0. INTRODUCTION
0.1. PROBLEMATIQUE
Il existe plusieurs ouvrages sur la structure
géologique. Celui-ci a la particularité de parler sur la
structure géologique d'un bassin dans la formation de gisements
pétroliers.
Les gisements pétroliers ne s'accumulent pas dans les
milieux où ils prennent naissance, les zones de passages entre ces
différents milieux revêtent un intérêt particulier.
On s'intéresse d'abord aux zones de changement de faciès
rapprochées par des discordance à faible valeur angulaire ou par
des failles, par des structures plissées résultant des
déformations souples, par des structures monoclinales qui font que les
couches forment une plaque inclinée présentant un pendage
inférieur ou égal à 40° et enfin par des structures
tabulaires de terrain.
Au regard de ce qui précède, nous nous
intéresserons à la disposition des couches des minéraux de
sous-sol. D'où notre question spécifique dans ce travail qui est
purement scientifique est de savoir l'impact de la structure
géologique d'un bassin dans la formation des gisements
pétroliers.
0.2. HYPOTHESE
Nous partirons de l'hypothèse selon laquelle, l'impact
de la structure géologique dans la formation des gisements
pétroliers est :
1°. La formation du pétrole dans la
roche-mère
2°. La migration pétrolière dans la roche
réservoir
3°. La formation des roches couvertures
0.3. CHOIX ET INTERET
DU SUJET
Le terme pétrole provient de la composition de deux
mots latins qui sont « Pétra Oléum »
signifiant bien en français « huile de pierre ». Il
est un fluide combustible de couleur très foncée (noirâtre,
verdâtre ou jaunâtre). C'est vraiment une source d'énergie
indispensable à la vie de l'homme, ainsi dit-on qu'il n'y a pas à
parler du monde sans pétrole Avoir exploité un sujet parlant du
pétrole n'est pas un hasard car le pétrole est un produit
énergétique dans notre vie quotidienne ; c'est ainsi que le
choix du présent se justifie du fait de l'attention accordée
CHAP. I. CONSIDERATON GENERALES
I.1. Définitions des concepts de base
I.1.1. Impact : selon Paul Robert, l'impact c'est l'effet
d'une action (c'est donc la collision)
I.1.2. Structure : selon le même auteur (Pau
Robert) ; c'est le groupement de différent parties d'un ensemble ou
de points qui en permettent la cohésion.
I.1.3 Géologie :
Selon P. Robert c'est la science qui a pour objet l'histoire du
globe terrestre. C'est l'étude de la structure et de l'évolution
de l'écorce terrestre
Selon le Prof MULUMA MUNANGA, est une science qui fait parties
des sciences de la terre qui traite de la composition de l'histoire, de
l'évolution de la terre il s'intéresse globalement au sol et au
sous-sol.
I.1.4. Bassin : les bassins ont été d'abord
définit comme de dépressions ou des cuvettes où
s'accumulent et ai ses sont accumulés dans le passé le
sédiment.
I.1.5. Gisement
I.1.6 Pétrole : le pétrole est un
mélange des substances organiques issues principalement d'animaux et des
végétaux micropiques qui vivaient dans les mers il y a plusieurs
millions d'années.
Étymologiquement, pétrole du
latin« Pétra oléum » qui signifie huile de
pierre, huile qu'on trouve dans les roches par opposition aux huiles animale et
végétales.
Le pétrole naturel (le brut au crue) est un
mélange variable et complexe d'hydrocarbures naturels solides, liquides
ou gazeux. Lorsque les organismes marins ou lacustres mouraient leur reste se
déposaient au fond des océans ou après plusieurs milliers
d'années, ils se sont accumulés et mélangés
à la boue et au limon pour former des couches de sédiments
riches en matières organiques. Sous l'effet de la compression, celle-ci
se ont se sont transformées en roches qui vont devenir des roches
mères. Au fur et à mesure que la profondeur augmente, la
température s'élève, ce qui entraine après
plusieurs millions d'années une transformation des matières
organiques originaire qui donneront des composés plus simple
appelées hydrocarbures qui ne sont autre que, composées et
hydrocarboné comme signalé (PERRONDON, 1966).
I.2 DIFFERENTS TYPES DE STRUCTURE GEOLOGIQUE
I.2.1. LES STRUCTURES GEOLOGIQUES
En
prospection pétrolière, la géologie structurelle joue un
rôle important pour la détention des pièges structuraux
susceptible de retenir les huiles minérales. Les structures
géologiques sont issues de la tectonique. Cette dernière est
l'ensemble des formations qui affectent les matériaux de l'écart
et aussi l'ensemble, des forces qui ont mis en place ces
déformations.
La tectonique, ou la géologie structurale,
s'intéresse aux déformations telles que les plissements, les
tailles, les flexures, etc., et aux dislocations ultérieures subis par
les différentes roches misent en place sous l'effet de mouvement de
l'écorce terrestre.
Dans ces travaux qui sont purement bibliographique, nous
allons essayer d'illustrer les structures géologiques
ci-après :
Ø Les structures plissées,
Ø Les structures faillées,
Ø Les structures monoclinales,
Ø Les structures tabulaires
Il ya de phénomène de microtectonique qui
s'observent aussi à l'échelle microscopique (micropli,
linéasion)
C'est ainsi, la prospection pétrolière fait
recours à la géologie structurale qui, par ces pièges
structuraux, peuvent retenir les hydrocarbures.
I.2.2. STRUCTURES PLISSES
Les structures plissées
résultent de déformation souple et se retrouvent exclusivement
dans les roches sédimentaires. Un pli réunit deux parties dont
une anticlinale et l'autre synclinal
En traversant transversalement un pli, les
éléments ci-après sont présentés :
Ø Des charnières (ca et Cs)
Ø Des flans (flanc droit et flanc gauche)
Ø Un axe de pli
Ø Une hauteur
Ø Une longueur d'onde de plissement
I.2.3. STRUCTURES FAILLES
Les structures failles sont
cassures affectant un terrain. Les failles sont structures liées
à une tectonique cassante capable d'affecter toutes les roches
Ente une faille et une diaclase, la distinction se fait par le
déplacement relatif des comparativement rocheux situés de part et
d'autre du plan de facture. Le plan de faille, le miroir de faille, les
lèvres et le rejet sont les éléments qui composent une
structure faille.
