République Algérienne Démocratique et Populaire Ministère de l’enseignement supérieur et de la Recherche scientifique

Université Larbi Ben M’Hidi Oum El Bouaghi

Faculté des Sciences de la Terre et de L’Architecture

DEPARTEMENT DE GEOLOGIE

MEMOIRE PRESENTE EN VUE DE L’OBTENTION DU DIPLOME DE MASTER

En Géologie des bassins sédimentaires

Présenté Par:

MELIZI Miloud et HAMADOU Anter

Thème :

Contribution des diagraphies dans

l'analyse des bassins sédimentaires

Devant le Jury :

Pr. Khiari Abdelkaderi (Président)…………………………Université d’Oum El Bouaghi Dr. Aouissi Ryadh (Examinateur)……………….…………Université d’Oum El Bouaghi Dr. MAZOUZ Elhadi (Encadreur)…………………………Université d’Oum El Bouaghi

Septembre 2020

 :ملخصالزلازلي الاستكشاف في حالة عدم وجود نتوءات جيولوجية ، فإن طرق الاستكشاف تحت السطحي مثل

الأحواض ھذا ھو حال. ساسية للتغلب على ھذه العقبةتمثل الأداة الأ التسجيلات الكھربائية في الآبارو .الرواسبانات تحت آلاف الأمتار من حيث تقع جميع الخز ،الرسوبية الصحراوية

الآني والمتأخر في تحديد الكھربائي الھدف من ھذه الدراسة ھو توضيح أھمية استخدام أدوات التسجيل .الطبيعة الجيولوجية والبتروفيزيائية لصخور المكمن

ستنادًا إلى بيانات حقيقية من حوالي عشرين بئراً تم حفرھا في العديد من حقول النفط بالمنصة إمن إظھار كيفية الاستفادة من التسجيلات الكھربائية أثناء وبعد الحفر لتمييز مكامن الصحراوية ، تمكنا

.في الأساس السليسية الفتاتيةطبيعة ذات ال الغاز والنفطالبتروفيزيائية وھيكل و ةيبوسالرالخواص (بشكل أساسي بالجانب الساكن يتعلق توصيف ھذه الخزانات

).الخزانات المدروسة .في نھاية المخطوطة) التلامس بين السوائل في خزانحدود (مثال على التوصيف الديناميكي تم تقديم

Résumé : Dans l’absence des affleurements géologiques, les méthodes d’exploration de la subsurface telle que la sismique et les diagraphies, représentent l’outil incontournable pour dépasser cet obstacle. Ceci est le cas des bassins sédimentaires sahariens où la totalité des réservoirs gisent sous des milliers de mètres de sédiments. La présente étude avait comme objectif de montrer l’importance de l’utilisation des outils de diagraphies instantanées et différées dans la détermination de la nature géologique et pétrophysique des roches réservoirs. En se basant sur les données réelles d’une vingtaine de puits forés dans plusieurs champs pétrolier de la plate-forme saharienne, on a pu montrer comment tirer profit des enregistrements électriques lors et après forage pour caractériser des réservoirs de gaz et d’huile de nature essentiellement silicoclastique. La caractérisation de ces réservoirs concerne surtout l’aspect statique (sédimentologie, pétrophysique et structure des réservoirs étudiés). Un exemple sur la caractérisation dynamique (contact entre les fluides d’un réservoir) est présenté dans la fin du manuscrit. Abstract: In the absence of geological outcrops, subsurface exploration methods such as seismic and logging represent the essential tool to overcome this obstacle. This is the case of the Saharan sedimentary basins where all the reservoirs lie under thousands of meters of sediment. The objective of this study was to show the importance of the use of instantaneous and delayed logging tools in determining the geological and petrophysical nature of reservoir rocks. Based on real data from around twenty wells drilled in several petroleum fields of the Saharan platform, we were able to show how to take advantage from electrical recordings during and after drilling to characterize gas and oil reservoirs of essentially siliciclastic nature. The characterization of these reservoirs mainly concerns the static aspect (sedimentology, petrophysics and structure of the reservoirs studied). An example on dynamic characterization (contact between fluids in a reservoir) is presented at the end of the manuscript.

 

 

Remerciement

Nous tenons à remercier avant tout notre ALLAH, le très miséricordieux, le tout miséricordieux, qui grâce à lui nous sommes

arrivés à ce stade.

Nous remercions vivement notre encadreur Dr. MAZOUZ El Hadi qui nous a conseillé et orienté tout le long de cette étude, et dont nous

avons bénéficié de son expérience.

Nous tenons à remercier chaleureusement les membres de jury Pr. Khiari Abdelkader et Dr. Aouissi Ryadh qui ont accepté de juger

notre travail.

Nous exprimons nos profondes reconnaissances à tous nos enseignants du département de géologie et spécialement le chef du

département Dr. SAADALI Badreddine pour ses conseils et ses encouragements.

Nous tenons à remercier notre collègue LATRACH Seif Eddine qui

nous a aidé lors de la préparation de ce mémoire.  

 

 

Au nom d’Allah le Clément et le

Miséricordieux

Dédicace

Ce modeste travail est dédié à : deux personnes exceptionnelles : Ma mère et mon père, qui m’ont entouré par leur soutien,

leurs compassions et leurs encouragements.

Mes frères (Chouaib,Dounia(Soumia), Abd Raouf,Tarek ,Marwa, Amdjed )

Mes amis (Houssem , Nasro , Youcef , Walid , Houssam z , Seif

eddine ,Bolawla ,Migo, Zino , Loufi , , Hammadi R …)

Sans oublier Hichem bzf bzf

A mon binôme Miloud

A tous mes camarades de classe

A tout qui m’ont aidé au cours de la réalisation de ce travail surtout : LATRECH Seif Eddine

A mes cousins, mes cousines et aux deux familles HAMADOU et BOUSTIL.

HAMADOU Anter

 

 

Dédicace

C’est avec toute mon affection que je dédie ce modeste travail : A celui qui m’a donné la vie et qui m’as apporté sans cesse son

amour, mon Père.

A Ma très chère Mère qui m’a apporté sans cesse amour, soutien et encouragement ; et qu’elle trouve ici l’expression de

mes vives reconnaissances.

Mes très chers frères et soeurs (kais , Roumaissa , Amira). Ma femme Chaima.

Sans oublier Seif Eddine et zino A toute la famille MELIZI et

KOUSSA petits et grands.

A tout mes amis: Sami , Abdelmalek , Seif Eddine ,Anouar , Zino, Aziz , Loufi et tous mes collègues .

