DONNEES GEOPHYSIQUES DU BASSIN SEDIMENTAIRE

Géologie du Cameroun

                   L’histoire géologique du Cameroun commence avec l’ère archéen il y a entre 3,5 et 2,5 milliards d’années (Ga). Ses différentes phases de développement sont illustrées par des masses géologiques formées au cours de la succession des cycles orogéniques caractérisés par la formation de chaînes de montagnes et de phases d’extension ultérieure par le fractionnement de la croûte continentale. Le Cameroun est généralement considéré comme ayant subi trois cycles orogéniques:
 Le cycle libérien, illustré par le complexe de Ntem, qui remonte à l’ère archéenne et à environ 2,5 milliards d’années ;
 Le cycle éburnéen ou transamazonien, avec le Nyong et Ayna, formations qui datent de la période paléo protérozoïque (2,5 -1,8 milliards d’années) ;
 Le cycle panafricain, qui comprend des formations de l’ère néo protérozoïque qui remonte à 1000-600 millions d’années (Ma).
Les phases d’extension se composent de :
 La période du paléozoïque inférieur, au cours de laquelle des séries de type Mangbaii ont été déposées, il y a environ 580 millions d’années ;
 L’ère du Crétacé, est illustrée par la fosse de Benue et ses homologues continentales et côtières, qui se sont formées il y a environ 110 millions d’années ;
 L’ère tertiaire, où les complexes volcaniques et plutoniques de la ligne du Cameroun ont été formés, il y a environ 70 millions d’années.
 La période quaternaire est principalement illustrée par l’érosion continentale et de récents dépôts alluviaux, particulièrement sur les plaines inondables et dans les zones de subsidence. Cette géologie est favorable à la minéralisation de substances telles que les métaux précieux (or, diamants), les métaux de base, les métaux rares, etc. et les hydrocarbures. On pourrait ainsi retrouver par exemple ce que l’on retrouve :
 Craton au Congo – ceinture rocheuse archéenne (Sud) : minerai de fer (Mbalam, Kribi), uranium (Lolodorf), diamant (Mobilong).
 Faille du centre du Cameroun – série Poli (Nord): saphir, uranium, or.
 Zone de faille de Sanaga – Lom série (est) : or
 Ceinture panafricaine mobile : (gisements aurifères)
 Bassins sédimentaires : pétrole & gaz (Douala, Campo, Kribi) sel, saphir (Mamfé)
De 1960 à 1990, certains indices découverts lors d’explorations menées, ont donné lieu de penser que des résultats étaient à portée de main. Ces études ont été menées en accord de coopération bilatérale entre le Cameroun et les organismes internationaux comme le BRGM, le PNUD, BGR et bien d’autres. Cela a permis de découvrir le minerai de fer à Mbalam & Kribi, la bauxite à Minim Martap et à Ngaoundal et les diamants à Fongo Tongo, le nickel et cobalt à Lomie, le titane à Akonolinga, l’étain à Mayo Darle, l’uranium à Poli & Lolodorf, l’or dans la région de l’Est et la région du Sud-Est. Ces projets constituent l’axe actuel des activités d’exploration et d’exploitation minières au Cameroun.

Maturation du kérogène en pétrole

            Par leurs propres masses et à la suite de leur couverture par de nouveaux dépôts, les couches sédimentaires s’enfoncent naturellement dans la croûte terrestre. Au cours de ce phénomène et au-delà de 1 000 mètres de profondeur sous le plancher océanique, les résidus minéraux des boues de sédimentation se solidifient en une roche relativement imperméable. Appelée « roche-mère », cette formation piège le kérogène. La roche-mère subit également un enfouissement. Le kérogène est donc soumis à des pressions et des températures géothermiques de plus en plus élevées, augmentant d’environ 3°C tous les 100 mètres. À une température supérieure à 60°C, ce qui correspond à un enfouissement d’environ 1 500 à 2 000 mètres, le kérogène subit un craquage thermique, appelé également « pyrolyse ». Cette transformation chimique élimine l’azote et l’oxygène résiduels pour laisser de l’eau, du CO2 et des hydrocarbures, molécules exclusivement composées de carbone et d’hydrogène. Le mélange d’hydrocarbures liquides est appelé pétrole brut. Des hydrocarbures sous forme gazeuse (méthane) sont également générés lors de la transformation du kérogène. La proportion de gaz au sein de la roche-mère s’avère d’autantplus élevée que la durée et la température de transformation du kérogène sont importantes :
 entre 60° et 120°C (entre 2 000 à 3 000 mètres de profondeur), le kérogène produit principalement du pétrole et une faible quantité de gaz ;
 à partir de 120°C (soit 3 000 mètres), la production de pétrole à partir du kérogène devient insignifiante. Les hydrocarbures liquides présents dans la roche-mère sont à leur tour transformés en molécules de gaz sous l’effet de la température et de la pression ;
 au-delà de 150°C (soit un enfouissement supérieur à 4 000 mètres), il ne se forme plus que du gaz.

