GESTION DE BANQUE DE DONNEES DE L’EXPLORATION PETROLIERE

Notion de base théorique sur le pétrole

                 Cette sous chapitre va nous permettre d’avoir des éléments nécessaires pour une bonne compréhension du fonctionnement du principe de l’industrie pétrolier et la géologie pétrolière. Nous allons ainsi voir la genèse de pétrole, ainsi que les processus d’exploration de ces gisements.
Définition Selon les littératures, le pétrole ou « petra » et « oleum1 » est une roche liquide de couleur brune (avec une variété de couleur « jaune au noir » selon l’origine et la nature de l’hydrocarbure) issue de la décomposition des matières organiques marins formé au cours des périodes géologiques. C’est une huile minérale naturelle qui exploitée depuis des centaines d’année et utilisés comme une source d’énergie. Ce produit est mélangé2 avec d’autres composants comme du souffre, d’azote et d’hydrogène, et certains peuvent être des composants gazeux, liquides et quelque fois solides en fonction de la température et de la pression. Ces conditions explicites l’existent de la variabilité du pétrole (liquide ou plus ou moins visqueuse).
Formation On entend par origine la genèse du pétrole. La transformation des matières organique (formé par de phytoplancton et de reste d’animaux) accumulées au niveau des bassins sédimentaires il y 20 à 350 millions d’années passé constitue la première origine des hydrocarbures. Cette transformation se fait d’étape en étape sur une échelle de temps considérable (d’un échelonnage de plus d’une dizaine de millions d’années) avec des conditions particulières. Quand les matières organiques meurent, deux grands phénomènes se produisent leur cadavre devient partiellement des nourritures pour les charognards ou pour les bactéries, et les restes seront exposées à l’air ambiant ou à des eaux chargées en oxygènes puis s’oxyde partiellement et forme ainsi une « biomasse ». Au fil du temps, la décantation de ces dépôts au fond d’un milieu aquatique (que l’on entend par « charge allochimique ») qui est un environnement pauvre en oxygène se suit d’un le mélange des matières organiques avec des sédiments (matières minérales du bas-fond : soit des particules d’argiles soit des sables fins). Ce phénomène conduise ainsi à la formation d’une couche de boue sédimentaire qui préserve une partie des matières organiques. A chaine continue, l’accumulation des matières organique constitue une formation de couches successives atteignant des hauteurs considérables (variant d’une dizaine à des centaines de mètres). Arrivant à une profondeur de 1 000 mètres sous le plancher océanique, une transformation des matières organique contenue dans les sédiments en « kérogène » (une sorte de pétrole embryonnaire) se produit sous l’action des bactéries anaérobies. Au niveau de la couche de boue sédimentaire, il n’y a que peu d’oxygène libre et ils sont tous consommé rapidement à travers le phénomène d’oxydation d’une partie des matières organique. Ce qui conduit à la condition d’atoxicité du milieu (changement de milieu en anaérobie), alors les matières organiques qui sont principalement composées de carbone, d’hydrogène, d’oxygène et d’azote (CHON) se trouve dans un milieu protégé par l’oxydation. Mais par contre, ils sont sous l’influence des bactéries anaérobiques. Ces bactéries récupèrent l’oxygène et l’azote contenu dans le milieu car ils ont besoin de ces composés pour leur métabolisme. C’est ce que l’on entend par « dégradation biochimique » de la matière organique. Alors les molécules d’hydrogène et de carbone se réunissent pour former une nouvelle molécule que l’on appelle des « hydrocarbures (HC) ». La première molécule à seformer est le CH4 ou le gaz naturel méthane. Ce gaz se forme au niveau de la couche supérieur du sédiment. Sous l’effet du phénomène d’enfouissement, la température et la pression du milieu s’élève de plus en plus et conduit à la formation de molécule plus complexe. Delà, la dégradation biochimique (régie par les actions