INTERPRETATION SISMIQUE ET IMPLANTATION DES POINTS DE FORAGES

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Historique de l’exploration pétrolière à Madagascar

La recherche de pétrole à Madagascar débute en 1901 par des forages faits au voisinage des indices d’hydrocarbures comme il était d’usage au début du 20 éme siècle. L’historique des activités d’exploration de surface géologique et géophysique, le nombre de mètres forés par an depuis 1951, et les activités de forage d’exploration pétrolière dès le début en 1901. C’est à partir de 1624 que plusieurs missions entreprennent l’étude des conditions géologique générale, et que les premières idées de successions stratigraphiques sont développées et les premières structures mise en évidence.
En 1928, l’étendue des grés bitumineux de Bemolanga est étudiée par puits et de forages à main. La première structure testée est, en 1936, celle de Tsimiroro. En 1937, Tsimiroro 2 produit de petites quantités de pétrole lourd accompagné d’eau douce. Des indices d’une huile lourde sont également trouvés sur la structure d’Ambohidranomora en1938, et sur la structure de Marokomy en 1939.
Dès 1945, des études géophysiques de reconnaissance sont entreprises pour la première fois dans l’ensemble de bassins.
En 1951, le premier puits profond est abandonné dans la Sakamena supérieure à 2,713 mètres. Une quarantaine de puits d’exploitation, sont depuis lors forés par S.P.M. et, par la suite dans le bassin de Morondava jusqu’à 1960.
De 1961à 1967, l’exploitation est concentrée dans le bassin de Majunga, avec le forage de deux puits. La première loi Pétrolière est promulguée en 1962.
De 1968 à 1975, plusieurs compagnies entreprennent des travaux d’exploration sur l’ensemble des bassins tant offshores qu’onshore. Une quinzaine de puits est forés pendant cette période.
A partir de 1976, l’OMNIS, organisme étatique a pris en main la recherche pétrolière sur tout le territoire de la république démocratique de Madagascar. En particulier, il effectue des études géophysiques marines et terrestres.
L’année 1980 ; sera marquée par la promulgation d’une nouvelle Loi Pétrolière et une nouvelle politique de recherche en collaboration avec les Compagnies Pétrolières Etrangères [1].
1976-1993 : Acquisition de données sismiques et forage de 15 puits par AGIP, AMOCO, BHP, MAXUS, MOBIL, OXY-UNOCAL, SHELL, OMNIS-PCIAC ;
1987 : Découverte de gaz dans le puits OMNIS-PCIAC : West Manambolo- 1 puits dans le bassin de Morondava,
1991 : découverte de puits (41 ° API) dans le puits Manandaza-1 de la coquille, Bassin de Morondava, avec récupération de 10 barils d’huile légère ;
1996: Adoption du deuxième code pétrolier résultant de la révision de la première;
1997-1999: Signature de contrats pétroliers avec GULFSTREAM SA, TRITON ENERGY SA, HUNT OIL INTERNATIONAL Inc, EXPRONET;
2000-2008 : Signature de contrats pétroliers avec les sociétés pétrolières suivantes : VANCO Ltd ; MOS, GROUPE STERLING, TULLOW, GROUPE SUN PEC (MEIL, MPIL, MNPC,
MSPC), AMICOH, ESSAR, CANDAX / EAX, PETROMAD, MPIL, WILTON / OPHIR, EXXONMOBIL, TOTAL, ENERMAD / NIKO et VARUM ENERGY Ltd;
2011 : découverte de gaz dans les puits Mahaboboka-1 et Mahaboboka- 1S dans le bassin de Morondava;
2014 : Déclaration de la commercialisation du pétrole lourd de Tsimiroro par MOS;
2015 : Approbation du plan de développement du pétrole lourd de Tsimiroro [2]