I.2.4. STRUCTURES MONOCLINAIRES
Sont des dispositions qui font
que les couches forment une plaque inclinée. Ces dispositions ne sont
pas fortement inclinées. Elle présente un pendage
inférieur ou égal à 400.
I.2.5. STRUCTURES TABULAIRES
On parle de ces structures tabulaires
lorsque les terrains sont quasi horizontaux et présentent un pendage nul
ou faible donc 15°
CHAPITRE II. FORMATION ET TYPE DES BASSINS
SEDIMENTAIRE
II.1. DIFFERENTS BASSIN SEDIMENTAIRE
2.1.1.LES RIFTS CONTINENTAUX
Un rift continental se
forme généralement dans une zone
d'hétérogénéité profonde, notamment aux
extrémités de grand décrochement cristaux souvent sur des
zones hautes régionales.
Il peut cependant prendre naissance également sur des
bassins de plate-forme ou sur certaines zones orogéniques en
distension.
Les rifts continentaux en domaine d'amincissement cristal sont
plus particulièrement caractérisés
- Au point de vue géophysique par une anomalie de
Bouguer positive
- Et au point de vue géothermique par des gradients
élevés
Le volontarisme est peu important, de type alcalin, et le plus
souvent précoce. Au point de vue géotectonique, les rifts sont
soumis a un régime général en tension, distension et plus
fréquemment qu'on ne le pense, souvent transcendions les contraintes en
distension se traduisent par des faibles normales incurvées de type
listrique dont le jeu des blocs basculés assure l'essentiel de la
distension.
PHOTO PAGE 33
La subsiocence, d'origine tectonique, est d'abord rapide avec
des vitesse de l'ordre de 200 à 400m par million d'années, pue
décroit progressivement lorsque le relait est assuré par la
subsiocence thermique. Parallèlement, le jeu des failles
s'atténue et le style antithétiques de la phase paroxysmale fait
place à un mode synthétique les dépôts plus
récent venant draper et sceller les accidents plus anciens. Le jeu des
forces de distension se traduit par la formation d'un étroit et
allongé présentant sacrent un profit.
Les accidents coulissant en domaine continental comme de
méga fentes de tension engendrent des bassins de forme losangique ou
triangulaire souvent appelés rhomb-grabens ou « pull-apport
avec ou sans aminciment cristal présentant d'étroites analogies
avec les rifts plus classiques la principale différence vient de la
formation de faille obligues, parfois inverses et de plis en échelon le
bassin de la Bénoué (Nigeria) en est une bonne illustration.
Au point de vue sédimentaire, la phase initiale de
ritting à subsiocence rapide se traduit par un approfondissement et
souvent un confinement du milieu de dépôt, lacustre ou marin. Le
rift se comble en suite progressivent avec des sédiment
généralement mal classés et diachrones les vitesses de
sédimentation sont élèvées au moins pendant une
période relativement courte, de l'ordre d'une dizaine ou de quelques
dizaines de millions d'années. Les bassins du golfe de suez.
Conséquence de cet enfouissement rapise,
l'hyocrodynamisme des bassins de type rift récents présente une
allure générale centigure.
1. LES BASSINS DE PLATE-FORME
Si tous les bassins de
plate-forme ne débutent pas nécessairement par un stade de rift,
les progrès dans leur investigation révèlent croissant de
phase initiales de rifting et toutes les formes de transition se rencontrent
entre forme comme ceux paris
Sur ce vaste et stable domaine, les dépôts sont
généralement peu profonds, homogènes et continus, avec de
fréquents arrêts de sédimentation. Ils forment de
méga séquences positives et apparaissent en position
transgressive sur ces marges. Les variations enstrotiques et climatique sont
particulièrement bien enregistrées.
L'intérêt pétrolier de ces bassins est en
grande partie fonction de leur volume sédimentaire c'est-à-dire
d'abord de l'intensité de la subsidence, ou en d'autres termes de
l'importance du stade de rifting initial. Cette
« instabilité » commande en effet directement non
seulement l'enfouissement des dépôts mais aussi la formation de
déformation structurale, à grand rayon de courbure. Le jeu
d'accident coulissant peut ailleurs induire la formation progressive de plis
anticlinaux de grande taille.
Les bassins de plate-forme peuvent être affectés,
après la phase d'accalmie d'une reprise de la subsiodence permettant
d'accumulation d'une nouvelle et puissante série sédimentaire.
C'est notamment des bassins septentrionaux de la Mer de Nord
Où l'on observe la superposition et succession :
- D'une phase rift la superposition et trias-jurassique
inferieur.
- D'une phase plate-forme
kimmeridgion-crétacé
- D'une phase de néo-subsidence ou
crurétacé
Ces différents stades sont régionales qui
constituent les frontières de différents types de bassin.
Ces bassins complexes peuvent être qualifiés de
bassins polyphasés.
2. LES BASSINS DE MARGE PASSIVE
Dans certains cas, les forces
de tension génératrice de rifts continentaux poursuivent leur
action jusqu'à la rupture de la croute continentale et l'apparition de
la croute océanique. Il se forme alors de part et d'autre du nouvel
océan des bassins de marge passive qui s'édifient sur les rifts
initiaux. Les basins allongés parallèlement aux grands
océans présentent ainsi deux stades d'évolution bien
tranchés.
A la base, des bassins de rifts continental avec soutes les
caractéristiques de ces derniers architectures en hors et graben
sédimentaire souvent confinée et discontinue flux thermiques
élève et souvent quelques manifestation de volcanique tholeifique
précoce.
En dessus, venant plus ou moins en transition des bassins
marins ouverts sur le large, peu ou pas plissés, à l'exception de
mouvement diapiriques, remplis de formations marines progradantes vers le large
La morphologie de la marge continentale commence
étroitement les caractéristiques du bassin une part un port
basculent vers l'océan une marge large en particulier si elle est
bordé par une ride ou par seuil côté océanique peut
permettre le developpement de facies confinés, ou tout au moins
diversifiés.
