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Décret exécutif n° 21-242 du 19 Chaoual 1442 correspondant au 31 mai 2021 fixant les règles de
Le présent décret sera publié au *Journal officiel* de la République algérienne démocratique et populaire. Fait à Alger, le 19 Chaoual 1442 correspondant au 31 mai 2021. ##### Abdelaziz DJERAD. ##### 26 Chaoual 1442 7 juin 2021 ## DECISIONS INDIVIDUELLES
L'entreprise nationale ou les parties contractantes, selon le cas, doivent conduire un programme d'évaluation complet des puits.
L'opération de stimulation d'un réservoir doit être précédée d'un test en laboratoire pour s'assurer de la compatibilité entre les produits sélectionnés et la roche constituant le réservoir.
Le choix d'un mode de récupération tertiaire doit faire l'objet d'une étude au laboratoire et éventuellement d'un essai pilote. Dans ce cas, l'entreprise nationale ou les parties contractantes, selon le cas, doivent introduire, auprès d'ALNAFT, une demande pour la réalisation d'un essai pilote du mode de récupération tertiaire. Dans le cas où les résultats de l'essai pilote sont concluants, la généralisation du mode de récupération tertiaire doit faire l'objet d'un plan de développement révisé, approuvé par ALNAFT. Section 9 **De la production et soutirage des hydrocarbures**
En application des dispositions de l'article 6 de la loi n° 19-13 du 14 Rabie Ethani 1441 correspondant au 11 décembre 2019 régissant les activités d'hydrocarbures, le présent décret a pour objet de fixer les règles de conservation des gisements.
Afin d'assurer une optimisation de la production et de maximiser les réserves ultimes, l'entreprise nationale ou les parties contractantes, selon le cas, doivent évaluer et assurer le suivi de l'évolution des paramètres de fonctionnement des puits, des pressions de fond et en tête de puits et de la nature des écoulements par la conduite des opérations d'essais et mesures.
L'entreprise nationale ou les parties contractantes, selon le cas, doivent procéder à : — la valorisation, réinjection ou cession du gaz associé dans le cas de développement d'un gisement d'huile; — la valorisation des liquides associés dans le cas de développement d'un gisement de gaz à condensat, si les conditions économiques le permettent.
La production anticipée est autorisée uniquement dans le but d'évaluer le potentiel du réservoir, en vue de l'élaboration du plan de développement. La demande de production anticipée doit être accompagnée d'un programme d'évaluation définissant : — le(s) puits concerné(s); — le(s) réservoir(s) ciblé(s); — les paramètres de fonctionnement du ou des puits, notamment les pressions de fond et en tête du puits et les débits; — le programme d'essais et mesures à réaliser; — la localisation du point de mesure; — la destination de la production pour traitement; ##### — les durées prévues. Pour les réservoirs contenus dans des formations géologiques argileuses et/ou schisteuses imperméables ou à très faible perméabilité, la demande de production anticipée doit être accompagnée d'un pilote.
Les propriétés physico-chimiques de l'eau injectée doivent être de nature à assurer une injectivité stable et durable. Les problèmes d'incompatibilité entre l'eau du réservoir et l'eau injectée doivent faire l'objet d'études préalables en laboratoire. La composition du gaz injecté doit assurer une injectivité stable et durable sans réaction chimique avec l'eau du réservoir.
Le plan de développement doit inclure, pour chaque scénario développement proposé, une étude de sensibilité par rapport aux taux de soutirage. Le taux de soutirage est exprimé en pourcentage et est calculé comme suit : Production journalière * 365 jours Taux de soutirage = __________________________ réserves ultimes
L'entreprise nationale ou les parties contractantes, selon le cas, sont tenues d'appliquer les prescriptions procédurales et réglementaires en matière d'estimation des volumes d'hydrocarbures en place et récupérables, et d'optimisation des réserves ainsi que l’application de normes et standards internationaux, le cas échéant. ##### Section 4 ##### Du forage, de l'évaluation et de la complétion des puits
Durant la période de production anticipée, les paramètres de fonctionnement du ou des puits doivent être fixés en tenant compte des dispositions définies, notamment aux sections 5 et 9 du présent décret, et ce, sans impact sur les réserves ultimes. Le suivi de l'évolution de ces paramètres doit être réalisé afin d'évaluer le comportement du réservoir.