Interprétation des mesures magnétiques

Interprétation qualitative L’interprétation qualitative permet la reconnaissance des tendances, des formes et des motifs dans les données magnétiques. Les anomalies étroites qui s’étendent sur des grandes distances sont des dykes. Des anomalies elliptiques avec des valeurs positives et négatives avoisinantes sont des cheminées intrusives. Les plissements et la formation des failles deviennent faciles à distinguer sur les cartes magnétiques en courbes de niveau, et se présentent comme des plissements et des déplacements dans les contours magnétiques. On peut reconnaître des types de roche en faisant des comparaisons entre l’effet magnétique dans les zones couvertes et les zones où les roches affleurent. Une grande partie de l’interprétation qualitative est réalisée par l’extrapolation des données d’une zone où le rapport entre les données magnétiques et la géologie est bien établi à une zone d’intérêt où il n’y a que des données magnétiques disponibles.
Interprétation quantitative Dans le domaine de l’interprétation quantitative, nous essayons d’analyser une anomalie en termes de chiffres. Quelle est la susceptibilité? Est-ce qu’elle peut nous donner une indication quant au type de roche? Quelle est la profondeur? Est-ce que nous pouvons donner une estimation chiffrée des dimensions? S’agit–il d’un corps en forme de cheminée ou est-il captif dans la forme d’une lentille? Pourrait-il s’agir d’une intrusion de roche effusive et jusqu’à quelle profondeur s’étend-t-il? S’agit-il d’un corps de minerai de fer? Il existe plusieurs méthodes d’interprétations qualitatives des données magnétiques dont la méthode directe et la méthode indirecte en font partie.
 Méthode d’interprétation directe : Les méthodes directes sont utilisées lorsqu’on a une connaissance de la géologie de la région d’étude et donc de la structure qui crée l’anomalie observée. Les paramètres physiques tels que densité et la susceptibilité magnétique, et morphologique permettent de construire un modèle et de calculer son effet. Cet effet est ensuite comparé avec l’anomalie observée. Le modèle de départ est basé sur des structures de forme simple telles que les sphères, les cylindres et les prismes. Les méthodes de simulation par ordinateur font partie de cette méthode.
 Méthode d’interprétation indirecte : Les méthodes indirectes comportent un ensemble de techniques utiles pour la production des cartes de gradients du champ de pesanteur ou du champ magnétique, de prolongation du champ et autres cartes transformées, chacune fournissant une information sur les paramètres de la géométrie de la source. Parmi ces méthodes on peut citer le prolongement vers le haut, la dérivée verticale et le dé convolution d’Euler.

Interprétation qualitative des données gravimétriques

                La carte d’anomalie de Bouguer est dominée par des anomalies positives et négatives. La valeur des anomalies de Bouguer varie en général de -150 à plus de 90mGal (Figure 24). La forte valeur de l’anomalie montre la présence de corps à forte densité tandis que la faible valeur de l’anomalie montre la présence de corps à faible densité comme le pétrole. Deux lobes d’anomalie négative se trouvent dans la partie Nord Est de la zone d’étude, ce qui signifie la présence d’un corps léger en dessous mais il reste à savoir si c’est de l’hydrocarbure ou autres corps moins dense. Par conséquent, on s’intéresse aux anomalies négatives Le premier lobe négatif se trouve au niveau de Kumba, au Nord de la carte, qui s’allonge de direction Nord-Est Sud-Ouest et qui s’étale sur une longueur de 85km environ. Le deuxième lobe se situe dans le bassin de Rio Del Rey, il est centré aux coordonnées X=419 350m et Y=461 200m, il est de forme circulaire de rayon 4km. Deux secteurs d’anomalies positives dominent sur la carte, le premier se situe dans la partie Nord du Nigeria et le second, se situe sur l’île de Bioko faisant partie de la ligne volcanique du Cameroun et c’est dû à la présence des roches volcaniques dont, le basalte, le granite ou encore les péridotites.

CONCLUSION

                 Cette étude a permis de donner une vision globale sur les principales méthodes géophysiques les plus utilisées à la recherche pétrolière. Les cartes gravimétriques et magnétiques donnent une perspective de la structure du sous-sol et les analyses des faciès des sections sismiques permettent de reconstituer les évènements géologiques passés, du sous-sol. La combinaison de ses trois différentes méthodes permet d’avoir un modèle approprié du soussol. Les informations obtenues par la modélisation est cruciale pour l’exploration pétrolière car on peut évaluer la présence ou non de gisement de pétrole ou de gaz dans une zone et d’estimer leur potentiel. On a aussi vu que la méthode sismique 2D est un processus efficace pour l’exploration pétrolière surtout quand elle est combinée avec la magnétique et la gravimétrie. Une intégration de la technique de la modélisation en 3D nous a permis d’avoir une meilleure visualisation de la structure du sous-sol et ce qui nous conduit à faire une interprétation beaucoup plus détaillée. La modélisation 3D des données géophysiques est donc un atout majeur pour la prospection et l’exploration pétrolière car elle peut être utilisée à une échelle très locale à une échelle plus régionale sans pour autant affecter la précision des résultats attendus de l’étude. Enfin, les données géophysiques satellitaires en plus des profils sismiques de notre zone d’étude ont permis d’atteindre notre objectif sur l’étude structurale de notre zone d’étude dont les formations présentent des caractéristiques pouvant, probablement, constituer des gisements d’hydrocarbure. C’est surement la raison de l’implantation des différentes compagnies pétrolières internationales dans cette région. La roche mère constitue la formation d’Akata essentiellement argileuse et d’une formation marneuse tandis que la roche réservoir constitue la formation d’Agbada formée essentiellement d’argile et de sables grossiers, moyens et fins et la roche couverture formée d’argiles et e marnes. Nous proposons d’approfondir l’étude pour la connaissance des structures anticlinales et nous suggérons de faire des profils sismiques avant d’entamer des forages de reconnaissance, afin d’avoir une idée sur la potentialité de la roche réservoir