Mais c'est sans doute l'existence d'accidents transverses qui
peut affecter le plus profondément le style de ces bassins. De telles
zones de faiblesses de faiblesse peuvent en effet servir de guide à de
grands fleuves jouant le rôle de collecteur de sédimentant
l'accumulation peut constitue de puissant «dépôt
contres » t à la limite des bassins deltaiques, les bassins
cérozoique du delta du Niger.
Le matériel détritique ne se limite pas au
plateau continental et en certains cas peut s'épandre sous forme de
turtedites distales très au large, couvrant de vaste surface en domaine
océanique, comme on peut l'observer notamment en mer arabe et dans le
golfe du Bengale au large respectivement de l'indus et du Gange.
Ces grands accidents transverses peuvent par ailleurs
engendrer tout un jeu de failles est de plis en échelon. Comme on peut
le voir par exemple dans le bassin de Gippsland (Australie)
(Fig 6)
Dans quelques cas les rifts continentaux peuvent être
rapidement soumis : avant toute autre forme d'évolution, à
des forces de compression ou de transgression, qui le transforment directement
en « Rift plissé » le bassin de la Haye, aux
Pays-Bas en est un bon exemple
En ce qui concerne les scenarios en Frontière de
Plaque.
Les zones d'affrontement des plaques lithosphériques
voisines constituent des domaines de déformation particulièrement
forte qui donnent des aires de subsidence technique remarquables. Le plissement
de la croute résulte soit de phénomène coulissant en zone
transformant soit de phénomènes compressifs ou distensifs aux
limites convergentes de plaques, ce qui correspond à deux grands
scénarios. Par opposition aux bassins intra plaques, fautes ces
provinces se caractérisent par une vie courte et tumultueuse, si bien
qu'on ne les connait principalement qu'au cénozoïque. Il se
rattache pour une part aux bassins de marge active.
1. LES BASSINS DE ZONES TRANSFORMANTES
Les bassins d zones transformantes, encore
désignés sous le terme de « pull-appart » se
forment le rang de grands accidents coulissants au voisinage
d'irrégularités mécaniques préexistantes. Les
contraintes en transgression succèdent souvent aux forces de
transtension.
Ils se présentent comme des dépressions
allongées de forme losangique ou triangulaire avec un rapport
longueur-largeur compris entre 3 et 4, ils sont souvent bordés de horst
assimilables à des « Rides de pression » et
entrecoupés d'un réseau d faibles et de plis en échelon,
comme les bassins californiens
Leur surface est généralement limitée,
mais leur profondeur peut être importante. Ils apparaissent
fréquemment situation tardi-organiques et peuvent être rapidement
affectés de plissement intenses.
La sédimentation y est rapide et puissante atteignant
500m par million d'années, pendant une période relativement
courte. Comme dans les rifts, le milieu de dépôt peut au
début s'y montrer profond par différence relative de la
subsidence et des apparts ; les flux thermiques présentent souvent
des valeurs supérieures à la moyenne.
2. LES BASSINS DE ZONES DE SUBDUCTION ET DE COLLISION
« la subduction est un processus très
complexe » (UYEDA 1983), et les zones de subduction et de collision
donnent lieu à différents scénarios de bassin complexe,
variés et encore mal connu du fait souvent de leur situation
océanique.
Cette complexité parait liée à la nature
du contact et à l'âge des plaques, à l'ange du plan de
bénioff qui e, résulte, à la présence de continents
ou de lambeaux de croute continentale ainsi qu'à l'importance du
remplissage sédimentaire (WACPER, 1980, UYEDA, 1983)
En première approximation, on peut tenter
d'individualiser deux filières principales suivant que l'on a affaire
à une subduction libre en domaine océanique ou à une
subduction contrariée en limite de domaine sur les bassins en relation
avec les arcs insulaires, la seconde sur des collision continentales et des
succession de bassins, que l'on peut qualifié de polyphasés, le
dernier terme correspondant aux bassins d'avant-fosse. Un certain
nombrées de cas peuvent se situer entre les deux scénarios
suivant l'intensité des contraintes rencontrées par la
subduction. Ces obstacles semblent se traduire par une alternance de phase de
compression et de distension comme dans l'ARC Egéen (MERCIER, 1978).
On peut considérer que les systèmes d'arcs
insulaires andins par une croute amincie, de plus fortes températures et
un volcanisme andésitique à acide les traits varient par ailleurs
avec le temps, la croute plus dense en vieillissant, ce qui modifie son
comportement (UYEDA, 1983)
II.2. DIFFERENTS TYPES DE PIEGES
NOTION DE PIEGEAGE PETROLIER
Quelle que puissent être
la richesse des roches mères, les qualités des roches magasins et
l'imperméabilité des couvertures, il ne saurait y avoir de
gisements si des hydrocarbures ne rencontrent au cours de leur migration, des
barrières qui les arrêtent et les forcent à
s'accumuler :
Ce son ces zones « fermée » que
l'on appel de piège (Traps). Selon un principe de physique fondamentale
sont système ou mécanisme évolue fauyour suivant une
succession de processus telle que la somme de transformation de chaleur par
ailleurs, un tel système tendra et à la limite parviendra
à une solution d'égale à zéro et l'énergie
potentielle sera maximum.
Les fluides en mouvement soumis à différentes
forces parviennent à une position d'équilibre quand leur
énergie potentielle est minimum et quand elle est entourée par
des régions d'énergie à plus haut potentiel.
Un piège sera alors défini comme une zone du
sous-sol où l'énergie potentielle
Des fluides peuvent s'y trouver est minimum par rapport aux
zones immédiatement.
Le piège de pétrole est aussi un
élément géologique composé d'un réservoir
(roche ou une giés) contenant potentiellement des hydrocarbures d'une
couverture (roche ou formation géologique assurant
l'échancheité du réservoir, argiles,
éroporites-sel) et d'une structuration de formation technique syn-ou
post-sédimentaire des couches assurant un volume formé où
les hydrocarbures sont piégés dans leur remontée à
la migration secondaire vers la surface. Pour être efficace, un
piège doit être alimenté par des hydrocarbures en
provenance d'une roche mère (également appelé
roche-source). Le piège concerne donc la disposition des terrains
susceptibles de retenir les hydrocarbures pour former un gisement. Les divers
processus doivent se dérouler suivant un « timing »
bien polis.