Le débit d'injection doit être fixé par réservoir et par puits afin d'assurer les conditions d'exploitation rationnelle durant la durée de vie du gisement. Les débits d'injection sont définis en tenant compte : — de l'efficacité de balayage; — du ratio optimum entre les volumes d'injection et de production; — de la pression de fracturation du réservoir; — de la configuration des cellules d'injection, en cas d'hétérogénéité latérale très marquée et confirmée, notamment par les études géologiques, le comportement hydrodynamique et les contacts des fluides. Il est entendu par cellule d'injection, un ensemble de puits injecteurs et producteurs évoluant dans le même régime hydrodynamique.
L'exploitation du ou des gisement(s) d'hydrocarbures doit permettre d'assurer un niveau de production aussi élevé que possible compatible avec les réserves ultimes les plus élevées possibles à un niveau d'investissements de développement et de coûts opératoires aussi faibles que possible tenant compte de ceux enregistrés dans des projets de même nature, de l'amont pétrolier algérien, dans le respect des règles de protection de l'environnement.
Durant l'exploitation, une revue périodique des paramètres d'exploitation des puits producteurs et injecteurs doit être réalisée et comparée avec les conditions d'exploitation optimales des puits prévues dans le plan de développement approuvé par ALNAFT. Les paramètres de fonctionnement optimaux tiennent compte, notamment du débit critique et de l'indice de productivité ou d'injectivité des puits, préalablement définis dans le plan de développement. Les paramètres de fonctionnement doivent être actualisés selon l'évolution des conditions du réservoir et/ou du puits. Toute modification desdits paramètres qui affecterait la récupération doit faire l'objet d'une révision du plan de développement.
Dans le cas d'un réservoir à huile avec un Gas Cap, le plan de développement doit tenir compte de l'optimisation de la récupération d'huile et des liquides associés.
Le choix de la complétion du puits doit répondre aux conditions optimales d'exploitation et de sécurité. La mise en place des équipements de complétion en trou ouvert n'est admise que dans le cas d'un réservoir consolidé sans intercalation de niveaux aquifères. Dans le cas d'une complétion en trou tubé, la densité des perforations doit être choisie en fonction des caractéristiques du réservoir et d'une optimisation de la production.
Lors d'une opération d'acidification d'un réservoir argilo-gréseux, la pression d'injection de l'acide ne doit pas dépasser la pression de fracturation du réservoir.
Afin d'assurer une exploitation rationnelle du gisement, le soutirage des hydrocarbures par puits et par réservoir doit être effectué selon des paramètres optimisés, notamment : — les débits critiques; ##### 26 Chaoual 1442 7 juin 2021 — la stabilité du front d'injection; — le différentiel de pression limite entre le réservoir et le fond du puits afin d'éviter la production des sédiments; ##### — les percées prématurées.
Des essais de puits et des mesures doivent être effectués afin de déterminer le potentiel de production du puits, le profil de pression et la composition des hydrocarbures du réservoir. En présence de phénomène de Cross-flow, l'entreprise nationale ou les parties contractantes, selon le cas, sont tenues d'identifier et de mettre en œuvre des solutions techniques dans le plan de développement pour prévenir ce phénomène. Section 5 ##### De l'exploitation des puits
L'opération de fracturation doit prendre en compte : — les résultats d'études géo-mécaniques en amont de l'opération de fracturation et éventuellement les essais hydrodynamiques; — l'utilisation d'un fluide de fracturation ayant des propriétés non colmatant dans les conditions réservoir; — l'utilisation d'un agent de soutènement garantissant une résistance mécanique à l'écrasement, une résistance chimique à la corrosion, et une amélioration de l'écoulement. ##### Section 8 ##### De la valorisation et des modes de récupération des hydrocarbures
ALNAFT approuve, après examen, le plan de développement avec un M.E.R. et un profil de production pour chaque réservoir.