MELIZI Miloud 

 

Sommaire Liste des figures

INTRODUCTIONGENERALE 1

CHAPITRE 1 : LES INFORMATIONS GEOLOGIQUES ET PETROPHYSIQUES DONNEES PAR LES DIAGRAPHIES

A. informations géologiques données par les diagraphies 2

1- Facies 2

2- Environnement de dépôt 3

3- Traits diagénétiques 3

B. Informations pétrophysiques données par les diagraphies 3

1. Dureté de la roche 3

2. Densité de la roche 3

3. Résistivité de la roche 3

4. Conductivité de la roche 3

5. Radioactivité naturelle de la roche 4

6. Temps de parcours de l’onde acoustique 4

7. l’indice d'hydrogène 5

8. Porosité 5

9. Perméabilité 6

10. Saturation en eau 6

11. Saturation en hydrocarbure (huile ou gaz) 7

 

CHAPITRE 2 : CONTRIBUTION DU MUDLOGGING (DIAGRAPHIE INSTANTANEE)

1. Introduction 8

2. Principe de base du Mudlogging 8

3. La cabine géologique (Mudlogging unit) 8

4. Les capteurs du Mudlogging 9

6. Le Master log 9

a. Description des cuttings 11

b. L’avancement de l’outil de forage (ROP) 12

c. Le Gas log 13

d. La calcimétrie 13

3. Exemples d’informations géologiques et pétrophysiques tirées du mudlogging 14

1. L’avancement de l’outil de forage ROP 14

2. Gaz log 15 

3. Calcimétrie 15

Chapitre 3 : Contribution du Wireline logging (Diagraphie différée)

A. OUTILS DE DIAGRAPHIES DIFFEREES 16

1. Outils conventionnels 15

1.1. Le Caliper (ou Géométreur) 16

1.2. L’outil Gamma Ray (GR) 17

1.3. L’outil Sonic 18

1.4. L’outil Neutron 18

1.5. L’outil Densité 19

1.6. Résistivités 20

2. Outils non-conventionnels 21

2.1. Spectrométrie GR 21

2.2. Outils de test de pression (RFT/MDT/XPT/RDT) 22

2.3. Imagerie ultrasonique (ex. UBI) 22

2.4. Imagerie électrique (ex. FMI) 22

2.5 Imagerie électromagnétique (ex. OBMI) 22

B. INFORMATIONS GEOLOGIQUES ET PETROPHYSIQUES TIREES DES OUTILS DE

DIAGRAPHIES DIFFEREES 23

1. Exemples d’informations géologiques et pétrophysiques tirées des outils mécaniques 23

1.1. Tension du câble de diagraphie (Poids de l’outil) 23

1.2. Le Caliper (Géométreur) 23 

2. Exemples d’informations géologiques et pétrophysiques tirées des outils nucléaires 24

2.1. GR total 24

2.2. GR spectral 26

2.3. Neutron 27

2.4. Density 28

3. Exemples d’informations géologiques et pétrophysiques tirées des outils acoustiques 29

3.1. Sonic 29

3.2. Imagerie ultrasonique (ex. UBI) 29

4. Exemples d’informations géologiques et pétrophysiques tirées des outils électriques 30

4.1. Résistivités (Outils par conduction) 30

4.2. Imagerie électrique (ex. FMI) 30

5. Exemples d’informations géologiques et pétrophysiques tirées des outils électromagnétiques 31

5.1. Résistivités (Outils par induction) 31

5.2. Imagerie électromagnétique (pendagemétrie : pendage des couches et des structures sédimentaires)

(OBMI) 32

6. Exemples d’informations tirées des outils de test de pression (RFT/MDT/XPT/RDT) 33

Liste des figures Fig. 1 : Radioactivité naturelle des principaux types de roches

Fig. 2 : organisation Pores, Ciment, Grains

Fig. 3 : Loi de Darcy

Fig. 4 Granulométrie et perméabilité

Fig. 5 : Différents types de Saturation

Fig. 6 : Unité de Mudlogging dans un Rig de forage

Fig. 7 : Master log

Fig. 8 : Composant du Master log

Fig. 9 : Les pistes (Tracks) du Master log

Fig. 10 : Cheminement de l’échantillon de Cutting

Fig. 11 : Charte d’estimation de pourcentage de roches

Fig. 12 : Estimation simple de la ROP

Fig. 13 : Gaz total et chromatographe

Fig. 14 : Autocalcimeter et Calcimètre Bernard

Fig. 15 : Anhydrite du Sénonien carbonaté montrant une grande résistance à l’outil de forage

Fig. 16 : Gas-show devant les grès (une formation poreuse et perméable)

Fig. 17 : Masterlog montrant des taux de carbonates atteignant plus de 25% du poids des argiles

FIG. 18 Influence de la lithologie sur le Caliper et représentation des enregistrements

Fig. 19 : GR des différents types de roches

FIG. 20 Temps de transit mesuré par le sonique dans différents types de formations )

FIG. 21 Porosité mesurée par le neutron dans différents types de formation (échelle calcaire)

FIG. 22 Densité mesurée par le log de densité

FIG. 23 Effet de la présence de gaz sur le Neutron et le Densité

FIG. 24 Différents outils de résistivité et d'induction utilisés et leur profondeur d'investigation

Fig. 25 : Gradient (Pression de la formation/Profondeur) pour un réservoir à gaz

Fig 26 : Influence du poids de l’outil sur la tension du câble

Fig. 27 : Puits montrant un énorme cavage

Fig. 28 : Le Gamma ray (log et outil)

Fig. 29 : Le Gamma ray représente un miroir de la séquence sédimentaire. (à droite)

Fig. 30: Log montrant le découpage d’un réservoir basé sur le GR

Fig. 31 : Un « point bar » s’observe- le GR est sous forme d’une cloche

Fig. 32 : Applications Sédimentologiques des Diagraphies

Fig. 33 : Cross-Plot entre Thorium et Potassium montrant les différents types d’argiles

Fig. 34: Relation Porosité NMR/Potassium, une bonne corrélation

Fig. 35 : Log composite du puits TFT-36 montrant la porosité neutron

Fig. 36 : Log composite montrant une séparation entre le log neutron et le log densité dans les zones

réservoirs

Fig. 37 : Log composite sonic/GR montrant le réservoir TAGS – Plateforme saharienne

Fig. 38 : FMI montrant des déformations Syn-sédimentaires (Slumps), moins visible sur

Fig. 39 : Combinaison d’outils résistivité

Fig. 40 : Stratifications entrecroisées montrées par l’FMI

Fig. 41 : Log composite montrant différents logs de résistivité par induction Array Induction Tool (AIT).

