Filière : Licence Professionnelle en Ingénierie Pétrolière, option Exploration et Exploitation Pétrolière (PET)

L’ingénierie des réservoirs est la discipline qui relie la géologie du gisement à la production : elle estime les volumes d’hydrocarbures en place, comprend comment les fluides se déplacent dans la roche poreuse, prévoit la production et choisit les techniques qui maximisent la récupération dans des conditions économiques acceptables. Ce cours prolonge le module de techniques de base d’exploitation des réservoirs et l’oriente vers la gestion du gisement : modélisation, simulation des écoulements et techniques avancées de récupération.

Les exemples s’appuient sur le contexte du bassin d’Agadem (rift de Termit, Niger oriental), où la CNPC exploite des réservoirs gréseux du Paléogène et du Crétacé supérieur dont l’huile alimente la raffinerie SORAZ de Zinder et le pipeline d’exportation Niger–Bénin. Les paramètres de gisement utilisés dans les exercices sont réalistes mais indicatifs : ils ne reproduisent pas les données confidentielles d’un champ réel.

Objectifs d’apprentissage

• Construire un modèle statique simple et calculer les volumes en place (STOIIP) et les réserves ;
• Écrire et exploiter l’équation de bilan matière d’un réservoir d’huile sous-saturé ;
• Appliquer la loi de Darcy en écoulement radial, calculer l’indice de productivité et l’effet du skin ;
• Expliquer le principe d’un simulateur de réservoir (maillage, transmissivités, schéma numérique, calage d’historique) ;
• Évaluer une injection d’eau (rapport de mobilité, écoulement fractionnaire) et situer les méthodes de récupération assistée (EOR) ;
• Prévoir la production par les courbes de déclin d’Arps.

Prérequis

Techniques de base en exploitation des réservoirs : propriétés des roches (porosité, perméabilité, saturations) et des fluides (Bo, Rs, viscosité, compressibilité) ; mathématiques de base (logarithmes, dérivées, équations différentielles simples).

Plan du cours

1. Modélisation statique et bilan matière des réservoirs
2. Écoulements en milieu poreux et équation de diffusivité
3. Simulation numérique des écoulements dans les réservoirs
4. Techniques avancées : récupération assistée et prévision de production

Modalités d’évaluation

Volume horaire : 20 h de cours magistral (CM), 10 h de travaux dirigés (TD), 0 h de TP et 30 h de travail personnel de l’étudiant (TPE) ; 3 crédits. Évaluation : contrôle continu (TD notés, quiz en ligne, mini-projet de calcul de réserves et de prévision de production sur tableur) et examen terminal écrit (exercices de calcul et questions de cours).

Bibliographie

• Ahmed, T. — Reservoir Engineering Handbook, Gulf Professional Publishing (Elsevier).
• Dake, L. P. — Fundamentals of Reservoir Engineering, Elsevier.
• Craft, B. C. & Hawkins, M. F. (rév. Terry, R. E.) — Applied Petroleum Reservoir Engineering, Prentice Hall.
• Aziz, K. & Settari, A. — Petroleum Reservoir Simulation, Applied Science Publishers.
• Cossé, R. — Le gisement, Éditions Technip (IFP).

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.