Lors du forage et de l'évaluation des puits, doivent être appliquées la réglementation et les normes et standards de l'industrie pétrolière et gazière, pour protéger et préserver toutes les formations géologiques traversées. Des solutions techniques appropriées doivent être prévues durant le forage, pour assurer la sécurité et l'intégrité du puits et réduire au maximum l'endommagement du réservoir par les fluides de forage et de complétion. ##### 26 Chaoual 1442 7 juin 2021 En cas d'abandon provisoire du puits, toutes les précautions doivent être prises pour réduire l'endommagement du réservoir et éviter les Cross-flows et toute possibilité de fuites vers la surface.
L'entreprise nationale ou les parties contractantes, selon le cas, doivent transmettre à ALNAFT, les données et informations liées à la production anticipée ainsi que leurs interprétations selon la fréquence fixée dans l'autorisation de production anticipée. A la fin de la période de production anticipée, un rapport détaillé doit être transmis à ALNAFT dans un délai n'excédant pas soixante (60) jours. ##### Section 7 ##### De la stimulation du réservoir
Pour un gisement de gaz à condensat, l'entreprise nationale ou les parties contractantes, selon le cas, doivent réaliser les études nécessaires en laboratoire ainsi que des études de faisabilité du procédé de cyclage de gaz et de simulation numérique par un modèle compositionnel. Dans le cas où le procédé de cyclage de gaz permet la conservation des gisements, le programme de sa mise en œuvre doit faire partie du plan de développement soumis à l'approbation d'ALNAFT.
Dans le cas des hydrocarbures contenus dans des formations argileuses et/ou schisteuses imperméables ou à très faible perméabilité, le plan de développement doit être élaboré en optimisant, notamment : — la longueur des drains horizontaux; — le type de complétion; — le programme massif de stimulation par fracturation multiple; — l'espacement entre les puits assurant un drainage optimal. Section 11 **Des dispositions finales**
Les dispositions du présent décret sont applicables : — aux gisements d'hydrocarbures, appartenant au domaine minier algérien sur le territoire terrestre et/ou l'espace maritime; — à l'entreprise nationale ou les parties contractantes dans le cadre d'une concession amont ou d'un contrat d'hydrocarbures, respectivement, lors de l'exercice des activités amont.
Le choix du mode d'exploitation des puits par éruption naturelle ou par activation, doit répondre à une optimisation des paramètres de fonctionnement du puits entre les conditions du réservoir et le type de complétion du puits.
La mise en place du mode de récupération primaire est autorisée comme première phase de développement avant la mise en œuvre du mode de récupération secondaire et/ou tertiaire, selon les conditions prévues dans le plan de développement. Ce mode de récupération est aussi autorisé si au moins une des conditions suivantes est satisfaite : — les caractéristiques du réservoir ne permettent pas la mise en place d'un mode de récupération secondaire et/ou tertiaire; — les études réservoir montrent que les modes de récupération secondaire et/ou tertiaire ne permettent pas une amélioration du facteur de récupération; — les études économiques montrent que la récupération primaire permet de maximiser les revenus fiscaux et la rentabilité de l'entreprise nationale ou les parties contractantes, selon le cas.
Afin d'assurer la conservation et la valorisation du ou des gisement(s), le plan de développement doit être élaboré conformément aux dispositions du présent décret, et des termes de la concession amont ou de l'acte d'attribution, selon le cas. Ce plan de développement doit contenir, notamment les éléments suivants : — l'historique et les résultats des travaux d'exploration sur le périmètre; — la délimitation des surfaces d'exploitation; — les études de géologie et géophysique; — l'estimation des volumes en place et récupérables; — les études de réservoir et de développement; — le programme de forage et de reprise des puits; — la description du procédé de collecte et de traitement des hydrocarbures; — le planning des travaux de développement; — l'étude économique; — le programme d'abandon et de remise en état des sites; — les mesures de sécurité et de protection de l'environnement. Les modalités de recevabilité du plan de développement sont définies dans la concession amont ou l'acte d'attribution, selon le cas.
