Recherche et Exploration Pétrolière (Un livre en cours de finition)

Un cours conforme au programme
Des travaux pratiques commentés
Des exercices pour s’entraîner
LOGBO ROMEO DENIS
Ingénieur de conception en mines option
géologie de pétrole,
Spécialiste de recherche et exploration
de pétrole et gazLicence 2
Géologie des mines et pétrole
1ère
EDITION

1
Licence 2
Géologie des mines et pétrole
Réalisé par
LOGBO ROMEO DENIS
Ingénieur de conception en mines option géologie de pétrole,
Spécialiste de recherche et exploration de pétrole et gaz

2 Réalisé par LOGBO ROMEO D.
GUIDE D’UTILISATION 0
INTRODUCTION GENERALE 2
I. L’EXPLORATION - PRODUCTION : UNE
INDUSTRIE MONDIALE 2
II. SCIENCES INTERVENANT DANS
L’EXPLORATION PRODUCTION 2
III. MISE EN ŒUVRE D’UNE CAMPAGNE
D’EXPLORATION 4
NOTION DE GEOLOGIE DE
PETROLE 5
I.1- LES MILIEUX D’OCCURRENCE DU
PETROLE : LES BASSINS SEDIMENTAIRES 5
I.2 - ORIGINE ET FORMATION DES
GISEMENTS D’HYDROCARBURES 6
CAMPAGNE GEOLOGIQUE ET
GEOPHYSIQUE 16
II.1. METHODE D’ETUDES GEOLOGIQUE 16
II. 2. METHODE D’ETUDE GEOPHYSIQUE 19
II.3. LA SISMIQUE PETROLIERE 22
II.4. METHODES D’ETUDE GEOCHIMIQUE 33
FORAGE PETROLIER 38
III.1. ELABORATION D’UN PUITS
PETROLIER 40
III. 2. ARCHITECTURE D’UN PUITS
PETROLIER 41
III.3. LES FLUIDES DE FORAGE 42
III.4. METHODES ET OUTILS DE FORAGE 44
DIAGRAPHIES PETROLIERES 48
IV.1. PARAMETRES ENREGISTRES ET
EQUIPEMENTS 49
IV.2. ETUDE THEORIQUE DE QUELQUES
DIAGRAPHIES ET APPLICATIONS 51
EXPLOITATION DES GISEMENTS
D’HYDROCARBURES 88
V.1. GENERALITES SUR LES PETROLES
BRUTS ET LES GAZ NATURELS 89
V.2. PROPRIETES PHYSIQUES DES
PETROLES BRUTS ET GAZ NATURELS ET
DES ROCHES RESERVOIRS 90
V.3. LES DIFFERENTS TYPES DE
GISEMENTS DE PETROLES BRUTS ET DE
GAZ NATURELS 95
V.4. ESTIMATION DES RESERVES
(QUANTITES EN PLACE) 95
V.5. LES MECANISMES DE PRODUCTION 97
EQUIPEMENTS DES CHAMPS
PETROLIERS 104
VI. 1. LES EQUIPEMENTS DE FOND
104
VI. 2. LES EQUIPEMENTS DE
SURFACE 105
ANNEXE 108
ORGANIGRAMME D’ETUDE D’UN
GISEMENT 108
METHODOLOGIE DE DEVELOPPEMENT DES
GISEMENTS D’HUILE 109
METHODOLOGIE DE DEVELOPPEMENT DES
GISEMENTS DE GAZ 109
LES ABAQUES DE LECTURE 110

1
EXEMPLE DE PRESENTATION D'UNE
DIAGRAPHIE 116
CORRIGE DES EXERCICES 118
Chapitre 1 : Notions de Géologie du Pétrole 119
Chapitre 2 : Campagne Géologique et Géophysique
123
CHAPITRE 3 : Forage pétrolier 131
Chapitre 4 : Diagraphies Pétrolières 135

GUIDE D’UTILISATION
Guide d’utilisation
Mon Cours
 La page d’entrée de chapitre présente l’ob-
jectif et quelque fois l’introduction du cours.
 Le cours aborde toutes les notions du pro-
gramme de façon structurée afin d’en facili-
ter la lecture. Il est illustré par de très nom-
breux schémas et tableaux.
Mes Exercices
A la fin de chaque chapitre, des exercices
type, parfois issus de sujets d’examens, des TD,
sont proposés avec leurs corrigés détaillés. Ils
permettent à l'étudiant de tester ses connais-
sances et de s'entraîner efficacement.
Je m’appelle ATTENTION, car
j’apporte une précision sur un
point ou un élément précis du
cours et quelques fois je fais de
petits résumés.

1
Corrigé des exercices
En toute fin d’ouvrage, des corrigés détaillés
sont présentés. Ils permettent à l'étudiant vérifier
le résultat de son travail et d’adopter de nouvelles
méthodes.
Annexe
En toute fin d’ouvrage, l’annexe contient des
organigrammes, des tableaux qui illustrent certains
paragraphes du cours.

INTRODUCTION GENERALE
I. L’EXPLORATION - PRODUCTION : UNE INDUSTRIE
MONDIALE
Les hydrocarbures pétrole brut et gaz naturel) représentent la ressource
énergétique mondiale par excellence et constituent la principale source
de revenus pour de nombreux pays de même que leurs cours ont des
impacts significatifs sur l’économie mondiale.
Leur production nécessite comme toute ressource naturelle, au préa-
lable, une phase de recherche.
L’industrie pétrolière est aujourd’hui une grosse industrie mondiale où
interviennent de nombreuses compagnies, Etats, institutions et organi-
sations.
Cette industrie comprend:
 Le secteur amont qui englobe les activités d’exploration et de
production ;
 Le secteur aval qui part du raffinage jusqu’au consommateur
final en passant par le transport, le stockage et la distribution.
PRODUCTION RAFFINAGE
EXPLOTATION TRANSPORT
CONSOMMATEUR
FINAL
STOCKAGE
DISTRIBUTION
LA CHAINE DE L’INDUSTRIE DU PETROLE
II. SCIENCES INTERVENANT DANS L’EXPLORATION PRODUCTION
 L’exploration pétrolière est l’ensemble des études menées en vue de la recherche, la localisa-
tion et l’évaluation des accumulations d’hydrocarbures.
Elle se fonde principalement sur les sciences de la terre que sont la géologie et la géophysique dont
les disciplines se complètent mutuellement depuis la découverte du 1er
indice jusqu’à l’estimation des
réserves.
 Permettre aux étudiants
de cerner l’exploration-
production des hydrocar-
bures dans son contexte
mondial et de comprendre
la place de l’exploration-
production dans la chaine
de l’industrie pétrolière ;
 Donner aux étudiants un
aperçu sur les sciences qui
interviennent en explora-
tion-production ;
 Permettre aux étudiants
de comprendre d’une fa-
çon générale le déroule-
ment d’une campagne
d’exploration.
Objectifs

3
Les disciplines de la géologie qui interviennent en exploration pétrolière sont :
- La sédimentologie : étude des milieux de dépôt sédiments et conditions ayant gouverné la mise
en place des sédiments),
- La pétrographie : étude des roches lithologie),
- La stratigraphie : étude de la succession des couches sédimentaires qui, lorsqu’elle s’effectue à
partir du contenue biologique est appelée biostratigraphie qui comprend la palynologie étude du
contenu d’origine végétale) et la micropaléontologie l’étude du contenu animal),
- La géochimie : étude des caractères chimiques des roches,
- Les diagraphies : étude des caractères physiques des formations du sous-sol traversées par un
forage, associée à la pétrophysique : étude des caractères physiques des roches
La géophysique méthodes géophysiques) est largement utilisée en prospection pétrolière et com-
prend :
- La gravimétrie : c’est la mesure des variations de la pesanteur en fonction des densités des roches
près de la surface ; elle donne des indications sur la nature et la profondeur des couches sédi-
mentaires,
- La magnétométrie : c’est la mesure des variations du champ magnétique terrestre, le plus souvent
depuis un avion ; elle donne une idée sur la répartition en profondeur et l’épaisseur des terrains
sédimentaires,
- La sismique : c’est l’étude de la propagation des ondes élastiques dans les formations du sous-
sol et qui permet d’obtenir des informations structurales, lithologiques, etc…) sur ces forma-
tions.
Les techniques et méthodes de géologie et de géophysique vont permettre de localiser les gisements
potentiels ; la reconnaissance de la présence effective d’hydrocarbures nécessite la réalisation d’un
forage pétrolier forage d’exploration). Les caractères pétrophysiques des formations réservoirs, la
nature des fluides de formation sont obtenues à partir des études de carottes, de déblais échantillons)
et des diagraphies réalisés pendant ou après le forage.
Par la suite, les études de gisement interviennent à un stade relativement avancé de l’exploration
délinéation et appréciation) avec l’ensemble des données obtenues sur les formations réservoirs et les
fluides contenus.
 La production pétrolière est l’ensemble des techniques qui permettent de produire c'est-
à-dire d’exploiter un champ pétrolier.
La mise en production d’un champ nécessite la mise en place de tous les dispositifs et équipements
devant permettre l’extraction, le traitement prétraitement), le stockage et l’expédition des effluents
pétroles bruts ou gaz naturel).

III. MISE EN ŒUVRE D’UNE CAMPAGNE D’EXPLORATION
Ce qu’il faut d’abord avoir en mémoire
La séquence typique des études menées lors d’une exploration dépend
du degré de connaissance du bassin sédimentaire ou de la zone à ex-
plorer.
Tout d’abord, les études géologiques sont menées : géologie générale
de la région, magnétométrie, gravimétrie, etc… afin de comprendre la
cadre géologique et de pouvoir émettre des hypothèses sur le système
pétrolier de la zone c'est-à-dire si l’association des facteurs géolo-
giques majeurs tels que la présence de roches mères et leur maturation,
la migration des hydrocarbures, la présence de roches réservoirs et de
pièges qui pourrait avoir été favorable à des accumulations de pétrole.
Ensuite des études sismiques (campagnes sismiques 2D et 3D) sont
réalisées et les zones d’intérêt sont définies. A ce stade, on parle seu-
lement de prospect c’est à dire des gisements potentiels non encore
prouvés.
Ensuite, les gisements potentiels vont être confirmés par un forage. Le
forage est en effet le seul moyen de confirmer la présence d’hydrocar-
bures.
Si c’est le cas, on procède ensuite à la délimitation du gisement (déli-
néation), à l’évaluation des réserves (appréciation), à l’étude des con-
ditions de production et du caractère commercial des hydrocarbures
trouvés. Nous avons alors un gisement d’hydrocarbures qui va être dé-
veloppé et produit.
Une campagne d’exploration peut aller de 3 jusqu’à 9 – 10 ans selon
les contrats.
EXPLORATION PODUCTION
Etudes géologiques
délinéation appréciation DéveloppementEtudes sismiques
Forages, etc
Mots-clés
 Etudes géologiques
 Etudes géophysiques
 Sismique
 Forage
 Délinéation
 Appréciation
 Développement