bactériennes anaérobies) se convertis en une dégradation thermique qui est principalement contrôlée par l’augmentation de la température5 (Cf. figure 01 montrant la génération de l’hydrocarbure). L’effet de l’enfouissement conduit à la formation du sédiment en une roche et la température à la formation du kérogène. Prenons en exemple ce qui se passe à 2 000 m, une partie du kérogène se transforme en huile (plus de 10%), et en une petite partie en gaz, mais le reste poursuit la phase de transformation. Par contre entre 2 000 et 3 000 m de profondeur, le kérogène produit le maximum d’huile. Et au-dessous de cette profondeur la production d’huile décroît et la production de gaz appelé « gaz thermogénique6 » augmente. Ceci explique le fait que le champ de pétrole constitue pratiquement toujours une présence d’huile et de gaz.
Gisement Au fil du temps, les boues sédimentaires s’accumulent et se durcissent, et dans le cas où elles contiennent au moins 1 – 2% de matière organique, elles pourront jouer le rôle de roche mère, ce qui conduit à des gisements de pétrole et de gaz naturel. Un gisement de pétrole ou d’hydrocarbure est une zone (au niveau du sous-sol) de concentration qui peut être destiné à une future exploitation. Un gisement ou un piège d’hydrocarbure peut avoir une superficie allant jusqu’à une dizaine de kilomètre carré. Avec une structure géologique particulière au niveau des bassins sédimentaires, les hydrocarbures sont piégés entre des couches imperméables qui bloc leur remonté vers la surface. A l’origine, la formation des potentiel gisement de pétrole, nécessite des conditions caractéristiques exceptionnelles dont les sites doivent avoir un climat de type chaud qui favorise le développement d’importantes quantités de plancton ; et qu’ils se trouvent à proximité des embouchures d’un grand fleuve pour un charriage optimum de débris végétaux ; et devront être situés à une distance importante des montagnes pour un minimum d’apport de sédiments minéraux. Au fur et à mesure qu’il se produit un phénomène de subduction, la roche mère s’enfonce dans la croûte terrestre sous le poids des sédiments qui le surmonte. Ce parcours se situe à dizaine voir même à des centaines de mètre par million d’années ce qui conduise à la formation des bassins sédimentaires. Avant la migration, les hydrocarbures sont contenus dans les roche-mère, ce sont des roches sédimentaires poreuse mais très peu perméable. Lors du phénomène de subsidence, la couche sédimentaire s’enfouisse et se tasse sous l’effet des poids des couches supérieures. Cela augmente aussi le phénomène de fissuration de la roche mère et l’hydrocarbure s’en échappe mais à une faible distance, c’est ce que nous entendons par « migration primaire ». Etant donné que l’hydrocarbure à une faible densité par rapport à l’eau des couches rocheuses environnantes, il remonte directement en surface (zone de forte pression vers une zone de faible pression) d’où l’appellation de « migration secondaire ». Pendant le trajet, l’hydrocarbure peut rencontrer des obstacles ou piège comme des failles, des plis, des anticlinaux, … et sont bloqué et stocké dans des roches poreuses et perméables appelée « roche-réservoir7 » par la présence d’une couche imperméable au-dessus (Cf. figure 02 pour les divers types de piège d’hydrocarbure existent). En cas, d’absence de ce toit qui est principalement constitué par des couches d’argile, la migration des hydrocarbures poursuit jusqu’à la surface terrestre dont l’appellation est le « dysmigration ». En général, la migration secondaire du pétrole ne se limite pas à un obstacle, il finit parfois à atteindre les premiers mètres du sol, où il est dégradé en bitumes sous l’action des bactéries, ils sont appelés aussi des pétroles « lourds » ou « extra-lourds » et des sables bitumineux. Lors de la prospection réalisée tout au début des recherches de potentiel présence de pétrole, ils peuvent être pris comme des indices des surfaces pour la détection de la présence de pétrole