L'exploitation des gisements d'hydrocarbures doit obéir aux dispositions du présent décret et doit être conduite conformément au plan de développement ou au plan conjoint de développement et d'exploitation, approuvé par l'agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT). Toute modification du plan de développement ou du plan conjoint de développement et d'exploitation, approuvé par ALNAFT, requiert pour son exécution, une nouvelle approbation par ALNAFT dans les mêmes formes ayant prévalues pour sa précédente approbation. ##### Section 2 ##### Des définitions
Sous peine de l'application des dispositions de l'article 226 de la loi n° 19-13 du 14 Rabie Ethani 1441 correspondant au 11 décembre 2019 susvisée, l'entreprise nationale ou les parties contractantes, selon le cas, doivent mettre fin à toute opération qui pourrait entraîner la perte ou l'endommagement du puits ou du réservoir et prendre les mesures nécessaires pour y remédier. ##### Section 6 ##### De la production anticipée
La mise en place d'un mode de récupération secondaire doit faire l'objet d'études en laboratoire et de simulation à l'échelle réservoir, incluses dans le plan de développement. ##### 26 Chaoual 1442 7 juin 2021
Dans le cas d'un plan de développement qui concerne un ou plusieurs gisement(s), les scénarios de développement doivent être présentés par gisement et par réservoir.
L'entreprise nationale ou les parties contractantes, selon le cas, sont tenues de transmettre, à ALNAFT, les réalisations mensuelles en termes de production et d'injection pour chaque gisement et pour chaque réservoir. Dans le cas d'une différence jugée significative et persistante, par ALNAFT, entre les réalisations et les prévisions approuvées, ALNAFT demande à l'entreprise nationale ou les parties contractantes, selon le cas, de fournir des explications relatives à l'augmentation ou à la baisse de la production ainsi que les actions à entreprendre pour y remédier. ##### Section 10 ##### De la conservation des gisements et de l'élaboration du plan de développement
Dans le cas d'un gisement qui s'étend sur un ou plusieurs périmètre(s) mitoyen(s), l'entreprise nationale ou les parties contractantes, selon le cas, doivent mettre au point un plan conjoint de développement et d'exploitation dudit gisement, en concertation avec ALNAFT. Ledit plan doit faire l'objet d'une approbation par ALNAFT. Ce plan doit obéir aux dispositions et règles du présent décret.
Afin de s'assurer du respect de la conservation des gisements, l'entreprise nationale ou les parties contractantes, selon le cas, doivent mettre à la disposition d'ALNAFT les modèles statiques et dynamiques et leurs mises à jour, ainsi que toute étude, donnée brute et interprétée, tout document ou toute information jugés nécessaires. Les modalités et formes de communication des études, données et documents visés par le présent article seront déterminées par ALNAFT.
Au sens du présent décret, il est entendu par : **Activation des puits :** Techniques utilisées pour permettre ou améliorer l'acheminement des hydrocarbures du fond vers la tête de puits. **Agent de soutènement :** Matériaux solides, notamment du sable ou du sable traité, ou des matériaux synthétiques conçus pour maintenir une fracture induite ouverte et assurer un meilleur écoulement, pendant ou après une opération de fracturation. **Aquifère :** Nappe d'eau souterraine contenue dans une roche poreuse et perméable permettant l'écoulement de cette eau. **Balayage :** Drainage des hydrocarbures contenus dans un réservoir par l'injection d'un fluide. **Complétion de puits :** Ensemble d'équipements et d'opérations permettant la mise en service optimale du puits, que ce soit en production, en injection ou en observation. **Coning :** « Cône » de gaz ou d'eau formé aux alentours du puits, au sein d'un réservoir d'hydrocarbures, suite à des arrivées non contrôlées de gaz et/ou d'eau, en provenance d'un Gas Cap et/ou d'un aquifère, à travers les perforations dudit réservoir.
L'entreprise nationale ou les parties contractantes, selon le cas, doivent respecter le profil de production approuvé pour chaque réservoir dans le plan de développement.
