Diagraphie = enregistrement en continu d’un paramètre géophysique le long d’un forage. La représentation graphique du paramètre est appelé log.

2 types de diagraphies : En même temps que le forage o Mud-logging : mesures et analyses en surface pdt le

forage : description des cuttings (fragments de roches remontés), calcimétrie (% de CaCO3 par HCl), composition et teneur des HC (fluorescence, …), pénétration

o MWD (Measurement While Drilling) : trajectoire en temps réel (direction & inclinaison), Weight On Bit (WOB) = poids sur l’outil, Torque On Bit, Downhole flow, Short normal resistivity, Température, Pression

o LWD (Logging While Drilling) : paramètres similaires à ceux enregistrés par la méthode conventionnelle (résistivité, porosité, sonic = vitesse acoustique dans les roches, gamma ray, densité, neutron)

Après le forage o Conventional Wireline logging ou diagraphie différée :

action d’utiliser un outil de mesure suspendu à un câble « wire » qui permet de faire transiter les données jusqu’à la surface. Premières générations d’outils

Résolution bien plus importante que le système sismique. Peut aller jusqu’à une précision millimétrique.

QUAND utiliser les diagraphies ? Approche pétrolière : où sont les prospects ?

PHASE 1 : Où sont les pièges, RM, etc. PHASE 2 : une fois que les prospects sont identifiés, puits

d’exploration. Y a-t-il du gaz/huile/eau dans quel type de roches (approche « quick-look) ? Combien (approche quantifiée porosité, perméabilité, saturation, volume) ? Permet d’appréhender la géologie des formations + types de fluides en profondeur, sans avoir besoin de carotter systématiquement, ce qui est très coûteux.

(/ !\ perméabilité déterminée par résonnance nucléaire

Eléments : travelling block, rotary table, Kelly, drill pipe,

Fluide de forage Boue à bentonite, à eau : WBM (Water Based Mud), à huile :

OBM (Oil Based Mud), mousse Ajout de barytine parfois (augmentation de la densité) Polymères divers

Rôles : Nettoyage du trou (remontée puis récupération des cuttings) Maintien des parois du trou Lubrification et refroidissement Consolidation des parois du forage (mud cake)

Outils de forage polycrystalline diamond compact (PDC) Tungsten carbide inserts bits (TCI or button bits) milled-tooth bits Pour les formations tendres

Forages pétroliers généralement destructifs

Outils de carottage Conventionnel Sidewall : core bullets ou coring bits (rotation)

Wireline logging Treuil : alimente l’outil en électricité, mesure la profondeur,

recueille les données. Circuit de contrôle et commandes : permet de fonctionner

les appareils et de traiter le signal Outils : suivant le but de l’étude Système d’enregistrement : digital VS transmission par la

boue pour les MWD et LWD

Se repérer dans un forage : RKB (Rig kelly bushing)MSL (Mean Sea Level)SL (Sea level)SS (Sea surface)GF (Ground Floor)MD=Measured depthTVD=True vertical Depth

TVDSS=True Vertical depth Sub-seaMDRT=Measured Depth below rotary tableTD=Total DepthTBT=True bed thicknessTVT=True Vertical thickness

L’environnement du forage – la pression Pression hydrostatique : poids d’une colonne d’eau d’une

certaine densité. Pression de formation : pression à laquelle se trouvent les

fluides dans le réservoir. Surpression Pformation > Phydrostatique. Vertical total stress

Il faut Pmud < Pfrac pour ne pas fracturer la roche et il faut que la Pmud > Ppore pour éviter le phénomène de blowout ou éruption. « mud window » est déjà prévue avant de forer.

Ppore < Pmud < Pfrac = MUD WINDOW

L’environnement de forage – la température Bassin sed : <100°C Fossé d’effondrement : entre 100 et 150°C Subduction, volcanisme : >150°C

Notion fondamentale : le phénomène d’invasion. Dans les zones poreuses et perméables, la boue est filtrée. La partie liquide (filtrat de boue) s’infiltre, et la partie solide se plaque sur les parois (mud cake). Pas de mudcake en face des formations imperméablesProfondeur d’invasion = distance que va parcourir le filtrat de boue dans la formation dépend

Eau libre dans la boue Pression boue et de la formation Porosité : diminue lorsque la Ф augmente car le mudcake

s’y développe mieux Diamètre du forage

Rm : résistivité de la boue Rmc : résistivité du mud cake Rx0 : résistivité de la flushed zone Rmf : résistivité du filtrat de boue Sx0 : Saturation en filtrat de boue Rt : résitivité de la zone sous envahie Rw : résistivité de l’eau du réservoir Sw : saturation en eau du réservoir Rs : résistivité des shales