5
NOTION DE GEOLOGIE DE PETROLE
I.1- LES MILIEUX D’OCCURRENCE DU PETROLE : LES
BASSINS SEDIMENTAIRES
A- Définition d’un bassin sédimentaire
N bassin sédimentaire est une dépression ovale ou circulaire, à fond
plat ou concave et à flancs en pente douce, de dimension très variable plu-
sieurs dizaines de km²) qui a été ou qui est le lieu d’une sédimentation, se
trouvant sur un continent ou à sa bordure. Les bassins sédimentaires sont
les milieux d’occurrence du pétrole c'est-à-dire les milieux de génération
et d’accumulation de pétrole.
Les produits de démantèlement des continents par les agents d’érosion
sont évacués par les agents de transport eau, glaciers, vents) et déposés
dans les bassins sédimentaires suivants divers modèles de dépôts gouver-
nés par des conditions particulières environnements de dépôts).
En général, un environnement de dépôt ou aussi milieu de sédimentation
est une unité géomorphologique de taille et de forme déterminée où règne
un ensemble de facteurs physiques, chimiques et biologiques suffisamment constants pour former
un dépôt caractéristique. Exemples: milieu lacustre, milieu deltaïque.
Cette définition ne tient pas compte de la taille d'un milieu ; on parle souvent de milieu continental,
mais celui-ci comprend les milieux torrentiels, fluviatiles, lacustres... A l'opposé, différents milieux
peuvent être regroupés en unités spatialement plus grandes. Un bassin sédimentaire regroupe les
différents milieux d'une même entité géographique dont les sédiments ont des caractères communs
origine, âge...).
Les milieux de dépôts sont des milieux :
 Continentaux : éventails alluviaux, rivières et fleuves, glaciers, déserts, lacs,
 Mixtes à influences continentales et marines : deltas, estuaires, littoraux, plates-formes con-
tinentales,
 et Marins : zone littorale, plateau continental, talus, glacis et fonds abyssaux.
Les bassins sédimentaires, selon leur localisation sont de 3 types :
 Les bassins continentaux qui se mettent en place à l’intérieur des continents,
U
Permettre aux étudiants
de bien fixer les notions
fondamentales de géo-
logie du pétrole et de
pouvoir expliquer claire-
ment comment se
forme un gisement d’hy-
drocarbure : les roches
sédimentaires et la for-
mation des bassins sédi-
mentaires, l’origine et la
formation des hydrocar-
bures, la mise en place
des gisements d’hydro-
carbures (migration,
piégeage, accumula-
tion), les pièges d’hydro-
carbures, les roches
couvertures, les roches
réservoirs.
Objectifs

 Les bassins de marges continentales qui se mettent en place sur les bordures des continents
que sont les marges continentales,
 Et les bassins océaniques qui se mettent en place dans les fonds marins.
B- Formation d’un bassin sédimentaire
La formation d’un bassin sédimentaire est le résultat d’une série de dépôts massifs de sédiments,
particules érodées des roches du continent et transportées par les cours d’eau en général, causant
une subsidence à très grande échelle dans un milieu marin. Les forces géologiques externes tecto-
niques) vont causer des soulèvements, des érosions en conjonction avec les mouvements eusta-
tiques), des déformations plissantes plis) ou cassantes failles) durant de longues périodes géolo-
giques. Tous ces évènements se produisent dans un ordre quelconque et de façon aléatoirement
répétée sur de longues périodes de temps produisant des formes et des faciès complexes et variés à
l’intérieur des bassins. Les couches qui se sont déposées aux mêmes périodes de temps sont plus ou
moins régulières et peuvent être corrélées.
Bien que les bassins sédimentaires soient les milieux d’occurrence du pétrole, un bassin sédimen-
taire peut être non pétrolifère. En effet, la présence d’un gisement d’hydrocarbure dans un bassin
nécessite l’occurrence de différents évènements géologiques dont la succession timing) doit avoir
été favorable : existence de roches mères, migration des hydrocarbures formés, présence de
roches réservoirs et de roche couvertures et présence de piège.
La combinaison des facteurs géologiques majeurs ayant permis d’obtenir des accumulations d’HC
forment un « système pétrolier».
I.2 - ORIGINE ET FORMATION DES GISEMENTS D’HYDROCARBURES
A- La génération des hydrocarbures
Le pétrole résulte de la décomposition de la matière organique m.o) issue des débris végétaux et
animaux contenue dans les sédiments déposés et accumulés par couches successives depuis les
temps géologiques. Ces sédiments se sont compactées expulsion de l’eau) et enfoncées subsidence)
donnant lieu sous l’effet de fortes températures à des transformations chimiques qui vont aboutir
aux hydrocarbures liquides et gazeux.
La matière organique est donc la matière première des hydrocarbures et elle est constituée de débris
de microorganismes d’origine végétale phytoplancton) et d’origine animale zooplancton).

7
Toutefois, pour que la matière organique soit préservée et transformée en hydrocarbures, elle doit
se déposer dans les environnements où des conditions minimales doivent régner. Ces conditions
sont :
 Milieu pauvre en oxygène milieu anaérobie) : milieu ferme et réducteur, donc protège
de l’action des bactéries aérobies ;
 Milieu calme : très peu remanié de sorte à préserver la matière organique et les sédi-
ments qui se déposent.
En général, il s’agit des milieux aquatiques fonds des mers, lacs, etc …)
Une partie de la matière organique lorsqu’elle se dépose est détruite par l’action des bactéries aéro-
bies existantes dans le milieu. La partie de la matière organique qui subsiste subi l’action de bacté-
ries anaérobies et est transformée en kérogène qui sous l’action de la température, et ceci durant
des temps très longs va donner des hydrocarbures.
Ces transformations se déroulent suivant 3 phases dicame): Diagenèse, Catagenèse et Métagenèse.
1. la diagenèse : c’est la 1ère
phase de l’évolution de la m.o à la fin de laquelle le kérogène
est généré. La m.o subi une dégradation biochimique action des bactéries anaérobies), et des réac-
tions d’hydrolyse et de condensation se produisent. Il y a formation de méthane CH4 et réduction de
l’oxygène. Le gaz formé à cette phase est dit immature méthane uniquement).
2. La catagenèse : à cette phase des réactions, principalement des réactions de craquages
thermiques ont lieu ; des HC liquides sont générés en grande partie, du gaz humide ou condensât est
également formé. Cette phase est dite mature ; c’est la fenêtre de génération de l’huile températures
entre 65 ºC et 150 ºC).
3. La métagenèse : La température augmentant avec la profondeur, des réactions hydro-
thermales se poursuivent craquage, polymérisation, condensation, …). Du gaz sec méthane) est
formé de façon abondante. C’est la phase surmature de la transformation températures au-dessus
de 150 ºC).
A des températures très élevées, le kérogène produit un résidu carboné et ne peut plus donner des
HC.

Les hydrocarbures sont générés dans des
roches sédimentaires appelées roches
mères ou roches sources. Ce sont en géné-
ral des argiles kaolinite, litite, mont-
moriollite, glauconite), des marnes argile
et calcaires) ou des calcaires dolomites,
sidérite).
B- La migration des hydrocarbures
La migration des hydrocarbures est l’ensemble des mouvements de déplacement auxquels sont sou-
mis les hydrocarbures une fois générés.
Cette migration est de 2 types : la migration primaire et la migration secondaire.
 la migration primaire correspond au transfert des HC de la roche mère à la roche réservoir.
En effet, la génération des hydrocarbures à l’intérieur de la roche mère entraîne une augmentation
du volume de fluides présents à l’intérieur de celle-ci, ce qui en plus du poids des sédiments sus-
jacents entraîne une augmentation de la pression. Cette surpression donne naissance à des microfis-
surations à l’intérieur de la roche mère par lesquels les HC sont expulsés vers des zones de faible
pression que sont les roches réservoirs. Après l’expulsion des HC, les pressions se relâchent et les
microfissures se referment rendant ainsi la roche mère de nouveau imperméable.
 la migration secondaire représente le déplacement des hydrocarbures à l’intérieur de la
roche réservoir. En effet, une fois à l’intérieur de la roche réservoir, les HC auront tendance, au
profit de la structuration tectonique à se déplacer à l’intérieur de la roche réservoir vers les zones
hautes sous l’effet de leur densité respective et par rapport à l’eau.
A la fin de la migration, les HC sont piégés et les phases HC liquides, HC gazeux et eau coexistent
séparément dans le réservoir.
Figure 1: Evolution de la matière
organique

9
C- Le piégeage des hydrocarbures
Le piégeage des hydrocarbures est une étape importante dans la constitution d’une accumulation
d’hydrocarbures. L’existence de réservoirs imprégnés d’hydrocarbures indique nécessairement la
présence d’un piège. Un piège pétrolier est une structure du sous-sol capable d’arrêter les hydrocar-
bures dans leur déplacement, limitée en amont ou latéralement par une barrière étanche constituée
de roches imperméables argile, sel, anhydrite).
On distingue plusieurs types de pièges avec de nombreuses variantes ; on les classe en pièges struc-
turaux, pièges stratigraphiques et pièges mixtes.
C.1- les pièges structuraux
Les pièges structuraux naissent de la déformation des couches du sous-sol. Ces déformations sont
postérieures aux dépôts. On a :
 Les anticlinaux : structures bombées du fait de pressions latérales exercées par les couches
avoisinantes, ils sont de loin les plus nombreux.
 Les failles : les pièges par failles naissent de jeux de failles au sein d’une série sédimentaire
fracturant les couches réservoirs et les mettant au regard de terrains imperméables.
Figure 2: Migration des hydrocarbures
Figure 3: Anticlinal et Faille

C.2- les pièges stratigraphiques
Ils se forment à partir des variations de faciès c'est-à-dire des variations dans la constitution miné-
ralogique des couches sédimentaires. La roche devient latéralement imperméable emprisonnant les
hydrocarbures sous forme de lentilles, de biseaux, de récifs, etc…
On peut avoir par exemple des lentilles de grès dans un ensemble argilo-gréseux, des biseaux de
dépôts ou d’érosion, des récifs carbonatés.
C.3- les pièges mixtes
C’est la combinaison de pièges stratigraphiques et structuraux.
On a principalement les pièges associés aux discontinuités anticlinaux érodés, etc…), les pièges
associés aux dômes de sel.
 Les dômes de sels ou diapirs sont présents dans de nombreux bassins et sont très variés
quant à leur forme et leur histoire de formation. Ce sont des couches plastiques constituées de sels
ou d’anhydrites qui du fait de compressions exercées par les couches sédimentaires environnantes
se plissent donnant lieu à des montées des sels par endroits et créant par ce fait différents types de
pièges notamment des anticlinaux, les pièges par failles, etc….
 Les discordances sont le fait d’évènements géologiques majeures transgressions, régres-
sions, …)
Figure 4: Piège stratigraphique
Figure 5: Dome de sel

11
ayant affecté toute ou une partie d’une période géologique à l’échelle d’une région et marquée par
une absence partielle ou totale de dépôts.
Sur une succession stratigraphique, on observe une absence ou une troncature de certains dépôts
marqués par des surfaces d’érosion.
Les pièges par discordance comprennent : les discordances angulaires angular unconformity trap),
les discontinuités discontinuity trap) et les inconformités unconformity trap).
 Les discordances angulaires se mettent en place à la suite d’une inclinaison de la couche
réservoir avant la survenue d’une érosion et le dépôt subséquent de formations imper-
méables. Le remplissage de la couche réservoir intervient par la suite.
 Les discontinuités sont de larges surfaces d’érosion affectant des dépôts de formations
réservoir plus ou moins horizontaux sur lesquels se déposent ensuite des formations imper-
méables permettant une éventuelle accumulation des hydrocarbures à l’intérieur des réser-
voirs.
 Les inconformités sont des pièges nés de dépôts de formations réservoirs sur des roches
métamorphiques ou ignées plus ou moins érodées. Si la roche métamorphique ou ignée en
dessous est altérée et fracturée, les formations au-dessus peuvent agir comme réservoirs.
D- Les roches couvertures
Une couche couverture est une roche imperméable se trouvant au-dessus ou formant une fermeture
qui empêche les hydrocarbures contenus dans la roche réservoir de migrer plus loin. Les roches
couvertures sont en général des roches argileuses mais peuvent aussi être des roches évaporitiques
sels, anhydrites, etc…)
Figure 6: Discordance angulaire Figure 7: Discontinuité

E- Les réservoirs d’hydrocarbures
Un réservoir est une formation du sous-sol, poreuse et perméable renfermant une accumulation na-
turelle d’hydrocarbures huile ou gaz ; huile et gaz) limitée au-dessus par une barrière de roches
imperméable et souvent par une barrière aquifère en dessous.
Le réservoir présente donc les caractères suivants :
 Porosité et perméabilité,
 Accumulation naturelle d’hydrocarbures avec un régime de pression naturel,
 Couverture ou fermeture : barrière rocheuse évaporites, argiles, etc…) ou aquifère.
L’association de plusieurs réservoirs individuels et superposés, en général proches les uns des autres
constitue un gisement. Le terme champ pétrolier fait en général référence à un gisement déjà connu
ou en cours d’exploitation.
Les roches réservoirs sont principalement constituées de grès et/ou de carbonates en majeure partie
et sont le plus souvent stratifiées en lits successifs.
Les 2 principales catégories de roches réservoirs : les réservoirs gréseux et les réservoirs carbona-
tés.
E.1- Les réservoirs gréseux
Ils sont formés de grains de silice SIO2 et ont une origine principalement détritique. Lorsque les
grains sont libres, il s’agit de sables, quand ils sont liés par un ciment, on a des grès.
Selon la nature du ciment, on peut avoir des grès argileux ciment argileux), des grès carbonatés
ciment carbonatés), etc…
C .2- Les réservoirs carbonatés
Les réservoirs carbonatés sont constitués de calcaires CO3Ca) et/ou de dolomie CO3Ca, CO3Mg).
Selon la nature du ciment, on peut avoir des carbonates argileux, etc…
Les carbonates sont d’origine :
 Détritique : formés principalement de débris grains de calcaire, coquilles, …),
 Chimique : formés par précipitation de bicarbonates des boues marines,
 Ou de type récif.
NB : les marnes constituées d’argiles à des proportions de 35 à 65% ne sont pas des roches réservoirs
à cause de la proportion d’argiles liant les grains et diminuant fortement la perméabilité.