Fig. 42 : Dipmeter renseigne sur le pendage et la direction des couches sédimentaires

Fig. 43 : Fracture cimentée dans les quartzites de Hamra montrée par l’UBI et l’OBMI

Fig. 44 : Contacts Eau/Huile et Huile/Gaz dans deux coupes au champ de Gassi Touil PF saharienne

identifié par des outils de test de pression

 

 

Introduction générale

 

1  

Les diagraphies, qu’elles soient instantanées ou différées, représentent un outil très bénéfique

dans le domaine d’exploration et production des hydrocarbures.

Elles permettent de décrypter la nature géologique et la majorité des propriétés

pétrophysiques des formations géologiques traversées dans les puits de forage et inaccessibles

à l’œil nue.

En plus, ceci est réalisé avec des couts très réduits par rapports à d’autres méthodes d’analyse

et interprétation telle que la sismique.

L’objectif de ce mémoire de fin d’étude est de dénombrer les informations géologiques et

pétrophysiques que les diagraphies instantanées et différées peuvent nous donner.

L’organisation du mémoire est comme suit :

Un premier chapitre qui présente les différentes caractéristiques géologiques et propriétés

pétrophysiques qui peuvent être fournies par les diagraphies.

Un deuxième chapitre traitant les diagraphies instantanées et présentant les informations

scientifiques fournies par ces dernières.

Un dernier chapitre qui présente les différents outils de diagraphie différée existants dans

l’industrie classés sur la base de leur principe physique suivis d’une synthèse des informations

géologiques et pétrophysiques qui peuvent être déduite de ces outils.

Enfin une conclusion générale résumant l’ensemble de ce travail suivie par une liste

bibliographique et webographique.

Chapitre I:

Informations géologiques et

pétrophysiques tirées des

diagraphies

2

A. informations géologiques données par les diagraphies :

1- Faciès :

Un faciès sédimentaire correspond à la description de l’ensemble des caractères lithologiques et

paléontologiques caractérisant une roche sédimentaire [1].

On appelle faciès l’ensemble des caractères d’un sédiment et par extension d’un ensemble de sédiments. Le

lithofaciès désigne un faciès essentiellement lithologique et le biofaciès un faciès essentiellement

paléontologique. Par exemple, on parlera de faciès marin, faciès lacustre, faciès oolithique, faciès littoral,

faciès crinoïdique, ...

Le faciès sédimentaire est défini comme l’ensemble des caractères macroscopiques propres au sédiment

comme la lithologie, les structures sédimentaires, le contenu biologique, la texture et des traces fossiles

observables en macroscopie [2].

Les principaux types de facies sédimentaires:

a. faciès carbonaté:

Un faciès carbonaté est un faciès sédimentaire constitué d'au moins 50% de carbonate de Calcium (CaCO3)

et ce carbonate de calcium se trouve dans l'aragonite, la calcite et/ou dolomite, la craie, les dolomies et

les marnes.

Les faciès carbonatés regroupent des calcaires francs, des calcaires dolomitiques et des dolomies, voire des

roches franchement magnésiennes. Lorsque l'on dispose d'analyses chimiques, on peut distinguer plusieurs

termes en fonction du rapport Ca/Mg.

b. les faciès détritiques :

Ce sont des faciès sédimentaires qui résultent d’une sédimentation et d’une accumulation des débris

provenant de l’érosion mécanique d’autres roches préexistantes. Ces constituants formant la phase

allochimique (éléments figurés) peuvent être soit meubles soit indurés et cimentés par une phase

orthochimique (matrice ou ciment).

c. faciès évaporitiques:

Ce sont des faciès résultant de l’évaporation de l’eau et de la précipitation des sels qui y sont dissous. Les

minéraux composant ce faciès sont: gypse, anhydrite, sylvite, halite.

La lithologie est la nature des roches formant un ensemble de couches ou une couche géologique. On

évoque ainsi la lithologie d'un échantillon de roche, aussi bien que celle d'une formation géologique ou de

tout un massif montagneux [3].

La texture est une caractéristique déterminée par la taille, la forme et la disposition des minéraux d'une

roche qui est observée à l'échelle microscopique. Elle permet de monter la relation entre ces caractéristiques

et les conditions de formation d'une roche [4].

3

2- Environnement de dépôt

En géologie, l'environnement de dépôt ou l'environnement sédimentaire décrit la combinaison de processus

physiques, chimiques et biologiques associés au dépôt d'un type particulier de sédiment et, par conséquent,

les types de roches qui se formeront après la lithification, si le sédiment est conservé dans la roche.

3- Traits diagénétiques

La diagenèse est l’ensemble des processus physico-chimiques qui affectent les sédiments dès leur dépôt et

pendant leur enfouissement, dans des conditions de température et de pression relativement «normales» [5].

La diagenèse se rapporte à l'ensemble des modifications physico-biochimiques que subit un sédiment, après

dépôt, dans les conditions de pression et température "faibles" qui règnent en environnement de sub-surface.

La diagenèse n'englobe pas les modifications du sédiment liées uniquement aux facteurs biologiques

(bioturbation) et s'arrête là où commence le métamorphisme. Pour dissiper l'impression d'incertitude qui se

dégage de cette frontière qualitative, disons qu'en pratique, la diagenèse traite de problèmes de dégradation

et d'évolution de la matière organique et de phénomènes de cimentation, dissolution, recristallisation et

remplacement affectant les phases carbonatée, siliceuse ou sulfatée [6].

La compaction : Le dépôt successif de sédiments entraîne une surcharge progressive faiblement compensée

par une augmentation de la pression d'eau interstitielle. La compaction des sédiments consiste en une

réduction, par voie physique ou chimique, de leur épaisseur originelle [7].

La dissolution d'un substrat ou d'une phase diagénétique préexistante a évidemment comme conséquence

une augmentation de la porosité. Ce phénomène joue à diverses échelles, depuis celle du système karstique

jusqu'à la porosité intraparticulaire. Un processus de dissolution implique toujours le passage par une étape

où existe un vide: ce vide peut être ensuite rempli par des sédiments internes ou cimenté [8].

La cimentation correspond à la précipitation de matière sur un substrat et à l'accroissement progressif des

cristaux ainsi formés. La cimentation a pour conséquence la disparition progressive de la porosité [8].

Le remplacement implique quant à lui, non seulement un changement de cristallinité, mais également un

changement chimique d'un substrat préexistant. La dolomitisation dite secondaire en est un exemple

fréquent, comme la silicification. Notons que les minéraux constituant les fossiles peuvent être remplacés

sans que leur morphologie soit affectée [9].

