etude sedimontologique (petrographique), geostructurale et

ETUDE SEDIMONTOLOGIQUE (PETROGRAPHIQUE), GEOSTRUCTURALE ET
ESTIMATION DES RESERVES DU GISEMENT D’AMASSAK (REGION DE TIN
FOUI TABENKOURT (TFT) – WILAYA D’ILLIZI)
1
BOUTRIKA R 1 ; GHERAIRI T 1 ; BEN HANIA L 1
Département de géologie et de l’Univers, Université KASDI MERBAH - Ouargla. Algérie
E-mail: [email protected]
Résumé
La région de Tin Foui Tabenkourt (TFT) est située au Nord-ouest d’Illizi, environ 300km
d’In-Aminas et 500km de Hassi Messaoud. Elle abrite deuze (12) gisements, dont le plus
grand est le gisement d’Amssak, qui est situé à l’ouest de la colline Tinhart.
Dans cette étude, nous avons traité le gisement d’Amssak de cotés sédimentologique
(pétrographique), géo-structurale et estimation des réserves.
L’étude géologique a déterminé le réserve optimal qui se trouve au niveau de ce gisement,
représenté par des rochers de sables remontant à l’âge Ordovicien et ils sont couvèrent par une
couche d’argile d’âge Silurien. Cette réserve comprend trois unités dont la plus importante est
l’unité IV (13m d’épaisseur).
L’étude structurale a défini les structures géologiques ainsi que les incidents représentés par
une monoclinale et plusieurs fractures :
 une faille renversée de 300km du coté Ouest ;
 une faille des casses normales renversées de 20 degrés vers le Nord qui représentent la
diminution en longueur de système. Elle peut arriver jusqu’à120m.
L’étude d’estimation a défini la quantité initiale contenue dans ce gisement en utilisant la
méthode volumétrique basée sur les caractéristiques des gisements comme : La porosité, la
saturation, l’épaisseur et la hauteur. Nous avons estimé les réserves d’Amassak de
60.5*106m3.
Mots clés: Tin Foui Tabenkourt (TFT), gisement d’Amssak, monoclinale, faille renversée, la
méthode volumétrique, la porosité, la saturation, réserves.
1- INTRODUCTION
Le gisement d’Amassak est un gisement d’huile avec gas-cap, situé dans le bassin d’Illizi
dans le Sud-est de l’Algérie à 30,5km à 1'ouest du champ de Tin-Fouyé Tabankort,
actuellement développé par une cinquantaine de puits pour son anneau d’huile situé sur le
flanc oriental de la structure limitée à l’ouest par une faille majeure. Les réservoirs à
hydrocarbures sont constitués essentiellement par les grès de l’unité IV (Ordovicien
supérieur). Cette unité présente d’importantes variations de faciès et d’épaisseurs (50 m à plus
de 200 m) et les caractéristiques des réservoirs sont globalement médiocres et variables, en
particulier la perméabilité. L’importance de la fracturation pour la production est
régionalement bien établie, comme sur le gisement voisin de Tin Fouyé Tabankort par
exemple. L’objectif de ce travail est l’étude géo-structural et l’estimation de réservoir du
gisement d’Amassak, Ce gisement c’est un gisement où on peut rencontrer tous les genres des
régimes de drainage naturels, en présence de l’injection d’eau.
2- SITUATION GEOGRAPHIQUE DE SECTEUR D’ETUDE
Le gisement d'huile et de gaz d'Amassak (Ordovicien) se situe dans la partie centrale du
Sahara Algérien. Il est situé à 25km à l’ouest Nord-ouest du gisement de Tin Fouyé Tabankort
(TFT), plus précisément dans la partie Ouest du plateau de Tinhert qui se prolonge au Nord
sous les dunes de l'ERG oriental (Fig.1 et 2). La dalle gréseuse appelée unité IV-3, imprégnée
d'huile et de gaz, représente la couche productrice du gisement d'Amassak.
Amass
ak
Fig.1 : Situation géographique de secteur d’étude (Gisement d’Amassak)
3- ASPECT SEDIMENTOLOGIQUE DES RESERVOIRS
A l’échelle du champ d’Amassak, les principales subdivisions effectuées dans les dépôts pré,
syn- et post-glaciaires sont rappelés dans le Tableau 01.