13
CONCLUSION
La prospection pétrolière est fondée sur la Géologie. La formation
du pétrole, sa migration, son accumulation, sa préservation ou sa
destruction sont liés à des facteurs géologiques largement connus
et susceptibles de prévisions et de reconstitution.
C’est l’occurrence de chacun de ces évènements géologiques liés
à ces facteurs que les explorateurs géologues, géophysiciens, in-
génieurs, etc…) tentent d’évaluer au moyen des techniques et
sciences de la prospection pétrolière.
Mots-clés
 Matière Organique
 roches mères,
 migration : primaire et
secondaire
 roches réservoirs
 roche couvertures
 piège
 système pétrolier
 Diagenèse
 Catagenèse
 Métagenèse.

 EXERCICE I
1. Qu’est-ce que l’exploration pétrolière ?
2. Expliquer de façon claire et succincte les apports de la géologie et de
la géophysique dans exploration pétrolière ?
3. Quelles sont les principales études menées au cours d’une campagne
d’exploration pétrolière ?
4. Qu’est-ce qu’un prospect ?
5. Faites un schéma montrant les différentes phases de l’exploration pétrolière jusqu’à la
production ?
6. Donner la définition des termes suivants : appréciation, développement, délinéation.
 EXERCICE II
1. Donner la définition du pétrole
2. Expliquer le mécanisme de sa formation
3. Définissez les notions suivantes
 Catagenèse
 Métagenèse
 Diagénèse
4. Qu’est-ce qu’un piège à pétrole et citer les différents types de pièges
 EXERCICE III
EXERCICES

15
1. Faire correspondre les lettres et les mots :
Piège possible ; diapir ; dôme de sel ; lentille sableuse ; récif ; discor-
dance ; faille ; anticlinal ; gaz ; huile ; anticlinal ; dismigration.
2. Expliquer les phénomènes de migration primaire et de migration secondaire
 EXERCICE IV
Qu’appelle-t-on piège structural ?
Faites un schéma de piège structural par faille, et précisez l’endroit susceptible de contenir beau-
coup plus d’indice de de surface.
EXERCICES

CAMPAGNE GEOLOGIQUE ET GEOPHYSIQUE
II.1. METHODE D’ETUDES GEOLOGIQUE
Les objectifs de la prospection pétrolière peuvent être analysés d'une
façon schématique selon les trois plans suivants : la reconnaissance
générale d'un bassin sédimentaire qui permet de choisir une zone
d'intérêt ou de demander un permis de recherche ; l'exploration pro-
prement dite de ce permis qui aboutit à la définition d'implantations
de forages d'exploration ; le contrôle géologique de ces sondages qui
a pour but de mettre en évidence les réservoirs et les fluides qu'ils con-
tiennent tout en apportant de nouvelles informations contribuant à
l'implantation de nouveaux sondages. À ces objectifs d'exploration il
convient d'ajouter l'appréciation d'une découverte ou la reconnais-
sance d'un gisement, opération formant le trait d'union entre les
services de l'exploration et ceux de la production.
La conduite de l'exploration pétrolière telle qu'elle se pratique aujourd'hui nécessite des struc-
tures et une organisation solides, ainsi qu'une documentation technique aussi complète que
possible, notamment en ce qui concerne les études antérieures.
II.1.1. Reconnaissance générale
La première démarche d'une prospection pétrolière est de choisir une zone d'intérêt ou de
déposer une demande de permis de recherche. La principale motivation de ce choix, à côté de con-
sidérations fiscales, économiques, politiques, est de reconnaître les zones sédimentaires présentant
les caractéristiques les plus favorables à la présence de gisements de pétrole et de gaz. On a
aujourd'hui de bonnes raisons de penser que tout bassin sédimentaire présentant un volume suf-
fisant et, en particulier, une épaisseur de sédiments au moins égale à deux kilomètres, et n'ayant
pas subi de déformations tectoniques trop intenses, peut offrir de l'intérêt. Les chances de décou-
vrir des hydrocarbures augmentent si les terrains sont modérément plissés et présentent des faciès
assez diversifiés, avec par exemple des associations d'argiles, de sables, de calcaires, de dolomies.
Les démarches habituelles pour effectuer cette reconnaissance, c'est-à-dire pour évaluer les
chances de découvrir des accumulations d'hydrocarbures, consistent principalement en travaux de
surface, géologiques et géophysiques, relativement légers, rapides et peu onéreux, sans négliger
une documentation aussi complète que possible.
Permettre aux étu-
diants de com-
prendre d’une façon
approfondie le dé-
roulement d’une
campagne d’explora-
tion en application
des sciences et tech-
niques.
Permettre aux étu-
diants de connaitre
l’objet et la place de
la sismique dans l’ex-
ploration pétrolière
Objectifs

17
II.1.2. Études géologiques
Les études géologiques ont pour but de reconnaître sur le terrain, quand des affleurements existent,
l'architecture des couches et les différents faciès lithologiques que l'on peut penser rencontrer en
profondeur. Pour cela, le géologue est amené à étudier non seulement la zone susceptible de faire
l'objet d'une demande de permis, mais aussi les bordures parfois lointaines du bassin où af-
fleurent souvent les terrains qui disparaissent en profondeur dans les parties centrales a priori plus
intéressantes. Le géologue accorde une attention particulière aux indices de pétrole et de bitume
qui peuvent apporter d'utiles informations sur la probabilité d'accumulation en profondeur. Ces
observations s'accompagnent d'analyses géochimiques organiques des couches ayant pu jouer
le rôle de roche mère. Si la zone étudiée est masquée sous des terrains de recouvrement récents,
on peut exécuter de petits sondages de reconnaissance appelés core drills et des sondages strati-
graphiques plus profond.
Les études de reconnaissance ont de plus en plus recours à des méthodes de télédétection en
domaine terrestre et aux méthodes sismiques en mer. Les premières utilisent très largement
les images spatiales images S.P.O.T.) en particulier qui permettent notamment de définir les
grands traits de l'architecture du bassin, de dessiner des cartes structurales et de faciès, de construire
des coupes géologiques, etc.
II.1.3. Levés géologique et tectogéologique
Les études géologiques des aires pétrolifères débutent généralement par un levé de reconnaissance
par cheminement). Ensuite, on passe au levé géologique de l’aire étudiée. Pour les régions les plus
perspectives, ou l’on s’attend à une découverte de champs de pétrole et de gaz, on trace des
cartes géologiques et structurales.
Les études géologiques par cheminement sont effectuées pour de nouveaux territoires dont l’étude
ne fait que commencer. Les itinéraires sont habituellement choisis suivant les directions les
plus accessibles mais traversant toutes fois les lieux à affleurement marqués des roches en place.
Généralement le levé géologique par cheminement est établi suivant le cours de grand fleuve
et de leurs affluents. D’après les données fournies par le levé par cheminement on trace
une carte géologique schématique sur laquelle on porte toutes les manifestations pétrolifères
et gazéifère dégagées au cours du levé par cheminement.

II.1.4. Les échelles appropriées.
 LEVE GEOLOGIQUE
Le levé géologique de l’aire étudiée est exécuté dans le premier stade d’études géologique à
l’échelle de 1/500000 ou de 1/200000. Ensuite, on procède à un levé plus détaillé aux échelles
de 1/100000, de 1/50000 et de 1/25000. Pour les régions plissées d’architecture compliquée le levé
géologique détaillé peut être exécuté à l’échelle de 1/10000.
Au cours d’un levé géologique direct on étudie tous les effleurements des roches en place ; on
décrit les déchaussements ; on mesure les angles de pente et les sens de la direction des
couches, des séries, des assises, on collecte les échantillons de roche pour des analyse pétrogra-
phique et paléontologique ; on note les manifestations de pétrole et de gaz ainsi que la bitumnosité
des roches et on prélève des échantillons de pétrole, de gaz et de bitume pour des essais au labo-
ratoire. La densité des observations sur le terrain est fonction de l’échelle du levé géologique. Plus
l’échelle du levé est élevé est élevée plus le nombre d’observations d’un km2
doit être grand.
Si les affleurements sont insuffisants, on décape en certains points les roches en place en recou-
rant à des tailles peu profondes, déblaiements, fosses, puits de petite section, fouilles, forages
courts. Sur la base du levé géologique on trace la carte géologique. Cette carte est la représenta-
tion graphique de la répartition a la surface du jour de dépôts de différents âges séries, horizons,
étages, etc. ) Une telle carte est établie sur une base topographique. Avec la carte géologique
on établit la coupe affleurant sur l’aire du levé ; on construit les coupes géologiques en profil,
les cartes de litho-faciès, les cartes de minéraux utiles, des sédiments quaternaires, etc. D’après
la carte géologique, on est en mesure d’apprécier l’architecture géologique de l’aire cartogra-
phiée.
 LEVE TECTO-GELOGIQUE
Pour la détermination plus précise du plan structural de l’allure des roches et du tracé détaillé des
anticlinaux, de dômes et d’autres formes en relief on utilise le levé tectogéologique. Dans le levé
tectogéologique on détermine en plusieurs endroits de l’aire cartographiée au moyen d’instruments
géodésiques théodolite, planchette, niveau etc.) Les cotes de l’allure des couches bien suivies de
repère). D’après les couches repères, on construit les cartes structurales. Avec le levé tectogéolo-
gique un rôle particulièrement important acquiert le choix de l’horizon repère. Il doit se dégager
nettement dans la coupe dans la coupe et être suivi tout au long de l’aire du levé. Outre la carte

19
structurale on trace la carte géologique ainsi que tout autre dessin graphique exigé par le levé géo-
logique. Le levé tectogeologique est habituellement exécuté à l’échelle de 1/50000, de 1/25000 et
1/10000 et présente tous les traits d’un levé détaillé.
Dans les régions géosynclinales on est en mesure de procéder à des forages de reconnaissance
profonds sur la base du levé tectogeologique.
II.1.5. Forage structural
L’utilisation de forage courts à des fins d’établissement de cartes a permis d’élever la précision
du levé tectogéologique, toutefois, elle ne garantissait pas la fiabilités du forage de reconnais-
sance profond surtout dans les régions de plateformes affleurement insuffisant dans roches en
place et à faible pente de même que dans les régions à architecture complexe de géosynclinaux
très disloqués. C’est pourquoi on a décidé de forer des puits plus profonds pour le tracé des cartes
d’aires sur la base d’un ou de deux horizons pouvant être suivis sur toute l’aire étudiée
. Les puits forés pour l’établissement de cartes structurales en s’appuyant sur des horizons
repères situés à de grandes profondeurs ont reçu le nom de sondage ou de puits structuraux.
En fonction de l’architecture géologique de l’aire cartographiée et de la profondeur de l’horizon
repère on détermine la profondeur du puits structurale, leur nombre et l’emplacement sur l’aire.la
profondeur des puits structuraux est habituellement de 100 à 800 m, quelquefois d’avantage.
Les puits sont en règle générale implantés en séries à la direction de la structure.
II. 2. METHODE D’ETUDE GEOPHYSIQUE
Après que les études géologiques aient menées à la reconnaissance du cadre géologique générale,
des études géophysiques gravimétrique et magnétométrie) sont ensuite réalisées pour émettre des
hypothèses sur le système pétrolier c'est-à-dire la combinaison des facteurs géologiques favorables
à l'accumulation des hydrocarbures. Enfin des études sismiques sont effectuées afin de définir les
zones d'intérêts. Notons que plus rarement sont utilisées les méthodes électriques même gravimé-
triques.
L'aéromagnétisme donne une esquisse des formes générales du bassin à partir du « socle magné-
tique », généralement assimilable au substratum des séries sédimentaires. Des profils exécutés
suivant une maille rectangulaire de 15 kilomètres sur 50 ou 100 kilomètres, par exemple, donnent
une bonne approximation de la géométrie du bassin. Cette méthode permet également de mettre en
évidence des alignements pouvant correspondre à des failles qui mettent en contact des roches de
caractéristiques magnétiques différentes.