dans un bassin sédimentaire. Par contre seule une partie de la quantité de pétrole brut est concentré dans la roche-réservoir, les 10 à 40% sont encore piégé et dissipé au sein de la roche-mère, il est plus connu sous le nom d’« huile de schiste » ou de « pétrole de schiste » son extraction demande des techniques plus particulière et plus complexe comme la fracturation hydraulique. En général, il existe deux grandes catégories de piège à pétrole : les pièges structuraux, et les pièges stratigraphiques. Dans la catégorie des pièges structuraux, le plus courant est le piège « anticlinal ». Ce type de piège est formé suite à l’envoutement provoqué par les mouvements terrestres. Près de 80% des gisements de pétrole qui ont été découvert se trouve au niveau de ce type de piège. Le second type de piège appartenant à cette catégorie est le piège à « faille ». Lors d’un mouvement terrestre, un bloc peut glisser suivant la direction des cassures existantes. De ce fait, les couches imperméables se fragilise et provoquant ainsi l’arrêt de la migration du pétrole. Dans la catégorie des pièges stratigraphiques, il y a le type « dôme de sel » ou « diapirs ». C’est en effet une masse de sel qui s’est formé en profondeur et remonte sous l’action de la température et de la pression. Au trajet, il subdivise l’hydrocarbure qui se trouve dans la rocheréservoir et constitue ainsi une roche-couverture du pétrole ainsi migré.
Propriété du pétrole Appartenant aux familles des roches carbonées, le pétrole est principalement constitué par de molécules de carbones et d’hydrogène. La naissance des gisements d’hydrocarbure est la résultante de la conjonction favorable des facteurs géologiques, et cela influe la disparité géographique et les typologies d’hydrocarbure existant dans le monde. En effet, le processus de formation du pétrole est unique qui caractérise et retrace l’histoire géologique de la zone où il s’est développé. La provenance du pétrole rentre dans l’un des critères de classification du pétrole, mais il y a d’autres paramètres à considérer lors de la comparaison des qualités du pétrole provenant des lieux différents (comme la teneur en soufre, …), en effet le plus important d’entre eux est la mesure de la viscosité et la teneur en soufre du pétrole brut. C’est grâce à ces deux paramètres que l’on catégorise les pétroles, et on peut le classifier en quatre (4) grands groupes :
– Les pétroles légers comme le cas du pétrole provenant des états Sahariens, le pétrole à l’aspect qui se rapproche de gazole.
– Les pétroles moyens comme le cas du pétrole provenant du Moyen-Orient, le pétrole à une viscosité entre le pétrole lourd et le pétrole léger.
– Les pétroles lourd et extra-lourd comme celui des gisements d’Amérique du sud, le type est très visqueux et ne se coule pas sous la température ambiante.
– Les bitumes dont le pétrole brut se trouve sous forme solide à température ambiante.
La viscosité du pétrole est l’une des caractéristiques fondamentales à la gestion de coût d’exploitation de l’hydrocarbure. Plus le pétrole est léger et moins visqueux, moins est le coût des travaux d’extraction du produit au niveau du sous-sol, et vis-versa.
Systèmes pétroliers Un système pétrolier ou aussi appelé système hydrocarbone (Leslie B. Magoon and Adward A. Beaumont) est un ensemble d’élément et processus géologique relative à l’accumulation d’huile et de gaz incluant : roche mère ou « source », roche réservoir ou « reservoir », toît ou « seal », elle englobe généralement les roches mères et tout ce qui peut être en relation avec la formation des hydrocarbures. Dans un système pétrolier, le système naturel englobant les éléments essentiels interdépendants et processus formant l’unité fonctionnelle à l’origine d’accumulations d’hydrocarbures. Ces éléments essentiels et processus doivent apparaître simultanément dans le temps et dans l’espace de manière à ce que la matière organique contenue dans la roche mère soit convertie en une accumulation d’hydrocarbure.

