Évaluer l'hétérogénéité du réservoir en utilisant le facteur de turbulence comme outil efficace pour la classification des unités d'écoulement hydraulique pour le puits BM-85, Golfe de Suez, Égypte

Pourquoi les couches rocheuses sous la Mer Rouge comptent

Sous les eaux du golfe de Suez en Égypte, de fines couches de sable et de boue déterminent si un gisement de pétrole continue de produire ou s’épuise. Même dans des puits qui semblent prometteurs sur le papier, certaines couches laissent l’huile circuler librement tandis que d’autres la bloquent obstinément. Cet article explore une nouvelle manière de classer ces couches cachées dans un seul puits, BM‑85, en examinant non seulement la porosité des roches, mais aussi la manière dont les fluides se déplacent de façon chaotique à travers leurs minuscules passages.

Un patchwork souterrain difficile

L’étude porte sur la formation du Sénonien inférieur, un ensemble de roches profondes sous le golfe de Suez. Cette région est connue des géologues pour sa structure fracturée et faillée et ses types de roches qui changent rapidement. Plutôt que d’un empilement simple et uniforme, le réservoir ressemble davantage à un patchwork cousu de sables, de marnes et de fines schistes. Ces variations — connues sous le nom d’hétérogénéité du réservoir — influencent fortement la manière dont le pétrole, le gaz et l’eau se déplacent sous terre et peuvent faire la différence entre une production efficace et des ressources condamnées.

Observer les roches par carottes et diagraphies

Pour démêler cette complexité, les auteurs ont combiné deux types de preuves. D’abord, ils ont examiné 103 petits échantillons cylindriques de roche, ou carottes, prélevés entre environ 3,4 et 3,5 kilomètres de profondeur. Des essais en laboratoire ont mesuré l’espace vide contenu dans ces échantillons (porosité) et la facilité avec laquelle les fluides peuvent les traverser (perméabilité). Ensuite, ils ont analysé des mesures continues enregistrées par des instruments descendus dans le puits — gamma, densité, neutron, sonique et résistivité — pour cartographier les changements de type de roche et de contenu en fluide sur toute la profondeur. En faisant correspondre les résultats des carottes aux réponses des diagraphies, ils ont pu étendre l’information détaillée sur la roche bien au‑delà des quelques emplacements où des carottes étaient disponibles.

Trouver les zones favorables à la production

À partir de cet ensemble de données intégré, l’équipe a identifié deux principales « zones productives » capables de produire des hydrocarbures. Pay 1, l’intervalle supérieur, présente une porosité modérée d’environ 21 % et une saturation en huile relativement élevée d’environ 63 %, mais une capacité d’écoulement seulement modeste. Pay 2, l’intervalle inférieur, se distingue comme un excellent réservoir : les mesures de laboratoire révèlent une perméabilité moyenne très élevée, de l’ordre de plusieurs centaines de millidarcies, avec une porosité effective comprise entre 18 et 21 %. Ensemble, ces valeurs indiquent une roche qui non seulement stocke le pétrole mais le laisse aussi circuler facilement vers le puits. Cependant, l’étendue des perméabilités mesurées — allant de presque imperméable à extrêmement ouverte — confirme que même au sein de ces zones productives, le réservoir est loin d’être homogène.

Quand l’écoulement cesse d’être laminaire

Les évaluations traditionnelles lient principalement porosité et perméabilité, mais cette étude va plus loin en considérant la manière dont l’écoulement des fluides devient irrégulier à des vitesses plus élevées ou dans des réseaux de pores complexes, un comportement appelé écoulement non‑Darcy. Les auteurs utilisent une grandeur connue sous le nom de facteur de turbulence, symbolisé par β, qui augmente lorsque les chemins fluides se tortillent à travers des pores étroits ou tortueux. En calculant β à partir de la perméabilité de chaque carotte et en le traçant par rapport à une mesure combinée porosité‑perméabilité appelée indice de qualité du réservoir (RQI), ils ont séparé la roche en deux unités d’écoulement hydraulique. Un groupe présente un RQI élevé et un β faible, indiquant des chemins bien connectés et à « écoulement fluide ». L’autre montre un RQI faible et un β élevé, révélant des structures de pores plus serrées et chaotiques qui restreignent le mouvement même si la porosité semble acceptable sur le papier.

Relier la taille des pores au comportement d’écoulement

Pour expliquer ces différences, l’équipe a estimé la taille des collets de pores — les goulots d’étranglement entre pores plus larges — en utilisant des techniques de laboratoire spécifiques et des équations établies. Les roches dominées par des collets de pores plus larges (macro‑ et mégapores) tendent à avoir une perméabilité élevée et des facteurs de turbulence faibles, ce qui en fait des cibles de production de premier ordre. En revanche, les roches principalement constituées de collets très petits se comportent comme des réservoirs serrés : elles stockent des fluides mais les libèrent avec réticence, et affichent des valeurs élevées de β qui signalent une forte résistance à l’écoulement. Une analyse complémentaire de la variation de la capacité de stockage et de la capacité d’écoulement en fonction de la profondeur révèle que quelques veines à haute perméabilité supportent la majeure partie du flux, tandis que des couches plus épaisses mais plus serrées agissent principalement comme stockage.

Ce que cela signifie pour produire plus de pétrole

Vu par un non‑spécialiste, l’étude montre que toutes les roches « attrayantes » ne se valent pas. Deux couches avec une porosité similaire peuvent se comporter très différemment si l’une possède des pores ouverts et bien connectés et l’autre est colmatée par du ciment ou des argiles. En ajoutant le facteur de turbulence aux mesures standard, les auteurs fournissent une image plus réaliste des parties du réservoir qui délivrent réellement du pétrole de façon efficace. Dans BM‑85, la zone productive 2 correspond à la meilleure unité d’écoulement hydraulique, tandis que la zone productive 1 correspond à une unité plus modeste, mais toujours productive. Cette approche — mariant tests sur carottes, diagraphies, estimations de taille des pores et unités d’écoulement basées sur β — offre aux opérateurs du golfe de Suez et de gisements similaires un outil plus précis pour repérer les zones les plus favorables, planifier des inondations d’eau et, en définitive, récupérer davantage d’hydrocarbures dans des paysages souterrains complexes.

Citation: Al-Alfy, I.M., El-Sawy, M.Z., Salama, N.S. et al. Assessing reservoir heterogeneity using the turbulence factor as an effective tool for hydraulic flow unit classification for BM-85 Well, Gulf of Suez, Egypt. Sci Rep 16, 7185 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-37379-0

Mots-clés: hétérogénéité du réservoir, Golfe de Suez, unités d'écoulement hydraulique, facteur de turbulence bêta, taille des collets de pores