La gravimétrie apporte, par la mesure des variations de la gravité, d'utiles informations sur la ré-
partition des anomalies de densité d'où l'on peut tirer des informations sur l'architecture des terrains,
notamment la position des zones hautes et des parties profondes du bassin.
En grande reconnaissance, on utilise la sismique avec les méthodes « réfraction » et surtout
« réflexion ». Les méthodes de sismique réfraction peuvent donner une représentation des diffé-
rents horizons marqueurs, à la fois par leur inclinaison, ce qui permet une esquisse structurale, et
par leur vitesse de transmission, ce qui donne une première idée de leur nature lithologique. Cette
méthode a permis une reconnaissance relativement rapide et précise des bassins sahariens. La sis-
mique réflexion est d'abord utilisée comme méthode de reconnaissance, en particulier en mer par
la définition des données géométriques présidant à la localisation des pièges et à la compréhension
des systèmes pétroliers. Avec l'exploitation de l'amplitude du signal, on peut aujourd'hui étudier
les témoins de la présence d'hydrocarbures aussi bien que certaines caractéristiques des réservoirs.
La sismique préside ainsi à l'ensemble des étapes de l'exploitation et de la production. Pour ce faire,
les compagnies ont recours de plus en plus aux résultats déjà acquis en consultant les bases de
données disponibles sur le marché ou en achetant des spéculative surveys campagnes spécula-
tives), études financées et effectuées par des sociétés de service de géophysique qui espèrent les
vendre à l'occasion de l'ouverture de nouveaux permis. Les sociétés maîtresses d'œuvre feront
l'interprétation de l'ensemble des données pour sélectionner les zones d'intérêt et demander les per-
mis correspondants.
En sismique marine, ces études spéculatives peuvent couvrir des surfaces importantes. À terre,
l'information est plus disparate et le choix de la zone moins bien étayé, ce qui peut nécessiter la
reprise de travaux de caractère plus général.
II.2.1. Prospection gravimétrique
La gravimétrie se base sur l’étude du champ de la pesanteur au moyen d’un appareillage spécial,
les gravimètres. L’intensité du champ de la terre est mesuré dans le système international SI en
m/s2
.D’après les données de la gravimétrie on trace une carte du champ de gravitation en iso
anomales. On distingue les anomalies maximales et minimales de la pesanteur et les zones aux
gradients élevés correspondant sur les cartes resserrement d’iso anomales. Les anomalies du
champ de gravitation se en fonction de la distribution de la masse des roches relativement légères
et lourdes. La montée de la limite des roches moins denses au sein des plus denses définit le mini-
mum de la force de pesanteur, l’enfoncement de cette limite, son maximum. C’est ainsi que la
percée d’un amas de sel au sein de roches terrigènes marque le minimum de la force de la pesanteur.
Les zones de gradient élevé correspondent aux contacts tectoniques ou sédimentaires de roches aux

21
densités différentes.
II.2.2. Prospection magnétique
La méthode magnétique se base sur l’étude des anomalies du champ magnétique. Ces anomalies
puisent leurs sources dans les propriétés magnétiques différentes de roches de l’écorce terrestre.
La formation d’n champs anomal est due à l’hétérogénéité é magnétique des roches su socle
cristallin, vu que l’assise sédimentaire ne comporte pas généralement en son sein de roche capable
de perturber le champ magnétique terrestre. Le champ magnétique est également influence par la
pénétration dans l’assise sédimentaire de corps intrusifs et effusifs de composition essentiellement
basique.
II.2.3. Prospection électrique
Au cas de la prospection électrique ce sont les horizons salifères, sulfates et carbonates qui de-
viennent des objets d’étude. Les terrains qui les composent se caractérisent par une grande
résistivité.
L’objet d’investigation peut également être la surface du socle cristallin.
Dans la prospection électrique on étudie aussi bien les champs électromagnétiques naturels qu’ar-
tificiel. La méthode des courants telluriques permet d’apprécier la profondeur du socle et l’épais-
seur de la couverture sédimentaire.
II.2.4. Prospection Sismique
Les méthodes sismiques sont un ensemble de méthodes géophysiques basées sur la propagation des
ondes élastiques dans les couches du sous-sol. Elles sont largement en usage dans l’industrie pétro-
lière, particulièrement en exploration d’où le nom générique de Sismique Pétrolière.
La prédominance de ces méthodes est due à leur grande précision, à leur résolution excellente et à
leur profondeur de pénétration. Leur essor et en général l’essor de l’industrie pétrolière a été favorisé
en grande partie par le développement de l’informatique et de l’électronique.
Les méthodes sismiques sont utilisées pour déterminer les structures du sous-sol. Elles comprennent
:
 La sismique réflexion : elle est basée sur la réflexion des ondes élastiques par les
couches du sous-sol, c’est la méthode la plus utilisée.
 La sismique réfraction : elle étudie la réfraction des ondes élastiques dans les
couches du sous- sol ; elle sert à explorer les formations superficielles du sous-sol à des profon-
deurs de quelques km. Les résultats obtenus sont complémentaires de ceux de la sismique réflexion.

 La sismique de puits dont :
- Le sondage sismique sismo-sondage): cette technique consiste à faire des tirs en
surface et à enregistrer les arrivées avec des géophones placés à différents niveaux
dans le trou,
- Le carottage sismique: cette technique consiste quant à elle à faire des tirs à diffé-
rents niveaux dans un trou et à enregistrer les arrivées avec des géophones en sur-
face.
On mesure grâce aux 2 dernières méthodes, les vitesses des ondes sismiques dans les formations
du sous-sol. Elles sont utilisées pour une meilleure connaissance du gisement en phase d’explora-
tion et pour suivre le gisement pendant l’exploitation.
II.3. LA SISMIQUE PETROLIERE
La prospection sismique est fondée sur la propagation des ondes sismiques ondes élastiques) à
travers les couches du sous-sol ; cette propagation dépend des propriétés élastiques) des roches et
provoque à l’intérieur de celles-ci des déformations élastiques et de multiples réflexions et réfrac-
tions.
Le principe fondamental de la sismique est de produire des ondes sismiques à partir d’un ébranle-
ment généré par une source et de recueillir la réponse des formations sur un ou plusieurs récep-
teurs. On déduit ensuite à partir des durées de trajets, des variations d’amplitudes et de fréquence
des signaux des informations sur les structures en profondeur.
A- Types d’ondes sismiques
Suivant le trajet des ondes, on distingue plusieurs types d’ondes :
- Les ondes réfractées qui se propagent vers le bas puis le long de l’interface séparant 2 mi-
lieux et vers la surface,
- Les ondes réfléchies qui se propagent vers le bas avant d’être réfléchies vers la surface en
un point de réflexion point miroir),
- Les ondes directes qui arrivent directement au récepteur en traversant le même milieu
- Et les ondes transmises qui traversent l’interface.

23
B- Nature des ondes sismiques
Dans un milieu homogène même propriétés en tout point), isotrope propriétés uniformes selon la
direction) et élastique, deux 02) sortes d’ondes principalement se propagent et sont recueillies :
ondes P et ondes S.
 ondes P ou ondes longitudinales ou ondes de compression ou ondes primaires : ce sont les
ondes qui arrivent en premier ; le mouvement des particules se fait suivant un mouvement
de compression et de dilatation parallèlement à l’axe de propagation.
 ondes S ou ondes transverses ou ondes de torsion ou ondes secondaires : elles arrivent en
second et le mouvement des particules se fait perpendiculairement à la direction de propa-
gation, les ondes S ne se propagent pas dans les liquides.
A côté de ces ondes, on a les ondes de surface ou ondes guidées ondes de Rayleigh et ondes de
Love) qui sont aussi recueillies.
C- Vitesses des ondes sismiques
Les vitesses des ondes sont fonction des paramètres d’élasticité du milieu géologique module d’in-
compressibilité K, module de torsion μ, densité ρ, module de Young E, coefficient de Poisson σ)
Figure 8: Les différents types d'onde sismiques

qui sont liés aux paramètres géologiques pétrophysiques dureté et densité, porosité, perméabilité,
saturation, fluides présents).
- Vitesses des ondes P : Vp
- Vitesses des ondes S : Vs
Les principales propriétés des roches mesurées par les méthodes sismiques sont l’impédance acous-
tique et le pouvoir réflecteur ou coefficient de réflexion à incidence normale.
D- Impédance acoustique et pouvoir réflecteur
L’impédance acoustique d’un milieu est le produit de la vitesse de l’onde dans ce milieu par la
densité de ce milieu : Impédance acoustique milieu): I=ρ × v.
Le pouvoir réflecteur ou coefficient de réflexion à incidence normale [on suppose que la réflexion
est normale] d’un miroir ou interface séparant 2 milieux est le rapport de la différence des impédance
acoustiques sur la somme des impédances acoustiques des 2 milieux : Pouvoir réflecteur du miroir
milieu 1 / milieu 2) :
1122
1122


vv
vv
R


 . R peut être négatif, ce qui veut dire que l’énergie sismique
est réfléchie dans le sens inverse remarquable sur le sismogramme par une trace sismique dans le
sens opposé. De façon générale, la vitesse des ondes, de même que la densité des formations aug-
mente avec la profondeur et donc le pouvoir réflecteur est normalement positif. Le pouvoir réflec-
teur devient négatif quand la vitesse de l’onde sismique diminue en passant dans l’autre milieu.
En sismique réflexion, c’est le contraste d’impédance acoustique qui intervient ainsi que le
pouvoir réflecteur. La mesure sismique classique est celle de la durée de trajet des réflexions temps
double de parcours de l’onde sismique) et aussi les mesures d’amplitude de réflexion énergie de
réflexion) et les vitesses.
En sismique réfraction, c’est plutôt le contraste de vitesse qui intervient.
Les vitesses des ondes sismiques sont liées à plusieurs facteurs notamment la porosité et la satura-
tion, la profondeur et l’âge de la formation, la présence des argiles, la lithologie.
Le tableau suivant donne les vitesses des ondes P et S et les masses volumiques de divers types de
terrains.