4

B. Informations pétrophysiques données par les diagraphies :

1. Dureté de la roche.

En géologie, la dureté d'un d'une roche est une grandeur qui mesure sa résistance : plus elle est grande, plus

la roche est dure, et plus elle est faible, plus la roche est tendre.

2. Densité de la roche

La densité est un paramètre physique qui varie en fonction de la nature des milieux géologiques. Par

définition la densité d’un corps est le rapport entre la masse volumique de ce corps et la masse volumique de

l’eau. La densité est donc une quantité sans dimension contrairement à la masse volumique qui s’exprime en

kg · cm−3.

Notons que la distinction entre densité et masse volumique n’existe pas en anglais où density est toujours

donné avec une unité et correspond à la masse volumique.

3. Résistivité de la roche.

La résistivité ρ d’un milieu est la propriété physique qui détermine la capacité de ce milieu à laisser passer le

courant électrique. La résistivité est la résistance ohmique d'un cylindre de section S et de longueur L.

R= ρ L

S

Avec : R = résistance (ohms) et ρ = résistivité (ohms*m)

Les unités usuelles sont l'ohm pour les résistances et le mètre pour les longueurs.

L'unité de résistivité sera donc l’ohm*m. L'ohm*cm employé parfois vaut 0,01 ohm.m. La conductibilité σ

est l'inverse de la résistivité et s'exprime en mho/m. En hydrogéologie on emploie le plus souvent le

micromhos /cm ou microsiemens/cm.

ρ (ohms*m) = 10’000 / σ (microsiemens/cm) = 1000 / σ (millisiemens/m)

A strictement parler la loi d'Ohm n'est valable que pour les conducteurs métalliques, pour les gaz et les

électrolytes elle n'est qu'une approximation [10].

4. Conductivité de la roche:

La conductivité décrit l'aptitude d'une substance à conduire un courant électrique, c'est-a-dire à laisser passer

les charges électriques se déplacer librement sous l'effet d'un champ électrique. Sous l'action de ce dernier,

le déplacement des charges électriques libre sur des distances macroscopiques d'un conducteur est défini par

la conductivité.

Ce déplacement des charges libres se défini par la densité de courant électriques selon la loi d'Ohm [11].

5. Radioactivité naturelle de la roche:

La radioactivité naturelle résulte de la désintégration des atomes instables de la formation et se manifeste par

l'émission des rayonnements α, β γ. Elle est due à la présence dans les roches d'isotopes radioactifs que sont

5

l'uranium (U), le thorium (Th) et le potassium (K). L'outil GR enregistre uniquement le rayonnement gamma

total dont la mesure est exprimée en unité A.P.I. (American Petroleum Institute). Parmi les roches ou

minéraux radioactifs, il existe:

• les roches plutoniques ou volcaniques acides et acido-basiques,

• les arkoses et grauwackes, les grès riches en feldspaths et en micas,

• les argiles, les minéraux argileux à composants plus ou moins thorifères, potassiques et uranifères,

• les sels de potassium (évaporites potassiques) et les phosphates,

• certains dépôts carbonatés riches en phosphates ou en matière organique,

• les gneiss, micashistes, phyllades et ardoises...

Rappelons que la radioactivité naturelle des sols et des roches est due à la présence des trois radioéléments

naturels à longue durée de vie : 238U, 232Th, 40K et de leurs produits dérivés comme le radium. Selon leur

nature, les sols et les roches ont une radioactivité spécifique qui permet de les différencier.

Fig. 1 – Radioactivité naturelle des principaux types de roches [12].

A.P.I. : unité de calibration de l’American Petroleum Institute

6. Temps de parcours de l’onde acoustique: (Travel time)

C’est le temps de traversée de l'onde acoustique dans la formation géologique. Il est exprimé en Δt

(µsecond/feet).

7. l’indice d'hydrogène

L'indice d'hydrogène (HI) d'un matériau est défini comme le rapport de la concentration en atomes

d'hydrogène par cm3 dans le matériau à celle de l'eau pure à 75 ° F. Comme des atomes d'hydrogène sont

présents à la fois dans les réservoirs remplis d'eau et d'huile, la mesure de la quantité permet d'estimer la

quantité de porosité remplie de liquide.

6

8. Porosité:

Volume de vide (“ pore ”) existant dans la roche sur le volume total de la roche, exprimé en %. L’ensemble

des pores reliés entre eux est la porosité utile. La porosité restante est la porosité résiduelle. Les roches

réservoirs ont des porosités très variables, généralement comprises entre 10% et 35 %.

Fig. 2 : Organisation Pores, Ciment, Grains

9. Perméabilité:

La perméabilité est la capacité d’une formation poreuse à laisser le fluide s’écouler lorsqu’un gradient de

pression est appliqué. Elle s’exprime en milli-Darcy ou en Darcy.

Fig. 3 : Loi de Darcy

Il n'y a aucun rapport direct entre la porosité et la perméabilité, mais pour être perméable la roche doit

obligatoirement être poreuse. Les roches très conductrices (porosité grande, perméabilité faible) sont

inexploitables du point de vue hydrogéologie. Exemple: les argiles.

7

Fig. 4 Granulométrie et perméabilité [13].

10. Saturation en eau :

C’est la fraction des vides des pores remplies d’eau est appelée « Saturation en eau »

(Sw). Le reste du volume poreux contient du pétrole et du gaz. C’est une grandeur sans dimension, exprimé

souvent en %.

11. Saturation en hydrocarbure (huile ou gaz):

Fig. 5 : Différents types de Saturation

Chapitre II:

Contribution du Mudlogging (Diagraphies instantanées)

8  

1. Introduction :

Les diagraphies instantanées sont des enregistrements en continu dans un forage (au cours de l’opération) de

différents paramètres très utiles pour connaitre la formation pénétrée [14].

Les paramètres, principalement contrôlés par les géologues sont:

L’avancement de l’outil (ROP),

Les gaz de la formation,

La calcimétrie,

La lithologie estimée,… etc.

2. Principe de base du Mudlogging

L’enregistrement des différents paramètres est obtenu à travers une vingtaine de capteurs (Sensors)

distribués un peu partout sur le Rig.

Le Mudlogging est un contrat de service réalisé entre une compagnie pétrolière et une société de service

Mud Logging, il est parmi les services indispensables dans un chantier pétrolier.

Le terme mudlogging est composé de deux mots mud : la boue et logging : graphie. La diagraphie à la boue

est le premier type de diagraphie de puits. C’est la création d'un dossier détaillé d'un forage en examinant les

déblais de roche ramenés à la surface par le milieu de forage circulant (le plus souvent la boue de forage)

[14].