FORMATION DU PETROLE

Formation de roche sédimentaire

Tout commence par le dépôt de micro-organismes ou plancton sur le fond de lacs, de lagunes, de mers ou encore de côtes océaniques abritées. Ces matières organiques, aux structures chimiques plus ou moins complexes, mêlées aux fines particules minérales arrachées par les rivières et les fleuves érodant les reliefs immergés, constituent ainsi des vases. En milieu privé d’oxygène, milieu dit euxinique, ces vases riches en matière organique, protégées par l’accumulation répétée de nouveaux sédiments, sont progressivement enfouies et consécutivement portées à des pressions et des températures de plus en plus élevées. Cet enfouissement entraine une transformation progressive des vases et boues de surface en roches sédimentaires par compaction, déshydratation, dissolution et recristallisation selon des processus complexes connus sous le terme de diagénèse. C’est ainsi que se forment les roches sédimentaires qui sont qualifiées de roche mères quand elles possèdent des débris de matière organique, de roches réservoirs quand elles possèdent un réseau poreux perméable (grès et carbonates) et de roches couvertures quand elles sont imperméables (argiles-sels) [3].

Formation de matière organique

Origine de la matière organique sédimentaire

La matière organique est issue d’êtres vivants (plancton, végétaux, animaux, etc.). Composée pour l’essentiel de carbone, d’hydrogène, d’azote et d’oxygène, elle forme ce que l’on appelle « la biomasse ». Cette biomasse est généralement détruite par des bactéries mais une faible partie (moins de 1) se dépose au fond de milieux aquatiques.
Dans cet environnement pauvre en oxygène, la matière organique est en partie préservée. Elle se mélange ensuite à des matières minérales (particules d’argiles ou sables fins), créant ainsi des boues de sédimentation. Celles-ci s’accumulent par couches successives sur des dizaines voire des centaines de mètres.
Les matières organiques d’origine principalement animales se transforment en hydrocarbures essentiellement liquide ou pétrole. La matière organique est d’origine végétale elle ne forme guère que du gaz. Ce gaz peut se former dès les premiers mètres d’enfouissement par biodégradation [3].

Maturation de la matière organique

L’ensemble des transformations physico-chimiques et micro biologiques que subit la matière organique directement après son enfouissement, est appelé diagenèse. Ce sont des transformations précoces qui ont lieu à faible températures (<60°C) et à faible profondeur (dans le premier kilomètre de l’enfouissement). Dans cette étape l’activité bactérienne continue de jouer un rôle important et elle est responsable de la production du méthane biogénique. La polycondesation des matières organiques, les transforme en acides fulviques et humiques. Un élément clé de ces transformations est la perte des groupements fonctionnels, la perte d’azote et d’oxygène (Huc, 1980). A la fin de la diagenèse la matière organique sédimentaire est transformée en bitume et en kérogène. Le bitume étant la partie soluble de la matière organique sédimentaire et le kérogène sa partie insoluble [4].

Formation du Kérogène

Définition

Le kérogène est une fraction de la matière organique insoluble dans les solvants lipophiles usuels. C’est la matière première de la formation de l’huile et du gaz

Classification du kérogène

Le diagramme de Van Krevelen permet de distinguer avant maturation les trois principaux types de kérogène que caractérisent leur rapport atomique H/C et O/C :
 Type I : Les kérogènes lacustres ont un rapport H/C élevé et un rapport O/C faible. Ils doivent ces taux élevés en hydrogène et faible en oxygène à leur richesse en algues. Peu répandu, il est d’excellente qualité puisque 70 à 80 % du poids de la matière organique préservée dans les sédiments est susceptible de se transformer en hydrocarbures.
 Type II : Les kérogènes d’origines planctoniques marines se rapprochant des kérogènes lacustres, la présence d’autre type d’algue contribue à des taux H/C et O/C un peu différents. Jusqu’à 40 à 60 % du poids de matériel organique est susceptible de se transformer en hydrocarbures.
 Type III : Les kérogènes continentaux sont issus de la décomposition de tissu de plante vasculaire (téridophotes, gymnospermes angiospermes). Ils sont pauvres en H et riche en O et contiennent des cuticules de spores et de grains de pollen, des algues lacustres, des tissus ligneux. Leur rapport H/C est inférieur à 1,0. Le potentiel pétrolier de cette matière organique est relativement faible puisque 10 à 30 % seulement du poids de leur contenu organique peut se transformer en hydrocarbures [5].