25
Tableau 1: Vitesses des ondes P et S et les masses volumiques de divers types de terrains
II.3.1. ACQUISITION DE DONNEES SISMIQUES
L’acquisition sismique consiste à recueillir les données sismiques sur une zone déterminée. Bien
que reposant sur le même principe, l’acquisition à terre et en mer comportent beaucoup de spécifi-
cités dans leur mise en œuvre pratique, compte tenu de la nature même du milieu dans lequel la
campagne se fait.
A terre, l’équipe sismique à terre comprend un chef de mission ou chef de terrain, un chef computer
opérateur informatique), des topographes, des foreurs, des observateurs avec un ou plusieurs ingé-
nieurs des compagnies clients pour suivre les travaux.
- Le chef de mission est en général un géophysicien et a pour rôle de superviser les
opérations,
- Le topographe procède à l’aménagement des terrains et place les lignes de tirs et de
réception,
- Les foreurs interviennent quand on utilise la dynamite où on a besoin de creuser des
trous en général de moins de 10m de profondeur),

- L’observeur a pour tâche de faire fonctionner les instruments et de mettre en place les dis-
positifs d’enregistrement des données,
- L’opérateur informatique a en charge le fonctionnement des appareils informatiques.
Les appareils, les câbles et autres équipements sont disposés dans un camion laboratoire.
Les équipements pour une campagne sismique à terre comprennent:
 les sources, pour produire des ondes sismiques. Nous avons :
- des sources explosives dynamites) ; la mise en feu est assurée par des détendeurs électriques,
- des sources non explosives poids, dynoseis, vibroseis).
 Les récepteurs : ce sont des géophones. La réponse du géophone dépend de la fréquence du
signal et de la fréquence propre du géophone.
Le principe de base du géophone est simple : les vibrations perçues par le géophone induisent à
l’intérieur de celui-ci le déplacement relatif d’une bobine par rapport à un champ magnétique ai-
mant) produisant aux bornes de la bobine une différence de potentielle ddp) proportionnelle en
amplitude à la variation du flux magnétique et de fréquence égale à celle du déplacement produit.
La sortie du géophone est amplifiée et filtrée si nécessaire.
 Les appareils d’enregistrements : qui enregistrent les données sur support numérique et qui
sont associés à des amplificateurs, des filtres, etc…
Les emplacements relatifs des points de tirs sources) et des points de réception géophones) qu’on
appelle dispositifs terrain sont variés. Nous pouvons citer :
- Dispositifs tirs au centre : les géophones sont disposés sur une ligne et la source au milieu d’une
autre ligne parallèle,
- Dispositifs tirs au centre en deux : les géophones sont disposés sur une ligne et la source est
placée au centre de cette ligne,
- Dispositifs tirs en bout : les géophones sont placées sur
une ligne et la source est au bout de cette ligne avec le même
espacement,
- Dispositif tir déporté en ligne : les géophones sont placées
sur une ligne et la source est au bout de cette ligne avec un
espacement plus grand,
- Dispositif à déport latéral en T : il est semblable au tir au centre avec un plus grand espacement
entre la source et les géophones,
- Dispositif en croix : les géophones sont disposées en croix de façon perpendiculaire et la source
est au milieu.
Exercice d’application
Sur une feuille, repré-
sentez ces différents disposi-
tifs. Et faites nous les parvenir
à l’adresse le-
roiani@gmail.com pour
d’éventuelles corrections.

27
Figure 9: Acquisition à terre
En mer, l’équipe sismique est dirigée par un chef de mission et comprend des ingénieurs et techni-
ciens observeurs, opérateurs informatiques) ainsi que des ingénieurs des compagnies clients. Le
personnel se relaie pour assurer la continuité des mesures de jour comme de nuit. La campagne
sismique en mer se fait à partir d’un navire sismique qui comporte tous les systèmes et équipements
nécessaires à l’acquisition, à l’enregistrement et au prétraitement.
La source la plus utilisée en mer est le canon à air air gun). Le principe consiste à décharger
brusquement dans l’eau, de l’air comprimé à haute pression afin de provoquer une onde sismique.
Le premier pic de pression est suivi de plusieurs émissions secondaires produites par l’oscillation
de la bulle d’air dans l’eau. Ces émissions secondaires indésirables sont atténuées par l’émission
d’une deuxième bulle en opposition de phase. Un capteur sismique est placé directement sur le
canon pour permettre un enregistrement à la source. L’alimentation du canon à air est assurée par
un compresseur.
Nous avons aussi comme source le canon à eau watergun).
Les récepteurs en mer sont des hydrophones ; ce sont des capteurs piézo-électriques qui transformant
les variations de pression dans l’eau en tension électrique.
Les hydrophones sont installés le long de flûtes traînant derrière le navire à une profondeur d’eau
variant entre 5 et 40 m et à des espacements définis. Les flûtes peuvent avoir jusqu’à 4000 voire
6000 m de long et on peut en utiliser plusieurs jusqu’à 8).
Les sources sont également à l’arrière du navire et les tirs des canons à air sont faits à des espaces
temps bien définis selon la vitesse du navire.

Les navires sismiques utilisent des systèmes de navigation intégrés à des systèmes de positionne-
ment pour caler exactement dans l’espace la zone investiguée points de tirs, points de réception,
réflecteurs).
On a plusieurs méthodes de positionnement en mer, on peut citer :
- Le positionnement radioélectrique qui utilise des ondes radioélectriques permettant de posi-
tionner le navire par rapport à des stations fixes à terre.
- Le positionnement acoustique, des faisceaux acoustiques sont émis vers le fond de l’eau à
partir du bateau et les temps d’arrivée de ces impulsions permettent de positionner le bateau,
les sources et les récepteurs.
- Le positionnement par satellite : tous les navires sismiques en sont équipés, ce sont les sys-
tèmes GPS, D-GPS qui permettent de positionner sur la terre donnent en temps réel
longitude, latitude, altitude). Le D-GPS Differential GPS) est un système de positionnement obtenu
à partir de l’enregistrement différentiel du signal GPS donné par des satellites en orbite autour de la
terre et du signal GPS donné par une station fixe à terre. Il est plus précis que le système GPS
classique qui a une précision allant à +/- 15m pour des raisons de sécurité car initialement conçu
pour des fins militaires et stratégiques) entraînant erreurs dans l’acquisition sismique pouvant aller
à plus de 100m.
On appelle « taux de couverture » le nombre de fois qu’un même point de réflexion est traversé par
un ou par un groupe de géophones. La couverture multiple suppose que chaque point réflecteur
fourni plus d’une réflexion schématisation et cas pratique avec dispositif tir au bout).
Les signaux captés par les géophones et hydrophone sont en général trop faibles et sont donc am-
plifiés et éventuellement filtrés pour extraire un certain nombre de bruits) avant d’être transmis à
des appareils d’enregistrement.
Les données sismiques sont aujourd’hui enregistrées sous forme numérique avec un pas d’échantil-
lonnage 2 ou 4ms) directement sur des ordinateurs.
Remarque : On dispose sur le terrain, les géophone en grappe 12 ou 24 géophones) placés en
parallèle. Le but de ce dispositif est double : amélioration du rapport signal / bruit et compensation
d’un mauvais fonctionnement éventuel d’un des géophones par les autres.
II.3.2. TRAITEMENT DES DONNEES SISMIQUES
A la sortie du géophone, les données sismiques sont des variations dans le temps mesurées à partir
de l’instant initial de tir) de l’amplitude de sortie c'est-à-dire du délai entre l’instant de tir et l’instant

29
de réception : c’est le domaine temporel. L’onde sismique est également le résultat de la superpo-
sition d’ondes sinusoïdales de fréquences, d’amplitudes et de phases différentes : c’est le domaine
fréquentiel.
Le signal sismique est entièrement défini par trois 03) paramètres : amplitude, phase, fréquence
enregistré sous la forme de trace sismique. La trace sismique est l’enregistrement mesurée, fonction
du temps, obtenu à partir d’un tir unique envoyé et reçu à une position unique au niveau d’un récep-
teur. Cet enregistrement représente le temps double de parcours de l’onde sismique en millise-
condes : 0.001 sec) c'est-à-dire le temps que met l’énergie l’onde) sismique pour atteindre le miroir,
être réfléchie et capté en surface au récepteur (voir figure 9).
Le traitement des données sismiques est essentiellement un traitement informatique qui consiste à
remettre en forme l’information sismique enregistrée sur le terrain.
Une séquence normale de traitement comprend les opérations suivantes :
 Le démultiplexage : c’est un réarrangement des enregistrements (signaux sismiques) en
familles de traces correspondant au même point miroir. Il se fait après le multiplexage qui est un
mode d’enregistrement sur différents canaux d’une bande magnétique.
 L’édition des traces : c’est un dépouillement des enregistrements et la visualisation des
traces des points miroirs en vue d’un contrôle de la qualité des enregistrements.
 La géométrie : c’est la spécification des paramètres de terrain qui vont permettre de réaliser
les traitements niveau de référence moyen, diagramme d’exploitation en couverture multiple, dis-
tance entre tirs, longueur de l’enregistrement, type de dispositif, échantillonnage, etc...).
 La restitution d’amplitude : il s’agit d’une restitution de l’énergie des ondes sismiques qui
s’atténuent pour diverses raisons pertes dues aux instruments et aux câbles, pertes dues à la nature
de la surface, etc…).
 La déconvolution : les opérations de déconvolution ont pour but d’obtenir, par des opéra-
tions mathématiques des réponses impulsionnelles en contractant l’impulsion émise de sorte qu’elle
soit brève fonction de Dirac), avec un faible nombre d’oscillations et de bruits réflexions multiples
insuffisamment atténuées). La déconvolution est un filtre inverse qui vise à supprimer les réflexions
multiples ou à modifier l’impulsion sismique afin de lui donner une forme compatible avec un bon
pouvoir de résolution.
 Les corrections statiques: en sismique terrestre particulièrement, elles consistent à corriger
les anomalies de temps de parcours induites par les variations d’altitudes des géophones et les
variations de vitesse dans les terrains superficiels. En sismique marine,
 Les corrections dynamiques : elles consistent à ramener les temps de trajets obliques à des
temps de trajets verticaux hypothèse fondamentale de la sismique) par calcul de l’écart de temps de

parcours à partir de l’analyse de vitesse. Elle consiste donc ramener les temps d’arrivée des ré-
flexions à ceux qui auraient été observés si source et récepteur étaient situés sur la même verticale.
 La migration : elle a pour but de replacer les réflecteurs inclinés dans leur position correcte.
En effet, la prospection sismique est basée sur une hypothèse fondamentale qui est la suivante :
distance source – récepteur = 0 offset=0) ou encore offset nul et qui conduit à un décalage des
réflecteurs inclinés sur le sismogramme. La réflexion correspondant au point réflecteur M CDP :
Common Depth Point ou CMP Common Mid Point) est reportée à la verticale du point de tir sur la
coupe sismique ou section temps.
Cela est juste et correspond à la réalité quand le miroir ou réflecteur est horizontal.
Lorsque le miroir est incliné, cela n’est plus exact : le point de report vertical en dessous de la source
n’est plus la vraie place de la réflexion qui est quelque peu déportée. C’est ce que corrige la migra-
tion et elle a ainsi pour effet d’atténuer les synclinaux et d’amplifier les anticlinaux.
Toutes ces opérations de traitement reposent sur des modèles mathématiques programmés à l’inté-
rieur des logiciels puissants (voir figure 10).
Aux différentes étapes du traitement, les coupes film sont fournies à l'interpréteur qui décide des
nouveaux traitements devant être effectués jusqu'à obtention d'une interprétation satisfaisante. Cer-
tains traitements sont "géométriques", permettant de définir et de positionner les réflecteurs.
D'autres traitements permettent de se rapprocher de la géologie du sous-sol : nature des dépôts stra-
tigraphie sismique) et détermination de la suite des séquences de dépôts.
A la fin du traitement, les enregistrements sont présentés sous forme de profil sismique ou ligne
sismique. C’est une juxtaposition des réflexions des couches du sous-sol sur une ligne droite qui est
le profil ; les données recueillies sont des temps d’aller-retour ou « temps doubles de parcours »,
fonction des propriétés des roches traversées.