3. La cabine géologique (Mudlogging unit)

A l’origine, le suivi des paramètres de forage dans une "cabine géologique" concernait uniquement la vitesse

d’avancement qui permettait au géologue de faire des corrélations et positionner ainsi les tops des

formations traversées. D’où le terme de "surveillance géologique" attribué à l’activité qui est exercée dans

ces cabines.

Le reste de cette activité est en effet, purement géologique et se résume en :

l’échantillonnage (prélèvement des échantillons tous les 5m en début de forage, 2 ou 3m dans

les terrains inconnus et tous les mètres dans le réservoir).

la description des cuttings (nature, constituants, couleur, forme, dureté, différentiation des

retombées avec les réels) et des carottes (présence d’indices importants ou carottage stratigraphique

pour datation).

la calcimétrie et la fluorescence.

la détection des gaz et la chromatographie.

Par la suite, l’opportunité d’élargir la surveillance à d’autres paramètres de forage est apparue, afin de

prévenir différents problèmes, ce qui permettra de forer avec un maximum de sécurité, d’où gain de temps,

donc, réduction des coûts du forage : c’est la connaissance des cabines TDC (total drilling control) ou unités

de Mud Logging informatisées "off line".

9  

Fig. 6 : Unité de Mudlogging dans un Rig de forage

4. Les capteurs du Mudlogging :

Un capteur est un instrument de mesure physique permettant de transformer une variation physique ou

chimique, du milieu dans lequel il est installé en une différence de potentiel ou de résistance électrique du

circuit sur lequel il est branché.

Les différents capteurs :

1. Capteur de Profondeur.

2. Capteurs de niveau.

3. Capteur de Poids.

4. Capteur de Pression.

5. Capteur de Température in / out.

6. Capteur de Densité.

7. Capteur de Pompes.

8. Capteur de débit out.

9. Torque et rotation.

10. Le dégazeur.

6. Le Master log :

Un master log est une interprétation de la lithologie traversée, il est basé sur la description des cuttings faite,

et les paramètres de forage surtout la vitesse d’avancement (ROP).

 

F

Fi

Fig. 8 : Com

ig. 7 : Maste

mposant du M

er log

Master log [14].

10 

11  

Fig. 9 : Les pistes (Tracks) du Master log [14].

a. Description des cuttings

Une fois l’échantillon est pris du tamis vibrant, il sera tamisé puis mis sur une coupelle pour être décrit avec

une loupe binoculaire.

Fig. 10 : Cheminement de l’échantillon de cutting [14].

 

b. L

Thé

tem

En p

L’avanceme

éoriquement

mps parcouru

pratique le R

ent de l’out

t le taux de

u par l’outil

ROP est un

Fig. 11 :

til de forag

e L’avancem

et la distan

Fig

paramètre

Charte d’es

ge : (Rate of

ment de l’o

nce forée en

g. 12 : Estim

dont le calc

stimation de

f penetration

util de fora

profondeur

mation simpl

cul est très c

e pourcenta

n = ROP)

age est très

r : ROP=T/(

le de la ROP

compliqué. I

ge de roche

simple et é

(P2-P1).

P

Il est donné

es

égale à au r

é par la form

rapport entr

mule suivant

12 

re le

te :

 

c. L

La d

déli

gaz

mêm

d. L

Son

est e

A d

- Ca

- Ca

Les

carb

pres

chlo

La f

ROP =

μ = bit-

N = rev

CCS =

WOB =

EFFM =

DB = B

AB = B

Le Gas log :

data base qu

imiter les z

lourds et lé

me du gaz e

La calcimét

n but est de

effectuée su

istinguer de

alcimétrie g

alcimétrie sé

mesures d

bonates [Ca

ssion due

orhydrique d

forme et l'am

Rate of pen

specific coe

volutions pe

Confined co

= weight on

= Mechanic

Bit diameter

Borehole are

:

ue retrace l

zones prod

égers : C1,

et la nature d

trie :

déterminer

ur un appare

eux types d’

globale : pou

élective : L

de calcimé

aCO3) et (C

au dégage

dans une ce

mplitude de

netration (ft/

efficient of

er minute of

ompressive

bit (lbs);

cal efficienc

(in);

ea (sq-in) of

le gas log, e

ductives du

C2, C3, C4

du fluide.

F

le pourcen

eil ‘’ Calcim

’analyse cal

urcentage de

’identificati

trie s'effect

Ca,Mg) (CO

ement de g

ellule à volu

es courbes o

/hr);

sliding frict

f the at least

strength (p

cy (%);

f the well bo

est souvent

u réservoir

4, iC4, nC4

Fig. 13 : Gaz

ntage ou la p

mètre Berna

lcimétrique

es carbonat

ion de type

tuent avec

O3)2 des éc

gaz carbon

ume constan

obtenues per

tion;

t one drill bi

psi) of the ro

ore being dr

mise à con

des zones

4, nC5, iC5

z total et chr

proportion d

ard ‘’ ou ‘’ A

:

es dans la r

de la roche

un calcim

chantillons

nique en a

nt.

rmettent de

it;

ock in the in

rilled.

ntribution po

s non prod

) et nous re

romatograp

des carbona

Autocalcimè

oche.

.

mètre Berna

de roche. O

attaquant un

caractérise

nterval bein

our toper le

ductives (p

enseigne év

phe [14].

ates dans la

ètre ‘’.

ard afin de

On enregist

n échantill

r l'échantill

g drilled;

e réservoir d

ourcentage

ventuelleme

roche écha

e détermine

tre donc l'au

lon de roc

on.

d’hydrocarb

des différ

nt sur la na

antillonnée.

er la teneur

ugmentation

che par l’a

13 

bure,

rents

ature

Elle

r en

n de

acide

14  

La réaction chimique en jeu est la suivante :

CaCO3 + 2HCl → CaCl2 + CO2 + H2O

Fig. 14 : Autocalcimètre et Calcimètre Bernard [14].

3. Exemples d’informations géologiques et pétrophysiques tirées du mudlogging

1. L’avancement de l’outil de forage ROP:

Quand le ROP augmente avec une unité (minute/mètre) ca veut dire que l’outil de forage fait beaucoup de

temps en traversant un mètre de formation. Ceci implique que cette formation est très dur (Cas des

Anhydrites).

Fig. 15 : Anhydrite du Sénonien carbonaté montrant une grande résistance à l’outil de forage

(ROP (min/m) élevé) [14].

15  

2. Gaz log : l’apparition des gaz à une profondeur donnée indique l’existence d’une formation poreuse et

perméable.

Fig. 16 : Gas-show devant les grès (une formation poreuse et perméable) [15].

