Soutenance mémoire
GENERALITES SUR LES SYSTEMES PETROLIERS
L’exploration pétrolière se fonde sur un ensemble d’études scientifiques et techniques. Au Sénégal les méthodes de prospections et d’exploration ont porté jusqu’ici sur les méthodes géophysiques. Une prospection pétrolière plus complète doit intégrer plusieurs autres méthodes : la cartographie géologique de surface pour déterminer les roches et les structures tectoniques ; la stratigraphie et la paléontologie pour dater les terrains et établir leur ordre de succession chronologique ; la sédimentologie pour déterminer la nature des couches, reconstituer les milieux de dépôt et évaluer le potentiel des roches-mères et roches réservoirs ; la géochimie organique pour étudier la matière organique fossile des roches mères et l’évolution thermique des kérogènes pour évaluer leur potentiel pétrolier ; la pétrographie et la pétrophysique ; les caractéristiques physiques des réservoirs ; la géophysique pour tracer des profils sismiques et reconstituer la structure des couches géologiques profondes. Le système pétrolier regroupe les éléments et processus géologiques permettant l’accumulation des hydrocarbures (Magoon & Dow, 1994). Biju-Duval (1999) et Perrodon (1985) définissent le système pétrolier « par la roche mère, le réservoir et la roche couverture, tout en tenant compte du facteur temps concernant l’âge de la migration des hydrocarbures et sa relation avec la formation du piège ». Gluyas & Swarbrick (2004) définissent le système pétrolier en termes de « 5 ingrédients magiques » indispensables à l’existence d’une province pétrolière : roche mère, couverture, piège, réservoir et temps de maturation .
Pour caractériser chaque élément et processus d’un système pétrolier on recourt à des approches pétrographiques, géochimiques et pétrophysiques appuyées par l’interprétation sismique 2D.
Les roches mères
Ce sont des roches riches en matière organique qui ont partiellement ou totalement généré des hydrocarbures à partir du kérogène. Selon le milieu de dépôt de la matière organique on distingue différents types de kérogène : I (lacustre), II (marin) et III (continental). Le diagramme de Van Krevelen (1993) présente les types de kérogène et le milieu de dépôt .
Les roches mères ont une porosité et une perméabilité faibles, surtout des argiles et des marnes. Leur étude nécessite de bien connaitre leur origine, leur évolution et leur maturité.
Les milieux marins sont à l’origine des kérogènes de type II. Ces kérogènes ont des rapports H/C peu élevés (environ 1,3) et des rapports O/C plus grands (environ 0,15) que ceux du type I. Leur structure diffère peu des kérogènes de type I : leurs chaînes hydrocarbonées linéaires sont plus courtes et ils ont plus de structures cycliques. La matière organique (MO) continentale, notamment la cellulose et la lignine des végétaux supérieurs, est à l’origine des kérogènes de type III. Ces derniers ont un rapport H/C inférieur à 1 et un rapport O/C de 0,3 à 0,4.
La matière organique
La matière organique (MO) est un constituant ubiquiste des sols, des eaux et des roches sédimentaires. Elle provient de la décomposition des organismes vivants. Seule une petite fraction (1 à 5 % au plus) des débris initiaux se retrouve dans les sédiments (Durand, 1980) avec une répartition spatiale très hétérogène. La MO sédimentaire comprend une fraction soluble dans les solvants organiques appelés bitume et une fraction insoluble appelée kérogène. Le kérogène représente la plus grande partie de la MO sédimentaire (95 % en moyenne). Les kérogènes comme le reste de la MO sont constitués de carbone, hydrogène, oxygène, azote et soufre. Au cours de la sédimentation la MO subit des transformations biologiques et chimiques aboutissant à la formation des macromolécules insolubles du kérogène. La matière organique est composée de carbone, d’oxygène, d’hydrogène et d’azote (CHON). Dans les 1000 premiers mètres de profondeur de la croûte terrestre, la dégradation biochimique par les bactéries anaérobies soustrait l’oxygène et l’azote pour leur métabolisme. L’augmentation de température et de pression lors de l’enfouissement de la roche mère transforme les kérogènes en huiles et gaz .
Entre 1200 m et 1800 m les kérogènes perdent leurs composants oxygénés et azotés mais la roche mère reste immature. Entre 1800 m et 3000 m et à des températures de 60° C à 120° C, le craquage thermique conduit à la formation d’huiles et à la maturation de la matière organique. Entre 3000 m et 4000 m de profondeur la métagenèse conduit à la formation de gaz par craquage des hydrocarbures. Au-delà de 4000 m le métamorphisme détruit tous les produits issus du craquage. Les profondeurs des différentes phases de diagenèse, catagenèse et métagenèse sont très imprécises et varient avec la nature des matériaux et la vitesse d’enfouissement. Dans le bassin sénégalais le pic de génération des hydrocarbures commence entre 1500 m et 4500 m de profondeur. Au large de la Casamance on prévoit une production d’hydrocarbures à 3000 m et un pic de condensat des gaz entre 4000 et 6000 m (1st Exchange, 1999).
