Soutenance mémoire
GEOLOGIE PETROLIERE
Gisement d’hydrocarbure
Un gisement d’hydrocarbures est une concentration d’hydrocarbures dans le sous sol susceptible d’être exploitée dans des conditions économiques. Les gisements se caractérisent par des couches capables d’accumuler en quantité suffisante des hydrocarbures et correspondent à des structures géologiques particulières limitées à leur partie supérieure par des couches imperméables qui font obstacle à une migration des hydrocarbures vers le haut. Un gisement peut se trouver à des profondeurs allant de quelques mètres à plus de 6000 mètres et sa superficie va de quelques km2 à quelques dizaines de km2 et peut plus rarement atteindre quelques centaines de km² et son épaisseur peut varier de quelques mètres à quelques centaines de mètres. Ces structures sont inclues dans des ensembles géologiques plus vastes dits bassins sédimentaires.
Processus de formation des hydrocarbures
Les hydrocarbures sont de combustible fossile dont leur formation date d’environ 20 à 350 millions d’années. Ils proviennent de la décomposition des restes de nombreux organismes marins qui se sont déposés et accumulés dans des bassins sédimentaires, au fond des océans, des lacs et des deltas, y se sont mélangés à la boue et au limon pour former des couches de sédiments riches en matière organique: « le kérogène ». Cette matière organique est issue d’êtres vivants, essentiellement constituée par le plancton ajouté à des végétaux terrestres apportés par les cours d’eau, surtout dans les zones de delta, et également des micro-organismes. Composée pour l’essentiel de carbone, d’hydrogène, d’azote et d’oxygène, elle forme ce que l’on appelle «la biomasse ». Dans un environnement pauvre en oxygène, cette biomasse peut être détruite par des bactéries mais encore une partie est préservée et se dépose au fond de milieux aquatiques. Cette dernière se mélange ensuite à des matières minérales (particules d’argiles ou sables fins), créant ainsi des boues de sédimentation. Au début de la sédimentation jusqu’à une profondeur d’environ 1 000 mètres sous le plancher océanique, la matière organique contenue dans ces boues de sédimentation subit une transformation sous l’action de bactéries anaérobies (vivant en milieu privé d’oxygène). Elles en extraient l’oxygène et l’azote, aboutissant à la formation de kérogène. Il s’agit d’un composé solide disséminé sous la forme de filets au sein des sédiments, contenant surtout du carbone et de l’hydrogène. Sous l’effet de leurs propres masses, de la tectonique des plaques 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 sous l’effet de la compression due à la forte profondeur 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’autant plus élevée que la durée et la température de transformation du kérogène sont importantes.
Le processus de production des hydrocarbures se déroule en trois phases :
➤ La diagenèse au cours de laquelle on remarque la formation de l’eau et du gaz carbonique. Les bactéries méthanogènes y ont été dissoutes afin de donner du méthane biogénique. Ce phénomène se produit dans les premiers mètres de profondeur d’enfouissement de la matière organique c’est-à-dire dans les 1000m.
➤ La catagenèse où l’on assiste en premier à la formation d’huiles dans un intervalle de température comprise entre 60 et 120° et de profondeur inférieure à 3000m. Cet intervalle est nommé « fenêtre à huile ».
Puis, viennent les hydrocarbures plus légers qui sont essentiellement composés de gaz dits « gaz humides ».
➤ La métagenèse qui se passe à une plus grande profondeur et à une température plus élevée et au cours de laquelle les grosses molécules d’hydrocarbures précédemment formées vont subir un craquage, en augmentant ainsi la teneur en produits plus légers. Il se forme surtout du méthane qui est du gaz sec.
Dans le cas où la roche-mère n’est pas suffisamment enfouie, le kérogène qu’elle contient ne subit pas de pyrolyse. Appelé schiste bitumineux, il s’agit d’un combustible fossile arrêté au stade d’«avant-pétrole » dans le processus de maturation du kérogène. Par un procédé industriel, les schistes bitumineux peuvent être transformés en pétrole en subissant une pyrolyse (à 500° C pour accélérer la maturation du kérogène).