3. Calcimétrie :

Fig. 17 : Masterlog montrant des taux de carbonates atteignant plus de 25% du poids des argiles

de la roche couverture inférieure (Trias carbonaté) [15].

Chapitre III:

Contribution du Wireline logging

(Diagraphies différées)

16  

A. OUTILS DE DIAGRAPHIES DIFFEREES

On désigne par diagraphie ou encore par le terme américain de « log » : tout enregistrement continu en

fonction de la profondeur, des variations d'une caractéristique donnée des formations traversées par un

sondage [16].

1. Outils conventionnels

1.1. Le Caliper (ou Géométreur)

L'outil est équipé, suivant les modèles, de plusieurs bras plaqués contre la paroi du trou. Il mesure le

diamètre du trou et permet de mettre en évidence les formations poreuses perméables grâce à la présence

d'un cake (figure 18). Le caliper est perturbé par les caves qui peuvent être dues à une érosion des parois du

trou (débit de forage trop important) ou à des formations éboulantes [17].

FIG. 18 Influence de la lithologie sur le caliper et représentation des enregistrements [17].

17  

Le caliper permet également d'apprécier l'ovalisation du trou et d'avoir une idée des contraintes en place

(information importante pour déterminer la pression de fracturation de la formation). A partir de cet

enregistrement, il est facile de calculer le volume du trou (information intéressante pour déterminer le

volume de ciment nécessaire pour cimenter un cuvelage) [17].

1.2. L’outil Gamma Ray (GR) :

L’outil Gamma-Ray mesure l’intensité du rayonnement Gamma émis spontanément des formations

géologiques, cette radioactivité naturelle des couches est due à la désintégration de certains éléments

contenus dans la composition chimique de certains minéraux des roches. Dans les roches sédimentaires, trois

éléments contribuent à la radioactivité gamma (K, Th, U). Notons que, les réflexions données par les

diagrammes des rayons gamma sont en fonction non seulement de la radioactivité des formations, mais aussi

de celle de la densité de la boue de forage, du diamètre du trou de forage et de l’existence du tubage.

L’utilisation des abaques de Schlumberger permet de réaliser les corrections nécessaires.

En ce qui concerne l’unité de mesure de la radioactivité gamma, plusieurs unités sont employées :

- L’unité ancienne utilisé par Schlumberger est le microgramme équivalent du Radium par tonne (μg.Ra-eg /

tonne).

- L’unité calibration micro-roentgen par heure (μr/h), exprimant l’intensité du rayonnement gamma, utilisée

par PanGeo – Alas Company et par Mc. Cullough Tool Company.

- L’unité API (American -Petrolium –Institut).

- L’unité de mesure coup par division (cps/division).

Fig. 19 : GR des différents types de roches [18].

 

1.3.

La d

(de

fonc

mic

- La

- La

1.4.

C’e

form

noy

et d

la p

à la

L’outil So

diagraphie

compressio

ction du typ

ro seconde/

a porosité (s

a nature lith

FIG. 2

L’outil Ne

st un outil

mation à ral

yaux d’hydro

du type de f

porosité (NP

présence de

onic :

sonique BH

on) dans la

pe de la roc

/pied. les Pr

sonique) ;

hologique.

20 Temps d

eutron :

de litholog

entir les neu

ogène (le N

fluide conten

PHI). Le Ne

e gaz et d'ar

HC (Boreho

formation.

che, de sa po

rincipales in

de transit m

gie et de po

utrons rapid

Neutron). La

nue dans la

eutron donn

rgiles dans

ole Compen

Ce dernier

orosité et d

nformations

mesuré par le

orosité. Le

des émis par

a réponse de

a formation.

ne directeme

les formatio

nsated) mes

est d’une p

de son degré

s tirées de ce

e sonique da

CNL (Com

r une source

e l’outil est

. La princip

ent la poros

ons.

sure le temp

part proport

é de compac

ette diagrap

ans différen

mpensated N

e placées su

en fonction

pale informa

sité des form

ps de propa

tionnel à la

ctions. Il s’

phie sont :

nts types de

Neutron Lo

ur l’outil; su

n de la teneu

ation recuei

mations (fig

agation d’on

a vitesse et

exprime ha

formations

g) mesure

uite à leur co

ur d’hydrog

illie de cette

gure 21). Il e

ndes acoust

d’autre par

abituellemen

)[17].

l’attitude d

ollision ave

gène, la poro

e diagraphie

est très sens

18 

tique

rt, en

nt en

d’une

c les

osité

e est

sible

 

1.5.

Le

gam

renf

RHO

FIG. 21 P

L’outil De

FDC (Focu

mmas avec l

ferment. Ell

OB : densit

Porosité me

ensité

used Densit

le milieu. C

le est conve

é lue en dia

surée par le

ty Compen

Cette densité

ertie en poro

agraphie, ρf

FIG. 22

e neutron da

nsated) mes

é est en fonc

osité équiva

RHOB=

f : densité de

Densité me

ans différent

sure la den

ction du typ

alente sur les

=ρmax (1- Φ

e fluide , Φ:

esurée par le

ts types de f

sité de la f

pe de roche

s diagramm

Φ) +ρfΦ

:porosité de

e log de den

formation (

formation p

e, de sa poro

mes de (RHO

ensité , ρmax

nsité [17].

échelle calc

par interact

osité et des

OB) :

x : densité d

caire) [17].

tion des ray

fluides qu’

de la matric

19 

yons

elles

ce.

 

Tou

pert

(figu

1.6.

Ce

corr

glob

seul

Les

Cert

L'en

prés

ut comme le

turbé par la

ure 23). Sa

FIG

Résistivité

sont les pre

rélations de

bale de la fo

le l'eau salé

outils de r

tains vont

nregistreme

sence d'hydr

e Neutron, l

a présence d

profondeur

G. 23 Effet d

és

emiers outi

puits à pui

ormation. L

e est condu

résistivité s

mesurer la

nt simultan

rocarbures

e log de den

de caves. I

r d’investiga

de la présen

ils de diagr

its. Un cour

Les matrices

uctrice du co

sont nombr

résistivité

né de la ré

et de calcul

nsité est mo

l est moins

ation est de

nce de gaz s

aphie à avo

rant électriq

s, à l'except

ourant.

eux, leurs p

de la form

sistivité da

ler la saturat

onté sur un

s sensible à

l’ordre d’un

sur le Neutro

oir été utili

que est envo

ion des argi

profondeurs

mation dans

ans les diffé

tion en eau

patin plaqu

à la présenc

n pied.

on ( - - - ) e

sés. A l'ori

oyé dans la

iles, sont trè

s d'investig

la zone en

férentes zon

dans les co

ué à la paroi

ce de gaz e

et le Densité

igine, ils se

formation e

ès résistante

gation sont

nvahie, d'au

nes permet

uches poreu

du trou ; il

et d'argiles

é ( _____ ) [

ervaient surt

et l'on mesu

es. Dans le

très variab

utres dans

de mettre

uses perméa

l sera égalem

que le Neu

[17].

tout à faire

ure la résist

cas des flui

les (figure

la zone vie

en évidenc

ables [17].

