Soutenance mémoire
Accumulation
Le pétrole, l’eau et le gaz ne s’accumulent pas de la même façon dans chaque gisement… Il existe différentes structures pièges. Tout dépend des phénomènes géologiques qui se sont produits à cet endroit. L’accumulation est la fin de la migration, où les hydrocarbures atteignent un piège stocké dans le réservoir. Le Pétrole qui s’accumule est stratifié selon ses phases de fluides et les quantités d’eau de formation. Le gaz est plus léger et s’accumule au-dessus de l’huile qui recouvre audessus de l’eau. La qualité des gaz dissous dans l’huile dépend des caractéristiques des hydrocarbures, de pression, et de température. Le pétrole s’accumule dans les parties où la perméabilité du réservoir est la plus élevée en raison de l’hydrodynamique. Voilà, la plus grande superficie d’un anticlinal est généralement le meilleur endroit pour forer un puits d’exploration. L’accumulation de pétrole nécessite probablement une longue période de temps pour former, en particulier dans les réservoirs de faible perméabilité. La mobilité des fluides dans un réservoir est renforcée par augmentation de la perméabilité.
Pièges structuraux
Piège anticlinale A un certain moment et à un certain endroit, les formations sédimentaires ne sont plus parallèles. Elles l’étaient lors de leur dépôt au départ, mais elles ont été courbées par les forces impliquées dans les mouvements tectoniques. Cette déformation est appelée plissement. Un anticlinal est un type de plis présentant en forme d’arche. Si les couches d’un anticlinal contiennent une roche mère enfermée par une roche de couverture, on a alors une grande chance d’avoir la formation d’une réserve pétrolière. Les hydrocarbures remontent depuis la roche mère, introduit dans la roche réservoir et remontent jusqu’au sommet de l’anticlinal, où ils sont pièges par la roche couverture.
Piège par faille Une faille est une fracture au niveau de la quelle il y a eu un glissement, et crée ainsi une couche imperméable le long de la fracture, les hydrocarbures peuvent alors déplacer vers le haut le long de la stratification de la roche réservoir, jusqu’à ce qu’ils s’arrêtent au niveau du plan de la faille. Un piège par faille peut aussi se développer si le glissement au niveau de la faille conduit à la mise en position côte à côte d’une roche imperméable et d’une roche réservoir.
Piège causé par un dôme de sel Cette forme de piège est causée par la montée de sel qui est déjà emprisonné en dessous des formations par l’entrée de l’eau de mer qui couvrait le bassin au départ. Les couches de sel sont plus légères que les autres formations de roche qui se trouvent au-dessus, ce qui la pousse à remonter lentement à travers les couches sus-jacentes. Lors de sa remonté, le sel forme ainsi un dôme et déforme les couches de roches sédimentaires adjacentes vers le haut. Les hydrocarbures qui se trouvant dans la couche réservoir se déplacent vers le haut, jusqu’à ce qu’ils soient piégés par la limite du dôme de sel, puisque le sel n’est pas perméable.
Piège stratigraphique Dans un piège stratigraphique, une couche de roche réservoir se termine en biseaux ou subisse un changement latéral de faciès (c’est-à-dire que la lithologie subit une variation latéral. Exemple une couche de grès se termine et une couche d’argile commence) ou par discordance. Les hydrocarbures migrent vers le haut le long de la couche et s’accumulent au niveau de la terminaison.
Réseau hydrographique
Le Mangoky est le fleuve principal de la région. Le fleuve naît dans les hautes terres centrales de Madagascar (centre sud de l’île), de la confluence des rivières tributaires Matsiatra (410 km) et Mananantanana (350 km) qui naissent sur les pentes du massif Tsitondroina (2019 m), 40 km environ au sud de la ville de Fianarantsoa (région Haute Matsiatra).
Longueur : 564 km environ.
Bassin versant : 50 000 km² environ.
Débit moyen annuel : 13 m3.s-1
Principales régions traversées : Atsimo-Andrefana (Sud-Ouest) et Anosy (deux des vingt-deux régions de Madagascar). Principales communes traversées : Beroroha, Ankiliabo (à 6 km env.), Ambahikili. Principaux affluents :
Rive gauche > Zomandao (283 km), Ihosy (304 km), Menamaty, Isahena (Malio), Sakamavaka, Sikily;
Rive droite> Mahasoa, Mahaikely, Makay, Morarano, Bemarivo (140 km), Soamarebe, Manadranto, Sakalava. Il se jette, par un delta de 50 km de côtes, et le canal du Mozambique, au nord de la ville de Morombe, dans l’Océan Indien. Le Mangoky présente un débit notable ainsi que la Malio. Tandis que la Menamaty a un cours permanent en aval au Nord du village Marandra. Tous ses affluents secondaires sont à cours temporaire. Ils coulent en moyenne dans le sens du Sud-Nord.