Kérogène au pétrole

Le diagramme de Van Krevelen fournit aussi des indications quant à l’évolution des différents types de kérogènes. Au cours de son enfouissement, le kérogène est soumis à des conditions de pression et de température croissantes. On distingue trois étapes successives [6] :
 La diagenèse
 La catagenèse
 La métagenèse
Figure 2 : Diagramme de Van Krevelen

La diagenèse

La diagenèse correspond au stade au cours duquel les transformations de la matière organique se produisent à basse température. Immédiatement après le dépôt, le sédiment est constitué d’eau, de minéraux, de matière organique et d’organismes vivants (bactéries, organismes fouisseurs). Un tel mélange est particulièrement instable et diverses transformations interviennent.
Au fur et à mesure de l’enfouissement, les conditions physico-chimiques du sédiment sont progressivement modifiées (compaction, diminution de la teneur en eau et de l’activité bactérienne, évolution chimique et minéralogique de la matrice minérale, etc.). Du fait cette évolution, la majeure partie des biomonomères ayant échappé à la minéralisation se recombinent pour former des géopolymères complexes. Ce sont ces géopolymères qui constituent le kérogène primitif. Cette polymérisation des biomonomères s’appelle la néogenèse. Les lipides ne subissent en général pas ou peu cette polymérisation et restent à l’état libre. Les lipides constituent ainsi une proportion importante de la fraction extractible.
La quantité de la matière organique préservée dans les sédiments dépend de l’importance de la production primaire (quantité de matière organique importée dans le bassin sédimentaire), la teneur en oxygène de la colonne d’eau et du sédiment, la granulométrie du sédiment et le taux de sédimentation.
Figure 3 : Évolution chimique de la matière organique

La catagenèse

La catagenèse où « fenêtre à huile » correspond au stade au cours duquel les transformations physico-chimiques se produisent sous l’effet de la température. Du fait de la température, la matière organique devient instable. Certaines liaisons carbone-carbone du kérogène et de la fraction lipidique sont rompues, c’est le craquage thermique. Au cours de ce craquage thermique, le kérogène génère des composés de bas poids moléculaire qui sont enrichis en hydrogène et en hétéroatomes (oxygène, soufre, azote) par rapport au kérogène. En conséquence, le kérogène s’enrichit progressivement en carbone au cours du craquage thermique (Figure 3).
Les composés lipidiques libres et les produits issus du craquage peuvent craquer à leur tour. Il en résulte une accumulation de composés de bas poids moléculaire qui forment le pétrole. La fenêtre à huile est l’étape au cours de laquelle un maximum de pétrole est généré. Si la température augmente toujours, l’huile craque à son tour pour générer des composés de plus en plus légers qui sont les gaz humides. La fenêtre à gaz est l’étape au cours de laquelle un maximum de gaz naturel est généré (Figure 3).

La métagenèse

La métagenèse où « fenêtre à gaz » correspond au stade au cours duquel les transformations se produisent sous l’effet du métamorphisme. Le craquage du kérogène résiduel et surtout du pétrole et du gaz naturel aboutit à la formation de gaz secs (composés d’alcanes possédant 1 à 4 atomes de carbone). Dans ce processus, le kérogène résiduel continue de s’appauvrir en hydrogène et sa composition tend progressivement vers celle du graphite (carbone pur dont les atomes forment un réseau cristallin). De la même manière, la composition des produits issus du craquage tend vers celle du méthane (Figure 4).
Figure 4 : Schéma illustrant l’évolution de la quantité et la nature des fluides organiques

GEOLOGIE PETROLIERE

Roches mères

Une roche-mère est une roche sédimentaire riche en matière organique solide connue sous le nom de kérogène.