Les pièges de pétrole se distinguent de la
manière suivante selon les types de fermetures :
II.2.1. PIEGES STRUCTURAUX
Les pièges structuraux sont
des pièges dont la couverture et le réservoir forment une
concavité tournée vers le bas. Les plissements et les failles
forment principalement ces limites des gisements sont ce type de pièges,
les limites des gisements sont constitués par l'intersection du plan
d'eau avec le réservoir. Ces pièges sont issus de la technique
ils sont définis par la formation des couches dépendant de
l'histoire technique du bassin.
On doit savoir que le site préférentiel du
pétrole et de gaz naturels sont des voûtes anticlinales ; le
géologue prospecteur va s'intéresser à des parties
culminantes de structures plissées qui sont les principales libres de
retrouver des gisements et les plus efficaces.
Les pièges anticlinaux constituent 75 à 80% des
gisements reconnus dans le monde, ils sont les plus fréquents et les
plus efficaces.
En dehors des pièges anticlinaux, il ya des
pièges sur failles qui sont assez nombreux (7%) mis ne sont pas
généralement des pièges importants, ils présentent
1 à 2 % des réserves, il ya aussi des pièges structuraux
à structure intrusive.
Il ya lieu de signaler que l'inversion technique joue le plus
souvent un rôle important dans le cas de pièges avec combinaison
des pièges et des failles.
A titre d'exemple, la complexité de situation en
régime de compression interne des plis de l'avant pays avec souvent des
grands anticlinaux asymétriques, soit en régime d'extension les
longs des failles.
Les hydrocarbures ont une structures ascendante en montant,
c'est dans les voûtes anticlinaux qu'on va trouver soit le
pétrole. Le dôme de sel présente une structure
allongée ou circulaire ou perçante comme c'est le cas de dapirs
associés avec d'autres pièges.
La mise en place de dôme de sel est accompagnée
des fissures les dernières jouent le rôle de piège
pétrolier.
La mise en place du pétrole de Wanda est cette de la
technique solifère.
La géophysique permet de déceler les
pièges structuraux mais aussi la géologie de surface sur
l'affleurement ou alors par des photos prises à hautes attitudes (photos
aériennes ou photos satellitaires).
Les pièges structuraux sont issus de la techniqque peut
être salifère telle est le cas à MWANDA en RDC soit une
tectonique de socle engendrant de host de crabben telle que dans Rift est
africain ou soit une tectonique donnant naissance à des failles de
croissance avec fermeture par crochant ou par contre des argiles telle qu'au
Nigéria
3. STRUCTURES ANTICLINALES
Dans le monde, les pièges
structuraux correspondant à des dômes et des anticlinaux sont les
plis fréquents. Les plus souvent, ils sont la conséquence de
plissements, parfois d'instruction ou des phénomènes de
compaction.
Les anticlinaux sont rarement aussi réguliers en
profondeur et des disharmonies sont fréquemment mises en évidence
par des sondages. Ces disharmonies, qui peuvent se traduire soit par des
complications soit par des simplifications structurales sont principalement
dues à des accidents tectoniques à des variations
d'épaisseur ou à des phénomènes des discordances.
La profondeur accuse souvent la puissance des plis comme en
témoignage l'évolution géométrique des plis de
couches compétentes en profondeur. Certes, rarement sont
compétentes les couches et les accidents tectoniques peuvent compliquer
la structure en profondeur.
Fréquemment, les plis apparaissent plus aigus en
profondeur qu'en surface et ils peuvent se transformer en plis en
champignon.
Certains pays présentent une tectonique complexe
à composante tangentielle importante, des écailles et même
des nappes de charriage constituent des pièges productifs comme dans des
carpathes en Pologne, en Russie et rn Roumaine.les gisements d'Irak et Iran
font partis de gisement de pays de tectonique de couverture ou les couches sont
plastiques et souvent, sujettes à des phénomène de
gisement et de disharmonie, de larges voûtes anticlinales calmes et
réguliers sont réservées sous des terrains
présentant une architecture particulièrement complexe.
PHOTO
Le bombement étant provoqué par un
épaissement des couches cela fait que certains anticlinaux passent
à des monoclinaux en profondeur. Les champs de Ruhle et de
géogsdarf dans le bassin de l'ensland constituent leurs principaux
champs d'Allemagne et sont des exemples. Il ya aussi certains types
d'anticlinaux dits de fassement, ils sont liés à la
présence de faille syn-sédimentaires.
PHOTO
Un anticlinal qui s'ébauche peu à peu en cours
de l'histoire géologique au bassin accuse dans le cas
général la fermeture en profondeur il ya présence de
discordance sur la zone anticlinale.
On peut aussi rencontrer un anticlinal à très
grand rayon de courbure, il est dessiné dans les près
combro-ordovicies, les pendages moyens ne dépassant pas 1 à 2
recouvert par un transgressif demeuré subhorizontal.
L'importance des accumulations d'hydrocarbures qui peuvent s'y
rassembler et l'ampleur de telles coutes à très faible pendage
montrent l'intérêt de ces déformation à très
grands rayons de courbure, d'ordre pirogénique, les plus souvent
correspondant à des zones hautes régionales qu'à des
plissements proprement dits.
En régime hydrodynamique, le mouvement de
s'acquière peut non seulement incliner le plan d'eau, mais
déplaces l'accumulation d'huile sortie de la zone fermée dans ce
cas, le glissement a été lessivé.
La poussé hydrodynamique peut s'additionner aux
facteurs structuraux dans certains cas, et compenser une fermeture
insuffisante, le plus hydrodynamique équilibre la remontée
normale des hydrocarbures
Les glissements de saillants ou de terrasses sont
localisées sur des chargements de pente affectant des monoclinales, sans
aller jusqu'à une véritable fermeture structure.
2 LES PIEGES PAR FAILLES
On attend par piège par failler
les structures où les failles sont prédominâtes dans la
formation du gisement. On n'y inclut pas les anticlinaux failles où
elles faillent ne sont souvent qu'une conséquence du plissement.
Les plans de faille recoupant une série stratigraphique
peuvent soit servir de migration, soit constituer des fermetures
imperméables.
