1. DADA Mohammed Abderrahmane
Décembre 2014
Implantation et Evaluation des Performances
de Puits avant et après Fracturation
Hydraulique dans le Réservoir F6-2
du Champ MLE
Ecole de Boumerdes
UFR: GGR
Réalisé par :
Mr. SI MOHAMED Elyazid
Suivi par :
INSTITUT ALGERIEN DU PETROLE
Projet professionnel de fin de formation pour
l’obtention du diplôme d'ingénieur spécialisé
En : Reservoir Engineering
1
Mr. AKACHAT Salim

2. Plan de l’Exposé
Implantation et Evaluation des Performances de Puits avant et après Fracturation Hydraulique
dans le Réservoir F6-2 du Champ MLE
2
- Introduction.
- Objectif du Travail.
- Présentation du Champs MLE.
- Modélisation.
- Conclusion & Recommandations.
- Résultats de la Simulation.
- Caractéristiques du Réservoir F6-2.

3. I - Introduction
3
Dans sa stratégie de développement des
gisements non-conventionnels du champ de Menzel
Ledjmet (MLE), le groupement SH-FCP a décidé
d’étudier l’implantation et la fracturation hydraulique
de nouveaux puits pour exploiter davantage le
réservoir F6-2.
Les opérations de fracturation appliquées à ce
type de réservoir seraient d’excellentes alternatives
pour la pérennité de production du champ MLE.
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dans le Réservoir F6-2 du Champ MLE

4. 4
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II –Objectif du Travail
L’objectif principal sera donc de :
- Evaluer les gains apportés par chaque puit par
rapport à la production du réservoir F6-2.
- HF: Hydraulic Frac ;
- SF: Stage Frac.
La fracturation hydraulique des puits sera opérée
par 2 modes :
Remarque:

5. III – Présentation du Champ MLE
5
- La production est assurée
par 18 puits.
Figure 1 : Situation Géographique du
Champ MLE
- Le champ MLE se situe au
Sud-Est de HMD, au niveau du
bloc 405b dans le bassin de
Hassi Berkine.
- OWGIP = 1,292 Tera CF.
- Gas Recovery = 867 Billion CF.
- Oil Recovery = 86 Million Bbl.
Source : De Golyer & Mac Naughton, 2006.
1- Généralité
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Figure 2 : Les réservoirs du Champ MLE
- TAGI => Trias.
2- Description des réservoirs du Champ MLE
- F1A, F1B => Carbonifère.
- F2A, F2B => Dévonien Supérieur.
- F6-1, F6-2 (Sup & Inf) => Dévonien Inférieur.
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Tableau 1 : Caractéristique du réservoir F6-2
Le réservoir F6-2 est un réservoir hétérogène situé à près de
4100 m de profondeur.
1- Description des réservoirs du Champ MLE
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IV – Caractéristiques du Réservoir F6-2
Profondeur 4100 m
Porosité 0,2 – 22.6 %
Perméabilité 0,003 – 5 mD
Epaisseur 35 – 256 m
Pression initiale 493 bars (7150 psi)
Saturation d’eau initiale 22 – 65 %
Température 150 °C
Compressibilité de la roche 23,2*10-5 – 49,3*10-5 psi-1
Il renferme d’importantes quantités de gaz à condensât au
niveau de ses 4 drains (F6-2_PS1, F6-2_PS2, F6-2_PS3, et F6-2_UPR).

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2- Propriétés PVT des gaz
CO2 0.04129
N2+C1 0.90917
C2 0,03224
C3 0,00613
IC4+NC4 0,00414
IC5+NC5 0,00179
C6 0.00111
C7-C12 0,00271
C13-C14 0,00134
C25+ 8,00*E-05
Tableau 2 : Composition molaire des gaz du
réservoir F6-2
La composition molaire des
gaz a été obtenue à partir
d’essais en laboratoire.
On constate que les gaz sont
composés en majorité de
fractions légères.
Les fractions lourdes (Heavy
oils) ne représentent qu’une
infime portion.

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4- Perméabilités Relatives
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
PerméabilitéRelative"kr"
Saturation d'eau "Sw"
krw
krg
3- Pression Capillaire
0
1
2
3
4
5
6
40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
PressionCapillaire"Pc"
Saturation d'eau "Sw"
Figure 4 : Profil des Perméabilités Relatives
Figure 3 : Profil de la Pression Capillaire
𝑆 𝑔𝑐 = 24,7%
𝑆 𝑤𝑖𝑟 = 62%

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V – Modélisation
Le programme d’implantation de nouveaux puits dans le
réservoir F6-2 concerne les configurations suivantes :
- Puits vertical ;
- Puits directionnel ;
- Puits horizontal.
Cette démarche a été effectuée par la méthode « ROI », qui
s’appuie sur un calcul itératif pour définir les zones optimales
d’implantation.
ROI : Reservoir Opportunity Index.
𝑅𝑂𝐼 = 𝐹𝐶𝐼 ∗ 𝑆 𝑚𝑔𝑎𝑠 ∗ 𝐻𝐶𝑃𝑉
3
=>
𝑆 𝑚𝑔𝑎𝑠 = 𝑆 𝑔𝑎𝑠 − 𝑆𝑟𝑔𝑎𝑠
𝐹𝐶𝐼 = 𝑘 × 𝑑𝑧 × 𝑁𝑇𝐺
𝐻𝐶𝑃𝑉 = 𝑃𝑉 ∗ 𝑆 𝑔𝑎𝑠 − 𝑆𝑟𝑔𝑎𝑠
1- Implantation des puits

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2- Résultats
Figure 5 : Carte de sensitivité pour l’implantation des
nouveaux puits
Risques moyens.
Risques élevés.
Risques faibles.