Etudes géologiques sur terrain
La première étude géologique sur terrain effectuée par l’OXY s’était déroulée durant les mois de juillet et Aout 1982. L’étude était consacrée sur la description du super group de Karoo, principalement les Sakamena inferieur et moyen, prévus qualifiés des caractéristiques d’un réservoir, d’une source d’un toit. Une étude photo géologique a été menée par Huntinggeology and Geophysics Limited (sous-traitant de l’OXY) dans le bloc Sakaraha et qui s’est prolongée également au-delà de ceci à l’Est et au Sud sur une superficie de 32,500 Km2. Le travail a été effectué en 1982 et inclus un programme de vérifications sur terrain. Le secteur du projet s’étend dans le bassin de Morondava datant du Karoo et des récents sédiments. L’évolution du bassin a été contrôlée par des mouvements des failles intermittentes qui ont affecté l’environnement et le taux des dépôts, et qui ont aussi entrainé des discordances angulaires. Il résulte de la structure en subsurface du bassin qui n’est pas forcement apparent à la surface. La séquence Karoo du Carbonifère supérieur au Jurassique inférieur comprend les formations groupe Sakoa, groupe Sakamana, et groupe Isalo. Celles-ci comportent des couches arénacées/argileuse d’origine continentale, fluvio-deltaïque et marine. A la base, en contact avec le Précambrien, il ya l’unité de tillites (conglomérats glaciaires). Des discordances ont lieu à la frontière des formations Sakamena et Isalo. Le Jurassique moyen jusqu’au Santonien comportent une séquence carbonatée, arénacées et d’argile clastique, de roches gypsifères et des fers oolitiques de facies marin, continentaux et mixte. La base de cette séquence est marquée, au moins localement, par une transgression marine avec la présence d’une discordance angulaires et il y avait également la période de leur réapparition dans le crétacé inférieur. Un épisode volcanique dans le crétacé supérieur a causé une extrusion de laves, intrusion mineure de bouchon et dans le Nord-Ouest, une invasion majeur de dykes. Ceci a été succéder par une transgression marine de campanien/maastrichtien avec un dépôt de carbonate qui a continué dans le tertiaire inferieur. Les densités de fracture dépendent de la compétence du substratum rocheux. Les failles sont généralement affaissées à l’ouest maison remarque aussi des traces indirectes pour les composants du mouvement de décrochement. Des hautes structures sont visibles à la surface telle que le Horst Vohidolo, le Haut Beseva, et le Haut Anaviavy. La structure en surface et la lithologie associée au Haut Beseva peuvent être similaire à ceux enfuis dans le Horst Vohidolo. Plusieurs structures cachées sont provisoirement déduites par les données de surface. Il s’agit des zones linéaires qui peuvent être associées à des failles et des larges régions pouvant explosé un soulèvement du socle. Ceux-ci, les structures d’Anaviavy et de Vohidolo et de nombreux large anticlinal garantirent beaucoup plus d’attention du point de vue potentielle pétrolière.
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Table des matières
REMERCIEMENTS
LISTE DES ABREVIATIONS
LISTE DES FIGURES
LISTE DES TABLEAUX
LISTE DES ANNEXES
INTRODUCTION
PARTIE I CONTEXTE GENERAL DE L’ETUDE
CHAPITRE I. LES THERMES TECHNIQUES
I.1. DEFINITIONS DES THERMES TECHNIQUES
I.1.1. Play pétrolier
I.1.2. Prospect
I.1.3. Définition de Leads
I.1.4. Système pétrolier
I.2. LES EVENTUELLES RESSOURCES DU PETROLE
CHAPITRE II. GENESE DU PETROLE ET LE SYSTEME PETROLIER
I.3. FORMATION DU PETROLE [15] [18]
I.1.1. Migration
I.1.2. Accumulation
I.1.3. Préservation
II.2. SYSTEME PETROLIER
I.2.1. Roche mère
I.2.2. Roche réservoir
I.2.3. Roche couverture
I.2.4. Pièges
I.2.5. Pièges structuraux
CHAPITRE III. GEOLOGIQUE DE MADAGASCAR
III.1. GENERALITES SUR L’HISTORIQUE TECTONIQUE DU BASSIN DE MADAGASCAR [2] [8]
II.1.1. Rifting Afro-malagasy
II.1.2. Rifting Indo-malagasy
II.2. Géologie de Madagascar