LG WEEKS (1961) et LEVORSEN (1956) estime et ajoute
respectivement que « les failles agissement beaucoup plus
communément comme barrière qu'elles ne servent de chenaux peut
avoir joué le rôle de voie de migration à une
période donnée et fourni un écran imperméable plus
tard »
A l'exclusion des anticlinaux failles à les failles ne
jouent qu'un rôle secondaire les différents types de pièges
formés par des failles doivent être envisagés dans
l'espèce en considérant comme pour faut autre type de
piège, le volume fermé.
On distingue deux grandes familles des failles d'après
le bassin qu'elles ferment avec les couches sédimentaires, suivant une
coupe perpendiculaires :
Ø Les failles normales qui se traduisent par un
éloignement latéral des strates,
Ø Les failles inverses qui entrainent une certaine
superposition verticale des couches.
a. PIEGES LIES AUX FAILLES NORMALES
Dans les gisements de ces types, l'accumulation se trouve soit
sur le compartiment haut, soit sur le compartiment abaissé.
Actuellement, la plupart des gisements se trouvent sur le compartiment haut.
Les écrits géologiques regroupent particulièrement
formés de nombreux exemples de gisements formés dans le
compartiment ahut.
A titre d'exemple, des gisements du fossé Rhénan
et notamment le champ de pechelbran en France et en Allemagne.
PHOTO
Néanmoins, l'expérience montre que de nombreux
gisement se rencontraient aussi dans les compartiments basés. Les
exemples sont nombreux mais on choisit ceux de Gulf Coast et Nigéria
comme il arrive fréquemment dans les provinces constitués par
d'ancien delta et remplies de sédiment meubles, certains pièges
sont formés par un repli anticlinal provoqué par le peut
progressif de la faille. Ce type de structure appelé par fois anticlinal
de compensation apparait dans les zones marginales de bassins subsidient le
long du compartiment abaissé.
Dans ces types de gisement, les pièges sont liés
aux accidents et sont généralement complexe et souvbent en
relation avec des plis ou des venus de sel. Ces failles sont les plus souvent
marquées d'une tectoniques tangentielle. Il faut signaler tout d'abord
que les pièges productifs dans le compartiment ahut sont souvent
fermés, si non par un anticlinal faillé et l'égerment
déversé du moins par un repli des couches assimilables à
un crochant de faille.
On trouve ces genres de pièges dans les montages
rocheuses tels sont les cas de champs grass, greck ou de bonanza (Myoming).
Et, des nombreux accumulations fermées dans des compartiments sont
notée dans les pays à tectonique complexe mais, des hydrocarbures
sont fréquemment trouvés piégés dans le
compartiment haut dans n'importe quel cas, soit formé par la faille ou
un simple anticlinal. Ici, l'étancheité est plus difficile
à assurer l'on note les accumulations qui se rencontre dans deux cas,
dans les compartiments abaissé des accidents chevauchants :
Ø Où le pétrole s'accumule dans le
moindre piège, dans les provinces particulièrement riches comme
en Californie
Ø Dans les compartiments fermés par une venue
salifère le long d'une faille telle est le cas fréquent en
Roumanie
En dehors de principaux types de pièges par failles, il
ya lieu de noter les facteurs sédimentologies et hydrodynamiques. Le
Gulf cas est un exemple des facteurs stratigraphiques dans le piégeage
des hydrocarbures.
On est ici en présence de failles qui ont
commencé à jouer au cours de la sédimentation pendant la
subsidence du bassin. Les replis anticlinaux et l'accumulation de niveau
sableux qui accroissent l'intérêt de ce type des pièges
accompagnent souvent la formation de ces failles.
Du point de vue hydrodynamique, signalons que cette notion de
perméabilité relative apporte la meilleure explication aux
différents types d'accumulations déterminés par des
failles et est fondamentale pour la compréhension des pièges par
failles.
4. STRUCTURES INTRUSIVES
La faible densité et la
plasticité sont les deux aspects caractérisant le sel gemme.
Elles sont en effet, à la gégène d'une tectonique par son
importance sur le plean pétrolier. La densité moyenne de sel
germme est de l'ordre de 2,2, elle est constante quelle que soit la profondeur.
Le contraste de densité des auteurs sédiments,
généralement supérieure à 2,2 met le sel à
une certaine profondeur en déséquilibre.
Signalons que la pression (200 kg/m) et la température
augmente la plasticité. Sur le plan thimique, les sels potassium sont
plus plastiques que ceux de sodium. La tectonique solifère satisfait aux
conditions d'instabilité. La localisation des dômes est
déterminée par les factuers morphologiques ou tectoniques, tels
sont le cas de anomalies structurales profondes ou sédimentaires.
Le mécanisme de la formation et de la mise en place des
dômes de sel est différent d'après des études
faites. Néanmoins, les conditions géologiques restrent la base de
ce mécanisme.
PHOTO
II.2.2. PIEGES STRATIGRAPHIQUS
Un piège est stratigraphie
lorsque la fermeture est créée par une variation stratigraphique
ou lithologiqu de la roche réservoir, sel qu'un changement de
faciés, ou une variation locale de pérosité ou de
perméabilité, ou une suspension de sédimentation, avec ou
sans transgression ou discordance. Piège stratigraphique est aussi
désigné par la constitution d'un dispositif géometrique
lié à l'histoire stratigraphique du bassin
PHOTO
On classifie ces pièges de la manière
suivante :
Ø Les pièges stratigraphiques
primaires ;
Ø Les pièges stratigraphiques
sédimentaires
a. LES PIEGES STRATIGRAPHIQUES PRIMAIRES
Ces pièges sont caratéristisés par un
phénomènes stratigraphique contemporain de la
sédimentation. Les pièges stratigraphiques appartennant à
cette classe sont constitués par un corps pereux et perméable
individualisé au milieu d'une série imperméable par des
variations de faciés et d'épaisseur par rapport à la
nature lithologique du réservoir, on distingués le corps sableux
(anas détritiques) et les formations rélipales
(dépôts qui sont soit biostranes, soit biohernies)
2. PIEGES STRATIGRAPHIQUES SECONDAIRES
Ce sont des pièges dus à
des phénomènes géologiques posterieurs à la des
phénomène à la sémntation discordance et
transgression). Un piège stratigraphique sécnondaire
dépend des processus poléogéographique et
stratigraphiques, discordances et transgression on distingue de ce
fait :
Ø Les pièges de discordance, tel est le cas des
champs de la côte bolivar sur la bordure du lac de Maracaibo ;
Ø Les pièges d'altéraation chimique, les
champs de lima fond parti des exemples de ces types de pièges.
