité carotte, nous serons en mesure de prédire les
perméabilités tout en respectant les distributions observées.

44
PARTIE III : RESULTATS ET
RECOMMANDATIONS

45
CHAPITRE I : CONTROLE QUALITE ET
PREPARATION DES DONNEES
I. BILAN DU CONTROLE QUALITE
Le contrôle qualité révèle que :
 les données de diagraphies se présentent sous un format texte ascii (las). Par conséquent
elles sont directement utilisables pour notre étude.
 les cubes sismiques sont en temps (PSTM). Par souci de cohérence avec les logs, il est
judicieux de convertir les cubes sismiques en profondeur ;
 le cube de probabilités de sables nous révèle des valeurs aberrantes : les probabilités
négatives de sables et d’autres supérieures à 1. Dès lors nous allons ramener les valeurs
négatives à 0 et limiter à 1 toute valeur supérieure à 1.
 les cubes sismiques et le cube de vitesses sont sous un format SEG-Y directement
utilisable par Petrel.
 les cartes géologiques récupérées dans le rapport de sédimentologie de SGS Horizon sont
en temps et sous un format papier. Elles seront donc digitalisées avant d’être intégrées à
notre étude.
II. PRESENTATION DES DONNEES TRAITEES
II.1. Cube de vitesses moyennes
Dans le tableau ci-dessous, nous avons répertorié les caractéristiques avant et après conversion du
cube de vitesses par intervalles en vitesses moyennes. La figure suivante montre une inline de ce
cube avant et après conversion des vitesses par intervalles en vitesses moyennes.

46
Tableau VIII : Caractéristiques du cube de vitesses moyennes
Cube de vitesses moyennes
Axes Min Max Delta
X (m) 527657,33 554595,73 26938,41
Y (m) 542690,97 572125,03 29434,06
Temps (ms) -9990 10 10000
Vitesses par
Intervalles (m/s)
1456,52 4584,01 127,48
Vitesses moyennes
(m/s)
1495,44 3530,92 2035,48
Figure 6 : Inline 3148 en vitesses par intervalles (à gauche) et en vitesses moyennes (à droite)

47
II.2. Cube sismique en profondeur
Dans le tableau ci-dessous, nous avons répertorié les caractéristiques avant et après conversion du
cube sismique en profondeur. La figure suivante montre une inline de ce cube avant et après
conversion
Tableau IX : Caractéristiques du cube sismique d’impédance acoustique
Cube sismique d'impédance acoustique
Axes Min Max Delta
X (m) 540088,88 550119,15 10030,27
Y (m) 549099,74 561813,26 12713,52
Temps (ms) -5942 2 5944
Profondeur (m) -9646,87 57,27 9704,14
Figure 7 : Inline 3148 d’amplitudes en temps (à gauche) et en profondeur (à droite)

48
II.3. Cube de probabilités de sables enprofondeur
Le cube de probabilités de sables converti couvre une surface de coordonnées en X allant de
527675,80 à 553226,68 m et en Y allant 542695,97 à 572104,14 m. Son élévation est en mètres
(m) et varie entre -820,31 et -6384,05 m.
II.4. Cartes géologiques enprofondeur
Les cartes des corps sédimentaires en forme « U », du toit de ces corps et celle de l’Albien ont été
converties en profondeur (Voir annexe 2).

49
CHAPITRE II : ANALYSES AUX PUITS
I. ANALYSE PETROPHYSIQUE GENERALE
I.1. BETA_1X
I.1.1. Pourcentage d’argile
Le pourcentage d’argile est reparti dans l’intervalle d’étude selon :
 une moyenne de 80,49% ;
 un écart-type de 26,15% ;
 un minimum de 0% ;
 un maximum de 100%.
La distribution du pourcentage d’argile montre que l’intervalle du pourcentage d’argile ayant la
plus forte occurrence (52,86%) est [95 ; 100] (Figure 7).
Figure 8 : Distribution du pourcentage d’argile du puits BETA_1X
1.66 1.53
3.10 2.65 2.65 2.02 3.42 4.14
8.10
17.86
52.86
0.00
10.00
20.00
30.00
40.00
50.00
60.00
[0;5[ [5;15[ [15;25[ [25;35[ [35;45[ [45;55[ [55;65[ [65;75[ [75;85[ [85;95[ [95;100]
Fréquence(%)
Pourcentaged'argile(%)
Pourcentaged'argile_BETA_1X

50
I.1.2. Porosité effective
La porosité effective est repartie dans l’intervalle d’étude selon :
 un maximum de 30,57%.
La distribution des porosités effectives montre que l’intervalle de porosité effective ayant la plus
forte occurrence (42,84%) est [0,025 ; 0,075[ (Figure 8).
Figure 9 : Distribution des porosités effectives du puits BETA_1X
I.1.3. Saturation en eau
La saturation en eau est repartie dans l’intervalle d’étude selon :
 un minimum de 9,85% ;
17.69
42.84
18.99
9.09
5.04 3.78 2.52
0.05
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
35.00
40.00
45.00
Fréquence(%)
Porosité effective
Porosité effective_BETA_1X

51
La distribution des saturations en eau montre que l’intervalle de saturations en eau ayant la plus
forte occurrence (78,26%) est [0,95 ; 1] (Figure 9).
Figure 10 : Distribution des saturations en eau du puits BETA_1X
I.2. BETA_2
plus forte occurrence (33,09%) est [95;100] (Figure 10).
0.05
3.42 1.89 1.89 2.43 2.43 2.88 3.11 3.65
78.26
0.00
10.00
20.00
30.00
40.00
50.00
60.00
70.00
80.00
90.00
Fréquence(%)
Saturation en eau
Saturation en eau_BETA_1X

52
Figure 11 : Distribution du pourcentage d’argile du puits BETA_2
La porosité effective est repartie dans l’intervalle d’étude selon :
0.39 0.82 0.87 1.26 1.89
2.95
4.35
9.24
19.84
25.30
33.09
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
35.00
[0;5[ [5;15[ [15;25[ [25;35[ [35;45[ [45;55[ [55;65[ [65;75[ [75;85[ [85;95[ [95;100]
Fréquence(%)
Pourcentage d'argile(%)
Pourcentaged'argile_BETA_2

53
Figure 12 : Distribution des porosités effectives du puits BETA_2
La saturation en eau est repartie dans l’intervalle d’étude selon :
5.42
43.06
29.12
12.34
6.72
2.56
0.77
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
35.00
40.00
45.00
50.00
[0;0,025[ [0,025;0,075[ [0,075;0,125[ [0,125;0,175[ [0,175;0,225[ [0,225;0,275[ [0,275;0,325]
Fréquence(%)
Porosité effective
Porosité effective_BETA_2

54
Figure 13 : Distribution des saturations en eau du puits BETA_2
I.3. BETA_B1
plus forte occurrence (40,84%) est [95 ; 100] (Figure 13).
0.15 1.55 3.39 4.45 3.39 2.18 2.85 3.77
78.28
0.00
10.00
20.00
30.00
40.00
50.00
60.00
70.00
80.00
90.00
Fréquence(%)
Saturation en eau
Saturation en eau_BETA_2

55
Figure 14 : Distribution du pourcentage d’argile du puits BETA_B1
La porosité effective est repartie dans l’intervalle d’intérêt selon :
0.82 1.40 1.94
3.93 4.08 4.16
5.56
10.58
26.68
40.84
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
35.00
40.00
45.00
[5;15[ [15;25[ [25;35[ [35;45[ [45;55[ [55;65[ [65;75[ [75;85[ [85;95[ [95;100]
Fréquence(%)
Pourcentage d'argile(%)
Pourcentaged'argile_BETA_B1

56
Figure 15 : Distribution des porosités effectives du puits BETA_B1
La saturation en eau est repartie dans l’intervalle d’intérêt selon :
24.58
51.89
8.40 6.92
4.40 2.72
0.86 0.23
0.00
10.00
20.00
30.00
40.00
50.00
60.00
Fréquence(%)
Porosité effective
Porosité effective_BETA_B1