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3- Scénarios et Cas d’études
Scénario Cas d’étude Description
Désignation du
puit implanté
1 Cas de base Réservoir F6-2 (Modèle sectorielle) -
2 Cas de base + puits « 1 » Cas de base + puit vertical MLE-1
3 Cas de base + puits « 1H » Cas de base + puit vertical + HF MLE-1H
4 Cas de base + puits « 1S » Cas de base + puit vertical + SF MLE-1S
5 Cas de base + puits « 2 » Cas de base + puit horizontal MLE-2
6 Cas de base + puits « 2H » Cas de base + puit horizontal + HF MLE-2H
7 Cas de base + puits « 2S » Cas de base + puit horizontal + SF MLE-2S
8 Cas de base + puits « 3 » Cas de base + puit directionnel MLE-3
9 Cas de base + puits « 1H » Cas de base + puit directionnel + HF MLE-3H
10 Cas de base + puits « 1S » Cas de base + puit directionnel + SF MLE-3S
Tableau 3 : Présentation des cas d’étude
MLE-1H : Puit vertical ayant subi une fracturation « HF ».
MLE-2S : Puit horizontal ayant subi une fracturation « SF ».

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4- Modèle Dynamique
Le modèle dynamique du réservoir F6-2 a été généré à partir
d’un modèle statique construit sur Petrel.
La simulation du modèle dynamique sur Eclipse a tenu
compte des hypothèses suivantes :
Le modèle statique a été établit à partir de :
- Données de gisement ;
- Initialisation des nouveaux puits ;
- Introduction des paramètres des fractures (kf, Xf, H et ω).
- Modèle Compositionnel (E300) ;
- EOS model : SRK ;
- Temps de simulation : 18 années.

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VI – Résultats de la simulation
1- Pression du gisement
Le déclin de pression affiché par l’introduction des puits
MLE-3H et MLE-3S a été de 38 bars.
Figure 6 : Evolution de la pression du gisement
FPR : Field pressure (bar).
MLE-3H
MLE-3S
MLE-1
MLE-1S

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2- Réserves en place (OWGIP)
Figure 7 : Evolution des réserves en place
OWGIP : Original wet gas in place (Sm3).
MLE-3H
MLE-3S

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5- Evolution du ‘‘PI’’
Année MLE-1 MLE-2 MLE-3 MLE-1H MLE-2H MLE-3H MLE-1S MLE-2S MLE-3S
1 2,7 8,5 21,4 15,6 13,6 121,7 25 14,2 55,8
2 0,4 0,7 0,8 0,6 0,7 1,1 0,7 0,7 1,1
3 0,2 0,4 0.4 0 0 0,9 0 0,2 0,9
4 0,1 0,1 0,2 0 0 0 0 0 0,2
5 0 0 0,1 0 0 0 0 0 0
6 0 0 0,1 0 0 0 0 0 0
7 0 0 0,1 0 0 0 0 0 0
8 0 0 0 0 0 0 0 0 0
9 0 0 0 0 0 0 0 0 0
10 0 0 0 0 0 0 0 0 0
11 0 0 0 0 0 0 0 0 0
12 0 0 0 0 0 0 0 0 0
13 0 0 0 0 0 0 0 0 0
14 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Tableau 6 : Evolution de l’IPR

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3- Production de gaz
4- Production de huiles
MLE-1 MLE-2 MLE-3
Base Case 777 777 3602
HF 1977 *1 2895 4591
SF 353 3355 5085
Tableau 4 : Production de gaz des différents puits
MLE-1 MLE-2 MLE-3
Base Case 50 12 156
HF 57 25 162
SF 57 90 172 *2
Tableau 5 : Production d’huiles des différents puits
*1: MLE-1H => 1977 MM cf
*2: MLE-3S => 172 M Bbl

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5- Evolution du WGR
Figure 8 : WGR des puits
WGR : Water-Gas ratio.
Le WGR de tous les
puits est faible, et
n’entrave nullement le
déroulement de la
production.

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VI – Conclusion & Recommandations
Ce travail a permis de souligner l’importance de la
fracturation hydraulique afin d’augmenter la productivité des
gisement non-conventionnels.
Les meilleurs performances sont celles affichées par les
puits directionnels.
- Réaliser des opérations de fracturation pour valider tous
les résultats et raffiner le modèle numérique.
- Faire une étude de faisabilité, laquelle serait primordiale
pour mettre en évidence les performances de la fracturation
pour chaque type de puits.
Afin de compléter ce travail, nous recommandons de :

20. Merci pour votre
attention