Tableau 01 : Principales coupures stratigraphiques
Depots post-glaciaires Argiles du Silurien
Limite IV-3
Unité IV-3
Depots syn-glaciaires
Limite IV-2
Unité IV-2
Limite III-3
Depots pré-glaciaires
Unité III-3
Unité III-2
Top reservoir III-3
Base reservoir III-3
Limite III-2
L’analyse sédimentologique détaillée des réservoirs du gisement d’Amassak a permis de
compléter la reconnaissance des principaux faciès sédimentaires glacio-marins finiordoviciens, et de proposer une architecture stratigraphique en relation avec les cycles
climatiques majeurs.
A l’échelle du gisement d’Amassak, et au niveau de l’Unité IV, les associations de faciès
principales correspondent à un système régional d’avancée et de retrait glaciaire : les phases
d’avancée permettent la mise en place de sédiments fins, souvent argileux (principalement
Unité IV-2), alors que la phase de retrait glaciaire permet le dépôt de sédiments gréseux
discontinus et chenalisés dans un premier temps, puis de sédiments relativement plus
homogènes (plaine turbiditique) qui constituent les meilleurs réservoirs de l’Unité IV-3.
Il n’existe pas au niveau du gisement d’Amassak de développement de paléo-vallée typique,
si ce n’est dans la partie extrême sud de la zone d’étude.
La faible expression du ravinement glaciaire signifie que la zone d’Amassak se trouvait dans
une situation d’interfluve lors du surcreusement des vallées glaciaires, et qu’un seul cycle
glaciaire majeur (une séquence de dépôt) y est alors exprimé, avec possiblement des cycles
mineurs de plus petite échelle. En fait, à l’échelle régionale, ce cycle glaciaire majeur qui se
traduit dans la région d’Amassak par la sédimentation de dépôts marins directement sur
l’Unité III-3 correspond à l’expression distale d’un ensemble glaciaire à influences plus
fluviatiles ou deltaïques vers le Sud ou le SE.
De par la reconnaissance des caractéristiques sédimentologiques et diagénétiques des
intervalles étudiés, cette analyse a aussi permis d’établir un lien entre les litho-faciès et les
électro-faciès, en vue de la modélisation des propriétés géologiques et pétro-physiques.
3.1- Faciès sédimentaires
Les caractéristiques des principaux faciès sédimentaires rencontrés dans les remplissages synglaciaires (Unité IV) et dans les séries pré-glaciaires érodées (Unité III-3), La classification
s’effectue principalement de manière granulométrique au départ (dans l’Unité IV et dans
l’Unité III séparées), et inclut également les structures sédimentaires, les éléments accessoires
et l’organisation verticale. Il existe en fait deux grands groupes de grès : grès structurés, en
général déposés par courants de traction, et grès non structurés, correspondant à des dépôts
considérés comme gravitaires ou turbiditiques.
De plus, le degré de cimentation et la porosité ayant été aussi évalués macroscopiquement, le
code définitif des faciès sédimentaires peut donc être assimilé à des litho-faciès. Ce code de
faciès qui a servi de base à l’étape de rock-typing est uniquement présenté ici à titre indicatif
et est spécifique à la région d’Amassak : il peut être complété ou simplifié lors de l’étude de
champs ordoviciens voisins, en raison de la spécificité de l’étude et des faciès présents.
3-2 Les faciès de l'unité IV et leur distribution
a. Principaux faciès
L'ensemble des carottes disponible sur les réservoirs de l'Unité IV à été étudié du point de vue
des faciès et quelques lames minces ont été réalisées pour l'analyse des microfaciès et de la
diagénèse. Cette analyse des faciès (carottes et surtout lame minces) combinée avec l'étude
des diagraphies et l'analyse des mesure pétro-physiques sur carottes permet de distinguer les
principaux faciès suivants :
a.1 faciès 1 : des grés généralement moyens à grossiers et propres (radioactivité ‹à 40 unités
API), à stratifications obliques plus ou moins nettes, ce faciès est le plus représentatif pour
l'Unité IV-3, quand cette unité est typique et bien développée. Ce faciès présente une porosité
inter-granulaire notable qui confère une perméabilité moyenne à bonne à ces grés même pour
des porosités moyennes qui restent de l'ordre de 10٪ (Fig.2).
Fig.2 : Photo microscopique de grés à moyen gossier
a.2 faciès 2 : des grés fins à très fins, légèrement argileux, micacés et fréquemment assez
riches en minéraux lourds, essentiellement du zircon. Ces minéraux sont à l'origine de la
radioactivité notable de ces grés, en générale > à 40 unité API.
Les structures sédimentaires de ces grés, souvent très homogènes sur carotte, sont rarement
observables. Des films argilo-micacés soulignent parfois des rides ou des structures fluidable.