57
Figure 16 : Distribution des saturations en eau du puits BETA_B1
0.31 2.02
6.22 6.07
3.31
0.89 1.17
80.01
0.00
10.00
20.00
30.00
40.00
50.00
60.00
70.00
80.00
90.00
[0,25;0,35[ [0,35;0,45[ [0,45;0,55[ [0,55;0,65[ [0,65;0,75[ [0,75;0,85[ [0,85;0,95[ [0,95;1]
Fréquence(%)
Saturation en eau
Saturation en eau_BETA_B1

58
II. DETERMINATION DES HORIZONS RESERVOIRS
Toute zone respectant les cut-offs de Vsh = 47,51% et de Phie = 0,119 est une zone réservoir.
Tableau X : Equations de détermination des cut-offs associés aux horizons réservoirs
Méthode des cut-offs coordonnés
Equation K vs Phie K = 0,0044 exp (39,71*Phie)
K minimale de production (mD) 0,5
Porosité effective correspondante 0,119189211
Equation Phie vs Vsh Phie = -0,0018*Vsh + 0,2047
Pourcentage d’argile correspondant (%) 47,50599405
Cependant, dans les zones laminées, nous avons utilisé l’écart Neutron-Densité. Et en couplant
ces deux méthodes on obtient les résultats représentés dans le tableau suivant :
Tableau XI : Epaisseurs réservoirs et caractéristiques pétrophysiques de chaque puits
Puits Intervalle (m) Epaisseur réservoir (m) N/G Phie.net Vsh.net Sw.net
BETA_1X 252,35 42,17 0,17 0,16 38,77 0,59
BETA_2 314,71 26,21 0,08 0,16 51,52 0,49
BETA_B1 236,96 25,90 0,11 0,18 31,53 0,55
III. RELATION ENTRE LES PROBABILITES DE SABLES ET
LES RESERVOIRS HORIZONS RESERVOIRS
III.1. BETA_1X
Le tracé de probabilités de sables en fonction de N/G indique clairement qu'aucune corrélation
n'existe entre la probabilité de sables réservoirs et la présence de ces derniers (Figure 16). Un
tracé des deux données en fonction de la profondeur nous montre plusieurs parties (Figure 17 et
Tableau XII) :

59
 de 2853,173m à 2997,20m : le N/G est majoritairement nul ainsi que les probabilités
cependant lorsqu'on a de manière ponctuelle des N/G supérieurs 0 les probabilités restent
constantes.
 de 2997,2m à 3029,041m : Sans aucune relation, on a une croissance globale du N/G ainsi
que des probabilités de sables.
 de 3029,041m à 3055,386m : le N/G est majoritairement élevé tandis que les probabilités
de sables ont une tendance baissière bien qu’elle croit par endroit.
 de 3055,38m à 3118,594m : le N/G est majoritairement nul avec des valeurs élevées par
endroit, les probabilités de sables sont toujours baissières.
 de 3118,594m à 3129,953m : le N/G est majoritairement élevé et les probabilités de
sables sont faibles et quasi constantes.
 de 3129,953m à 3191,76m : le N/G est pratiquement nul sur cet intervalle tandis qu’il y a
une augmentation progressive des probabilités de sables jusqu'à atteindre un pic et
décroitre de la même manière.
Figure 17 : Tracé de Probabilités de sables réservoirs en fonction du Net-to-Gross dans le puits
BETA_1X
0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
1.20
0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00 1.20
Probabilitésdesables
Net-to--Gross
Probabilités de sables en fonction de Net-to-Gross

60
profondeur dans le puits BETA_1X
Tableau XII : Intervalles d’évolution du Net-to-Gross par rapport aux probabilités de sables
dans le puits BETA_1X
Intervalle (mMD)
N/G Probabilités de sables
Moyenne Ecart-type Moyenne Ecart-type
2853,17-2997,20 0.021 0.104 0.012 0.028
2997,20-3029,04 0.324 0.318 0.775 0.261
3029,04-3055,39 0.860 0.285 0.421 0.138
3055,39-3118,59 0.174 0.327 0.043 0.038
3118,59-3129,95 0.872 0.277 0.036 0.013
3129,95-3191,76 0.002 0.021 0.188 0.157
III.2. BETA_2
tracé des deux données en fonction de la profondeur nous montre plusieurs parties (Figure 19 et
Tableau XIII):
0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
1.20
2800.00 2850.00 2900.00 2950.00 3000.00 3050.00 3100.00 3150.00 3200.00 3250.00
Profondeur (m)
Net-to-Gross Probabilités de sables

61
 de 2304,22m à 2328,32m : le N/G est majoritairement nul quasi constant, les probabilités
de sables sont non nulles et diminuent progressivement.
 de 2328,32m à 2346,32m : le N/G est pratiquement nul sur cet intervalle cependant il y a
une augmentation progressive de la probabilité jusqu'à atteindre un pic et décroitre de la
même manière.
 de 2346,32m à 2438,32m : le N/G est nul de même les probabilités de sables.
 de 2438,32m à 2461,25m : le N/G reste toujours nul mais les probabilités de sables
croissent progressivement.
 de 2461,25m à 2478,41m : le N/G est majoritairement élevé ainsi que les probabilités de
sables.
 de 2478,41m à 2492,54m : le N/G est majoritairement élevé les probabilités de sables ont
une tendance baissière bien qu'elle croit par endroit.
 de 2492,54m à 2502,65m : le N/G est nul ainsi que les probabilités de sables.
 de 2502,65m à 2509,3m : le N/G est majoritairement élevé les probabilités de sables ont
une tendance baissière bien qu'elle croit par endroit.
 de 2509,3m à 2618,86m : le N/G est quasi-nul ainsi que les probabilités de sables.
Figure 19 : Tracé de Probabilités de sables réservoirs en fonction du Net-to-Gross
0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
1.20
0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00 1.20
Net-to--Gross

62
profondeur
Tableau XIII : Intervalles d’évolution du Net-to-Gross par rapport aux probabilités de sables
Intervalle (mMD)
2304,22-2328,32 0.003 0.034 0.083 0.144
2328,32-2346,32 0.005 0.040 0.173 0.121
2346,32-2438,32 0.000 0.000 0.000 0.002
2438,32-2461,25 0.000 0.000 0.216 0.208
2461,25-2478,41 0.671 0.404 0.969 0.045
2478,41-2492,54 0.488 0.419 0.419 0.305
2492,54-2502,65 0.108 0.239 0.003 0.006
2502,65-2509,30 0.840 0.259 0.001 0.000
2509,30-2618,86 0.010 0.070 0.010 0.010
-0.20
0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
1.20
2250.00 2300.00 2350.00 2400.00 2450.00 2500.00 2550.00 2600.00 2650.00
Profondeur (m)
Probabilités de sables Net-to-Gross

63
III.3. BETA_B1
plot des deux données nous montre plusieurs parties (Figure 21 et Tableau XIV):
 de 2384,033m à 2485,385m : le NG est majoritairement nul ainsi que les probabilités
cependant lorsqu'on a de manière ponctuelle des N/G supérieurs à 0 les probabilités
restent constantes.
 de 2485,385m à 2525,83m : le N/G est pratiquement nul sur cet intervalle cependant il y a
une augmentation progressive de la probabilité jusqu'à atteindre un pic et décroitre de la
même manière.
 de 2525,831m à 2544,604m : le N/G est nul ainsi que les probabilités de sables.
 de 2544,604m à 2641,445m : le N/G reste toujours nul mais les probabilités de sables
croissent et décroissent progressivement.
Figure 21 : Tracé de Probabilités de sables réservoirs en fonction du Net-to-Gross
0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
1.20
0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00 1.20
Net-to--Gross