Contrat de blocs

                       La plupart des contrats pétroliers prennent en compte la durée de vie d’un projet d’exploration (début, milieu et fin de projet), les étapes principales d’une opération pétrolier sont : l’exploration en vue d’une découverte d’un potentiel gisement de pétrole, le développement des infrastructures pour l’extraction, la production et vente du pétrole ; la fermeture du site d’exploitation lors de son épuisement et de son nettoyage. Dans l’industrie pétrolière, suivant la finalité de l’action du secteur exploration-production des hydrocarbures, plusieurs types de contrats sont en vigueur. Cela peut être des contrats entre les sociétés pétrolières et les détenteurs du sous-sol, soit, en général, les pays-hôtes dans un contrat patrimonial ; des contrats entre sociétés pétrolières, qui œuvrent de manière conjointe sur la même bloc pétrolier par le biais d’un contrat d’association ; des contrats entre une association pétrolière et une société prestataire de service, technique, financier ou juridique à travers un contrat de service ; des contrats entre un prestataire de services et un Etat assorti d’un transfert de technologie sur une base d’un contrat de coopération industrielle ; les contrats de commercialisation des produits extraits dans le cadre des contrats patrimoniaux. Mais, il existe trois types de contrats qui sont les plus fréquents : (i) contrat de cession de production ; (ii) contrats de partage de la production ; et (iii) contrats à risque :
– Le contrat de cession de production permet à l’entreprise exploitante d’obtenir en une période donnée un titre minier, dont la compagnie a le droit d’avoir 100% sur l’huile à force que l’Etat participe aux investissements après la découverte. L’Etat prélève une part de la production par le biais d’une redevance, et d’une part des bénéfices tirés de l’exploitation par un ou plusieurs impôts. L’incitation l’exploitation se traduit par des aménagements du régime des amortissements ou de la fiscalité (up-lift, amortisseur dégressif, crédits). En effet dans ce type de contrat, l’Etat peut soutirer à l’entreprise explorateur quatre sources de revenus : une redevance sur la production de pétrole ; un impôt sur les bénéfices des compagnies pétrolières internationales (CPI) ; une taxe superficiaire qui est proportionnelle à l’aire couverte par les permis d’exploration ; les dividendes payés par la compagnie.
– Le contrat de partage de la production permet au contractant conduise en termes de finance l’exploration pétrolière à ses propres risques, mais l’Etat reste le principal titulaire des droits miniers. L’entreprise est remboursée des dépenses effectuées avec les bénéfices du part de la production (cost-oil). Mais il est aussi rémunéré des risques prisent avec une part de la production (profit-oil). Le reste de la production revient à la Société nationale, dont elle peut demander une assistance au contractant sur la commercialisation, et les installations qui ont été mise en place restent au propriétaire de la Société nationale.
– Le contrat à risque permet à la Société nationale de délégué à la compagnie contracteur le début de mise en exploitation, mais elle est la seule habilitée à construire et faire fonctionner toutes les installations d’exploration et de production. Cependant, l’Etat demeure le seul titulaire des droits miniers.
Dans le contrat de cession et de partage de production qui sont les plus courants contractés actuellement peuvent comporter une « clause gaz ». Lors de la découverte d’un gisement de gaz dans un champ pétrolier, la compagnie peut éventuellement effectuer une négociation de nouvelles conditions particulières car le cadre du contrat exclue le gisement de gaz. Une négociation efficace est celle où les deux parties « organisme – société pétrolière » se trouvent sur un plan d’égalité en termes d’accès aux informations, d’expertise technique et de compréhension des options disponibles. Lors d’une ouverture d’un champ pétrolier, l’Etat procède à l’une des deux scenarios : soit passé à un appel d’offre à voix officielle, soit de gré à gré avec une compagnie ou inversement. Suivant les procédures opérationnelles, le calendrier de négociation varie de 6 mois et peut aller jusqu’à 18 ou 24 mois selon la difficulté du contrat. Le contenu des négociations inclue dans le contrat de bloc concerne généralement :
– La durée d’exploration d’un bloc pétrolier contracté (la durée moyenne est d’environ 10 ans) ;
– Les termes fiscaux sur la part maximale du cost-oil et de la part du profit-oil. En effet, il y a une variabilité de partage en fonction de la production et du prix de baril de pétrole brut, ainsi que le facteur R ou le cumulé des revenus des contractants sur leurs dépenses. Plus il y a une diminution de prix de baril, plus il y a une augmentation du cost-oil pour le remboursement des investissements des contracteurs ;
– Le pourcentage de la compagnie nationale dans le consortium pour l’exploration des droits miniers. En effet, la compagnie nationale à le choix de rejoindre le consortium tout au début de l’exploration ou plus tard ;
– Les programmes de travail des compagnies contractants. Elles ont contracté à réaliser des activités dans une phase pendant un temps donné pour le champ octroyé ;
– La mise en valeur des compétences locaux à travers un recrutement local, des actions de formations et aux soutiens des entreprises locales ;
– La surface et la position géographique du bloc pétrolier à exploiter, même si elle n’est pas toujours négociable.

Modèle cartographique de l’évolution des blocs pétroliers du bassin de Majunga

                   Suite à la modélisation cartographie de l’évolution des recherches d’un potentiel gisement de pétrole dans le bassin sédimentaire de Majunga, le résultat de l’étude à sortie une expansion des activités de recherche de la partie terrestre vers des recherches maritimes, puis de reconcentrer vers la partie terrestre (Cf. annexe 4. Concernant modèle cartographique de l’évolution des recherches pétrolière dans le domaine pétrolier de Majunga) Les travaux de recherche sur l’exploration pétrolier du bassin sédimentaire de Majunga ont été initiés par le compagnies SPM tout en début des années 1960 (première année de délivrance de permis de recherche pétrolière dans le grand domaine pétrolier de Majunga), puis c’est poursuivi par des études sismiques et de forage jusqu’en 1965 tout en restant sur la partie terrestre de la partie nord-ouest de Madagascar. L’exploration du bloc permis de l’est initié par le consortium de 4 grandes compagnies ont commencé les travaux d’extension des recherches vers les zones maritimes du bassin sédimentaire.