II.2.1. Socle Précambrien
II.2.2. Roches Volcaniques
II.2.3. Séries Sédimentaires
II.2.4. Division des bassins sédimentaires Malagasy
CHAPITRE IV. CONTEXTE STRUCTURAL DU BASSIN SUD MORONDAVA
III.1. CADRE GEOLOGIQUE [1] [12] [13]
III.1.1. Description lithologique de la zone d’étude
III.1.2. STRUCTURE DE SAKOA
III.1.1.1. Limite
III.1.1.2. Epaisseur
III.1.1.3. Lithologie
III.1.1.3.1. Schistes
III.1.1.3.2. Grès et conglomérats
III.1.3. STRUCTURE DE SAKAMENA
III.1.1.4. Sakamena inférieure
III.1.1.4.1. Limite
III.1.1.4.2. Epaisseur
III.1.1.4.3. Lithologie
III.1.1.4.3.1. Variation de faciès
III.1.1.5. Sakamena moyenne
III.1.1.5.1. Limites inférieure de Sakamena moyenne
III.1.1.5.2. Limites supérieure de Sakamena moyenne
III.1.1.5.3. Epaisseur
III.1.1.5.4. Lithologie
III.1.1.6. Sakamena supérieure
III.1.4. STRUCTURE D‘ISALO
III.1.1.1. Tectonique
III.1.1.1.1. Faille de Vohibasia
III.1.1.1.2. Horst de Bemelo
CHAPITRE V. CADRE PHYSIQUE DE LA ZONE D’ETUDE
IV.1. Etude Monographique de la région Atsimo Andrefana [13]
IV.1.1. Présentation générale de la région
IV.1.2. Délimitation administrative
IV.1.3. Les composantes physiques du milieu du Sud-Ouest
IV.1.3.1. Topographie
IV.1.3.2. Climatologie
IV.1.3.2.1. Température
IV.1.3.2.2. Pluviométrie
IV.1.3.3. Réseau hydrographique
IV.2. DELIMITATION DE LA ZONE D’ETUDE
IV.2.1. Délimitation
IV.2.2. Localisation géographique
PARTIE II TRAVAUX DE BASE DE L’EXPLORATION PETROLIERE
CHAPITRE VI. METHODE SISMIQUE APPLIQUEE
V.1. HISTORIQUES
V.2. PRINCIPE DE BASE [10]
V.3. LES ONDES SISMIQUES
V.3.1. Signal sismique
V.3.2. Ondes réfléchies
V.3.3. Ondes réfractées
V.3.4. Sismique réflexion
V.4. Acquisition et traitement des données
V.4.1. L’acquisition des données
V.4.1.1. Système d’émission
V.4.1.2. Système de récepteur
V.5. ETAPES D’INTERPRETATION DES SECTIONS SISMIQUE IMAGES
CHAPITRE VII. RESULTATS DES TRAVAUX ANTERIEURS DE LA ZONE
VI.1. TRAVAUX ANTERIEURS [4] [5] [6] [7] [9]
VI.1.1. Etudes géologiques sur terrain
VI.1.2. Etudes géophysiques
VI.1.2.1. Campagne sismique
VI.1.2.1.1. Objectif de campagne sismique
VI.1.2.2. Géophysique gravimétrique
VI.1.2.3. Aéromagnétique
VI.1.3. Puits antérieurs
VI.1.2.4. Puits ABN-1 (AMBANASA) [11]
VI.1.2.5. Puits FD-1 (AMPANDRAMITSETAKA ou TANDRANO)
VI.1.2.6. Conclusions tirées d’après ses résultats de forage
VI.2. RESULTATS DES TRAVAUX
VI.2.1. Résultats des études géologiques
VI.2.2. Résultats des études géophysiques
VI.2.3. Les différentes zones du bloc Sakaraha
VI.2.4. Les leads proposé par l’OXY dans notre zone d’étude
PARTIE III : ETUDES DE PROSPECT PETROLIER DE LA PARTIE OCCIDENTALE DU BLOC SAKARAHA
CHAPITRE VIII. PRESENTATION DES DONNEES ET OUTILS DE TRAITEMENT
VII.1. PRESENTATION DES DONNEES
VII.1.1. Données sismiques
VII.1.2. Données Géologiques
VII.1.3. Données des forages
CHAPITRE IX. INTERPRETATIONS DES DONNEES SISMIQUES
VIII.1. INTERPRETATION SISMIQUE EN 2D
VIII.1.1.1. Interprétation Stratigraphique
VIII.1.1.2. Interprétation structurale
VIII.2. INTERPRETATION SISMIQUE EN 3D
VIII.2.1. Roche couverture
VIII.2.1.1. Vue en plan de la roche couverture
VIII.2.1.2. Vue en surface 3D
VIII.2.1.3. Structure des failles sur roche couverture
VIII.2.2. Roche réservoir
VIII.2.2.1. Vue en plan de la roche réservoir
VIII.2.2.2. Vue en surface 3D
VIII.2.2.3. Présentation des failles sur la roche réservoir
VIII.2.3. Vue en 3D de la superposition du système pétrolier
VIII.2.4. Carte isobathe de la roche réservoir
VIII.3. DETERMINATION DE PROSPECT
CHAPITRE X. DETERMINATION DU SYSTEME PETROLIER
IX.1. PRESENTATION DU SYSTEME PETROLIER DE LA ZONE
IX.1.1. Roche mère
IX.1.2. Roche réservoir
IX.1.3. Piège
IX.1.4. Migration
IX.2. Tableau de récapitulation du système pétrolier de la zone
CHAPITRE XI. SYNTHESE DES RESULTATS
X.1. SYNTHESE D’INTERPRETATION SISMIQUE 2D [7]
X.2. SYNTHESE D’INTERPRETATION SISMIQUE 3D
X.3. Discussion
CONCLUSION
BIBLIOGRAPHIE ET WEBOGRAPHIE
ANNEXES
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