64
profondeur
Tableau XIV: Intervalles d’évolution du Net-to-Gross par rapport aux probabilités de sables
Intervalle (mMD)
2384,033-2485,385 0.00531915 0.04349289 0.00032646 0.00141449
2485,385-2525,83 0.50219342 0.35622543 0.82067532 0.27245982
2525,831-2544,604 0.33752453 0.38871272 0.26473396 0.36593896
2544,604-2641,445 0 0 0.0217924 0.03508198
En conclusion, de manière générale nous n’avons aucune relation directe entre les probabilités de
sable et les N/G. Au regard du log de Sw et du Neutron-Densité croisé, on peut par ailleurs dire
que les probabilités de sables sont toutes nulles lorsque la zone est saturée d’eau en présence
d’horizons réservoirs ou non. Ce cube de probabilité s’apparenterait mieux à un cube de
probabilité de sables à hydrocarbures.
0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
1.20
2350.00 2400.00 2450.00 2500.00 2550.00 2600.00 2650.00 2700.00
Profondeur (m)
Probabilités de sables Net-to-Gross

65
IV. SYNTHESE ET COMPARAISON DES DONNEES DE PUITS
IV.1. Interprétation stratigraphique des paramètres pétrophysiques
En se basant sur les diagraphies de gamma ray, de pourcentage d’argile, de porosité effective et
de saturation en eau, nous avons découpé chaque puits en zones ayant des paramètres
pétrophysiques plus ou moins distincts. Ces zones peuvent être regroupées en trois groupes
distincts :
 un groupe de zones argileuses (pourcentage d’argile élevé et porosité faible voir très
faible) : ces zones se retrouvent généralement au-dessus des zones laminées et en dessous
des zones dites massives ;
 un groupe de zones laminées (alternance de pourcentage d’argile bas et élevée ainsi que la
porosité effective) : ces zones se retrouvent juste au-dessus des zones massives ;
 un groupe de zones massives (pourcentage d’argile bas, Porosité effective moyenne voir
bonne).
Au regard des différents paramètres pétrophysiques examinés on constate une séquence qui se
présente comme suit (Tableau XV, Tableau XVI et Tableau XVII) :
 un horizon majoritairement argileux placé au-dessus de l’horizon sableux ;
 un horizon sableux dont :
 une zone laminée avec des alternances d’argile et de sable ;
 une autre massive constituée d’un banc quasi homogène de sables.
 un horizon majoritairement argileux placé en dessous de l’horizon sableux.
Cette séquence se retrouve au niveau de chaque horizon sableux bien que présentant des
spécificités qui lui sont propres :
 les propriétés pétrophysiques ;
 l’épaisseur des différentes zones.
On a toutes les raisons de croire que les dépôts sédimentaires observés sont stratigraphiquement
pareils et partagent les mêmes environnements de dépôt.

66
IV.1.1. BETA_1X
Tableau XV : Différents horizons et paramètres pétrophysiques associés
BETA_1X
Horizons Zones
Phie Vsh Sw
Moyenne Ecart-type Moyenne Ecart-type Moyenne Ecart-type
Horizon argileux zone argileuse 0,0522 0,0491 92,4768 8,9768 0,8949 0,1368
Horizon sableux
zone laminée 0,0668 0,0495 84,7067 10,9955 0,7302 0,2503
zone massive 0,1819 0,0841 42,7819 28,5833 0,3360 0,2491
Horizon argileux
zone argileuse 0,0179 0,0286 93,9728 11,6090 0,9947 0,0312
zone argileuse 0,0153 0,0245 83,9229 24,4742 1,0000 0,0000
Horizon sableux
zone laminée 0,0504 0,0495 65,3516 32,0110 0,9587 0,1218
zone massive 0,1923 0,0590 9,7574 16,9630 0,9893 0,0396

67
IV.1.2. BETA_2
Tableau XVI: Différents horizons et paramètres pétrophysiques associés
BETA_2
Horizons Zones
Phie Vsh Sw
Horizon sableux
zone laminée 0,1132 0,0471 59,3463 22,5013 0,4736 0,1808
zone massive 0,1719 0,0733 41,5164 20,7660 0,7703 0,2003
IV.1.3. BETA_B1
Tableau XVII: Différents horizons et paramètres pétrophysiques associés
BETA-B1
Horizons Zones
Phie Vsh Sw
Horizon sableux
zone laminée 0,1258 0,0645 50,9191 17,8240 0,5622 0,1528
zone massive 0,1334 0,0989 51,2082 29,5779 0,6768 0,2812

68
IV.2. Analyse lithostratigraphique des carottes
Les carottes prélevées dans BETA_2 au niveau de chaque zone révèlent que :
 la zone majoritairement argileuse placée au-dessus de l’horizon sableux est constituée de
grès très fins homogènes. Les couches de grès fins homogènes sont d'environ 3
centimètres d'épaisseur, en dessous de la résolution des logs donc seules les argiles
environnantes beaucoup plus épaisses sont mesurées.
 l’horizon sableux dont :
 une zone laminée avec des alternances d’argile et de sable. La zone laminée est
constituée de bancs épais feuilletés de grès laminés. Dans cette unité l'épaisseur
des couches de grès est environ 10-20 centimètres. Elles montrent à une porosité
max de 0,3 et sont intercalées par les argiles environ 5-15 centimètre d'épaisseur.
 une autre massive constituée d’un banc quasi homogène de sables. La zone
massive est constituée de grès chenalisés. L'épaisseur des bancs de grès dans cette
unité est plus élevée que la résolution des logs et peut être distinguée par les logs.
Cet intervalle est caractérisé par de bonnes propriétés de réservoir excepté les
deux premiers mètres en lesquels le pourcentage d’argile est élevé et la porosité
est faible.
 la zone argileuse située en dessous de l’horizon sableux. Cet intervalle est un banc épais
d'argile clairement visible sur les logs de GR et de ND. le contenu en sables augmente
légèrement dans partie supérieure. les observations sur carottes montrent qu'il n'y a aucun
réservoir dans cette zone.

69
V. CONTACTS ENTRE FLUIDES
V.1. Contacts dans le puits BETA_1X
L'analyse des données de MDT du puits BETA_1X nous présente deux fluides traversés par le
puits : le gaz et l'eau. Le contact gaz-eau se trouve à une profondeur 2451 m environ dans ce puits
(Figure 22 et Tableau XVIII).
Figure 23 : Courbes MDT du puits BETA_1X
Tableau XVIII: Equations MDT et Contacts fluides
Fluides
Gradient de
pression
(psia/m)
Contact Gaz-Eau
Pression
MDT (psia)
Profondeur
MDT (m)
Profondeur
Log Sw (m)
Gaz 0,272
3875,63 2462,99 2450,70
Eau 1,429
y = 3,6825x - 11809
R² = 0,9939
y = 0,6998x - 249,17
R² = 0,9989
2300
2350
2400
2450
2500
2550
2600
2650
3800 3850 3900 3950 4000 4050 4100
TVDss(m)
BETA_1X
Linear (Gas-Trend) Linear (Water-trend)

70
V.2. Contacts dans le puits BETA_2
L'analyse des données de MDT du puits BETA_2 nous présente trois fluides traversés par le puits
: le gaz, l'huile et l'eau. Le contact gaz-huile se trouve à une profondeur 2454 m environ et le
contact huile-eau se trouve à une profondeur 2475 m dans ce puits (Figure 23 et Tableau XIX).
Figure 24 : Courbes MDT du puits BETA_2
Tableau XIX: Equations MDT et Contacts fluides
y = 3,9792x - 12953
R² = 0,9932
y = 0,7271x - 357,01
R² = 1
y = 0,9155x - 1090,8
R² = 0,9999
2420
2440
2460
2480
2500
2520
2540
2560
2580
2600
3840 3860 3880 3900 3920 3940 3960 3980 4000 4020 4040 4060
TVDss(m)
BETA_2
Linear (Gas-Trend) Linear (Water-Trend) Linear (Oil-Trend)
Fluides
Gradient
de pression
(psia/m)
Contact Gaz-Huile Contact Huile-Eau
Pression
MDT (psia)
Profondeur
MDT (m)
Pression
MDT (psia)
Profondeur
MDT (m)
Profondeur
Log Sw (m)
Gaz 0,2513
3871,85 2453,88 3894,85 2474,94 2474,70Huile 1,4290
Eau 1,3753