31
II.3.3. INTERPRETATION DES DONNEES SISMIQUES
L’objectif et la finalité de la prospection sismique sont l’interprétation des données sismiques en
termes géologiques.
L’interprétation sismique consiste en une simple reconnaissance des marqueurs permettant d’iden-
tifier les couches. Simple dans le principe, cette reconnaissance des marqueurs sismiques demande
beaucoup d’expérience et de dextérité, d’autant plus que la nature présente diverses complexités.
Il s’agit donc d’identifier par les changements d’aspects et de couleurs des signaux sismiques, les
miroirs ou réflecteurs dans leur continuité et discontinuités (voir figure 10). Les couches sédimen-
taires sur le profil sismique sont visibles suivant le degré d’intensité des réflexions. On peut déceler
les failles, les anticlinaux, les chenaux, etc… ainsi que les zones d’émanation de gaz points brillants,
amplitude de réflexion faible). En dessous des couches sédimentaires nous avons le socle basse-
ment) qui présente des réflexions discontinues et éparses.
En utilisant toute la série des images 2D en temps lignes sismiques), on arrive à cartographier les
formations du sous-sol cartes de profondeurs ou cartes isobathes, cartes de vitesses, cartes de temps
doubles) et détecter les pièges à hydrocarbures et éventuellement évaluer le volume du gisement
potentiel.
Figure 10: Résultat de traitement sismique affiché sur un écran

Les cartes isobathes d’un horizon donné sont établies à partir de la carte isochrone et isovitesse de
l’horizon. La carte isochrone de l’horizon est établie à partir de plusieurs lignes sécantes sur les-
quelles on suit ledit horizon. Les valeurs des temps double de parcours sont ensuite reportées sur un
plan de position et on trace ainsi des courbes d’égale durée de trajet. La carte isovitesse est établie
à partir des vitesses obtenues des carottages sismiques. En juxtaposant carte isochrone et carte iso-
vitesse grâce à la formule Distance = Vitesse × Temps, on réalise la carte isobathe cartes d’égales
profondeur) de l’horizon étudié.
NB : Dans la formule Distance = Vitesse × Temps, Temps = T/2 puisqu’il s’agit du temps double
de parcours temps aller-retour) ; la distance représente la profondeur.
Les cartes isopaques courbes d’égales épaisseurs) sont établies à partir de deux 02) horizons
définissant une couche.
Les cartes isobathes et même isochrones) déterminent les contours structuraux. Leur interprétation
est relativement simple : les structures anticlinales et dômes de sels apparaissent comme des éléva-
tions correspondant à des contours fermés tandis que les synclinaux et chenaux montrent le con-
traire.
Les cartes isopaques montrent les variations d’épaisseurs des unités stratigraphiques épaisseur des
sédimentes entre 2 réflecteurs) et elles permettent une meilleure estimation des rejets de faille.
Afin d’obtenir une image plus précise et plus fiable du sous-sol, on emploie la technique de la sis-
mique 3D plus chère mais beaucoup plus efficace. Elle permet souvent de repérer directement les
hydrocarbures dans les couches géologiques. Les récepteurs sont placés en nappes beaucoup plus
serrées et on construit des images du sous-sol en 3 dimensions ce qui permet de bien apprécier le
gisement potentiel. Grâce à des lunettes appropriées par exemple, la vision virtuelle en 3D du sous-
sol permet aux interprétateurs de mieux comprendre la structure du sous-sol (voir figure 11).

33
La technique de la sismique 4D va encore plus loin en faisant intervenir la 4ème
dimension : le temps.
Sur un gisement en production, on effectue plusieurs enregistrements successifs de sismique 3D, à
intervalles de temps réguliers et la comparaison des enregistrements permettent ensuite de suivre
l’évolution du gisement pendant sa production.
II.4. METHODES D’ETUDE GEOCHIMIQUE
L’objet des méthodes géochimique de prospection des champs de pétrole et de gaz est d’établir la
présence ou l’absence de gisements de pétrole et de gaz en appuyant sur les investigations géochi-
miques de couches se trouvant relativement près de la surface du jour. Ces études sont mises en
œuvre au cours des d’hydrocarbures gazeux et microbiologique.
Une place importante dans les prospections géologiques revient aux méthodes géochimiques et stra-
tigraphiques surtout dans les conditions monoclinales des roches.
II.4.1. Méthode de la diagraphie des gaz
Le levé d’hydrocarbure gazeux s’appuie sur les possibilités de migration verticale de gaz et vapeurs
d’hydrocarbures liquides, des gisements de pétrole et de gaz, à traverser l’assise des roches jusqu’à
la surface terrestre par filtration et diffusion.
A la première étape de la mise en œuvre du levé d’hydrocarbures gazeux, son application consistait
dans la prise d’échantillons d’air du sol des profondeurs de 2-3 m. Ensuite on passe à la prise
d’échantillons de roches de la même profondeur avec leur dégazage successif. Sur la base des don-

nées ainsi obtenues ; on trace des cartes d’imprégnation en gaz des roches dans l’objectif de loca-
liser les anomalies. A mesure que s’accumulaient les matériaux de levé d’hydrocarbure gazeux, il
s’est avéré que l’intensité de migration d’hydrocarbures variait suivant les conditions géologiques.
II.4.2. Méthode microbiologique
La méthode microbiologique s’appuie sur la faculté de certains groupes microorganismes d’absor-
ber les hydrocarbures en les oxydant et en utilisant l’énergie d’oxydation dans leur activité vitale.
Les bactéries consommant les hydrocarbures se propagent partout où se trouve des hydrocarbures
gazeux, c’est-à-dire dans les sols, dans les roches en place et dans les eaux d’horizons aquifères
situés au-dessus des gisements de pétrole et de gaz.
Pour des études détaillées, on procède au levé des terrains du sous-sol qui consiste à prélever des
échantillons des sédiments d’au-dessous du sol pour leur analyse suivant, à des fins de détection de
bactéries oxydant le méthane, le propane, et le butane.
Les échantillons sont pris dans des trous spécialement fores de 2 à 3 m et plus, de profondeur ainsi
que dans des fosses et des fouilles. Les puits sont implantés suivant des profils orientés transversa-
lement à la direction supposée des structures. Généralement la distance séparant les profils est de
500m à 2 km, tandis qu’entre les puits elle varie de 100 à 500 m et plus.
Le prélèvement de roches des puits s’effectue soit directement du trépan, soit au moyen d’un ar-
rache-carotte spécial avec observation des règles de stérilisation. Habituellement on prélève des
différentes profondeurs plusieurs échantillons pour des analyses de gaz et microbiologique.
L’objectif des études microbiologiques, quel que soit la méthode utilisée et les techniques mises en
œuvre, consiste à confirmer la présence ou non d’un gisement
d’hydrocarbure.
CONCLUSION
Différentes méthodes géologiques et géophysiques permettent de
mettre en évidence des gisements d’hydrocarbure. Cependant la
meilleure technique de géophysique utilisée pour mettre en évi-
dence les pièges d’hydrocarbure liquide et gazeux est la sismique.
La sismique est employée par une large gamme de scientifiques
et d’industriels : géotechniciens pour l’implantation d’ouvrages
de génies civils routes, ponts, édifices) ou la réalisation d’études d’impacts ; géotechniciens et
géophysiciens dans l’exploration pétrolière.
Mots-clés
 Tectogéologique
 Forage structural
 Sismique Pétrolière
 La sismique réflexion
 La sismique réfraction
 Impédance acoustique
 Pouvoir réflecteur Dis-
positif sismique
 Traitement sismique

35
Toutefois, c’est dans le domaine pétrolier que se réalisent la quasi-totalité des dépenses relatives
aux études sismiques. Aujourd’hui incontournable dans l’industrie de la recherche pétrolière, la sis-
mique pétrolière constitue le principal outil qui guide les explorateurs dans le choix de l’implanta-
tion des forages.

 EXERCICE I
1. Citer les propriétés pétrophysiques des roches réservoir et ex-
pliquer chacune d’elles
2. Enoncer la loi de DARCY
3. Un échantillon a un diamètre de 24mm ; une longueur de 32
mm L’échantillon sec pèse 41,250g ; on le sature avec l’eau, de masse
spécifique égale à 1. On repèse l’échantillon et on trouve un poids de
43,165g. Quelle est la porosité de l’échantillon ?
4. On mesure sa perméabilité à l’air, la température étant de 20°c. On trouve qu’il est passé
10cm3 d’air comptés à la pression atmosphérique et à 20°c en 2min 20s, la différence de
pression entre les deux faces ayant été maintenue constantes et égale à 12cm Hg et la pres-
sion amont étant de 76cm Hg. Qu’elle est en millidarcy, la perméabilité de l’échantillon ?
Données : -Viscosité de l’air à 20°c ; μ=100,8.10-6 P (180,8.10-7 Pa/s)
-Poids spécifique Hg=13,6 g/cm3 (13600kg/m3)
 EXERCICE II
Au cours d’une sortie de terrain, des affleurements constitués de grès argileux sont observés sur un
site.
1. A quelle famille de roche appartiennent les grès argileux ?
2. Définir la notion de « ciment ». Cette roche présente-t-elle un ciment ? si oui quel est-il ?
3. Décrire le processus de cette roche.
4. Cette roche est-elle propice à l’accumulation d’hydrocarbures ? Expliquez votre réponse.
5. A quoi l’exploration pétrolière s’intéresse-t-elle et sur quelles disciplines se fonde-t-elle ?
6. La sismique pétrolière est une des sciences utilisée en exploration pétrolière. Quel est son
principe et son objectif ?
7. Qu’appelle-t-on pouvoir réflecteur d’un miroir en sismique pétrolière
8. Si le pouvoir réflecteur de l’interface séparant deux milieux 1 et 2 est de 35%, quelle est la
vitesse de l’onde sismique dans le second milieu 2 avec les paramètres suivants :
-milieu 1 : densité : 2,11 ; vitesse : 7,3 pieds/sec
EXERCICES

37
-milieu 2 : densité : 2,03 ; vitesse ? pieds/sec
9. Quelles différence y-a-t-il entre l’acquisition sismique à terre et l’acquisition sismique en
mer ?
 EXERCICE III
1. La sismique réflexion consiste en fait à enregistrer sur le terrain un ensemble de réflexions
ou traces sismique qui seront par la suite traitées et interprétées.
a) Qu’appelle-t-on trace sismique ?
b) Donner un exemple d’opération de traitement réalisé en sismique pétrolière
c) Que produit-on quand l’on assemble les traces sismiques traitées et quel en est l’inté-
rêt ?
2. Dans un forage pétrolier, qu’appelle-t-on casing ; quels sont leur rôle et quels sont dans
l’ordre de pose, les différents casings descendus dans les sections de trous forés ?
 EXERCICE IV
1- Quels sont les objectifs visés par les méthodes d’études géologiques ?
2- C’est quoi un forage structural ?
3- Dans les régions a architecture complexe, à quoi doit-on l’associer ?
4- Sur quoi doit s’appuyer les méthodes d’investigations géophysiques dans la recherche de
gisement de gaz et pétrole et dans l’étude de l’architecture géologique des régions pétroli-
fère et gazéifère ?
5- Quels sont les paramètres d’investigation géophysique?
EXERCICES

