Le bassin de Rio Del Rey (RDR) est l'un des bassins pétrolifères de la côte Ouest Africain et représente le prolongement Sud-Est du delta de Niger dans le golfe de Guinée. Plusieurs études géologiques ont été mené sur ce bassin. L'implémentation des nouvelles méthodes d'analyses diagraphiques contribue grandement à la connaissance des propriétés pétrophysiques des aquifères et des réservoirs pétroliers. L’analyse des données diagraphiques de quatre puits pétroliers P1, P2, P3 et P4 de l’offshore de la zone Sud-Ouest du bassin de Rio Del Rey dans le but de connaitre les caractéristiques des réservoirs des puits ont été mise en œuvre.
D’après SNH (2010), la partie extracôtière du bassin du RDR (qui est d'environ 7000 km2) représente l'une des régions pétrolifères du Cameroun. Ce bassin présente ainsi un intérêt scientifique et économique majeur. A cet effet, le bassin du RDR a fait l’objet de nombreuses études géologiques et géophysiques que ce soit en affleurement qu’en forages. Ces travaux ont permis la connaissance de ce bassin depuis le Crétacé au Quaternaire. Coughlin et al., (1993), a mis en évidence trois provinces structurelles dans le RDR et ont montré que les réservoirs productifs sont excellents et peu profonds, situés à moins de 2000 mètres. Mvondo (2010) a montré à partir d'une analyse des données sismiques et bien, une nette succession entre deux grands systèmes sédimentaires : les canaux turbiditiques du Miocène et le delta de progression Miocène-réel moyen.
Koum et al., (2013) ont mis en évidence le soulèvement relatif Plio-Pléistocène de la marge de surface côtière sud du RDR grâce à la mesure de l'incision fluviale. Cette surélévation est liée à l'activité pliocène du Cameroun ligne volcanique et les nombreuses réactivations des failles post-panafricaines. Njoh et Agbor (2016) ont construit des environnements dans le bassin en intégrant des données paléontologiques, granulométriques et pétrographiques. L'interprétation de ces données impliquait des environnements marins majeurs, néritiques moyens puis des transitions entre les environnements côtiers et intertidaux où il y avait des dépôts de sédiments du Crétacé. Sur le plan pétrophysique, Iboum Kissaaka et al., (2020) ont caractérisé les réservoirs (porosité) du bassin du RDR et les fluides qu’ils contiennent, à partir de l’analyse diagraphique d’un puits.
Table des matières
Introduction Générale
Chapitre I : CADRE GENERAL DE L’ETUDE
I.1. Présentation de la structure
I.1.1. Situation géographique de l’entreprise
I.1.2. Historique
I.1.3. Organisation de la délégation régionale des mines, de l’industrie et du développement technologique
I.1.4. Le Service des Mines, de la Géologie et du Cadastre minier
I.1.5. Le Service de l’Industrie, du Développement Technologique et de la propriété Industrielle
I.1.6. Le Service des Affaires Générales
I.1.7. Organigramme du DR-MINMIDT/EN
I.2. Présentation de la zone d’étude
I.2.1 Cadre géographique
I.2.2 Contexte géodynamique et lithostratigraphique
I.2.2.1 Evolution géodynamique
I.2.2.2 Structure du bassin
I.2.2.3 Cadre lithostratigraphique
I.2.3 Aspects pétroliers
I.2.3.1 Roches mère
I.2.3.2 Réservoirs
I.2.3.3 Couvertures
I.2.3.4 Pièges
I.2.3.5 Potentiel hydrocarboné
I.2.4 Contexte socio-économique et climatique
I.2.5 Contexte géomorphologie
I.3. Généralité sur les diagraphies et les paramètres pétrophysiques
I.3.1 Les diagraphies
I.3.1.1 But des diagraphies
I.3.1.2 Equipements d’enregistrement diagraphiques
I.3.1.1 Quelques types de diagraphie
I.3.1.2.1 Diagraphies de radioactivité gamma naturel
