Détermination des principaux paramètres des gisements et calcul des réserves de pétrole et de gaz

Combien d’huile et de gaz contient un gisement, et quelle part pourra-t-on réellement produire ? Cette question est au cœur de toutes les décisions de l’amont pétrolier : plan de développement, nombre de puits, dimensionnement des installations et de l’oléoduc d’exportation, valorisation des actifs et recettes de l’État. Ce cours apprend au futur technicien supérieur à déterminer les paramètres clés d’un réservoir (porosité, perméabilité, saturations, hauteur utile, facteurs volumétriques) et à estimer les volumes en place et les réserves par les trois grandes familles de méthodes : volumétrique, bilan matière et analyse de la production, complétées par une introduction à la simulation numérique de réservoir. Les exemples, de valeurs indicatives, s’inspirent des grès du rift de Termit–Agadem. Volume : 20 h de CM, 10 h de TD, 30 h de travail personnel (3 crédits).

Objectifs d’apprentissage

• Calculer la porosité à partir des diagraphies, la perméabilité par la loi de Darcy et la saturation en eau par la loi d’Archie ; définir la hauteur utile par des seuils.
• Estimer les volumes d’huile et de gaz en place par la méthode volumétrique, en unités de champ et SI.
• Classer les quantités selon le système SPE-PRMS (réserves 1P/2P/3P, ressources contingentes et prospectives).
• Appliquer le bilan matière (huile sous-saturée, gaz sec avec la droite p/z).
• Analyser le déclin de la production (Arps) et décrire les étapes d’une simulation de réservoir.

Prérequis

Géologie des réservoirs, bases en exploitation des gisements (propriétés des fluides : Bo, Bg, Rs), mathématiques (logarithmes, exponentielles), unités de champ.

Plan du cours

1. Leçon 1 — Paramètres pétrophysiques : porosité, perméabilité, saturation et hauteur utile
2. Leçon 2 — Méthodes volumétriques et classification des ressources et réserves
3. Leçon 3 — Méthode du bilan matière
4. Leçon 4 — Analyse des données de production et simulation de réservoir

Modalités d’évaluation

Volume horaire : CM 20 h, TD 10 h, TP 0 h, TPE 30 h (3 crédits). Évaluation : contrôle continu (quiz, TD de calcul, mini-projet d’estimation des réserves d’un gisement fictif) 40 % et examen terminal écrit 60 %.

Bibliographie

• A. Satter, G. M. Iqbal, Reservoir Engineering: The Fundamentals, Simulation, and Management of Conventional and Unconventional Recoveries, Gulf Professional Publishing.
• L. P. Dake, Fundamentals of Reservoir Engineering, Elsevier.
• T. Ahmed, Reservoir Engineering Handbook, Gulf Professional Publishing.
• R. Cossé, Techniques d’exploitation pétrolière : le gisement, Éditions Technip.
• SPE, WPC, AAPG, SPEE, SEG, Petroleum Resources Management System (PRMS), édition 2018.