PHOTO
Les pièges stratigraphiques, en générale,
ne constituent qu'une faible partie des champs découverts dans le
monde.
II.2.3. PIEGES MIXTES
Les pièges mixtes constituent une combinaison entre les
pièges structuraux et stratigraphiques. Les deux facteurs donc
stratigraphique et structural sont nécessiares, on tient plus compte de
la formation de l'un ou l'autre telles que la diagénèse, la
cimentation sécondaire , la transgression pour le facteur
stratigraphique et d'une cassure ou d'un plissement pour le facteur
structural.
Les pièges sont plus reconnus dans les anticlinaux
érodés
On distingue:
Ø Les pièges fermés par la combinaison
d'une variation de perméabilité ou d'un biseau stratigraphique et
d'une déformation tectonique ;
Les facteurs stratigraphiques et structuraux font l'objet de
ces pièges,
Ø Les pièges liés au paléo
chaines, on fait allusion à une ancienne chaine de montage
demeurée en relief au cours de la sédimentation de la formation
suivante
CHAPITRE III LA STRUCTURE GEOLOGIQUE DU BASSIN ET
FORMATION DU PETROLE
Les
sédiments qui proviennent de l'érosion des continents contiennent
une certaine proportion de matière organique qui est
transportée et déposée dans les bassins
océanique et lacustres ensemble avec les particules minérales, A
cette matière organique terrigène s'ajoute celle provenant de la
biomasse du bassin océanique ou lacustre lui-même c'est-a-dire
les reste organiques issus de la destruction des algues, des
bactéries et des planctons, L'ensemble constitue « la
matière organique sédimentaire « qui, au cours de son
enfouissement, sous l'influence de la température, Se dégrade
progressivement en perdant dans un premier temps des constituants
oxygénés sous forme de CO2 et HO2, c'est le stade de la
« Diagénèse » étape au cours de
laquelle, l'oxygène libre contenu dans l'eau de mer est
rapidement consommé par l'oxygène d'une partie de la
matière organique, ceci entraine le fait que les conditions dans
les sédiment deviennent rapidement des condition anoxiques
c'est-a-dire sans oxygène et, on parle aussi de « milieu
anaérobie ».
La matière organique composée de Carbone,
hydrogène, oxygène et azote dans les milieux anaérobiques
qui n'ont pas besoin de l'O2 libre. Pour leur métabolisme,
ces bactéries anaérobies vont puiser l'oxygène et de
l'azote dans les molécules organiques pour ne laisser dans ces
dernières que l'Hydrogène et le Carbone : c'est la
« dégradation biochimique » de la matière
organique.
Le carbone et l'hydrogène vont s'unir ou s'associer
pour former de nouvelles molécules essentiellement composées de
ces deux éléments et qu'on appelle hydrocarbures ou carbures
d'oxygène.
Une de premières molécules qui se forme est le
« méthane » (CH4) (gaz naturel), qui est
un gaz biogénique parce qu'il est issu de la dégradation
biochimique. C'est cela l'origine des gaz naturels.
Au fur et à mesure que les sédiments s'empilent
sur les plancher océanique ou lacustre, l'enfouissement devient
très important, les molécules d'hydrocarbures amenées
à des températures et des pressions de plus en plus
élevées, deviennent très complexes. Les
dégradations passent alors de biochimiques régies par les
bactéries, thermiques (régies par l'élévation de la
température).
C'est le stade de « catagenèse »
dont le début se situe entre 60 et 120°C (en fonction du gradient
géothermique local). Pour une profondeur de 1500 à 4000m, la
principale étape de la formation de l'huile (pétrole brut) et des
HC légers.
L'étape suivante, correspondante à des
températures et pressions plus importante et celle d'une
évolution très avancée appelée
« métagenèse », au cours de laquelle on
assiste à la formation « gaz sec » (méthane)
par craquage des HC précédemment formées et du
kérogène résiduel : c'est le méthane tardif.
III.1. TRANSFORMATION DES MATIERES OEGANIQUE EN
HYDROCARBURE
Un gisement de pétrole ou de gaz est une accumulation
d'hydrocarbure emprisonnés sous pression dans les interstices d'une
roche poreuse, le plus souvent calcaire, grès, ou sable comprimé
d'origine sédimentaire, d'où il leur est impossible de
s'échapper : un gisement est donc un piège constitué
par une anomalie du sous-sol, anticlinal, donc, faille ou coin.
Les terrains sédimentaires ont été
formés, tout au long de l'histoire de la terre, par l'action
érosive des forces naturelles : pluies, neige, vent, cours d'eau
vagues de la mer, glaciers, entrainant des débris rocheux
arrachés à la surface du sol et finalement déposés
au fond des estuaires, des mers et des océans sous l'effet du poids des
alluvions suivantes, les grains de sable ou d'argile de certaines couches de
sédiments sous-marins ont ensuite été compactés
pour donner des argiles, des schistes ou des calcaires durs. Ils peuvent
également avoir été cimentés par des apports
secondaires de calcite ou de silice véhiculée avec les eaux
souterraines : c'est le cas des grès et des sables
agglomérés.
D'autres roches sédimentaires ont une origine
chimique : il s'agit de sels en dissolution dans l'eau de mer pouvant se
déposer au fond lorsque le taux de saturation vient à être
dépassé ce qui est le cas des carbonates de calcium (calcaire) ou
de magnésium (dolomie). De même, l'évaporation du milieu
marin laissera un gisement de chlorure de sodium (sel gemme ou de sulfate de
calcium (gypse et anhydrite).
En fin, certains terrains pétrolifères sont de
prorcemances purement organiques, soit animale comme les coraux ou comme ces
minuscules coquillages appelés foraminifère dont les squelettes
fossilisés constituent une roche d'apparence calcaire, soit
végétale comme certaines algues capables de former des relifs
analogues à ceux des polypiers.
A l'heure actuelle, on a recours essentiellement à la
théorie biogénique ou organique pour expliquer l'origine du
pétrole. En effet, d'après ces théories, le pétrole
provient de la transformation des matières organiques d'origine animale
ou végétale (dont les constituants majeurs sont les
protéines, les lipides et les glucides).