##### 26 Chaoual 1442 7 juin 2021 **Cross-Flow :** Phénomène de passage des hydrocarbures d'un réservoir à un autre. **Débit critique :** Débit maximal d'un puits qui provoque, notamment la production de sable et/ou le coning par eau et/ou par gaz et/ou l'endommagement de la complétion. **Evaluation de puits :** Essais sur des réservoirs et interprétation des enregistrements de diagraphies dans des formations géologiques pour un puits donné. **Essais et mesures :** Toutes les mesures effectuées sur un puits, sur la collecte et au centre de production, notamment des tests, des essais initiaux, des essais périodiques en écoulement, des fermetures annuelles, des essais potentiels, des fall-off, des essais d'interférence, des débitmètres et thermomètres, des logs de corrosion, les pressions, les températures et les débits liquides et gazeux. **Essai pilote :** Test d'un mode de récupération à l'échelle d'un puits et/ou d'un ensemble de puits sur une partie d'un réservoir pendant une période définie, dans le but de statuer sur son efficacité et sa généralisation. **Fluide de complétion :** Un liquide non corrosif, généralement de la saumure, utilisé durant l'opération de complétion d'un puits pétrolier ou gazier. **Fluides de forage :** Fluides utilisés pour la réalisation des opérations de forage et assurant notamment la stabilité des parois du puits. **Gas Cap :** Chapeau de gaz surmontant, au sein d'un même réservoir, une accumulation d'huile. **Modèle compositionnel :** Modèle de simulation numérique devant servir à l'évaluation des différents modes de récupération et qui représente d'une part la géométrie et caractéristiques géologiques du ou des gisement(s) et d'autre part le comportement thermodynamique de chaque composant des hydrocarbures contenus. **Indice de productivité :** Mesure du potentiel de production d'un puits. **Indice d'injectivité :** mesure du potentiel d'injection d'un puits. **Percée :** Venue d'eau ou de gaz dans le puits depuis l'aquifère ou le Gas Cap, ou à partir d’un ou de plusieurs puits injecteur(s). **Récupération primaire :** Extraction d'hydrocarbures depuis le réservoir en tirant profit de l'énergie naturelle disponible dans les réservoirs pour déplacer les hydrocarbures du réservoir vers le fond du puits producteur. **Récupération secondaire :** Extraction d'hydrocarbures depuis le réservoir par des méthodes de balayage et/ou de maintien de pression, à savoir : injection d'eau, injection de gaz non miscible, injection combinée d'eau et de gaz non miscible et injection alternée d'eau et de gaz non miscible. **Récupération tertiaire :** Extraction d'hydrocarbures depuis le réservoir, par l'utilisation notamment de l'une des méthodes de récupération améliorées suivantes : thermique, chimique, miscible ou injection alternée d'eau et de gaz miscible. **Réserves :** Volume d'hydrocarbures récupérable à partir d'un réservoir. **Réserves ultimes :** Volume total d'hydrocarbures récupérable à partir d'un réservoir à la fin de sa durée de vie. **Réservoir :** Le réservoir est défini comme étant : - la partie d'une formation géologique poreuse et perméable, contenant une accumulation d'hydrocarbures, caractérisée par un système de pression unique où la production d'hydrocarbures d'une partie de réservoir affecte la pression du réservoir tout entier; ou - la formation géologique, à très faible perméabilité, argileuse, argilo-gréseuses ou carbonatée contenant des hydrocarbures; ou - les veines souterraines profondes ou en surface de charbon, non exploitées ou incomplètement exploitées, contenant du gaz de houille ou du méthane de houille, appelé aussi « Coal Bed Methane » (C.B.M.). **Stimulation :** Opération réalisée sur un puits utilisant des agents physico-chimiques ou par fracturation pour améliorer la productivité ou l'injectivité du puits. La re-perforation est aussi considérée comme une opération de stimulation. **Taux de soutirage :** Le taux de soutirage calculé selon la formule définie à l'article 35 ci-dessous.
##### Taux de soutirage optimal (M.E.R.) « Maximum **Efficient Rate » :** Taux de soutirage maximal d'un réservoir d'hydrocarbures, permettant une déplétion normale et consistante du réservoir sans impact négatif sur la récupération des réserves ultimes et assurant une rentabilité économique. ##### Section 3 ##### Des volumes et réserves d'hydrocarbures
Texte reconstitué automatiquement à partir du Journal officiel. Seule la version publiée fait foi.