I.3.1.2.2 Diagraphie de résistivité
I.3.1.2.3 Diagraphies de densité ou gamma-gamma
I.3.1.2.4 Diagraphies de Neutron
I.3.2 Les paramètres pétrophysiques
I.3.2.1 Porosité
I.3.2.2 Perméabilité
I.3.2.3 La saturation
Chapitre II : MATERIELS, DONNEES ET METHODES
II.1. Matériels et outils
II.1.1 Matériels
II.1.2 Outils
II.2. Données
II.3. Méthodes
II.3.1. Collecte et mise en forme des données diagraphiques
II.3.2. Etapes d’analyse des données
II.3.2.1. Détermination de la lithologie
II.3.2.2. Délimitation des niveaux potentiellement réservoirs
II.3.2.3. Calcul du volume d’argile (Vsh)
II.3.2.4. Détermination des paramètres matriciels
II.3.2.5. Détermination de la présence d’hydrocarbures
II.3.2.6. Détermination de la nature des hydrocarbures présents dans les potentiels réservoirs
II.3.3. Caractéristiques Pétrophysiques
II.3.3.1. Porosités
II.3.3.1.1. La porosité densité
II.3.3.1.2. Porosité neutron
II.3.3.2. Saturation
II.3.3.3. Perméabilité
Chapitre III : RESULTATS ET INTERPRETATIONS
III.1 Résultats et interprétations
III.1.1 Caractéristiques lithologiques
III.1.1.1 Identification de la lithologie
III.1.1.2 Délimitation des niveaux réservoirs
III.1.1.3 Volume d’argile
III.1.1.4 Détermination des paramètres matriciels
III.1.1.5 Mise en évidence de la présence potentielle des hydrocarbures
III.1.1.6 Détermination de la nature des hydrocarbures
III.1.2 Caractéristiques Pétrophysiques
III.1.2.1 Porosité
III.1.2.2 Perméabilité
III.1.2.3 Saturation
III.2 Discussion
Conclusion Générale et Perspectives
BIBLIOGRAPHIE
Annexes
Objectifs et thèmes de recherche
Cette étude a pour objectif principal d'évaluer la qualité des réservoirs d'âge Miocène dans la partie sud-ouest du bassin de Rio Del Rey. À travers l'analyse des diagraphies de quatre puits (P1, P2, P3 et P4), la recherche vise à caractériser les propriétés pétrophysiques, à identifier la lithologie des formations traversées et à déterminer le potentiel en hydrocarbures de ces réservoirs.
- Caractérisation lithologique des formations par analyse diagraphique.
- Délimitation des niveaux potentiellement réservoirs.
- Évaluation quantitative des paramètres pétrophysiques (porosité, perméabilité, saturation).
- Détermination de la nature des fluides présents dans les réservoirs.
- Utilisation du logiciel spécialisé Techlog pour le traitement et l'interprétation des données.
Auszug aus dem Buch
I.3.1.1 But des diagraphies
Les principaux objectifs des mesures diagraphiques sont les suivants :
- Estimer le contenu (les saturations) en eau et en hydrocarbures des réservoirs traversés ;
- Informer sur l’état des installations de la complétion ;
- Permettre l’étude des fluides débités et les conditions de gisement (pression, température) ;
- Déterminer le pendage des couches.
- Déterminer des caractéristiques du puits de forage.
- La comparaison des différents puits entre eux.
- Repérer les couches productrices des couches isolantes (non-productrices).
Elles interviennent à plusieurs moments de la vie d’un champ :
o Lors de la phase d’exploration, le rapport d’implantation prévoit un certain nombre de diagraphies grâce auxquelles on espère recueillir un maximum d’informations sur les roches traversées.
o Pendant la phase de développement, les diagraphies différées assurent une amélioration du modèle de réservoir présumé, tant au point de vue de sa structure géologique que de son contenu en fluides.
o En phase de production certaines diagraphies apportent des informations relatives à l’évolution de la production et aux mouvements des fluides dans les puits et dans les réservoirs.