Table des matières

REMERCIEMENTS
LISTE DES ABREVIATIONS
LISTE DES FIGURES
LISTE DES TABLEAUX
INTRODUCTION
PARTIE I : PRESENTATION GENERALE DE L’ETUDE
Chapitre 1 : PRESENTATION DU PROJET
1.1 Études bibliographiques
1.2 Connaissance actuelle sur la zone
1.3 Objectifs de ce travail
1.3.1 Perspective
Chapitre 2 : PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
2.1 Délimitation de la zone d’étude.
2.2 Contexte géologique de la zone d’étude
2.2.1 Géologie du Cameroun
2.2.2 Contexte climatique
2.2.3 Contexte socio-économique
2.2.4 Contexte géomorphologie
PARTIE II : MATERIELS ET METHODES APPLIQUES POUR LA RECHERCHE PETROLIERE
Chapitre 3 : GENERALITES SUR UN GISEMENT DE PETROLE
3.1 Définition
3.2 Matière organique au pétrole
3.2.1 Accumulation de la matière organique dans les sédiments
3.2.2 Formation du kérogène
3.2.3 Maturation du kérogène en pétrole
3.2.4 Le cas des schistes bitumineux
3.3 Formation des gisements de pétrole
3.3.1 Migration primaire
3.3.2 Migration secondaire
3.4 Différents « pièges à pétrole »
3.4.1 Pièges structuraux
3.4.2 Pièges stratigraphiques
Chapitre 4 : METHODOLOGIES APPLIQUEES A L’EXPLORATION PETROLIERE
4.1 Prospection magnétique
4.1.1 Généralités de la méthode magnétique
4.1.2 Mode prospection magnétique par satellite (MAGSAT)
4.1.3 Traitement des données magnétiques
4.1.4 Interprétation des mesures magnétiques
4.2 Prospection gravimétrique
4.2.1 Principe de la gravimétrie
4.2.2 Mode de levés gravimétriques par satellite
4.2.3 Principe de la mesure par satellite
4.2.4 Traitement des données gravimétriques
4.2.5 Interprétation des données gravimétriques
4.3 Prospection sismique
4.3.1 Généralités sur la prospection sismique
4.3.2 Sismique réflexion
PARTIE III : MODELISATION 2D ET 3D, INTERPRETATIONS DESRESULTATS
Chapitre 5 : PRINCIPE DE LA MODELISATION 2D, 3D ET LOGICIELS DE TRAITEMENT
5.1 Présentation des logiciels de traitement de données
5.1.1 Oasis Montaj 6.4.2
5.1.2 ArcGis 10
5.2 Choix des profils
5.3 Traitement des données et technique des modélisations
5.3.1 Technique de modélisation 2D
5.3.2 Technique de modélisation 3D
Chapitre 6 : PRESENTATION DES DONNEES
6.1 Données disponibles
6.1.1 Investigations sismiques
6.1.2 Mesures physiques au cours d’un forage
6.2.1 Interprétation qualitative des données gravimétriques
6.2.2 Interprétation qualitative des données magnétiques
Chapitre 7 : MODELISATION 2D DE LA ZONE D’ETUDE
7.1 Choix des profils
7.2 Technique de modélisation
7.3 Interprétation du profil sismique
7.4 Interprétation des modèles gravimétriques et magnétiques
7.4.1 Modélisation du Profil 1
7.4.2 Modélisation du Profil 2
7.4.3 Modélisation du Profil 3
7.4.4 Modélisation du Profil 4
7.4.5 Modélisation du Profil 5
7.4.6 Modélisation du Profil 6
7.5 Synthèse d’interprétation des profils
Chapitre 8 : MODELISATION 3D ET INTERPRETATIONS
8.1 Modélisation 3D
8.1.1 Marqueur 1
8.1.2 Marqueur 2
8.1.3 Marqueur 3
8.2 Modèle 3D de la zone d’étude
8.3 Caractérisation du système pétrolier du bassin du Rio del Rey
CONCLUSION
BIBLIOGRAPHIE
WEBOGRAPHIE

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