Le pétrolier veut que Sw soit faible car en zone saturée subsurface, 1 = Sw + SHC

FORMATION=MATRICE+ARGILES+FLUIDES+FRACTURES

Profondeur d’investigation des outils Il.D : lecture de la résistivité depuis la zone de mudcake jusque dans la zone vierge. Ca n’est donc pas la « vraie » résistivité en un point. Pour connaître la nature des fluides de la formation et la saturation de ces fluides. Couvre tout ce dont on a besoin : matrice, argiles, fluides et fractures.Il y a aussi une résolution verticale. Parfois il ne va pas pouvoir mesurer l’épaisseur de la couche si sa résolution n’est pas suffisante.

Vitesse d’enregistrement des outils Dépend du type d’outils et des données. Si combo, vitesse d’acquisition par la vitesse de l’outil le plus lent

Principaux outils. 2 grands types d’outils : passifs vs actifs 1. Caliper « passif » : taille, forme, géométrie du trou, mud cake3 grands types de CALIPER

Mécanique : bras indépendants de 1 à 6 utilisés que dans les outils wireline. Mouvement mécanique -> signal électrique -> variation de diamètre

Acoustique (actif) : pas d’élément mécanique, LWD, onde acoustique -> réflexion -> shape + orientation

Virtuels : calculé à partir d’autres logsCaving typique des shales plus que les sables : car pression de pores plus importante Niveau perméable -> mud cake ou argiles gonflantes ‘tight spot’ (on fore souvent à l’huile pour éviter ce problème) -> diamètre < bit size.SSP : Static spontaneous potential

Phénomène de Washout : éoulement à l’intéreir du forageKey seat : déformation dû au forage lui-mêmeBreakout : ovalisation des trous de forageOn évite le mettre le forage perpendiculaire aux contraintes maximales.Le caliper peut permettre de faire du contrôle qualité sur d’autres enregistrements. Ex : caving sur density log et sonic log -> ‘bad holes’

10. Potentiel spontané SP (mV) « passif » : sensible de niveaux réservoirs, poreux perméables, par l’intermédiaire de la présence de fluides, ne peut pas être utilisé en LWD

Un peu compliqué dans la Zone Vadoze, car il y a de l’air qui est résistantIl faut 3 types de facteurs : des fluides conducteurs, des bancs poreux perméables saturé en fluides ENCADRE PAR UNE FORMATION IMPERMEABLE, et un contraste de salinité entre la formation et le fluide de forage.Il ne se passe rien au niveau des argiles (ligne de base des argiles), déflection (négatif) au niveau des réservoirs car il y a un fluide. Le trou de forage est rempli par un fluide d’une certaine salinité. On parle de salinité en équivalent NaCl. Pourquoi ? Simplification car dans les fluides de forages et dans les formations, ils n’y a pas que des Na+ et de Cl-.Du fait du contact de l’eau du forage et de l’eau du réservoir, des cours naturels naissent. Cas salinité formation > salinité boue de forage (cas le plus fréquent) :Ce potentiel spontané naît du potentiel de diffusion. Les ions Na+ circulent librement, mais les ions Cl- préfèrent le milieu le moins concentré, donc accumulation de charge négative dans la boue. En face des bancs d’argiles, accumulation des charges positives car argiles négatif. Donc différence de potentiel qui fait naître un courant à l’interface entre les bancs.

Courbe théorique de ce qu’on aurait sans échange de charge.PSS = -K * log (Rmf/Rw)

K : facteur de températurePour avoir un bon signal : banc propre, épais, sans HC, dans ce cas on se rapproche d’une valeur de PSS.Déflection plus ou moins forte selon le contraste de résistivité entre le filtrat de boue et du fluide de réservoir. Plus le contraste est fort, plus la déflection est importante. Défection inverse : eau (plus) douce.Cas PS inverse : à faible profondeur Il peut arriver que la ligne de basse des argiles bouge. Si passage PS inverse à PS normale, eau plus résistante que la boue de forage, eau moins salée. Possible si l’argile n’est pas une membrane cationique parfaite. Bancs très fins, est-ce vraiment judicieux de les prendre comme référence ? Les bancs fins ont plus de risques de faire un shift.Valeurs anormales :

- bancs fins : s’éloigne du PSS- invasion : cf schéma TD- sables argileux : baisse la PS –>PSP : pseudo static

potential- niveau massive : déflection du signal- HC : résistant, donc baisse le PS

VSH = 1-(PSP/PSS)