En milieu marin, la matière organique est produite par
le phytoplancton (algues) le zooplancton et les bactéries,
l'accumulation de cette matière organique dans les sédiments
à grain fin (argile, vase calcaire fine) donne naissance aux roches dite
sapropéliennes ou roche-mères.
Dans un milieu confiné (lacs, lagunes, dettas) et par
conséquent réducteur, une partie de la matière organique
stockée dans les boues, sapropéliques donc incorporée dans
les sédiments subit l'action des bactéries anaérobies
(fermentation anaérobies) qui transforment les lipides et les protides
en hydrocarbures.
C'est la phase de la diagénèse au cours de
laquelle se forment dans les sédiments essentiellement le
kérogène (résidu organique totalement insoluble) et
accessoirement du méthane et du protopétrole. On enregistre au
cours de la diagénèse, la perte en azote et en oxygène
sous forme du CO2. La seconde phase est qualifiée de
catagenèse ; elle voit la transformation par dégradation
thermique, du kérogène en hydrocarbure (condition requises :
1500 à 2000m de profondeur ; 60 à 100Oc) elle est
caractérisée aussi par la perte en CO2,
H2O, N2.
Il est à signaler qu'à partir d'un
kérogène de composition donnée, se forment d'une par des
hydrocarbures enrichis en hydrogène, et d'autre par un
kérogène résiduel appauvri en hydrogène.
Cela nous pousse à parler de la mise en place des
pétroles.
1) Migration (primaire)
Pour constituer des gisements, il est nécessaire de
mobiliser les hydrocarbures pour les faire passer dans les parties les plus
poreuses de la roche-mère (réservoirs poreux). Cette migration
est le plus souvent une filtration lente à travers des roches plus ou
moins poreuses ; mais peut aussi se faire par circulation dans les
fissures ouvertes, pour arrêter la propension (due à la faible
densité, à la non miscibilité à l'eau et à
la volatilité) du pétrole à migrer vers les zones
superficielles de l'écorce, il faut l'existence d'un soit (ou un mur)
imperméable, et d'une roche-magasin (grès, calcaire
bréchique ou dolomitique) capable de l'empêcher de se disperser
dans les formation trop poreuses.
Retenons qu'une roche-magin ou roche réservoir est
faute roche dans laquelle s'est accumulé du pétrole et dont on
peut l'en extraire par sondages, peut ou galeries. La roche-magin doit
être assez poreuse pour qu'une quantité notable de pétrole
s'y accumule et assez perméable pour que le pétrole contenu
puisse être extrait par simple écoulement filtrant
(percolation).
2) ACCUMULATION
C'est par un mécanisme de migration dite secondaire que
le pétrole passe du réservoir pour s'accumuler dans les
pièges.
Il peut y avoir dans certains cas la dismigration
c'est-à-dire la fuite du pétrole hors du piège soit pour
aller se piège dans une autre position, soit pour s'échapper vers
la surface du sol d'où les indices de pétrole et de gaz (indices
qui sont à l'origine des « feux éternels » en
mésopotamie).
Les meilleurs pièges à pétrole sont
constitués par des anticlinaux à grand rayon de courbure, les
zones de faille inverses, les discordants angulaires et dans certain cas des
diapirs mis en évidence par des techniques géophysiques.
Selon la « théorie anticlinales »
le gaz, le pétrole liquide et l'eau de gisement (eau salée qui
accompagne le pétrole) se superposent par ordre de densité,
quelle que soit la structure et la forme qu'affecte la roche-magin. Gaz et
pétrole s'accumulent dans les parties les plus hautes qui constituent
des pièges à pétroles (traps).
Signalons par ailleurs que les séries
pétrolifères sont constituées par des alternances de
couches sableuses et couches marneuses ou argileuses (tous les termes
intermédiaires sont représentés) on note aussi des
dolomies caverneuses, des calcaires récifaux plus ou moins caverneux ou
fissurés.
Retenons enfin que les séries
pétrolifères se sont formés dans des aires de subsidences,
d'où la conclusion selon laquelle le pétrole prend naissance dans
des couches sédimentaires détritique en bordures des
géosynclinaux en voie de subsidence.
3. PIEGES A PETROLE
Ce sont des structures favorables à l'accumulation
du pétrole. Quant à la nature de la roche-magin, il peut s'agir
d'un grès, d'un calcaire bréchique ou dolomitique.
Les meilleurs pièges à pétrole
sont :
Ø Des anticlinaux (Fig 32, Fig 33), les couches
sédimentaires de l'écorce terrestre sont redressées et
plissées sous forme de montagnes.
Ø Des biseaux de faille (Fig 34, Fig 34bis) : la
faille interrompt la continuité du réservoir et stoppe la
migration secondaire
Ø Structure diapiriques en champignons ou en
cônes (Fig 35, fig 36) : les dômes de sel remontent des zones
profondes, percent et rebroussent les couche à travers lesquelles ils
passent ou contre lesquelles ils butent.
Ø Discordance : il ya dépôt des
couches horizontales sur des couches plissées autrement orientées
(Fig 37)
III.2 SYSTEME PETROLIERS
Dans les systèmes
pétroliers, pour qu'il y ait accumulation des hydrocarbures dans le
sous-sol ainsi que la formation de leur gisement un certain nombre des
conditions doit être rempli dont :
Ø L'existence primordialement d'une
« roche-mère » qui doit contenir suffisamment des
matières organique. Et, ces dernières doivent être
portées à maturité en vue de pouvoir être
transformés en hydrocarbures
Ø Les hydrcarbures doivent en suite migrer afin
d'atteindre une roche poreuse et perméable applée
« roche-réservoir » où ils pourront
s'accumuler,
Ø Il faut qu'il y ait en fin la présence d'une
roche imperméable pour l'hydrocarbure au dessus de la
roche-réservoir. Cette roche si imperméable soit-elle est
appelée « roche-couverture » devra être
capable d'empêcher les hydrocarbures de sortir de la
roche-réservoir de continuer de migrer et de se dissiper dans les
formations adjacente.