Caractéristiques

Les roches-mères sédimentent dans des environnements de dépôts généralement calmes propices, au dépôt de sédiments fins : argiles, marnes et calcaires fins souvent argileux ; à la sédimentation et à la préservation de la matière organique, qu’elle soit d’origine marine (phyto ou zooplancton) ou terrestre.
Les environnements marins ou lacustres anoxiques (déficitaires ou dépourvus de dioxygène) sont particulièrement favorables à la conservation de la matière organique. En effet, il n’y a pas d’oxydation et donc de destruction de la matière organique qui peut s’accumuler dans les sédiments. Le phénomène est accentué lorsqu’il se crée une stratification verticale du milieu marin, avec une tranche d’eau superficielle oxygénée, où se développent les micro-organismes fournisseurs de matière organique, et une tranche profonde anoxique où vont se déposer et se conserver les restes de ces organismes après leur mort.
Les grands événements anoxiques à l’échelle du globe ou à des échelles plus régionales sont les périodes de dépôt des principales roches-mères à l’origine d’une grande partie des hydrocarbures fossiles [6]

Table des matières

INTRODUCTION
PARTIE I : CONCEPT GENERAL DE L’ETUDE
CHAPITRE I : GENERALITES SUR LE PETROLE
I.1 HISTORIQUE
I.1.1 Histoire de L’exploitation Pétrolière dans le Monde
I.1.2 Historique de l’utilisation du pétrole
I.1.3 Historique de l’exploration pétrolière à Madagascar
I.2 FORMATION DU PETROLE
I.2.1 Formation de roche sédimentaire
I.2.2 Formation de matière organique
I.3.2.1 Origine de la matière organique sédimentaire
I.2.2.2 Maturation de la matière organique
I.2.3 Formation du Kérogène
I.2.3.1 Définition
I.2.3.2 Classification du kérogène
I.2.3.3 Kérogène au pétrole
I.3 GEOLOGIE PETROLIERE
I.3.1 Roches mères
I.3.1.1 Caractéristiques
I.3.1.2 Classification des roches-mères
I.3.2 Migration
I.3.2.1 Migration primaire
I.3.2.2 Migration secondaire
I.3.2.3 Migration tertiaire ou dysmigration
I.3.3 Roches réservoirs
I.3.3.1 Caractéristiques
I.3.3.2 Constitution
I.3.4 Roches couvertures
I.3.5 Pièges
I.3.5.1 Pièges structuraux
I.3.5.2 Pièges stratigraphiques
I.3.5.3 Pièges mixtes
CHAPITRE II : PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
II.1 SITUATION GEOGRAPHIQUE
II.1.1 CHOIX DE LA ZONE D’ETUDE
II.1.2 LOCALISATION DE LA ZONE D’ETUDE
II.2 CONTEXTE CLIMATIQUE
II.2.1 Température
II.2.2 Pluviométrie
II.2.3 Cyclones
II.2.4 Hydrographie
II.3 BASSIN SEDIMENTAIRE DE MORONDAVA
II.3.1. Stratigraphie
II.3.1.1 Le Karroo
II.3.1.2 Le Post-Karroo
II.3.1.3 Le Jurassique
II.3.1.4 Le Crétacé
II.3.1.5 Le tertiaire
II.3.1.6 Le Quaternaire
II.3.2 TECTONIQUE
CHAPITRE III : TRAVAUX ANTERIEURES SUR LA ZONE D’ETUDE
III.1 Prospection géologique
III.1.1 Connaissance stratigraphique
III.1.2 Connaissance tectonique
III.1.2.1 Dépression permo-triasique
III.1.2.2 Du Bemaraha à la mer
III.2 Prospection géophysique
III.2.1 Prospection sismique
III.2.2 Prospection aéromagnétiques
III.2.3 Prospection électrique
III.2.4 Prospection gravimétrique et magnétique
III.2.4.1 Données
III.2.4.2 Résultats d’observations
III.2.5 travaux de forage
III.2.5.1 Puits Antaotao – I
III.2.5.2 Puits Ankamotra – I
PARTIE II : METHODOLOGIE APPLIQUE A L’EXPLORATION PETROLIERE