71
V.3. Contacts dans le puits BETA_B1
L'analyse des données de MDT du puits BETA_B1 nous présente trois fluides traversés par le
puits : le gaz, l'huile et l'eau. Le contact gaz-huile se trouve à une profondeur 2451 m environ et
le contact huile-eau ne peut être apprécié du fait d'un grand décalage de pression des points se
trouvant dans la zone à eau dans ce puits (Figure 24 et Tableau XX). Cependant le log de
saturation nous montre un contact huile-eau à 2468 m de profondeur.
Figure 25 : Courbes MDT du puits BETA_B1
Tableau XX: Equations MDT et Contacts fluides
Fluides
Gradient de
pression
(psia/m)
Contact Gaz-Huile Contact Huile-Eau
Pression
MDT (psia)
Profondeur
MDT (m)
Profondeur Log Sw
(m)
Gaz 0,2884
3870,3324 2451,0553 2467,6800Huile 1,0712
Eau 1,1818
y = 3,4669x - 10967
R² = 0,9185
y = 0,9335x - 1161,9
R² = 0,9846
y = 0,8462x - 843,68
R² = 0,9939
2420
2440
2460
2480
2500
2520
2540
3840 3860 3880 3900 3920 3940 3960 3980 4000
TVDss(m)
BETA_B1
Linear (Gas_Trend) Linear (Oil_Trend) Linear (Water_Trend)

72
Figure 26 : Régime des pressions des trois puits
Au regard des observations sur les trois puits, BETA_2 est le seul puits à avoir vu les trois fluides
avec un profil de pression présentant une bonne continuité de mesures. Dès lors les contacts vus
dans BETA_2 sont plus crédibles.
On constate que les régimes de pression coïncident dans les différentes zones à gaz, dès lors l’on
pourrait conclure en la communication entre les zones traversées. Ainsi, dans la suite de cette
étude, seuls les contacts du puits BETA_2 seront utilisés.
2350
2400
2450
2500
2550
2600
2650
3800 3850 3900 3950 4000 4050 4100
TVDss(m)
REGIME DE PRESSION DES TROIS PUITS
BETA_B1
BETA_2
BETA-1X

73
CHAPITRE III : RESULTAT DE L’ANALYSE
GEOLOGIQUE ET GEOPHYSIQUE
Les formations présentes dans notre zone d’étude datent du Tertiaire (Miocène) et du
Secondaire (Maastrichtien, Campanien, Cénomanien et Albien). Les formations réservoirs de
la zone d’étude sont les grès du Cénomanien. Le contexte stratigraphique de la Côte d'Ivoire
montre que ces grès se sont déposés pendant une période de tectonique lente relative sur une
topographie complexe, héritée d'une période de rifting important. Dans le cas du champ
BETA, les séries transgressives se sont déposées au large NS. Les séries sédimentaires
inférieures du Cénomanien sont caractérisées par des dépôts sableux, calcaires et argileux. Le
champ BETA est un chenal allongé. Il est large de 3000 à 4000m et orienté Nord-Sud, le long
de failles dirigées Nord-Sud. Au Sud de BETA_1X et de BETA_2, il est confiné entre deux
Hauts paléo-albiens.
L'intervalle entre le toit de l'Albien et le mur du Campanien vu par la sismique révèle trois
niveaux hiérarchiques basé sur trois séquences d'érosion-dépôt des sédiments. Le toit de
l'Albien marque le premier niveau d’érosion qui s’est prolongé au-dessus d’une grande
section de la marge de la Côte d’Ivoire. Ensuite on repère un second niveau hiérarchique
(lignes bleues), deux fossés identifiés. Le toit de l'Albien et les chenaux divisent l'espace en
trois unités stratigraphiques. Le chenal 1 est posé sur le toit de l'Albien. Le chenal 2 est posé
sur le toit de l'Albien à l'ouest de la zone d'intérêt où il l’érode partiellement. Le chenal 3 vient
éroder la partie Est du chenal 2 et se dépose dans le chenal 1.Les réflecteurs concaves sont
communs, formant les geobodies ovales de continuité variable (Figure 26 et Figure 27).
Les horizons réservoirs du Cénomanien de BETA_1X et BETA_2 appartiennent à un groupe
de geobodies fusionnés. Dans la zone de BETA_1X et BETA_2, quatre geobodies ont été
identifiés. En termes d'ordre de dépôt, BETA_1X rencontre le premier et le troisième
geobodies, tandis que BETA_2 rencontre le second (Figure 26 et Tableau XXI).

74
Figure 27 : Inline 3140 vue au cube sismique en temps présentant toutes les structures sédimentaires pointées sur la zone d’étude (Rapport de
sédimentologie de SGS Horizon).
Extensionof AOI
W
1km
GB4
GB1
GB2
GB3
GB5*
*: supposed geobody not interpreted in seismic
cube
Trough3
Trough2
Top Albian
BaseCampanian
BETA_1x BETA_2

75
Figure 28 : Différents ordres de dépôts vus par l’interprétation sismique (Rapport de
sédimentologie de SGS Horizon)
Tableau XXI : Différents geobodies identifiés et leurs dimensions (Rapport de
Geobodies Orientation Longueur (m) Largeur (m) Epaisseur (ms)
GB1 Nord-Sud 7350 980 100
GB2 Nord-Sud 7350 1050 70
GB3 Nord-Sud 2850 730 70
GB4 Nord-Sud 3150 1050 80
I. INTERPRETATION GEOLOGIQUE ET
PETROPHYSIQUE
La conciliation de l’étude pétrophysique et l'interprétation sismique a révélé deux séquences
avec les mêmes associations de facies sédimentaires au niveau de BETA_1X et une seule au
niveau de BETA_2. Les quatre geobodies identifiés sont allongées dans une direction Nord-
Sud, ont une largeur d'environ 900 m et une longueur variable en fonction des données
sismiques. GB1 et GB2 étendent sur plus de 7 km, tandis que GB3 et GB4 sont plus courts.
Chacun des horizons réservoirs de BETA_1X et BETA_2 correspond à un corps sédimentaire
spécifique, rempli par une séquence sédimentaire similaire (Figure 29, Tableau XXII et
Tableau XXIII). Cependant, ils sont imbriqués et les grès réservoirs pourraient appartenir à
la même unité hydraulique.
Corps sédimentaires en
forme de « U » (3ème
ordre)
Larges dépressions
(2ème
ordre)
Mur du Campanien
Toit de l’Albien (1er
ordre)

76
Figure 29 : Corrélation pétrophysique des puits
Tableau XXII : Facies sédimentaires vus par le puits BETA_1X
Geobodies Faciès sédimentaires Zones Toit (mTVDSS) Base (mTVDSS)
Geobody 3
Faciès sédimentaire 4 Unit-ßc 2367 2408,9
Faciès sédimentaire 3 Unit-ßb 2408,9 2432,49
Faciès sédimentaire 2 Unit-ßa 2432,49 2452,03
Faciès sédimentaire 1 Unit-a 2452,03 2465,29
Geobody 1
Faciès sédimentaire 4 Unit-IIc 2465,29 2470,4
Faciès sédimentaire 3 Unit-IIb 2470,4 2500,17
Faciès sédimentaire 2 Unit-IIa 2500,17 2508,18
Faciès sédimentaire 1 Unit-I 2508,18 2524,47
Tableau XXIII : Facies sédimentaires vus par les puits BETA_2 et BETA_B1
Geobodies Faciès sédimentaires Zones Toit (mTVDSS) Base (mTVDSS)
Geobody 2
Faciès sédimentaire 4 Unit-2c 2411,32 2428,23
Faciès sédimentaire 3 Unit-2b 2428,23 2470,12
Faciès sédimentaire 2 Unit-2a 2470,12 2479,41
Faciès sédimentaire 1 Unit-1 2479,41 2495,71