CONCLUSION

                 Depuis de nombreuses années, le pétrole est utilisé pour des applications variées. Jusqu’à nos jours, les diverses compagnies pétrolières tendent vers des explorations de nouvelle zone potentielle d’être un gisement d’hydrocarbure. L’avenir mondiale sur la filière « pétrole » dépend surtout des prospections des sites non exploré ou inaccessible pour divers raisons économique, politique, sociale, conditions physique et climatique, évolution technologique, …. La maitrise de la gestion des flux de données sur l’exploration pétrolière dans le bassin sédimentaire de Majunga est devenue de plus en plus important pour le suivi des avancements des recherches à chaque étape du processus. La mise en place d’un système de gestion permettant aux stockages, à la gestion et à la spécification des données selon leurs catégories facilite la mise à jour de nouvelles données de base en fonction des évolutions des recherches. Ce système permet à l’organisme OMNIS Madagascar d’évaluer le projet et d’avoir des éléments de prise de décision face éventuelle contexte. Actuellement dans la structuration du modèle SIG, il est intéressant de s’appuyer sur la méthode MERISE qui est employée dans l’élaboration des bases de données. Cela nous permet de réaliser un inventaire des données de base disponibles ou un dictionnaire de données que nous pourrions établir les relations qu’elles entretiennent via le modèle conceptuel de données, puis le modèle logique de données et enfin le modèle physique de données qui est l’image plus rapprochée des exigences du système informatique. Si l’aspect scientifique est important dans l’exploration pétrolière, l’aspect de l’acceptabilité sociale l’est tout autant. La population et la cellule se posent des questions qui sont légitimes, comme la préoccupation sur le comportement environnemental face risque d’accroissement de la dégradation de la santé environnementale sur les résultantes (pollutions diverses, perturbations écologique, modification de l’écosystème marin et terrestre …) des pratiques des techniques d’exploration pétrolière que ce soit au niveau terrestre « Onshore » ou marin « Offshore ». Ainsi que les devenir des sites d’ancienne exploration.

Table des matières

Introduction
Chapitre 1. Contexte générale de l’étude
1.1 Notion de base théorique sur le pétrole
1.1.1 Définition
1.1.2 Formation
1.1.3 Gisement
1.1.4 Propriété du pétrole
1.1.5 Systèmes pétroliers
1.2 Cycle d’exploration pétrolier
1.2.1 Place du SGBDS dans le cycle d’exploration
1.2.2 Phases du cycle d’exploration
1.2.3 Contrat de blocs
1.2.4 Opérateur
1.3 Généralité sur le Système de Gestion de Base de données Relationnelle et le Système d’Information Géographique
1.3.1 Définition
1.3.2 Fonctionnalités
1.4 Contexte général sur le bassin de Majunga
1.4.1 Situation géographique
1.4.2 Condition climatique
1.4.3 Hydrologie
1.4.4 Evolution géologique du bassin sédimentaire de Majunga
1.4.5 Historique de l’exploration pétrolier du bassin sédimentaire de Majunga
1.5 Problématique liée à la gestion de donnée de l’exploration des blocs pétroliers
Chapitre 2. Matériels et Approche méthodologique pour le suivi de l’évolution des blocs pétroliers du bassin de Majunga
2.1 Matériels et données utilisés
2.1.1 Outils de travail
2.1.2 Données utilisées
2.2 Approche méthodologique sur la gestion et suivi de l’évolution des blocs pétroliers 
2.2.1 Conception du système d’information et description de la solution informatique
2.2.2 Réalisation et mise en œuvre de la base de données et SIG
Chapitre 3. Présentation des résultats et études d’analyses
3.1 Résultats de la gestion des données et du suivi
3.1.1 Présentation de la base de données
3.1.2 Modèle cartographique de l’évolution des blocs pétroliers du bassin de Majunga
3.2 Interprétation des résultats du système de gestion de base de données sur l’évolution de l’exploration pétrolière dans le bassin sédimentaire de Majunga de 1961 à 2017
3.2.1 Variation des blocs pétroliers en fonction de la variation des données techniques réalisées existante
3.2.2 Variation des recherches pétrolière dans le bassin sédimentaire de Majunga suivant les contextes mondiaux
3.3 Discussion sur les résultats et perspective de l’exploration pétrolière dans le bassin sédimentaire de Majunga
Conclusion
Annexes
Références bibliographiques
Webographie

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