CHAPITRE IV : METHODE GEOLOGIQUE
I.1 GENERALITES SUR LA GEOLOGIE PETROLIERE
I.2 PRINCIPE D’EXPLORATION GEOLOGIQUE
I.3 IDENTIFICATION DES SYSTEMES PETROLIERS
I.3.1 ROCHES MERES POTENTIELLES
I.3.1.1 La Sakamena Moyenne
I.3.1.2 Le Lias
I.3.1.3 Jurassique Moyen
I.3.1.4 Le Jurassique supérieur
I.3.1.5 Le Crétacé inférieur et moyen
I.3.1.6 Le crétacé supérieur
I.3.2 MATURATION
I.3.3 MIGRATION
I.3.4 LES STRUCURES TYPES
I.3.4.1 LE KARROO
I.3.4.2 DOGGER : Bemaraha
I.3.4.3 L’ALBO-APTIEN
I.4.4 LE CONIACIEN
CHAPITRE V : METHODE SISMIQUE DE REFLEXION
II.1 GENERALITES SUR LA PROSPECTION SISMIQUE
II.1.1 Principe général
II.1.2 Type d’ondes sismiques
II.1.2.1 Ondes de volume
II.1.2.2. Ondes de surface
II.1.3 Notion sur les vitesses sismiques
II.1.3.1 Densité
II.1.3.2 Porosité
II.2 SISMIQUE REFLEXION
II.2 .1 Définition
II.2.3 Principe
II.2.2 Etape d’une étude sismique de réflexion
II.2.2.1 Acquisition des données sismiques
II.2.2.2 Traitement des données sismiques
II.2.2.3 Interprétation sismique
CHAPITRE VI : METHODE FORAGE D’EXPLORATION
III.1 GENERALITES SUR LE FORAGE D’EXPLORATION
III.1.1 Définition
III.1.2 Objectifs du forage d’exploration
III.2 Technique du forage rotary
III.2.1 Description générale
III.2.2 Principe du forage
III.2.3 Train de sonde
III.2.4 Paramètres de forage
III.2.5 Fluide de forage
III.2.5.1 Types de boue
III.2.5.2 Le choix de la boue
III.2.5.3 Rôle de boue de forage
III.2.5.4 Système de circulation de fluide de forage
III.2.6 Tubage
III.2.6.1 Objectifs du tubage
III.2.6.2 Opérations de tubages
PARTIE III : INTERPRETATION SISMIQUE ET IMPLANTATION DES POINTS DE FORAGES
CHAPITRE VII : INTERPRETATION SISMIQUE
I.1 Présentations et nature des données
I.1.1 Présentations des données sismiques
I.1.2 Présentations données des forages
I.2 Logiciels d’interprétation
I.2.1 Logiciel ArcGis
I.2.2 Logiciel Kingdom
I.3 Interprétations
I.3.1 Interprétation 2D des profils sismiques
I.3.1.1 Profil 1
I.3.1.2 Profil 2
I.3.2 Interprétation sismique en 3D
I.3.2.1 Roche couverture
I.3.2.2 Roches réservoirs
I.3.2.3Vue générale du système pétrolier
CHAPITRE II : CARACTERISATION DU SYSTEME PETROLIER
II.1 Analyse du système pétrolier
II.1.1 Roche mère
II.1.2 Migration
II.1.3 Roche couverture
II.1.4Etudes des réservoirs
II.1.5 Piège
CHAPITRE IX : IMPLANTATION DES POINTS DE FORAGE
III.1 Modélisation 3D de la zone
III.2 Détermination de prospect
III.2.1 Etapes d’identification des prospects
III.2.2 Discussion
III.3 Détermination des points de forage de reconnaissance
III.4 Emplacement de chaque puits sur section sismique
III.4.1 Emplacement du puits -1 sur section sismique
III.4.2 Emplacement du puits -2 sur section sismique
III.4.3 Emplacement du puits -3 sur section sismique
III.5 Nature litho-stratigraphique des puits
III.5.1 Lithologie du puits P1
III.5.2 Lithologie du puits P2
III.5.3 Lithologie du puits P3
III.5.4 Corrélation des puits
III.6 Position des puits sur les différentes cartes
III.6.1 Position des puits sur une carte routière
III6.2 Position des puits sur une carte hydrographique
III.6.3 Position des puits sur carte à aires protégées
III.6.4 Position des puits sur une carte géologique
CONCLUSION
BIBLIOGRAPHIE
WEBOGRAPHIE
ANNEXES

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