20 

ment

utron

e des

tivité

ides,

24).

erge.

ce la

 

Lor

élec

Lor

un c

Les

par

utili

la p

2. O

2.1.

Le s

uran

sque la bou

ctrique circu

sque la bou

courant dan

outils à gra

la boue et l

isé). Les ou

aroi du trou

Outils non-c

Spectromé

spectral gam

nium).

FI

ue est condu

ule de l’éme

ue est non c

s la formati

ande profon

le diamètre

utils à faible

u. La profon

convention

étrie GR

mma ray m

IG. 24 Diff

et

uctrice (bou

etteur au réc

onductrice

ion qui à son

ndeur d’inv

du trou. La

e profondeu

ndeur d’inve

nnels

mesure la rad

férents outil

leur profon

e à base d’e

cepteur à tra

(boue à l’hu

n tour indui

vestigation (

profondeur

ur d’investig

estigation d

dioactivité

s de résistiv

ndeur d'inve

eau), les out

avers la bou

uile), il faut

it un couran

(IL, Laterol

r d’investiga

gation (Mic

e ces outils

provenant d

vité et d'indu

estigation [1

tils de résis

ue et la form

t utiliser les

nt dans le ré

log) sont ce

ation est de

croLatérolog

est de l’ord

de chaque é

uction utilis

7].

tivité peuve

mation.

s outils d’in

cepteur.

entrés dans

e l’ordre de

g, MicroSF

dre de 30 cm

élément à p

sés

ent être utili

nduction. L’

le puits et d

quelques m

FL, …) sont

m [17].

part (potassi

isés. Le cou

’émetteur in

donc influe

m (suivant l’

t plaqués co

ium, thorium

21 

urant

nduit

encés

outil

ontre

m et

22  

2.2. Outils de test de pression (RFT/MDT/XPT/RDT)

Dans le cas général, il existe dans un réservoir trois fluides différentiés par leurs densités (eau-huile-gaz). Le

contact entre ces fluides est identifié par l’établissement du gradient (Pression de la formation/Profondeur)

pour chaque fluide à part.

Le contact Gaz-Eau évolue dans le temps, il augmente au fur et à mesure de la production du gaz. Sa

détermination est très utile dans la gestion des réservoirs gaziers. Une fois identifié, il est inutile (pour

produire de l’hydrocarbure) de perforer le tubage du réservoir au dessous de ce niveau, car nous allons

produire que de l’eau [15].

Fig. 25 : Gradient (Pression de la formation/Profondeur) pour un reservoir à gaz [15].

2.3. Imagerie ultrasonique (ex. UBI)

C’est une diagraphie basée sur une onde mécanique et élastique qui se propage à travers des supports fluide-

solide. La gamme de fréquence des ultrasons se situe entre 16000 et 10000000 Hertz.

2.4. Imagerie électrique (ex. FMI)

C’est une diagraphie électrique qui fournie une image in situ orientée et développée de la paroi du puits.

2.5 Imagerie électromagnétique (ex. OBMI)

C'est une diagraphie acoustique qui fournie une image in situ orientée et développée de la paroi du puits.

 

B.

DIA

1. 1.1.

1.2.

puit

Si le

Si le

INFORMA

AGRAPHIE

Exemp

Tension d

Le Calipe

ts) :

e Caliper es

e Caliper es

ATIONS G

ES DIFFER

les d’inform

u câble de

Fig 2

er (Géomét

st supérieur

st inférieur a

GEOLOGI

REES :

mations gé

diagraphie

26 : Influen

treur) vs B

au BS cela

au BS ce sig

IQUES ET

ologiques e

e (Poids de

nce du poids

S (Bit size

signifie l’e

gnifie l’exis

T PETRO

et pétrophy

l’outil)

s de l’outil s

= Taille de

xistence de

stence de zo

OPHYSIQU

ysiques tiré

sur la tensio

e l’outil de

caves

one rétrécies

UES TIRE

ées des outil

on du câble

forage, c-à-

s (Ex. zones

EES DES

ls mécaniq

[19].

-d : Diamèt

s d’argile go

OUTILS

ques

tre théoriqu

onflante)

23 

DE

ue du

 

2.

2.1.

Exemp

GR total

Fig. 2

les d’inform

29 : Le Gam

Fig. 27

mations gé

Fig. 28 : L

mma ray rep

7 : Puits mon

ologiques e

Le Gamma

présente un

ntrant un én

et pétrophy

ray (log et o

miroir de la

norme cavag

ysiques tiré

outil) (à gau

a séquence s

ge [19].

ées des outil

uche) [15].

sédimentair

ls nucléaire

re. (à droite)

es :

) [15].

24 

 

Figg. 31 : Un «

Fig. 30

point bar »

: Log montr

» s’observe e

rant le déco

entre 2942 m

de 1

oupage d’un

m et 2946 m

13 à 50 api.

n réservoir b

m où le GR

[15].

basé sur le G

est sous for

GR [15].

rme d’une ccloche s’acc

25 

croit

 

2.2. GR spectr

Fig. 33

L

Fig

ral

3 : Cross-Pl

Fig.

La régressio

. 32 : Appli

lot entre Th

34: Relatio

on normale

ications Séd

horium et Po

n Porosité N

indique que

dimentologi

otassium mo

NMR/Potas

e la porosité

ques des Di

ontrant les d

ssium, une b

é n’est pas a

iagraphies [

différents ty

bonne corré

affectée par

[20].

ypes d’argile

lation

r l’illite [15]

es [15].

].

26 

 

2.3. Neutron

Fig. 35 : LLog composite du puits TFT-36 m

montrant la pporosité neu

utron [20].

27 

 

2.4.

Density

Fig. 36 : LLog composiite montrannt une sépara

ré

ation entre l

éservoirs [15

le log neutr

5].

on et le log densité danns les zones

28 

s

 

3.1.

3.2.

