INTERPRETATION DES DIAGRAPHIES

1- Introduction

• Il existe plusieurs niveaux d'interprétation des diagraphies.

• Sur le chantier, sans calcul, rapide, ce qui permet de prendre les décisions qui s'imposent.

• Quelques jours plus tard, avec l'aide de l'ordinateur et en faisant des calculs plus complexes. Dans ce cas, il faut souvent disposer de renseignements complémentaires.

• Beaucoup plus tard, au niveau d'un champ pétrolier. On peut alors reprendre l'interprétation de chaque forage en affinant.

• Établir des corrélations entre plusieurs puits.

2- Log composite

• Le log composite est un document ou sont portés tous les enregistrements en notre possession.

• Ceux-ci doivent être calés aux bonnes profondeurs pour un suivi précis des couches.

• A partir du log composite, on fait une interprétation qualitative:

• - Repérer les zones à grande résistivité. • - Repérer les zones à radioactivité

minimum.

• La deuxième étape consiste à détecter les réservoirs et donc repérer les zones poreuses et perméables.

• Ceci peut se faire de plusieurs façons.

A partir de la PS

• Définir la ligne de base des argiles :

- Si Rmf < Rw, délimiter et retenir les zones de déflexion positive. - Si Rmf > Rw, délimiter et retenir les zones de déflexion négative. - Pas d'information si la P.S. est plate.

A partir du gamma ray

• Retenir les zones à radioactivité minimale.

• Repérer les niveaux d'argile.

A partir du microlog

• Délimiter et retenir les zones de séparation positive.

A partir du diamètreur

• Délimiter et retenir les zones à dépôt de mud-cake.

3- interprétation quantitative

• La caractérisation de fluides en place peut se faire par comparaison et superposition des courbes de résistivité.

• On peut obtenir Rw par le log P.S.

• On peut mesurer Rt sur une courbe adéquate. ( latérolog, grande normale, induction, etc).

• On connaît Rmf à partir des caractéristiques de la boue.

• Rxo est donné par le microlog, la petite normale, les micro dispositifs etc.

Calcul des saturations

• Pour un même niveau, il n'y a pas lieu de changement de porosité et donc Phi reste la même F est inchangé. On peut donc écrire:

• Pour un même réservoir Rmf/Rw est une constante.

• Deux cas peuvent alors se présenter.

– Zone à eau

– Zone a hydrocarbures

A - zone a eau

• Comme Rmf/Rw est une constante il en découle que pour une zone à eau le rapport Rmf/Rw = Rxo/Rt = constant et maximum.

• C'est le rapport qui est une constante et non les valeurs de Rxo et de Rt.

• Si Rmf est > Rw le rapport est > l et si Rmf < Rw le rapport est < l.

b- zone a hydrocarbures

• Dans ce cas Sw est inférieur à 1 et en général Sw<Sxo car Shr<Shc.

• Le rapport (Sw/Sxo)2 va diminuer par rapport à ce qu'il était dans la zone eau.

• Le rapport Rmf/Rw lui reste constant.

• Puisqu'il s'agit du même niveau.

• Donc Rxo/Rt va diminuer et devenir en général inférieur 1.

• Donc dans la zone à eau le rapport Rxo/Rt est maximum.

Dès que le rapport Rxo/Rt commence à diminuer c'est

l'indice d'une zone à hydrocarbures.

• Cette méthode n’est applicable que:

• - s'il existe une zone à eau;

• - dans les formations propres;

• - lorsque l'invasion est suffisamment bonne pour obtenir une valeur de Rxo correcte.

La nature de l'hydrocarbure sera déterminée par les logs

Neutron-Densité.

4- Lecture des porosités

• comparer des courbes de porosité, et les superposer.

• Pour pouvoir comparer deux logs de porosité, comme le densité et le neutron par exemple, il faut que les échelles soient convenablement choisies.

• Si le neutron est calibré calcaire, avec 3 unités de porosité (en %) par division,

• et le densité avec 0.05 g/cc par division.

• les échelles sont dites compatibles

• si l'on amène le 0 % de porosité du neutron sur la valeur de la matrice calcaire (2.71 g/cc).

• les deux logs doivent se superposer au bruit près pour autant que l'on ait une formation calcaire avec comme fluide de l'eau.

Si les deux courbes ne sont pas confondues, cela peut provenir

- d'une lithologie non calcaire ;

- de la présence d'argile ;

- de la présence d'hydrocarbures surtout de gaz

5- détermination de la lithologie

• Les constituants des roches peuvent être identifiés par les cross plot

• - Densité-neutron• - Neutron-sonic• - Sonic-densité

Ou en utilisant les 3 enregsitrements en meme temps

• appelle cette méthode d'interprétation le MN plot.

• On calcule M et N.

• Si une formation contient plusieurs de ces minéraux, elle pointera à l'intérieur d’un triangle.

• triangle anhydrite - dolomie- quartz

• triangle dolomie- quartz - calcaire.

• En fonction de la connaissance géologique de la région, on choisira le triangle approprié.

• Les flèches sur cette figure représentent la direction de l'effet du gaz, de l'argile ou de la porosité secondaire.