Résumé des chapitres
Chapitre I : CADRE GENERAL DE L’ETUDE : Ce chapitre présente la zone d'étude et le contexte géologique du bassin de Rio Del Rey, tout en introduisant les bases théoriques sur les méthodes diagraphiques et les propriétés pétrophysiques.
Chapitre II : MATERIELS, DONNEES ET METHODES : Cette section détaille les outils informatiques utilisés, les données de diagraphie recueillies et les méthodologies appliquées, notamment la méthode "Quick look", pour traiter et analyser les données des quatre puits.
Chapitre III : RESULTATS ET INTERPRETATIONS : Ce chapitre expose les résultats de l'analyse lithologique et pétrophysique, mettant en évidence les caractéristiques des réservoirs identifiés, leur porosité, leur perméabilité et la nature potentielle des fluides qu'ils contiennent.
Mots-clés
Bassin de Rio Del Rey, méthodes diagraphiques, paramètres pétrophysiques, réservoirs sableux, réservoirs sablo-argileux, lithologie, porosité, perméabilité, saturation, hydrocarbures, Techlog, diagraphie gamma ray, forage, offshore, Miocène.
Foire aux questions (FAQ)
Quel est le sujet principal de cette étude ?
L'étude se concentre sur la caractérisation des réservoirs pétroliers d'âge Miocène situés dans la partie Sud-Ouest du bassin de Rio Del Rey, en se basant sur l'interprétation des données de diagraphie de quatre puits spécifiques.
Quels sont les domaines thématiques abordés ?
Les thématiques couvrent la géologie du bassin, les techniques d'enregistrement diagraphique, l'analyse lithologique et l'évaluation quantitative des propriétés pétrophysiques essentielles pour l'exploitation pétrolière.
Quel est l'objectif de la recherche ?
L'objectif est d'évaluer la qualité des réservoirs identifiés en déterminant leur lithologie, leur porosité, leur perméabilité et leur saturation en fluides, afin de mieux comprendre leur potentiel en hydrocarbures.
Quelles méthodes scientifiques sont utilisées ?
La recherche utilise une approche méthodologique basée sur l'interprétation qualitative et quantitative des données diagraphiques, notamment la méthode "Quick look" intégrée au logiciel spécialisé Techlog.
Que traite le corps du document ?
Le document détaille le cadre géologique, les équipements de forage, les principes physiques des mesures diagraphiques et les résultats d'analyse obtenus sur les puits P1, P2, P3 et P4.
Quels sont les mots-clés caractérisant ce travail ?
Les termes principaux incluent Bassin de Rio Del Rey, méthodes diagraphiques, paramètres pétrophysiques, porosité, perméabilité et réservoirs sableux.
Combien de niveaux réservoirs ont été identifiés dans les puits étudiés ?
L'analyse a permis de mettre en évidence cinq potentiels niveaux réservoirs pour le puits P1, deux pour le puits P2, quatre pour le puits P3 et six pour le puits P4.
Quelle est la conclusion sur la qualité des réservoirs analysés ?
La majorité des réservoirs identifiés présentent des qualités pétrophysiques appréciables, avec des porosités souvent excellentes (supérieures à 30%) et une perméabilité relative permettant une bonne circulation des fluides.
Quelle influence la profondeur exerce-t-elle sur les paramètres pétrophysiques ?
L'étude observe généralement une décroissance de la porosité en fonction de la profondeur dans les puits P1 et P3, un phénomène attribué à la compaction des sédiments.
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- Anonym (Autor:in), 2020, Caractérisation des réservoirs pétroliers dans la partie Sud Ouest du bassin de Rio Del Rey, Cameroun. Apport de l'analyse diagraphiques des forages P1, P2, P3 et P4, München, GRIN Verlag, https://www.grin.com/document/1438889