Les grés de l'Unité IV-2 sont généralement attribuables à ce faciès. Les porosités sont
généralement assez élevées, souvent supérieur à celle du faciès1 (grés grossiers) mais il s'agit
d'une porosité intergranulaire non connectée (dissolution de grains, feldspath par exemple),
ceci expliqué l'absence de perméabilité de ce faciès (Fig.3).
Fig.3 : Photo microscopique de grés fins à très fins
a3. faciès3 : des argiles micro-conglomératiques, souvent silto-géseuses (radioactivité ›80
Unités API), caractérisées par la présence de grains de quartz et de petits graviers. Ces
éléments ont été transportés par les icebergs et lâchés au moment de leur fonte pendant leur
dérive en milieu marin (présence de quelque fossile dans ce faciès, AMA 3 par exemple).
a.4 faciès4 : des conglomérats polygéniques très hétérogène (taille et nature des éléments très
variable) et de faible épaisseur (décimétrique à métrique) sont localement présents,
d'extension limitée et de distribution erratique. Ils correspondent très certainement à des
accumulations locales des éléments grossiers transportés en amont par les glaciers, puis
redistribués par les courants. A titre d'exemple en fonction de la disponibilité des carottes, de
tels conglomérats ont été décrits :
 dans les grés fins de l'Unité IV-2 (OZN 1, AMA 1, TFY 29…) où ils soulignent des
discontinuités au sien des séries par ailleurs homogènes ;
 dans les argiles micro-conglomératiques, surtout vers leur sommet (AMA 2, AMW 1..).
 à la base des grés grossier de l'Unité IV-3 (nombreux puits d 'Amassak, TFN 1….).
Ces niveaux de conglomérats de faible épaisseur présent des caractéristiques de réservoir très
mauvaises à nulles. Le réservoir IV-3 associé à des conglomérats à sa base, est mauvais
lorsqu'il est d'épaisseur réduite (AMA27, AMA503, AMA33). Cependant, plusieurs exemples
de réservoir IV-3 d'épaisseur normale existent avec un conglomérat basal (AMA3, AMA29,
AMA31, AMA18…) et dans ces cas les caractéristiques pétro-physiques sont peu ou pas
affectées.
4- ASPECT STRUCTURALE DU GISEMENT D’AMASSAK
La zone d’étude se présente comme une monoclinale pente vers le NE et recoupé par de
nombreux accidents subméridiens. Le champ d’Amassak limité par deux accidents principaux
(Figs.4 et 5):
Fig.4 : Aspect structural de la région TFT
Fig.5: Coupe structurale du gisement d'Amassak
 A l’Ouest, la faille majeure inverse sub-verticale qui peut atteindre un rejet de 300m très
localement (Ouest d’AMA-1). Cet accident régional d’orientation moyenne NNO est l’une
des principales failles du bassin d’Illizi et relie Tin Tayart au Sud à Maouar au Nord
d’Amassak.
 A l’Est, une série de failles inverses et normales de direction N20°, traduisant un système
en décrochement. Ce réseau d’accidents relie Oued Zenani à Gerboise vers le Nord-est et
se poursuit au-delà vers El Ouar (Fig.5).
Le rejet maximal observé le long de cette succession de failles inverses/normales est de 120m.
5. ETUDE PETRO-PHYSIQUE (Fig.6)
Fig.6: Caractéristiques pétro-physiques du gisement d'Amassak
5.1- Caractéristiques petro-physiques des unités du réservoir
1. Unité IV-3
• L'épaisseur moyenne est de l'ordre de 13m, mais aussi une épaisseur réduite à AMA36.
• La hauteur utile moyenne est de l'ordre de 9,4m. les très faibles hauteurs sont situées sur
les zones de forte réduction.
• Les porosités moyennes varient entre 6 et 12% avec quelques variations rapides et
locales.
2. Unité IV-2
• Les épaisseurs de l'unité IV-2 varient entre 22 et 200m.
• la perméabilité de l'unité IV-2 est généralement inférieure à 1 md
La porosité varie entre 2 et 20
6- ESTIMATION DES RÉSERVES
L’évaluation fiable du volume des hydrocarbures en place demeure un facteur essentiel dans
le développement et la production d'un réservoir.
L'évaluation des réserves initiales est faite par la méthode volumétrique.