77
II. DESCRIPTION DES DIFFERENTS FACIES
SEDIMENTAIRES
Comme on pouvait s’y attendre, les facies sédimentaires de chaque corps sédimentaire ont des
caractéristiques pétrophysiques spécifiques aux faciès mais aussi au geobody dans lequel ils
se trouvent.
II.1. Associationde faciès 1
Cette association de faciès déposés à la base des trois geobodies se compose essentiellement
d’argile avec quelques couches de sable (Unit-I, Unit-1 et Unit-α). Bien qu’étant tous des
hétéroclites argileux, les facies 1 se distinguent par des distributions différentes. Leur
argilosité varie selon cet ordre décroissant : Unit-I, Unit-α et Unit-1. Ces facies sont peu
poreux et entièrement saturés en eau.
Ces facies de grès chenalisés présentent un pourcentage d’argile bas (en dessous de 50%) et
une porosité élevée (moyennement au-delà de 0,15). Cependant l’Unit-IIa présente un banc
beaucoup plus massif que les deux autres qui semblent contaminés par de l’argile.
L'Unit-2a et l'Unit-IIa ont la même tendance générale avec une augmentation de valeurs de
porosité vers le haut, même si le contenu d'argile de l'Unit-2a est élevé. L'Unit-βa déposée
dans le geobody 3 est plus épaisse et elle peut être subdivisée en deux parties. Une partie
inferieure entre 3055.2 et 3039 m MD avec une augmentation de volume de contenu d'argile
vers le haut et une partie supérieure entre 3039 et 3029 m MD avec la même tendance
comme les Unit-IIa et Unit-2a. Cependant cette partie supérieure montre une caractéristique
de perméabilité très élevée telle qu'accentuée par le grand écart neutron-densité.
Ces faciès nous présentent un écart de neutron-densité indiquant la présence de fluides. Et au
regard des saturations en eau, l'Unit-2a et l'Unit-βa contiennent des hydrocarbures et l’Unit-
IIa est rempli d’eau.
Ces faciès de bancs de grès laminés présentent un pourcentage d’argile élevé que l’association
précédente. L'Unit-IIb et l'Unit-βb de BETA_1X présentent un volume élevé d'argile et de
faibles valeurs de porosité comparées à l'Unit-2b dans BETA_2. Ceci peut être dû à un réel

78
volume élevé d'argile ou des couches plus minces de sable qui ne peuvent pas être distinguées
par les logs. Ces faciès nous présentent un écart de neutron-densité indiquant la présence de
fluides et cela est beaucoup accentué dans l'Unit-2b. Et au regard des saturations en eau,
l'Unit-2b et l'Unit-βb contiennent des hydrocarbures et l’Unit-IIb est rempli d’eau.
Cette dernière séquence (composée de grès très fins) déposée au toit des trois geobodies
montre selon les logs un très grand pourcentage d’argile. Selon les logs, seulement quelques
couches de grès peuvent être distinguées dans l'Unit-2c et l'Unit-βc et même moins dans
l'Uniι-IIc. Comme il a été identifié dans les carottes de BETA_2, les couches de sable sont de
seulement 3 cm d'épaisseur fortement en dessous de la résolution des logs. Ils sont peu poreux
(porosité majoritairement très faible) et entièrement saturés d’eau.

79
CHAPITRE IV : SYNTHESE GENERALE
Le gisement BETA est constitué d’un système de chenaux se trouvant entre le toit de
l’Albien et la base du Campanien. Les formations réservoirs sont les grès datant du
Cénomanien. Ces grès réservoirs sont divisés en trois facies sédimentaires principaux avec les
propriétés pétrophysiques spécifiques :
 grès chenalisés (Unit-2a) ;
 bancs épais feuilletés de grès laminés (Unit-2b) ;
 grès fins homogènes (la partie inférieure de l’Unit-2c).
Ces faciès réservoirs sont tous associés à une séquence de remplissage régressif, enregistrant
une succession d’événements fluvio-turbiditiques plus ou moins forts. Les horizons réservoirs
appartiennent à un groupe de corps sédimentaires en forme de « U » dits geobodies.
L’interprétation sismique a permis d’identifier quatre geobodies. En termes d'ordre de dépôt,
BETA_1X rencontre le premier et le troisième geobodies, tandis que BETA_2 rencontre le
second. Les quatre geobodies identifiés sont allongés dans la direction Nord-Sud, ont une
largeur d'environ 900 m et une longueur variable en fonction des données sismiques. GB1 et
GB2 étendent sur plus de 7 km, tandis que GB3 et GB4 sont plus courts.
Chacun des horizons réservoirs correspond à un geobody spécifique, rempli par une séquence
sédimentaire similaire (Figure 30 et Tableau XXIV)
Cependant, les geobodies sont imbriqués et donc on pense que les grès réservoirs pourraient
appartenir à la même unité hydraulique. Du point de vue pétrophysique excepté le facies
sédimentaire 1 qui montre un très grand volume d’argile dans les trois séquences, les autres
unités présentent des caractéristiques pétrophysiques différentes telles que le pourcentage
d’argile et la porosité bien que la même tendance peut être reconnue dans les mêmes
associations sédimentaires. Les surfaces (chenaux 2 et 3 et GB1, GB2, GB3 et GB4) sont
adaptées pour construire un modèle géologique déterministe. Les faciès de réservoirs sont
situés dans la partie inférieure des geobodies suivant la séquence observée sur les carottes de
BETA_2. Dès lors les geobodies seront utilisés comme un contrôle géométrique pertinent
pour limiter la distribution des grès réservoirs.

80
Figure 30 : Modèle sédimentologique de dépôt des grès réservoirs de BETA (Rapport de
Tableau XXIV : Séquence de facies associée à chaque geobody
Faciès sédimentaires Zones Lithologie
Faciès sédimentaire 4 Unit-2c Grès fins homogènes
Faciès sédimentaire 3 Unit-2b Bancs épais de grès laminés
Faciès sédimentaire 2 Unit-2a Grès chenalisés
Faciès sédimentaire 1 Unit-1 Argile

81
CHAPITRE V : MODELE GEOLOGIQUE 3D DU
GISEMENT BETA
I. LAYERING ET 3D GRID
Selon les conditions citées plus haut (voir Définition de la zone d’intérêt), nous avons défini
comme zone d’intérêt : l’intervalle compris entre le toit de l’Albien et le chenal 3. C’est la
zone qui va nous servir pour créer la grille 3D.
Le choix de la taille de cellule se fait selon la taille minimale acceptable par la puissance de
nos machines et aussi des variations de l’erreur relative. Au regard du tableau suivant, la taille
minimale acceptable est de 0,5 m et cela n’engendre que 2,71% d’erreur en moyenne sur les
données brutes.
Tableau XXV : Taille minimale des cellules et erreurs relatives moyennes associées
L’environnement de dépôts de la zone est hétérogène donc la modélisation doit se faire avec
des cellules à dimensions réduites :
 une plus grande résolution verticale (0,5 m) afin de conserver au mieux les couches
laminées ;
 une taille horizontale de 50 m x 50 m afin de préserver au mieux des changements
latéraux et horizontaux des faciès.
Les informations sur la grille 3D sont récapitulées dans le tableau suivant :
Taille minimale des cellules (m) Layers
Erreur relative moyenne
(%)
0,25 741 2,037578
0,5 492 2,70503559
1 225 4,56953701
1,5 152 5,27227722
2 117 5,97783777