3. Exemp

Sonic

Fig. 37

Imagerie u

Fig. 38 : F

ples d’infor

7 : Log com

ultrasoniqu

FMI montran

rmations gé

mposite sonic

ue (ex. UBI

nt des défor

éologiques

c/GR monta

I)

rmations sy

et pétroph

arnt le réser

yn-sédiment

ysiques tiré

rvoir TAGS

aires (Slum

ées des out

– Plateform

mps), moins

tils acoustiq

me saharien

visible sur l

ques

nne [19].

l’UBI [19].

29 

 

4.1.

4.2.

4. Exemp

Résistivité

Imagerie é

ples d’infor

és (Outils p

électrique (

Fig

rmations gé

par conduct

Fig. 3

(ex. FMI)

g. 40 : Strati

éologiques

tion)

9 : Combin

ifications en

et pétroph

aison d’out

ntrecroisées

ysiques tiré

ils résistivit

s montrées p

ées des out

té [17].

par l’FMI [

tils électriqu

19].

ues

30 

 

5. 5.1.

F

Exemp

Résistivité

Fig. 41 : Log

L

les d’inform

és (Outils p

g composite

Les zones ré

mations gé

par inductio

e montrant d

éservoirs à g

ologiques e

on)

différents lo

gaz supérieu

et pétrophy

og de résisti

ures montre

ysiques tiré

ivité par ind

ent des résis

ées des outil

duction Arra

stivités impo

ls électrom

ay Induction

ortantes [15

magnétiques

n Tool (AIT

5].

31 

s

T).

 

5.2.

sédi

Imagerie

imentaires)

Fig. 4

Fig. 43

e électrom

) (OBMI)

42 : Dipmete

3 : Fracture

magnétique

er renseigne

cimentée d

e (pendage

e sur le pend

dans les qua

métrie : p

dage et la d

artzites de H

pendage

direction des

Hamra montr

des couch

s couches sé

rée par l’UB

hes et d

édimentaire

BI et l’OBM

des struct

es [20].

MI [19].

32 

ures

 

6. Exemp

Fig. 44 : Co

ples d’infor

ontacts Eau

rmations ti

u/Huile et Hu

identif

rées des ou

uile/Gaz da

fié par des o

utils de test

aans deux co

outils de tes

de pressio

oupes au ch

st de pressio

n (RFT/MD

hamp de Gas

on [20].

DT/XPT/R

ssi Touil PF

RDT)

F saharienne

33 

e

Conclusion générale

33  

CONCLUSION

Les diagraphies sont des enregistrements en continu dans un puits. Lors

de l’opération de forage ces enregistrements sont appelés diagraphies

instantanées ou mudlogging après l’enlèvement de la garniture de forage,

les opérations électriques effectuées dans le puits son appelées

diagraphies différées ou wireline logging. Malgré les informations

précieuses qu’apportent les diagraphies à la recherches pétrolière, ces

opérations restent moins couteuses comparativement à d’autres méthodes

appliquées dans le domaine d’exploration et production des

hydrocarbures.

Le domaine d’application des diagraphies ne cesse de se développer

depuis un siècle. L’investigation des facies géologiques et des propriétés

pétrophysiques, à travers les puits de forage, n’est pas limité aux parois

libres (open hole), mais elle a passé aux puits cimentés (Cased hole).

La présente étude a permis de donner des exemples algériens dans la

plate-forme saharienne pour de bons enregistrements diagraphiques de

plusieurs paramètres géologiques et pétrophysiques à titre d’exemple : les

facies et structures sédimentaires, les fractures des couches géologiques,

la porosité des réservoirs, le volume d’argile dans les réservoirs gréseux,

les saturations etc.

Ces informations précieuses, liées à des formations se situant à des

milliers de mètres sous nos pieds, ne pourraient jamais être décryptées

sans l’intervention des diagraphies.

Bibliographie & Webographie

[1]. Gressly, A. (1838); Observations géologiques sur le Jura soleurois. Nouveaux mémoires de la Société

Helvetique des Sciences Naturelles. Neuchatel, 2, 349 p.

[2]. Poty. E. (2013) ; Géologie - Note de cours (1er Bachelier en sciences géologiques & 2e bachelier en

sciences géographiques) Département de géologie. Université de Liège.

[3]. https://fr.wikipedia.org/wiki/Lithologie

[4]. http://www.edu.xunta.es/ftpserver/portal/S_EUROPEAS/XEOL/La_texture.htm

[4]. http://www.edu.xunta.es/ftpserver/portal/S_EUROPEAS/XEOL/La_texture.htm

[5]. https://fr.wikipedia.org/wiki/Diagen%C3%A8se

[6]. http://coursgeologie.com/l-evolution-post-depot-223/

[7]. http://mediatheque.accesmad.org/educmad/mod/page/view.php?id=27106

[8]. http://www.geolsed.ulg.ac.be/sedim/diagenese.htm

[9]. http://mdevmd.accesmad.org/mediatek/mod/page/view.php?id=4242

[10]. Keller, G.V. and Frischknecht , F.C. (1966); Electrical methods in geophysical prospecting. Pergamon

press.

[11]. https://fr.wikipedia.org/wiki/Conductivit%C3%A9_%C3%A9lectrique

[12]. https://robertsix.wordpress.com/2016/02/14/la-radioactivite-des-roches-3/

[13]. https://www-ig.unil.ch/c_res16f.htm

[14]. Mazouz, E., (2015). Cours de diagraphies - Université Oum El Bouaghi.

[15]. Mazouz, E., (2018). Étude des relations entre les faciès sédimento-diagénétiques et les propriétés

pétrophysiques dans les réservoirs silico-clastiques. Exemple du Trias Argilo-Gréseux Supérieur du champ

de Toual – Gassi Touil (Sud-Est algérien). Thèse Doctorat, Université de Batna-2.

[16]. Serra, O., 1984: Fundamentals of well-log interpretation, Elsevier science publishers,

[17]. ENSPM (2006). Diagraphies différées. Formation Industrie — IFP Training – Paris. France.

[18]. Glover, P. Petrophysics. MSc Course Notes.

[19]. Zeroug, S., Bounoua, N. Lounissi, R., Zeghouani, R., Djellas, N., Kartobi, K., Tchambaz, M., Abadir,

S, Simon, P., Fuller, J. Well Evaluation Conference - Sonatrach & Schlumberger, Algiers, 2007, 1- 489.

[20]. Askri, H., Belmeheri, A., Benrabah, B., Boudjema, A., Boumendjel, K., Daoudi, M., Drid, M.,

Ghalem, T., Docca, A.M., Ghandriche, H., Ghomari, A., Guellati, N., Khennous, M., Lounici, R., Naili, H.,

Takherist, D., Terkmani, M. Geology of Algeria. Well Evaluation Conference - Sonatrach & Schlumberger,

Algiers, 1995, 1-93.