Système pétrolier
La transformation de la matière organique en hydrocarbures s’échelonne sur des dizaines de millions d’années, en passant par la formation d’une substance intermédiaire appelée kérogène qui va être ensuite piégé dans une roche mère. Cette boue sédimentaire enfouie à plusieurs kilomètres de profondeur se transforme après plusieurs étapes en pétrole, eau et gaz. Sous la pression des gaz, le pétrole est expulsé de la roche mère et constitue la migration, jusqu’à ce qu’il se trouve piégé dans des formations géologiques particulières telles qu’une roche réservoir sus-jacent d’une roche couverture imperméable. Cette succession d’étapes ordonnées compose un « système pétrolier », chacune étant indispensable les unes que les autres pour aboutir à un gisement exploitable.
Roches mères
Ce sont des roches riches en matière organique dans lesquelles cette dernière a pu se conserver et se transformer sans être détruite par des actions oxydantes. La roche-mère se trouve toujours dans un bassin sédimentaire. Elle a, en général, alimenté des roches sédimentaires plus poreuses. Quelques roches ignées ou métamorphiques suffisamment poreuses et proches ont pu recueillir du pétrole. Comme exemple, les roches-mères associées aux séries argilo-sableuses (argiles, marnes schisteuses, sable ou le grès) sont les argiles et marnes noires à grain fin, tandis que celles des séries carbonatées (calcaires fins, dolomies de teint sombre) sont les assises argileuses ou marneuses. Simultanément, sous l’effet de la pression, les hydrocarbures formés sont progressivement expulsés de la roche mère malgré leur forte imperméabilité, pour migrer dans des roches à plus forte porosité et perméabilité : c’est la migration. En général, ce mouvement s’effectue vers un milieu poreux et perméable qui en raison même de ces caractéristiques ne constituait pas une roche mère initiale, la matière organique sédimentaire ayant été détruite ou oxydée précocement.
La migration primaire
La migration primaire désigne l’expulsion de l’huile et du gaz de la roche mère vers un drain poreux, perméable. En effet, par un mécanisme encore mal élucidé (certainement lié à une augmentation de pression dans la roche-mère au cours de son enfouissement) l’eau, le pétrole et le gaz issus du kérogène peuvent être expulsés de leur formation d’origine. Avec la perte progressive de la porosité, après l’expulsion massive de l’eau, les hydrocarbures dont la saturation augmente peuvent envahir l’espace poreux puis former un véritable réseau. La migration primaire s’effectue comme un flot diphasique, eau et hydrocarbures séparément en deux phases distinctes .
La migration secondaire
Cette phase désigne les mécanismes de déplacement des hydrocarbures depuis leur lieu d’expulsion ou roche-mère vers leur lieu d’accumulation dans une roche-réservoir ou magasin qui constitue sous certaines conditions un piège. L’expulsion à partir de roches à grain fin qui est le cas pour toutes les roches mères vers un réservoir suppose des chemins de migration le long de drains. Les mécanismes de la migration secondaire se résument comme suit : Les différents fluides expulsés de la roche tels que l’eau et les constituants pétroliers relativement insolubles plus légers que la roche vont circuler par effet de flottaison en fonction de leur densité en suivant un drain vers la surface. Les chemins de migration peuvent être variés. Ainsi, les drains peuvent être :
➤ soit une roche poreuse perméable comme le sable, grès, calcaire grainstone, dont les caractères sont ceux de roches réservoirs,
➤ soit un système de fractures ouvertes comme les failles et les microfractures,
➤ soit encore des surfaces de discontinuités ou discordances.
Les distances de migration dépendent de la proximité d’un piège et varient considérablement. Elles peuvent être infimes dans quelques cas rares (cas des schistes bitumineux) ou très modérées, mais on reconnaît aujourd’hui des chemins de migration très longs, jusqu’à plusieurs centaines de kilomètres et dont l’histoire peut être complexe en fonction de l’histoire géologique.