82
Tableau XXVI : Dimensions de la grille 3D
Axes Min Max Delta
X (m) 537800.00 545950.00 8150.00
Y (m) 549050.00 561150.00 12100.00
Profondeur (m) -3071.03 -2248.88 822.15
Latitude 4°58'1.8214"N 5°04'36.0365"N 0°06'34.2151"
Longitude 2°39'32.5113"W 2°35'7.6097"W 0°04'24.9016"
Taille moyenne de la cellule selon
X (m) :
50.00
Y (m) :
50.00
Z (m) :
0.485
Cellules 163 x 242 x 2570
Nœuds 164 x 243 x 2571
Nombre Total de cellules 3D : 101376220
Nombre Total de nœuds 3D : 102459492
Nombre de couches : 2570
II. MODELE STRATIGRAPHIQUE
Nous avons reproduit au mieux les geobodies et leurs différentes unités stratigraphiques mis
en évidence par les études géophysiques et pétrophysiques. Ces études nous ont révélé qu’on
retrouve dans les 3 geobodies traversés par les puits, une séquence identique qui se
décompose en 4 faciès sédimentaires. Le geobody 4 n’ayant été traversé par aucun puits,
nous avons aucune information sur les unités qui le composent. Cependant, étant dans le
même environnement de dépôt, nous avons toutes les raisons de penser que le geobody 4
comporte également une séquence de 4 faciès sédimentaires. Les différents faciès ont par
ailleurs des propriétés pétrophysiques spécifiques aux géobodies. Pour poursuivre cette
caractérisation, le geobody3 et le geobody4 étant les plus proches en forme, en distance et en
âge, les informations du geobody3 ont été utilisées pour générer les propriétés du géobody 4.
Ce modèle stratigraphique présenté dans la figure ci-dessous, constituera les contraintes
spatiales à la propagation des différents paramètres pétrophysiques.

83
Figure 31 : Geobodies
Geobody 1
Geobody 2
Geobody 3Geobody 4
Geobody 4
Geobody 1
Geobody 2
Geobody 3

84
Figure 32 : Geobodies et Unités associées
III. PRESENTATION DES LOGS UP SCALED ET DES
PROPRIETES DISTRIBUEES
III.1. Logs up scaled
Au niveau de cette partie nous présenterons seulement un log pris au hasard parmi les
« upscalés » vu qu’ils ont été faits selon la même procédure. Les Figure 33 et Figure 34
présentent un log « upscalé » comparativement un log brut de porosité effective mettant en
évidence leur allure ainsi que leur distribution. Le Tableau XXVII présente les statistiques des
deux logs brut et « upscalé » de porosité.
Geobody 1
Geobody 1
Geobody 3
Geobody 4

85
Figure 33 : Logs brut et « upscalé » de porosités effectives
Figure 34 : Distribution des porosités effectives brutes et «upscalées»

86
Tableau XXVII : Moyenne et Ecart-type des porosités effectives brutes et «upscalées»
Nom Moyenne Ecart-type
Phie Upscaled 0,90153 0,19454
Phie Well logs 0,90121 0,20705
L’upscaling des logs génère une distorsion des données réelles. Cependant on constate
qu’avec une hauteur de cellule de 0,5 m ces distorsions peuvent être négligées.
III.2. Propriétés distribuées
III.2.1. Propriétés distribuées dans chaque geobody
Nous allons présenter les propriétés distribuées dans le geobody 3. Les autres geobodies ont
suivi le même principe de propagation. La figure ci-dessous présente les faciès vus au puits
ainsi que leur propagation dans le gisement à partir du puits. Le Tableau XXVIII montre les
proportions des faciès vus au puits comparativement à celles des faciès propagés dans le
gisement. La propagation bien que stochastique conserve très bien les observations faites aux
puits. A partir des faciès propagés, on a distribué les paramètres pétrophysiques qui se
présentent ci-dessous (Figure 36, Figure 37 et Figure 38).
distribution des paramètres pétrophysiques

87
Tableau XXVIII : Proportion des différents facies pétrophysiques du puits par rapport au
Geobody 3
Faciès pétrophysiques
Proportion (%)
Puits Geobody 3
0 76,58 76,5
2 4,99 4,95
3 1,45 1,45
4 2,06 2,06
5 1,15 1,1
6 2,89 2,89
7 1,56 1,63
8 1,23 1,18
9 2,33 2,35
10 5,77 5,89
Figure 36 : Net-to-Gross distribués dans le Geobody 3 selon les différents faciès
pétrophysiques

88
Figure 37 : Porosités effectives distribuées dans le Geobody 3 selon les différents faciès
pétrophysiques
Figure 38 : Saturation en eau distribuées dans le Geobody 3 selon les différents faciès
pétrophysiques

89
III.2.2. Propriétés distribuées dans le gisement
Nous avons distribués les faciès en suivant les unités et honorant au mieux la distribution aux
puits. La figure ci-dessous montre la tendance aux puits a été très bien conservée.
Figure 39 : Faciès vus aux puits et dans le gisement
Les porosités distribuées suivant les faciès et les unités bien présentent une variabilité, relative
à la forme des unités et à la distribution des faciès. Cependant elles conservent aux mieux la
tendance vue aux puits, cela est bien illustré par la figure suivante.
Figure 40 : Distribution des porosités vues aux puits et dans le gisement

90
Egalement distribuées selon les unités et les faciès, les saturations conservent très bien la
distribution aux puits. Cela se voit bien avec la figure ci après.
Figure 41 : Distribution des saturations en eau vues aux puits et dans le gisement
Les net-to-gross suivant la meme procédure de distribution sont quasi identiques à ceux des
puits comme le montre la figure ci dessous.
Figure 42 : distribution des net-to-gross vus aux puits et dans le gisement

91
IV. VOLUMES EN PLACE
IV.1. Modèle selonles geobodies
Le Tableau XXIV présente les volumes d’hydrocarbures estimés et les caractéristiques pétrophysiques suivant notre modèle géologique basé sur
les chenaux. Il montre que les paramètres pétrophysiques déterminés par le pétrophysicien de PETROCI sont pessimistes :
 la porosité effective est faible de 25% comparativement aux observations de l’opérateur
 la saturation en huile est faible de 15% comparativement aux observations de l’opérateur
Tableau XXIX : Volumes d’hydrocarbures initialement en place et incertitudes associées
Hypothèses Puits
Sables réservoirs se trouvent uniquement dans les geobodies
P90 P50 P10
Fluides Huile Gaz Huile Gaz Huile Gaz Huile Gaz
Contacts Fluides
(m)
2474,70 2453,88 - - - - - -
Volume rocheux
(Sables) MMm3
- - 41,68 120,99 97,55 255,32 110,77 350,22
Net-to-Gross 0,66 0,69 0,66 0,68 0,69 0,67 0,71 0,65
Phie 0,15 0,15 0,16 0,14 0,15 0,12 0,15 0,12
Volume Poreux
Total MMm3
- - 4,25 11,77 10,24 20,56 11,47 26,34
Saturation en HC 0,50 0,64 0,43 0,56 0,48 0,48 0,50 0,50
HPV MMm3 - - 1,82 6,60 4,87 9,89 5,74 13,14
Facteur
Volumétrique de
Formation
- -
1,243
bbl/stb
0,00440529
rcf/scf
1,243
bbl/stb
0,00440529
rcf/scf
1,243
bbl/stb
0,00440529
rcf/scf
Volume en place
(std conditions)
- -
9,2
MMstb
52,9 Bscf
24,6
MMstb
79,2 Bscf 29,0MMstb 105,3 Bscf

92
IV.2. Comparaisondes volumes
Dans le tableau suivant, nous faisons un récapitulatif des volumes d’hydrocarbures estimés sur le champ en comparaison avec ceux de notre
modèle. Le modèle de géologique montre que:
 la porosité moyenne est inférieure de 20% comparativement à celles vues aux puits dans la zone à gaz.
 la saturation en huile est inférieure de 4% dans la zone à huile et de 25% dans la zone à gaz comparativement à celles vues aux puits.
 le volume d’huile initialement en place est estimé à 24,6 MMstb en accord avec les estimations de l’opérateur, par contre le volume de
gaz évalué à 79,3 Bscf est largement inférieur à celui estimé par l’opérateur.