6.1- Méthode volumétrique
L'estimation des réserves par la méthode volumétrique est basée sur l'interprétation des
données géologiques et pétro-physiques. Les valeurs de la porosité sont lues rapidement à
travers les intervalles de découpage lithologique. La porosité moyenne est calculée comme
n
suit :

moy



i
h
i1
(1)
n

ui
h
u
i 1
De la même façon, la saturation moyenne est calculée dans chaque puits en prenant la
moyenne pondérée à travers les intervalles.
n
Sw moy 
S
Wi
 i h ui
i 1
(2)
n
 h
i
ui
i 1
La valeur de la colonne d'hydrocarbure équivalente est calculée comme suit :
EHC Hu.moy.(1 Swmoy)
Où
(3)
Hu : Épaisseur nette (m)
 moy : Porosité moyenne (fraction)
Swmoy : Saturation moyenne (fraction).
3185000
9.5
9 9.5
8.5
3180000
9
3175000
.
87
5
.5
101.05
11
11
12
8.5
9
11
10
10.5
9
8.5
5
77.
8
3170000
9.
5
88.5
9
7.5
8
7
6.5
3165000
315000
5
6
320000
325000
330000
b
a
c
Fig.7: a- Carte iso-épaisseur, b- Carte iso-porosité, c- Carte iso-saturation du gisement
d’Amassak
APPLICATION
1. Détermination des paramètres moyens
Pour déterminer les paramètres moyens, on prend un échantillon représentatif de 10 puits dont
leur répartition est attribuée dans l’ensemble de la surface du réservoir. Les valeurs moyennes
pour chaque puits sont calculées en utilisant les formules (II-1) et (II-2).
On trouve :
Swi moy  21 %
moy
= 9.07 %
Hu moy = 9.051m
EHC = 0.6493 m
2. Détermination de la surface
Pour déterminer la surface, on doit procéder a une méthode manuelle, qui consiste sur la carte
en isobathes la surface de la zone d’huile est celle délimitée par le contour eau-huile, on
mesure la superficie productive entre les frontières délimitées par deux iso-lignes. On a
calculé la surface productive reproduire la périphérie de la surface sur un papier millimétrés,
et comptabiliser le nombre des carreaux ce qui nous donne une surface cm 2. Ou mesuré par
l'utilisation de la planimétrie sur la carte iso-pathe (Fig.8).
Fig.8: Carte isobathe du gisement d’Amassak
Pour la convertir en surface réelle on doit multiplier par l’échelle, qui est de 1 cm2 pour 1Km2.
Après avoir effectuer le calcule, on trouve :
S = 96.2497 Km²
VHC = EHC * S
VHC = 0,6493 X 96,2497 X 106 = 62,5 X 106 m3
VHC = 62.5 Million de m3
Conclusion
Le gisement d'Amassak se trouve vers la limite d'extension vers le Nord des zones de fort
surcreusement glaciaire bien connu et dans un domaine de sédimentation essentiellement
marine pour l'unité III-3.
La structure du gisement d’Amassak représente une monoclinale incliné vers le NE et recoupé
par de nombreux accidents subméridiens. Le champ d’Amassak correspond à un bloc
structural triangulaire fortement relevé vers le Sud et limité par deux accidents principaux.
 A l’Ouest, la faille majeure inverse sub-verticale qui peut atteindre un rejet de 300 m ;
 A l’Est, une série de failles inverses et normales de direction N20°, traduisant un
système en décrochement, le rejet maximal de failles inverses/normales est de 120 m.
L’analyse mathématique des données pétro-physiques nous a permis de dire que les
paramètres pétro-physiques sont généralement de caractère moyen à bon.
L’interprétation des cartes en iso-paramètre pètro-physiques à savoir porosité et saturation
montre une diminution de ces paramètres vers le centre de la structure, par contre la carte en
iso-épaisseur utile montre que cette dernière augmente en allant de l’Est vers l’Ouest et en
direction du Sud.
Les hydrocarbures sont situés dans les unités suivantes :
 Unité IV-3 : Qui présente le principal réservoir au sommet de l'Ordovicien et dans une
moindre mesure dans les grés qui se développent dans les unités sous-adjacentes.
 Unités IV-2 et III-3 : L'ensemble de ces unités représente le complexe terminal de
l'Ordovicien (Unité IV) déposé dans un environnement glaciaire à préglaciaire.
Régionalement; l'Ordovicien (Unité IV) repose en discontinuité sur l'unité III-3,
essentiellement marine, au sein de laquelle se développe au niveau des grés; le réservoir III3
Le calcul des réserves du gisement d’Amassak nous a donné les résultats suivants :
Le gisement d’Amassak possède des réserves importantes 62.5 millions de m3 par la méthode
volumétrique, avec un chapeau de gaz énorme.
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