FORAGE PETROLIER
Introduction
Les techniques de prospection géologiques et géophysiques
nous ont permis de localiser des prospects c'est-à-dire des zones
potentielles pouvant renfermer des accumulations d’HC. Le seul
moyen de confirmer la présence effective d’huile ou de gaz est de
creuser dans le sous-sol c'est-à-dire de réaliser un forage.
Un forage pétrolier ou puits pétrolier est un trou creusé dans le
sous-sol afin de permettre l’accès à un objectif qui est un gise-
ment d’HC prouvé ou pronostiqué.
Le forage des puits pétroliers absorbe une bonne partie des
budgets d’exploration ; un forage pétrolier est évalué selon la
localisation à plus de $1M.
Les fonctions essentielles d’un puits pétrolier sont :
 L’exploration d’un bassin sédimentaire (puits d’exploration),
 L’évaluation du potentiel en hydrocarbure (puits d’appréciation
ou de délinéation),
 La production d’HC (puits de développement ou de production).
Remarque : il existe des puits dit ‘puits d’injection’ qui servent à l’in-
jection d’eau dans la formation réservoir.
Après le forage d'un puits d'exploration, destiné à confirmer la présence
de pétrole, d'autres puits sont creusés pour délimiter le gisement. La plupart des puits sont forés à
l'aide d'un trépan, un outil de coupe situé à l'extrémité d'un train de tige de forage supporté par une
tour métallique appelée derrick. Le trépan est entraîné en rotation. La vitesse de forage varie forte-
ment en fonction de la nature des roches traversées.
De la "boue de forage" (un mélange d'argile d'eau et de produits chimiques) est injectée en perma-
nence à l'intérieur des tiges. Elle remonte dans l'espace compris entre les tiges et les parois du puits.
La boue permet de refroidir le trépan et d'évacuer les débris de forage.
De retour en surface, la boue est filtrée et réinjectée dans le puits. L'analyse des débris permet de
qualifier les roches traversées.
Permettre aux étudiants de
connaitre les fonctions d’un
forage pétrolier et particuliè-
rement :
 d’être informé sur les
études de préparation
d’un forage pétrolier ;
 de connaitre l’architecture
d’un puits pétrolier ;
 de connaitre les fonctions
des fluides de forage ;
 de connaitre les outils ainsi
que les méthodes de fo-
rage.
Objectifs
Un forage est aussi une ca-
vité, approximativement tu-
bulaire, ayant un diamètre
nominal défini par l'outil de
forage. Le diamètre peut va-
rier énormément, on parle
de forage petit diamètre
pour des diamètres allant
jusqu'à 250 mm et au-delà,
on parle de forages à gros
diamètres.

39
Les progrès dans les techniques de forage autorisent désormais la réalisation de forages de petits
diamètres, de forages déviés (obliques), horizontaux, multidrains, etc... Ces progrès ont permis l'ex-
ploitation de gisements qui n'étaient jusqu'alors pas rentables, pour des raisons techniques et/ou
économiques.
Pour les gisements en mer (offshore), on a généralement recours à des plateformes de pompages
autonomes.
Des navires spéciaux peuvent être utilisés pour l'exploitation de gisements de plus faibles
Capacité.
Les appareils de forage ou encore rigs comprennent en général les éléments suivants (voir figure) :
un mât ou derrick, un treuil, un moufle mobile et un crochet;
une table de rotation (avec la tige d’entrainement : kelly) ou d’un Top drive ;
du circuit de la boue : pompe d’injection, bassin, ligne d’injection ;
l’obturateur (Blow Out Preventer) ;
d’espaces pour la disposition des casing et tiges de forage ;
la cabine du foreur ;
un générateur électrique
Figure 11: Dispositif de forage pétrolier

III.1. ELABORATION D’UN PUITS PETROLIER
Un puits pétrolier est un ouvrage coûteux qui doit être étudié et planifié avant sa réalisation. Cette
étude se fait par une collecte de données techniques (géologiques, géographiques, géophysiques,
etc..) et économiques permettant de déterminer l’environnement dans lequel le puits sera foré afin
de réduire les taux d’incertitudes. Ces données sont compilées à l’intérieur d’un document appelé
proposition de forage ou pronostic de forage (well / drilling prognosis).
C’est un document qui définit :
 l’emplacement du forage c'est-à-dire sa localisation : coordonnées, profondeur d’eau si on est
en mer
 les objectifs du forage : nature de l’objectif: sables, carbonates, grès ; étage stratigraphique de
l’objectif : Albien, Cénomanien, etc… et profondeur de l’objectif
 le cadre géologique et géophysique de la zone : géologie générale de la région, tectonique,
zones de pressions anormales pouvant être rencontrées au cours du forage.
 les puits de corrélation qui sont des puits qui présentent des caractéristiques proches de celles
du puits projet et ce sont en général des puits voisins.
 le programme de forage et de tubage,
 le programme de carottage, d’échantillonnage, de diagraphies et de test,
 les contraintes et échéances à respecter : base de forage, ravitaillement en matériel, avitaille-
ment,
 Les besoins en personnel, services et consommables
Ce document couvre donc l’ensemble des opérations à mener et détermine le budget prévisionnel
global.
Des études de sites sont également effectuées pour préparer le site de forage et déterminer l’empla-
cement le plus sûr et le plus proche des coordonnées du puits. Par exemple en mer, on étudie la
profondeur d’eau et le sous-sol marin pour voir s’il peut supporter les piles d’une plateforme. On
étudie également certaines données climatiques et météo (force du vent, hauteur des vagues, am-
pleur des courants). A terre des obstacles comme des habitations, le relief accidenté ou même des
marécages peuvent être des obstacles qu’il faut contourner.
Une étude d’impact environnementale est également requise pour analyser et atténuer les impacts
du forage sur l’environnement.

41
III. 2. ARCHITECTURE D’UN PUITS PETROLIER
Un puits d’hydrocarbure (HC) est composé de sections de trous forées de longueur différentes et de
diamètre s’amenuisant avec la profondeur. Ce sont les trous ou ‘hole’ en anglais. Les puits d’HC
peuvent être verticaux, inclinés (forages déviés ou dirigés) ou horizontaux. Le puits doit pouvoir
résister aux fortes pressions rencontrées dans le sous-sol liées aux fluides (eaux, gaz, pétrole) qui
s’y trouvent.
Les puits d’HC sont donc équipés de tubes en acier nommés casings vissés les uns aux autres ou
soudés de bout en bout. Ils assurent la stabilité des trous (empêcher les éboulements). Une enveloppe
de ciment réalise l’adhésion entre les parois du trou et les casings.
Le ciment est mis en place par circulation directe c'est-à-dire par injection dans le trou et remontée
dans l’annulaire (espace entre casing et trou ou entre 2 casings), lorsqu’une manœuvre de forage
d’une section de trou est terminée et que la descente du casing est faite au cours d’une opération
appelée cimentation.
Les rôles des ciments sont :
 Supporter les casings et les protéger de la corrosion,
 Isoler les zones productrices pour empêcher toute communication de fluide.
Le programme de forage et de tubage est la séquence de forage des sections de trou et la séquence
de descente des casings dans les sections de trou forées. Les longueurs des sections de trous ainsi
que les diamètres des outils à utiliser sont indiqués. La séquence de descente des casings dans les
sections de trous est la suivante:
1- Tube guide ou conducteur (Conductor pipe) :
c’est une colonne de tubes légers ancrée dans le sol à
une 10aine de mètres de profondeur. Il permet de ca-
naliser la boue en début de forage et d’éviter l’affouil-
lement des terrains meubles superficiels. Cette co-
lonne est soit battue au marteau ou alors descendue et
cimentée dans un trou foré (longueur 100-300 pieds).
En mer, le tube conducteur doit traverser la tranche
d’eau.
2- Colonne de surface : c’est la 1ère
vraie colonne du
puits pétrolier, elle a pour rôle de coffrer les forma-
tions peu profondes qui sont en général éboulantes.
Elle sert aussi d’ancrage aux obturateurs (BOP) et aux
Figure 12: Forage en mer

dispositifs de suspension des colonnes ultérieures. Elle varie de quelques 10aines à plusieurs
100aines de mètres.
3- Colonne intermédiaire ou colonne technique : cette colonne a pour objet de pouvoir poursuivre
le forage dans les circonstances de traversées de zones à risque (argiles, sables mal consolidés, pres-
sions anormales des formations).
4- Colonne de production ou de test : dans le cas d’un forage de développement, cette colonne est
indispensable pour assurer la protection de la couche productrice et la mise en œuvre du matériel de
production. Elle est posée soit au toit de la couche productrice soit elle la traverse.
5- Colonne perdue ou liner : c’est une colonne de production qui est suspendue dans la partie
inférieure de la colonne de production. Elle est descendue pour des zones où il est difficile de prévoir
le comportement (failles, hautes pressions).
Exemple de programme de forage et de
tubage :
 Programme de forage : 36’’ × 26’’ × 17
½’’ × 12 ¼’’ ×8 ½’’.
 Programme de tubage: 30’’ × 20’’ × 13
3/8’’ × 9 5/8’’ × 7’’
III.3. LES FLUIDES DE FORAGE
 Définition et fonctions
Les fluides de forage ou boue de forage sont des fluides qui circulent dans le train de tiges et dans
l’outil de forage jusqu’au fond du trou.
Les principales fonctions des fluides de fo-
rage sont :
 la remontée des déblais (cuttings), les déblais (cuttings) sont remontés à la surface ou ils sont
partiellement récupérés et étudiés par les géologues
Figure 13: Les différentes sections d'un trou de forage
Le Blow Out Preventer (BOP) est un
équipement installé dans le puits pétro-
lier afin d’éviter l’éruption du à une
remontée brusque des fluides de forma-
tions (boue de forage, hydrocarbures)

43
 le nettoyage du trou
 le maintien de suspension des déblais après arrêt de la circulation de la boue ;
 la lubrification et le refroidissement des outils de forage ;
 la transmission des informations mesurées pendant le forage vers la surface ;
 l’entrainement des moteurs de fond ;
Le maintien des parois du trou et le contrôle des fluides de formation : le fluide de formation exerce
une pression hydrostatique 𝑷𝒉 = 𝟎. 𝟗𝟖𝟏 𝒁𝒅
𝟏𝟎⁄ , avec Z : profondeur (m) et d : densité (kg/l) et P
(bar). Cette pression hydrostatique doit être contrebalancée par la boue de forage.
La boue de forage circule à travers un circuit fermé appelé système de circulation ou elle est recy-
clée et reconditionnée à la sortie du puits et réinjectée dans le trou.
On a plusieurs types de boues (boue à eau, boue à mousse, boue à l'huile, boue à air etc…) qui
diffèrent par les additifs chimiques qui y sont introduits et qui leur confèrent des propriétés particu-
lières sur la viscosité, le pH, la densité, la salinité.
On peut citer par exemple des alourdisseurs (galène, barite), des émulsifiants, des amincisseurs,
des réducteurs de filtrat, etc….
Boue de forage = Eau + additif
Filtrat de boue
(filter cake)
Gâteau de boue
(Cake)
III.3.1. Circulation du fluide de forage
La circulation de la boue doit pouvoir entrainer les déblais du fonds du puits jusqu’en surface.
Le débit massique est supposée constant à l’intérieur du système (depuis la pompe d’injection
jusqu’à la sortie des déblais). Un changement de densité de la boue qui retourne peut entraîner no-
tamment un changement de la vitesse de retour de la boue ce qui est indicateur d’une anomalie au
fond du puits (perte de circulation, kick ou venue).
Dans le système (pompe d’injection – sortie du puits), la vitesse de circulation de la boue est liée au
débit d’injection par la relation suivante :
A
Q
V  avec V : vitesse de circulation du fluide (m/min),
Q : débit d’injection de la boue (l/min ou gpm : gallons par minute) ; A : section unitaire du
train de tiges ou de l’annulaire (m2, ft2).
(Cette équation traduit l’équation de continuité en écoulement permanent : le débit massique est
constant à l’intérieur du système.)