93
Tableau XXX : Comparatif des volumes d’hydrocarbures initialement en place
Beicip Opérateur PETROCI
Hypothèses
Probabilités de
sables > 0,7
Puits Geobodies
Modèle
Inversion
sismique +
monte-carlo
Plan de
développement
GOCAD
-
Petrel
BETA Modèle P50
Fluides Huile Gaz Huile Gaz Huile Gaz Huile Gaz Huile Gaz
Contacts Fluides (m) 2475 2454 2475 2454 2475 2454 2474,7 2453,88 - -
Volume rocheux (sables)
MMm3
46 281 60 390 95 324 - - 97,55 255,321
Net-to-Gross 0.875 0.875 0.906 0.906 0.906 0.906 0,66 0,69 0,69 0,67
Phie 0.2 0.2 0.2 0.2 0.176 0.176 0,15 0,15 0,15 0,12
Volume poreux total MMm3 8.05 49.17 10.87 70.67 15.2 51.9 - - 10,24 20,56
Saturation en HC 0.6 0.75 0.62 0.72 0.62 0.72 0,5 0,64 0,48 0,48
HPV MMm3 4.8 36.9 6.74 50.88 5.8_9.4? 37.4 - - 4,87 9,89
FVF
1.26242
rb/stb
0.0042
cf/scf
1.25
rb/stb
0.0046
cf/scf
1.25
rb/stb
0.0046
cf/scf
- -
1,243
bbl/stb
0,00440529
rcf/scf
Volume en place (std
conditions)
23.9
MMstb
310
Bscf
34
MMstb
390
Bscf
47
MMstb
287
Bscf
- -
24,6
MMstb
79,3 Bscf

94
Toutes les études antérieures effectuées par l’opérateur se sont basées essentiellement sur le
cube de probabilité de sable pour la construction du modèle géologique en omettant le modèle
stratigraphique en chenal. Dès lors nous voulons savoir si la différence entre les volumes
d’hydrocarbures est due l’utilisation ou non du cube de probabilité de sable. Dès lors nous
allons construire un modèle se basant sur le cube de probabilité de sable.
IV.3. Modèle ne tenant compte que des probabilités de sables réservoirs
Pour mettre en place ce modèle, nous avons fait les considérations suivantes :
 les modèles pétrophysiques restent inchangés ainsi que leur analyse ;
 les faciès ne seront modélisés qu’en facies de sables ou d’argiles. On considèrera
comme sable tout horizon réservoir ou tout horizon présentant une probabilité de sable
supérieure à 0,7.
Cette modélisation a abouti aux résultats consignés dans le tableau ci-dessous. Le modèle de
gisement obtenu montre que :
 la porosité moyenne est inférieure de 25% comparativement à celles vues aux puits.
 la saturation en hydrocarbure est inférieure de 30% comparativement à celles vues aux
puits.
 un volume d’huile de 34.5 MMstb et un volume de gaz de 223 Bscf se trouvant dans
l’ordre de ceux de l’opérateur.
La distribution des paramètres pétrophysiques et le volume en place dépend de la vision du
gisement soit les sables réservoirs se trouvent uniquement dans les geobodies soit les sables
réservoirs sont vus par le cube de probabilités de sables. Cependant le modèle ayant une
explication géologique est celui fait selon les geobodies.

95
Tableau XXXI : Volumes d’hydrocarbures initialement en place et hypothèses de modélisation géologique
Beicip Opérateur PETROCI
Hypothèses
Probabilités de
sables > 0,7
Puits Geobodies Probabilités de sables > 0,7
Modèle
Inversion
sismique +
monte-carlo
Plan de
Développement
GOCAD
Beta Modèle
-
Petrel
P50
Petrel
Fluides Huile Gaz Huile Gaz Huile Gaz Huile Gaz Huile Gaz Huile Gaz
Contacts Fluides
(m)
2475 2454 2475 2454 2475 2454 2474,7 2453,88 - - - -
Volume rocheux
(Sables) MMm3
46 281 60 390 95 324 - - 97,55 255,321 - -
Net-to-Gross 0.875 0.875 0.906 0.906 0.906 0.906 0,66 0,69 0,69 0,67 - -
Phie 0.2 0.2 0.2 0.2 0.176 0.176 0,15 0,15 0,15 0,12 0,115 0,108
Volume Poreux
Total MMm3
8.05 49.17 10.87 70.67 15.2 51.9 - - 10,24 20,56 - -
Saturation en
HC
0.6 0.75 0.62 0.72 0.62 0.72 0,50 0,64 0,48 0,48 0,34 0,53
HPV MMm3 4.8 36.9 6.74 50.88 5.8_9.4? 37.4 - - 4,87 9,89 6,816 27,829
Facteur
volumétrique de
formation
1.26242
rb/stb
0.0042
cf/scf
1.25
rb/stb
0.0046
cf/scf
1.25
rb/stb
0.0046
cf/scf
- -
1,243
bbl/stb
0,00440529
rcf/scf
1,243 bbl/stb
0,00440529
rcf/scf
Volume en place
(std conditions)
23.9
MMstb
310
Bscf
34
MMstb
390
Bscf
47
MMstb
287
Bscf
- -
24,6
MMstb
79,2 Bscf 34,5 MMstb 223,1 Bscf

96
V. PERMEABILITE ET POTENTIEL DE PRODUCTION
V.1. Loi porosité-perméabilité
Le graphique ci-dessous présente la corrélation obtenue à partir des données de carottes du
puits BETA_2.
Figure 43 : Loi porosité effective-perméabilité des carottes
y = 0.2565e0.2678x
R² = 0.7174
0.10
1.00
10.00
100.00
1000.00
10000.00
0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00 30.00 35.00
Perméabilté(mD)
Porosité effective (%)
Loi porosité-perméabilité

97
V.2. Modèle de perméabilité
Nous avons établi le modèle ci-dessous avec les équations suivantes :
 loi porosité-perméabilité : 𝑲𝒆𝒔𝒕𝒊𝒎é𝒆 = 𝟎, 𝟐𝟓𝟔𝟓𝐞𝐱𝐩(𝟎, 𝟐𝟔𝟕𝟖 ∗ 𝑷𝒉𝒊𝒆) ;
 écart entre la perméabilité estimée et la perméabilité vraie (carotte) en fonction de la
porosité : ∆𝑲 = 𝟎, 𝟒𝟐𝟏𝟐𝟒𝐞𝐱𝐩(𝟎, 𝟐𝟑𝟑𝟏𝟔 ∗ 𝑷𝒉𝒊𝒆) ;
 modèle de perméabilité :
𝑲𝒎𝒐𝒅è𝒍𝒆 = 𝑳𝒐𝒊 𝒍𝒐𝒈𝒏𝒐𝒓𝒎𝒂𝒍𝒆 (𝒎𝒐𝒚𝒆𝒏𝒏𝒆 = 𝑲𝒆𝒔𝒕𝒊𝒎𝒎é𝒆,é𝒄𝒂𝒓𝒕 − 𝒕𝒚𝒑𝒆 = ∆𝑲).
Figure 44 : Modèle de perméabilité lié à la porosité effective
Notre modèle de perméabilité conserve assez bien la distribution observée au puits BETA_2.
V.3. Perméabilité estimée
Nous allons présenter les propriétés distribuées dans le geobody 3. Les autres geobodies ont
suivi le même principe d’estimation (Annexe 2). Les perméabilités estimées dans le geobody
3 ainsi que leurs statistiques sont présentées ci-dessous (Figure 45 et Tableau XXXII).
y = 0.2565e0.2678x
R² = 0.7174
0.10
1.00
10.00
100.00
1000.00
10000.00
0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00 30.00 35.00
Perméabilité(mD)
Porosité effective (%)
Modèle de perméabilité
Perméabilité vraie
Perméabilité estimée