Les roches réservoirs
Les roches réservoirs ont une porosité et une perméabilité importante et renferment des hydrocarbures. Leur caractérisation est essentiellement pétrophysique car leurs qualités dépendent de la capacité à accumuler et laisser circuler les hydrocarbures. Bien que 60 % des réserves mondiales d’hydrocarbures se trouvent dans des réservoirs carbonatés, l’essentiel des réservoirs du bloc de Casamance offshore sont des grès. Ces grès renferment une faible proportion d’argiles qui bouchent les pores des réservoirs (Tardy, 1985). Dans ce travail la caractérisation des paramètres pétrophysiques des roches réservoirs a été faite sur l’évaluation de la porosité car les autres paramètres (perméabilité, saturation et pression capillaire) ne sont généralement pas disponibles.
Pour constituer un réservoir exploitable, une roche doit présenter les qualités suivantes : offrir aux fluides l’espace pour accueillir un volume suffisant et permettre aux fluides de circuler avec un faible taux d’irréductibilité (Asquith & Gibson 1982).
Les roches couvertures
Après leur formation les hydrocarbures migrent à travers les fissures et les pores des roches perméables. Au cours de leur migration ils rencontrent une barrière imperméable qui les empêche de continuer leur course. Cette barrière constitue la « roche-couverture » qui contraint l’accumulation des hydrocarbures dans la roche-réservoir. La couverture est une barrière naturelle qui empêche les hydrocarbures accumulés de se disperser et qui les maintient dans le réservoir. Les roches de couverture les plus répandues en Casamance offshore sont les argiles et les roches salines. Les couvertures efficaces se sont formées au Crétacé supérieur et à la limite Oligocène-Miocène (Brownfield & Charpentier, 2003).
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Table des matières
INTRODUCTION
CHAPITRE 1 : GENERALITES SUR LE BLOC PETROLIER OFFSHORE CASAMANCE
1. Cadre géographique et géologique
1.1. Situation géographique
1.2. Cadre géologique et structural du sous bassin de Casamance
2. GENERALITES SUR LES SYSTEMES PETROLIERS
2.1. Les roches mères
2.2. La matière organique
2.3. Les roches réservoirs
2.4. Les roches couvertures
2.5. Les pièges géologiques
2.6. Le temps de maturation
3. HISTORIQUE DE RECHERCHES PETROLIERES EN CASAMANCE
CHAPITRE 2 : MATERIELS ET METHODES D’ETUDES
1. MATERIELS D’ETUDE
2. METHODES D’ETUDES
2.1. Lithostratigraphie
2.2. Micropaléontologique et biostratigraphique
2.3 Méthodologie en sismique
2.3.1 Le calage ou marqueur de puits
2.3.2 Le pointage
2.4. Géochimie de la matière organique : Principe et méthode de la pyrolyse RockEval
2.3.2. Le COT (%)
2.3.3. L’indice d’hydrogène (IH)
2.3.4. Le pic S2
2.3.5. Le pic S3
2.3.6. La Tmax (en degrés C)
2.5. Etude pétrophysique
CHAPITRE 3 : STRATIGRAPHIE DU BLOC DE CASAMANCE
1. STRATIGRAPHIE ET MICROPALEONTOLOGIE
1.1. Forage CM-1
1.1.1. Intervalle 635-1236 m
1.1.2. Intervalle 1236-1349 m
1.1.3. Intervalle 1515-1760 m
1.1.4. Intervalle 1760-1860 m
1.1.10. Intervalle de 3960 m à 4110 m
1.2. Forage CM.2
1.2.1. Intervalle 763-917m
1.2.2. Intervalle 917-1545 m
1.2.3. Intervalle 1545-1823 m
1.2.4. Intervalle 1823-2225 m
1.2.5. Intervalle 2600-2720 m
1.2.6. Intervalle 2720-2840 m
1.2.7. Intervalle 2840-3530 m
1.2.8. Intervalle 3530-3787 m
1.3. Forage CM-4
1.3.1. Intervalle 560-746 m
1.3.2. Intervalle 1143-1332 m
1.3.3. Intervalle 1332-1451 m
1.3.4. Intervalle 1451–1625 m
1.3.5. Intervalle 1625-1740 m
1.3.5. Intervalle 1740-2220 m
(i) Le sous intervalle 1740-2010 m
(ii) Le sous intervalle 2010-2220 m
1.3.7. Intervalle 2220-3330 m
1.3.8. Intervalle 3330-3756 m
1.3.9. Intervalle 3756-3800 m
1.4. Forage GLW-1
1.4.1. Intervalle 1203-1321 m
1.4.2. Intervalle 1321-1549 m
1.4.3. Intervalle 1549-2236 m
1.4.3. Intervalle 2236-2836 m
1.5. Forage Wlf-1
1.5.1. Intervalle 1554-1667 m
1.5.3. Intervalle 2169-2415m
1.6. Forage DSDP-367
1.6.1. Intervalle 473-636 m
1.6.2. Intervalle 644-701 m
1.6.3. Intervalle 777-834 m
1.6.4. Intervalle 834-901 m
1.6.5. Intervalle 910-1089 m
1.6.7. Intervalle 1089–1144 m
2. SYNTHESE STRATIGRAPHIQUE DES SONDAGES
2.1. Le Jurassique supérieur
2.2. Le Néocomien
2.3. L’Aptien et l’Albien
2.4. Le Cénomanien
2.5. Le Turonien
2.6. Le Sénonien inférieur
2.7. Le Campanien
2.8. Le Maastrichtien
CONCLUSION