III.3.2. Gradient pression de la boue, gradient de fracturation et gradient de formation
Les gradients de la boue et gradients de pression des fluides de formations sont respectivement les
évolutions avec la profondeur de la pression de la colonne de boue et de la pression des fluides de
formation rencontrées au cours du forage. Le gradient de fracturation est l’évolution avec la profon-
deur de la pression de fracturation de la formation.
Dans la plupart des forages, la pression de la colonne de boue est constamment maintenue au-dessus
de celle des fluides de formation de sorte à empêcher les fluides de formation de pénétrer dans le
trou (venue) : c’est le forage dit overbalanced.
Aussi, la pression de la colonne de boue est maintenue en dessous de la pression de fracturation
pour éviter à la formation de se fracturer.
La relation entre le gradient de pression de la boue et la densité de la boue est donnée par la formule
suivante :
 Densité de la boue (ppg) × 0,052 = gradient de pression de la boue (psi/ft)
ou
 Pression de la boue (psi) = densité de la boue (ppg) × profondeur (ft) × 0,052.
Remarque : le gradient de formation et la pression des fluides de formations sont des données qui
sont évaluées à partir du type de formation qu’on peut rencontrer. Cette évaluation est faite à partir
des connaissances géologiques et géophysiques de la zone à forer et des puits de corrélation.
III.4. METHODES ET OUTILS DE FORAGE
A- Les méthodes de forage
La méthode de forage la plus utilisée dans l’industrie pétrolière est le forage rotationnel (Rotary
Drilling) où un mécanisme de rotation induit par un moteur est transmis au train de tiges et à l’outil
de forage qui est descendu dans le trou en même temps qu’il coupe et broie les roches et les débris
rocheux sont évacués à la surface par la boue. Le moteur peut être soit au niveau de la table de
rotation (Kelly Bushing) ou au niveau d’un système appelé Top Drive.
Pour les puits fortement déviés, c’est seulement l’outil, au bout de la garniture de forage qui tourne,
entrainé par un moteur de fond qui est actionné par la circulation de la boue.

45
B- Les outils de forage
Les outils de forages sont nombreux et variés tant dans leur forme que dans leurs fonctions en fonc-
tion de la lithologie rencontrée. On a les outils à molettes, les outils à diamant, les trilames, aléseurs,
marteaux de fond de trou, etc…
Les outils sont constitués d’une queue filetée qui se fixe au train de forage ; d’un palier sur lequel
ont montés les cônes ou molettes (pour les outils à molette), des conduites du fluide de forage.
Le corps de l’outil est en acier et les parties en contact avec las roches sont protégées par des métaux
durs (carbure de tungstène ou diamant par exemple).
Le choix technique de l’outil s’opère à partir des considérations sur la dureté des roches et leur
caractère abrasif, le type de boue utilisé, la déviation du forage, le carottage, le diamètre de l’outil,
le poids du train de tige sur l’outil (weight on bit).
Les outils sont fixés sur les masses tiges communiquant leur poids à l’outil et prolongées en surface
par des tiges de forage ; l’ensemble est mis en rotation grâce à la table de rotation par l’intermédiaire
de la tige d’entrainement ou Kelly (cas du Kelly bushing) ou grâce à un système en rotation au
niveau d’un Top Drive (cas du Top Drive). Pour le levage nécessaire aux manœuvres de forage et
pour porter le poids du train de tiges, nous avons un derrick, un crochet, un treuil et un moufle.
 Coût du forage au mètre ou au pied foré : le choix de l’outil de forage tient compte
non seulement des considérations propres à la formation à forer (dureté des roches à traverser,
déviation du trou, etc…) mais aussi et surtout du coût. On définit le
coût de l’outil au pied ou au mètre foré qui est déterminant dans le
choix de l’outil de forage :
𝑪 =
𝑪𝒐𝒖𝒕𝒊𝒍 + 𝑪𝒓𝒊𝒏𝒈(𝑻𝒓 + 𝑻𝒎)
𝑯
avec C : coût au mètre foré ($/m ou $/pieds) ; Coutil : coût de l’outil ;
Crig : coût du rig ; Tr temps d rotation de l’outil ; Tm : temps de
manœuvre ; H intervalle foré (mètre ou pieds).
Le temps de rotation est le temps pendant lequel l’outil tourne effec-
tivement et coupe ou broie les roches et le temps de manœuvre est le temps nécessaire pour réaliser
une manœuvre de forage c'est-à-dire l’ajout de tiges de forges additionnelles pour allonger le train
de tiges et poursuivre le forage, le changement d’outils défectueux, etc….
Mots-clés
 forage pétrolier
 drilling prognosis
 boue de forage
 gradient de pression
 pression hydrostatique
 pression de boue
 Blow Out Proventer
 coût de forage

 EXERCICE I
Pour le forage d’un terrain donné, trois outils donnent les résultats sui-
vants :
Vitesse de rotation
(tour par minutes)
Section forée (pieds) Temps de rotation
(heure)
Outil 1 135 150 5,06
Outil 2 102 178 6,65
Outil 3 98 217 12,8
1. En utilisant l’équation du cout au pied foré, dites parmi les outils suivants, lequel est le plus
économique ? Données : Cout du rig= 750€/heure ; prix des outils : 232,5€/heure ; temps
de manœuvre : 6 ,5 heures
2. Calculer la vitesse de pénétration de chaque outil
3. Calculer la quantité d’hydrocarbures liquides produits en récupération primaire ainsi que
le taux de récupération primaire pour un réservoir d’huile avec les données suivantes :
 Pression initiale du réservoir : 12500psi
 Pression moyenne du réservoir à la fin de la production primaire : 4300psi
 Coefficient de compression de l’huile : 22,05.10-6
 Réserves d’huile : 500.106
barils
 EXERCICE II
Soit un forage pétrolier de 1500m de profondeur sous une profondeur d’eau de 78m. La hauteur de
la table de rotation est de 22m.
1. Qu’est-ce qu’un forage pétrolier
2. quels sont ses fonctions, à quel moment de l’exploration-production il intervient ?
3. Déterminer le nombre de sac de ciment, la quantité d’eau et de bentonite nécessaire à la
cimentation de l’espace annulaire de la 1ère
section du trou de forage si le laitier de ciment
est constitué de ciment de classe G avec 45% et 12% de bentonite par poids de ciment. La
section du puits à une longueur de 198pieds. Le diamètre du trou est 36’’ et le diamètre du
casing 30’’.
EXERCICES

47
Données : Poids d’un sac de ciment de classe G : 94lbs
Volume absolu du ciment de classe G : 0,082gal/lb
Volume absolu de bentonite : 0,0451 gal/lb
Volume absolu de l’eau : 0,1202gal/lb
 EXERCICE III
1. Qu’appelle-t-on boue de forage
2. Comment appelle- t-on le phénomène qui se produit dans la formation dans le voisinage quand
la pression de la boue de forage est supérieure à la pression des fluides de formation? Expliquer
ses phénomènes et ses conséquences.
3. Qu’adviendra-t-il si la profondeur 1300m (en dessous du niveau de la mer), le forage rencontre
des fluides de formation avec un gradient de pression de 0,482 psi/pieds ? La densité de la boue
utilisée est 8,7ppg.
 EXERCICE IV
Au cours du forage d’un trou de 20’’, on injecte une boue de forage à une vitesse de 0,75 m/s. Le
jeu entre la tige de forage et le trou est de 2’’1/4.
1. Quel est le débit d’injection de la boue en l/min et en gpm ?
Pour le trou suivant de 14’’3/4, on augmente la vitesse de circulation de la boue à 1,2 gal/ft et le
débit d’injection précédent de 3,5 gpm.
2. Quel doit être le diamètre de la tige à utiliser ?
Unités :
Volume : 1 ft3
= 7,48 gallons = 28,3 litres = 0,028 m3
1L=0,264gallons
Longueur : 1 pied (ft ‘) = 12 pouces (inch ’’) = 0,304 m
EXERCICES

DIAGRAPHIES PETROLIERES
Introduction
Étude des caractéristiques des formations traversées
par un sondage se fait grâce aux diagraphies. Les diagra-
phies permettent d’avoir une vision continue, objective et quanti-
tative des séries traversées par un forage et de réaliser le lien entre
les mesures géophysiques de surface et la géologie de subsurface.
Les ‘diagraphies’ ou encore ‘log’ désignent tout enregistrement
continu en fonction de la profondeur des variations d’une ca-
ractéristique donnée des formations traversées par un forage.
Cette technique est apparue en 1927 et a connu depuis un déve-
loppement fulgurant pour devenir un outil incontournable de l’in-
dustrie pétrolière.
Selon que les diagraphies sont enregistrées pendant ou après le
forage, on distingue :
 les diagraphies instantanées : enregistrées au cours du forage,
elles sont d’un accès direct (poussée sur l'outil,
vitesse d'avancement, débit des fluides de forage, examen des dé-
blais, examen qualitatif et quantitatif de la boue, indices de gaz ou
d'huile, température, etc…) ; elles permettent de suivre l’évolution du forage (MWD, mudlogging);
 les diagraphies différées : elles sont enregistrées en fin de forage en descendant les outils
à l’extrémité d’un câble (wireline).
L’essentiel de l’interprétation des diagraphies différées consiste à déterminer des paramètres tels
que la porosité des formations traversées, les fluides contenus et leur saturation, les limites des
couches, les contacts entre les différents fluides, la qualité de la cimentation, le diamètre, l’inclinai-
son du trou, le pendage des terrains ainsi que la direction des discontinuités, l’effet de la boue sur
les formations traversées, etc…
Toute variation des courbes de diagraphie doit avoir une signification géologique évidente et vice
versa.
Permettre aux étudiants de
connaitre le rôle des diagra-
phies dans l’industrie pétro-
lière et particulièrement :
les différents types de dia-
graphies (instantanées et
différées) et leur impor-
tance ;
les paramètres des diagra-
phies différées enregistrés
et les équipements ;
la théorie sur quelques me-
sures des diagraphies : résis-
tivité, PS, densité, neutron,
sonique
les applications pratiques
des diagraphies : résistivité,
PS, Gamma ray, etc… ;
les facteurs influençant les
mesures diagraphiques
Objectifs
L’

49
IV.1. PARAMETRES ENREGISTRES ET EQUIPEMENTS
A- Paramètres enregistrés
Les paramètres physiques qui font l’objet de mesures diagraphiques sont regroupés en deux (02)
catégories selon qu’ils soient des phénomènes naturels spontanés ou des phénomènes obtenus par
excitation.
 Paramètres naturels engendrés spontanément: un dispositif comprenant un simple ré-
cepteur est descendu dans le puits et enregistre des paramètres tels que :
- le potentiel spontané PS,
- la radioactivité naturelle : totale (Gamma ray GR) ou sélective (Gamma ray spectral),
- la température T,
- le diamètre du trou C,
- la déviation (inclinaison du trou)
- le pendage des terrains.
 Paramètres physiques obtenus par excitation: un dispositif constitué d’un couple émet-
teur-récepteur est descendu dans le trou ; un signal est envoyé dans la formation par un émetteur et
on enregistre la réponse à l’aide d’un récepteur.
Ce sont :
- les mesures de résistivité : diagraphies électriques (émission d’un signal à partir d’électrodes) ;
diagraphies d’induction (émission d’un signal à partir de bobines d’induction),
- les mesures nucléaires : diagraphie gamma-gamma ou de densité (émission d’un rayonnement
gamma), diagraphies neutron (émission de neutrons dans la formation), etc…,
- les mesures acoustiques : diagraphie sonique (émission d’ondes dans la formation), diagra-
phies d’amplitude et d’adhérence du ciment, etc….
B- Equipements
L'ensemble des équipements utilisés pour l'enregistrement des dia-
graphies comprend :
• Un treuil volumineux et puissant, sur le tambour duquel sont
enroulés plusieurs milliers de mètres de câble. Le câble est un or-
gane essentiel dont le rôle est à la fois mécanique et électrique.
Fixé à une extrémité du tambour, il se termine à l'autre extrémité
par un raccord rapide qui permet la connexion mécanique et élec-
trique avec l'outil descendu dans le trou de forage. Le câble assure
La diagraphie de densité,
la diagraphie neutron et
la diagraphie sonique
sont dites diagraphies de
porosité car leur princi-
pale application est la dé-
termination de la porosité
des formations.

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