98
Figure 45 : Perméabilités estimées à partir des porosités effectives dans le Geobody 3
Tableau XXXII : Statistiques des perméabilités estimées dans le Geobody 3
Perméabilités dans le geobody 3
Min (mD) 0,0017
Max (mD) 4107,8062
Delta (mD) 4107,8045
Moyenne (mD) 17,3712
Ecart-type (mD) 79,6138
V.4. Potentielde production de l’huile
Au regard de ce tableau ci-dessous, la perméabilité dans la zone à huile de BETA_B1 est 6
fois plus importante que celle de BETA_2 selon les tests de puits. Sachant que les deux puits
sont distants de seulement 200 m et sont forés dans le même geobody c’est-à-dire le geobody
2, cela confirme la grande hétérogénéité du gisement.
La perméabilité de test de puits de BETA_2 dans la zone à huile est de 15,9 mD. Par contre
celle de la zone à huile du modèle est d'environ 44 mD. Vu que le test de puits est limité à une
zone de drainage, nous pouvons dire que hors de cette zone le gisement a de perméabilités
plus grandes. Dès lors nous avons toutes les raisons de croire que si avec une perméabilité de

99
15,9 mD il y a production d'huile alors il 'en sera de même pour une perméabilité de 44mD
(Tableau XXXIII). Ce qui nous amène à dire que la zone huile a un bon potentiel de
production qui pourra être confirmé par une simulation 3D.
Tableau XXXIII : Perméabilité moyenne de la zone à huile
Zone à
fluide
Perméabilité de Test de Puits (mD) Perméabilité dans le
gisement (mD)BETA_2 BETA_B1
Zone à
huile
15,9 100 43,9943

100
CHAPITRE VI : RECOMMANDATIONS
I. RECOMMANDATION 1
Le cube de probabilités de sables utilisé a été fait à partir des sables réservoirs des puits
BETA_1X et BETA_2. Cependant il présente de grandes incohérences qui peuvent être due
à :
 un problème de différence de résolution entre la donnée sismique et la donnée issue
d’interprétation de diagraphies ;
 une relation étroite entre la probabilité de sables réservoirs et le fluide contenu (les
probabilités ne signent bien que si les sables contiennent du gaz).
 le cube ne prend pas en compte la notion de corps sédimentaires en forme de « U ».
Au regard de ces incohérences, nous recommandons la construction d’un nouveau cube de
probabilités de sables réservoirs. Ce dernier devrait intégrer les récents puits forés et ne pas
dépendre du contenu en fluide. Il devra aussi tenir compte de la notion de corps sédimentaires.
II. RECOMMANDATION 2
La conversion temps-profondeur n’étant pas l’apanage d’un ingénieur réservoir, elle doit être
effectuée par un spécialiste et fournir à l’ingénieur réservoir des données telles que le cube
sismique, le cube d’inversion et les cartes en profondeur.
III. RECOMMANDATION 3
Nous recommandons une mise à jour de l’interprétation pétrophysique calibrée avec les
données de carottes maintenant disponibles. Cette nouvelle interprétation devra suffisamment
mettre en évidence les horizons laminés pour une meilleure évaluation de leur potentiel.

101
CONCLUSION
Au terme de notre étude nous pouvons dire que le gisement BETA est constitué d’un système
de quatre corps sédimentaires (en forme de « U ») remplis de grès réservoirs du Cénomanien.
Dans ces structures, on retrouve une séquence stratigraphique similaire mais avec des
épaisseurs et caractéristiques pétrophysiques spécifiques à chaque corps sédimentaire. Cela a
permis de comprendre que la zone supposée à huile vue dans le puits BETA_1X est non
réservoir d’où l’absence d’huile dans ce puits.
L’interprétation des données de pression de formation n’a par ailleurs montré aucun signe de
déconnection entre les corps sédimentaires. De plus, le modèle géologique construit met bien
en évidence une connectivité entre les trois (3) chenaux traversés par les puits. Le quatrième
chenal (géobody 4) semble isolé des autres par des dépôts argileux. Les contacts entre fluides
ont ainsi été déterminés à 2454 m de profondeur pour le contact gaz-huile et 2475 m de
profondeur pour le contact huile-eau.
La modélisation des paramètres pétrophysiques dans tout le gisement a montré que les
porosités varient en moyenne de 12 à 15% et les net-to-gross sont estimés à 68% avec des
saturations en eau de 48%. Les perméabilités moyennes ont été évaluées à 24 mD pour la
zone à gaz et 44 mD pour la zone à huile. Ces résultats témoignent du bon potentiel de
production du gisement eu égard aux résultats des tests de production effectués sur les puits
d’évaluation.
Les volumes d’huile initialement en place sont estimés à 24,6 MMstb en accord avec les
estimations de l’opérateur. Cependant le volume moyen de gaz évalué à 79,3 Bscf est
largement inférieur à celui estimé par l’opérateur. Les volumes en place sont par ailleurs
largement améliorés en reconstruisant le modèle sans tenir compte, comme l’opérateur, du
modèle stratigraphique en chenal et en se basant principalement sur les probabilités de sable.
Vu les grandes incertitudes qui demeurent sur les volumes de gaz en place et eu égard au
investissement déjà en cours pour le développement de ce gisement, il est impératif de mettre
à jour la présente étude suivant les recommandations.

102
BIBLIOGRAPHIE
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régressions).
http://wiki.aapg.org/Reserves_estimation (Différentes méthodes de détermination des
volumes d’hydrocarbures en place).
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https://www.pétrowiki.org/Fluid_contact_identification (Méthodes de détermination des
contacts entre fluides).

I
ANNEXES
ANNEXE 1 : NOTION DE PETROPHYSIQUE
Figure 46 : Représentation schématique des vides d'une roche

II
Figure 47 : Perméabilité en fonction de la porosité et de la taille des grains (PetroSkills,
1992)
ANNEXE 2 : DIAGRAPHIES PETROLIERES
Figure 48 : Diagraphie différée (SERRA Oberto, 1979)

III
Figure 49 : Logs diagraphiques présentés graphiquement et numériquement
Figure 50 : Schéma de principe de mesure du gamma ray (SERRA Oberto, 1979).

IV
Figure 51 : Origine du Polarisation Spontanée
Figure 52 : Schéma de principe de mesure de la PS

V
Figure 53 : Principe de fonctionnement de la sonde nucléaire gamma-gamma
Figure 54 : Outil d’enregistrement du MDT

VI
Figure 55 : Outil d’enregistrement du CMR (gauche) et données CMR (droite)
ANNEXE 3 : BASSIN SEDIMENTAIRE IVOIRIEN
Figure 56 : Bassins africains en bordure de l’Atlantique (Jardiné et Magloire 1963)

VII
Figure 57 : Présentation du bassin sédimentaire ivoirien (PETROCI, 1990)
Figure 58 : Marges et Blocs pétroliers du bassin sédimentaire ivoirien (PETROCI, 2016)
MARGE DE SAN-PEDRO MARGE D’ABIDJAN

VIII
ANNEXE 4 : CARTES GEOLOGIQUES CONVERTIES
EN PROFONDEUR
Figure 59 : Carte du geobody 4

IX

X

XI
Figure 63 : Carte du toit des corps sédimentaires (chenal 3)

XII
Figure 64 : Carte du toit de l’Albien

XIII
ANNEXE 5 : PROPRIETES DISTRIBUEES ET
ESTIMEES

XIV
Figure 66 : Net-to-Gross distribués dans le Geobody 2
Figure 67 : Porosités effectives distribuées dans le Geobody 2

XV
Figure 68 : Saturation en eau distribuées dans le Geobody 2

XVI

XVII

XVIII

XIX

XX

XXI
ANNEXE 6 : CONTOURS UTILISES POUR LE CALCUL
DE VOLUME
Figure 80 : Contour associé au P90 (en rouge)

XXII

CONSTRUCTION D’UN MODELE STATIQUE DU GISEMENT BETA SUR PETREL 2013

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