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Table des matières
INTRODUCTION
GENERALITES SUR LES PROSPECTS PETROLIFERES
Chapitre 1: GEOLOGIE PETROLIERE
Gisement d’hydrocarbure
Processus de formation des hydrocarbures
Système pétrolier
Roches mères
La migration primaire
La migration secondaire
La migration tertiaire ou dysmigration
Présence de roche-réservoir
Roche-couverture
Pièges
3.7.1 Les pièges stratigraphiques
3.7.2 Les pièges structuraux
3.7.3 Les Pièges mixtes
Chapitre 2: TRAVAUX D’EXPLORATION DES PROSPECTS PETROLIFERES
Prospection géologique en surface
Géophysique ou l’étude des profondeurs
Forages d’exploration. Vérification des hypothèses
PRESENTATION DE LA COMPAGNIE OCCIDENTAL OF MADAGASCAR ET DE LA ZONE D’ETUDE
Chapitre 3: PRESENTATION DE LA COMPAGNIE OCCIDENTAL OF MADAGASCAR « OXY »
OCCIDENTAL OF MADAGASCAR « OXY »
Les avenants de la convention d’association en participation pour le bloc SAKARAHA
Avenant n°1
Avenant n°2
Chapitre 4: PRESENTATION DU BLOC SAKARAHA
Cadre géographique
Cadre géologique
2.1.1 Phase rifting Karroo
2.1.2 La Rupture et la dérive (drifting) du continent
2.1.3 Eustatisme durant le jurassique et évènement géologique
Le bassin sédimentaire de Morondava
Description lithologique du bloc Sakaraha
Le socle
Le système Karoo
Aperçu général de la géologie structurale
TRAVAUX ENTREPRIS DANS LA ZONE D’ETUDE
Chapitre 5: HISTORIQUE DU BLOC SAKARAHA
Introduction
Travaux antérieurs
Puits antérieurs
Synthèse succincte des puits dans le bloc Sakaraha
2.2.1 Puits Bezaha
2.2.2 Puits Saloanivo
2.2.3 Puits Ambalabe
2.2.4 Puits AMPANDRAMITSETAKA ou TANDRANO
2.2.5 Puits Lambosina
2.2.6 Puits Manera
2.2.7 Puits Vohidolo
2.2.8 Puits Vohidolo 2
2.2.9 Puits Vohidolo 2 bis
2.2.10 Puits Sakaraha
Conclusions tirées d’après ses résultats de forage
Chapitre 6: TRAVAUX GEOLOGIQUES
Travaux photo-géologique
Investigations sur terrains
Groupe de Sakoa
2.1.1 Environnement de dépôt de la Sakoa
Groupe SAKAMENA
2.2.1 Sakamena Inférieure
2.2.2 Sakamena Moyenne
2.2.3 Sakamena supérieure
2.2.4 L’environnement de dépôt de la Sakamena
Groupe de l’Isalo
2.3.1 Isalo I
2.3.2 Isalo II
2.3.3 Environnement de dépôt de l’Isalo
Roches mères, roches réservoirs, roches couvertures
Chapitre 7: TRAVAUX GEOPHYSIQUES
Prospections gravimétrique et magnétique
Résultats et observations
Résumé
Prospection sismique
Chapitre 8: SYNTHESE DES RESULTATS GEOLOGIQUES ET GEOPHYSIQUES
Synthese geologique et geophysique
Proposition des structures pétrolières (Leads)
Chapitre 9: TRAVAUX DE FORAGE
Forage AMBANASA-I
SYNTHESE DES RESULTATS
FORAGE DE VOHIBASIA
SYNTHESE DES RESULTATS
SYNTHESE SUR LES FORAGES
Chapitre 10: SYNTHESE PETROLIER DU BLOC SAKARAHA
Roches couvertures et roches réservoirs
Roches mères
CONCLUSION