2. Gamma Rey GR « passif » : radioactivité naturelle des 3 éléments qui peuvent émettre des rayons gamma : potassium (K), thorium (Th), uranium (U)

2 grands types d’outils Classique : enregistre la radioactivité totale Spectral : différentie la radioactivité selon les éléments

Résolution verticale et horizontale (= profondeur d’investigation) pas suffisante pour interprétation préciseIllite : tue la porosité mauvais pour les réservoirsSylvite : seul sel radioactifZircon et tout : grès peu évoluésSources de U : très importants pour les pétroliers et mines : précipitation en milieu réducteur (conservation MO) et surtout associé à de la MO. L’U est adsorbé à cette MO.+ reconnaissance des black shale : sédiments fins riches en MO : roche mère

GR > 75-80 API : niveaux argileux shale GR<50 : sables propres

VSH : « ARGILOSITE » SHALINESS proportion d’argile Corrélation

3. Diagraphies de résistivité (Ω.m) « actifs » : injection de courant à l’intérieur de la formation

r=(R*A)/L indépendant taille ou formeConductivité (S/m) : C=1/rEffet minimal collision H indicateur quantité H (eau + HC des

La matrice est non conductrice.3 types d’outils :o Log électriques à dispositifs conventionnels non focaliséo Log électriques à dispositifs focalisés : guident le courant

sur des épaisseurs bien délimités, augmente la résolution verticale. Ex : log d’induction sur trou tubé ou avec boue non conductrices (boues à huiles, boues à eau douce)

o Conductivité par méthode indirecteRx0 : pour pouvoir appliquer des corrections focused and unfocused microresistivityRt : true resistivity par induction (conductivité avec boue non conductrice huile/air forage vide) ou conventionnel ou focalisé (ex dual latérolog boue conductrice salée ; deep LLd, shallow LLs)r dépend T, salinité, ions (équivalent NaCl)Profil d’invasion dépend type boue et type fluide

Eau douce + HC : très résistant > 80 Ω.m Eau salée + HC : résistant Eau salée : peu résistant LLd Rt

ILH Ri

SFLU Rx0

Facteur résistivité : F = Rt/Rw

Loi d’Archie : F = R0/Rw = a/Фm

a : facteur de tortuositém : facteur de cimentation 1,3<m<2,2R0 : Rt (roche +fluide) à saturation totale Rt = R0 qd Sw=1

2ème Loi d’Archie : RT = R0*Sw-n Sw = (R0/RT)1/2

Courbes Rt et RO collées : argiles. Séparées = invasionMéthode pour avoir SHC : on trouve Rw puis Sw et SHC

/ ! \ Si argiles, Archie faux car argiles conducteurs, et sulfures augmentent bcp r

4. Sonic (µS/m) (DT) mesure ralentissement des ondes acoustiques (ondes de compression P)-> fait le lien avec la sismique

Porosité et pores sont les principaux paramètres qui influent sur la vitesse + argilosité fait diminuer vitesse.

5. Log densité ou log Gamma-gamma (RHOB) : source radioactive qui émet un rayonnement gamma densité globale de la roche ρb (bulk density = matrice + fluide)

Le récepteur mesure l’atténuation des rayons gammaρb=Ф∗ρf+¿

Utilisation : Lithologie + NEUTRON Identification gaz + NEUTRON Géophysique : impédance acoustique

6. PEF (litho-densité log) : sensible à la matrice uniquementphotoelectric index Pe (barns/electrons)Pour les rayons gamma faible énergie sujets à l’absorption photoélectrique selon le rayon atomique Z lithologie

7. Log Neutron : sensible à tout, très utile associé au log densitéMesure perte d’énergie des neutrons émis

pores et H matrice notamment argiles) porosité

COUPLE NEUTRON/DENSITE lithologie pour réservoir à eau UNIQUEMENT

Confondus : calcaire Densité gauche porosité : grès Densité droite porosité : argile et dolomie

Pour déterminer la porosité : règle du pouce (milieu dans réservoir à eau) ou abaque+détermination quantité d’argile, présence d’HC,

8. Outils d’imagerie de parois (FMS, FMI) : voir les lamines par exemple. Texturise l’image de résistivité en image géologique (argilosité, contenu en fluide) ou imagerie de vitesse.

9. Log NMR (Nuclear Magnetic Resonance) : le seul outil qui donne des valeurs de perméabilité qui se rapproche de ce que l’on en a laboratoire.

COUPLE NEURTRON-DENSITE-SONIC-GR : identification des RM Pic anomalique de GR (forte teneur en U) Densité faible Neutron élevé Sonic élevé (vitesses faibles)