III.2.1. ROCHE-MERE
C'est une roche dans laquelle les
hydrocarbures se sont formées sous l'effet du poids des sédiments
sus jacents causant la compression et le fassement de cette dernière,
les hydrocarbures y sont expulsés et migrent à travers de
fissures ou des roches poreusess perméables. C'est ce
phénomène di de « MIGRATION ».
ROCHE MERE ET SES CARACTERISTIQUES
1. NOTION DE ROCHES MERES
A l'heure actuelle, on peut penser que les
formations pétroligènes sont principalement
représentées par des roches à grain fin, argiles, marnes
ou calcaire qui se déposent dans ces milieux calmes, abrités et
réducteurs. La présence d'une quantité relativement
importante de matières organiques constitue ainsi une condition
nécessaire à l'existence de
« roche-mère ». ce n'est ce pendant pas une
condition suffisante. En effet cette matière organique peut ne pas
présenter toutes les caractéristiques voulues pour engendrer des
hydrocarbures, elle peut être le résidu résultant d'une
autre évolution ou encore elle n'a pas pu libérer ses
hydrocarbures.
Ainsi est-il nécessaires de faire recours à des
méthodes plus sélectives basées, les une sur l'analyse des
fractions solubles, les autres sur le résidu insoluble de la
matière organique, il s'agit des méthodes
ci-après :
Ø Méthode de track
Ø Méthode de louis de khalifech (1958)
Ø Méthode de bray et Evans (1961-1965)
Ø Méthode de philippi (1959)
Ø Méthode d'erdman (1961)
Ø Méthode de zarella (1963).
On peut rappeler les critères retenus par H.S, HEDBERG
(1965) pour la formation du pétrole
Ø Une origine organique et biologique semble être
hypothèse la plus retenue toute un certain d'accumulation peut avoir
incontestablement une origine non marine.
Ø La plupart des pétroles ne semblent pas avoir
été soumis à des températures supérieures
à 100Oc bien que, quelques uns peuvent supérieur
à 100. Bien que quelques uns peuvent à des températures
supérieures à 120Oc
Ø Les pressions minimales à la concentration des
hydrocarbures paraissent dans certains cas ; ne pas avoir atteint
l'équivalent d'une surcharge sédimentaire d'un milieu de
mètres et peut être parfois nettement moins.
Ø Le pétrole s'est formé depuis le
cambrier (paléozoïque) jusqu'au pléistocène
(quaternaire)
II.1.2.2. Caractéristiques des roches
mères
Une roche mère est un
sédiment renfermant une certaine quantité de matière
organique et ayant donné des quantités appréciables
d'huile ou de gaz par extension, on attribuera ce terme aux faciès
identiques à ceux d'une roche mère, mais placés dans des
conditions de diagenèse différentes, c'est-à-dire une
roche qui a donné ou pourrait donner des hydrocarbures ; dans ce
cas on parlera de roche mère écuissée ou potentielle.
Ces roches semblent être
caractérisées :
Ø Par un pourcentage de matière organique
compris entre 0,5 à 1 et 5 à 6, suivant notamment la nature de
celle-ci ;
Ø Par la présence de produits extractibles
(m.o.e) témoignant au moins de la possibilité de genèse
d'hydrocarbures, avec un rapport m.o.e/m.e supérieur à 3, plus
élevé pour les roches mères carbonatées que pour
les argiles ;
Ø Par une certaine dispersion de la matière
organique dans une phase argile représentant au moins 30% de la
roche ;
Ø Par l'existence de laminations, strates, diastems...
comportant des lits à fortes concentration de matière organique
et des surfaces de drainage, horizontales et/ou verticales.
La nature des constituants de la matière organique
conservée joue un rôle fondamental sur le potentiel
pétroligène d'une roche mère, et, partant sur la richesse
des bassins. Ainsi peut-on établir une relation entre :
Ø La richesse du bassin de Gippsland, au SE de
l'Ausrealie, où l'on a découvert quelque 340mt d'hydrocarbures
liquides et la composition des argiles du groupe Latrobe-Valley,
considérées comme la principale roche mère (84% de
vitrimité, 12% d'exinité et 4% d'inertinite) ;
La présence de minéraux argileux en
quantité relativement importante permet en particulier la formation de
fortes pressions internes ; à l'origine probablement de
microfissurations, le tout facilitant l'expulsion des fluides formés et
notamment des hydrocarbures.
Des roches carbonatées et phosphatées existant,
peut être sous forme de fines laminations argileuses. Elles renferment en
moyenne près de dix fois moins de matière organique que les
argiles mais sensiblement la même quantité de produits
extractibles les matières organiques étant
généralement de type sapropélique et riche en liquides,
elles présenteraient par ailleurs une trame plus aérée
facilitant probablement la transformation en hydrocarbures.
L'identification d'une mère se fait par
corrélation d'une roche mère entre les hydrocarbures qui sont
supposés en provenir et les traces demeurés dans celle-là.
Cette opération est souvent rendue délicate par les migrations
différentielles des différentes espèces d'hydrocarbures et
par les variations enregistrées par ceux-ci, notamment par effet
chromatographique, au cours de leur transfert.
On caractérisera une roche mère par la teneur en
extraits, non migrés, et par le rapport :  
m.o.e  
Ø Très bonne qualité... 1500PPm 5
à 10
Ø Bonne qualité... 150 à 1500 2 à
5
Ø Médiocre...
m.o.e= matière organique extractible
c.o= carbone organique
Les valeurs supérieurs du rapport   correspondant aux roches carbonatées, les valeurs
inférieures aux argiles.
Les corrélations entre pétrole d'un gisement et
roche mère supposée sont toujours délicates et
nécessitent généralement des analyses très fines.
Une première chose est de s'assurer que les extraits de la roche
mère et non migrés à partir d'une autre source. Ce n'est
pas en effet par ce qu'une roche n'est pas réservoir qu'elle n'est pas
envahie.
Par ailleurs, la composition des pétroles est
modifiée au cours de leur migration ; ils s'enrichissent notamment
en hydrocarbures saturés plus légèrement en aromatiques,
et sont appauvris en composés oxygénés, azoté,
soufrés.
III.2.2. ROCHE-RESERVOIR
Appelée aussi roche-magasin, elle est
toute roche ayant des vides en son sein relies entre eux susceptibles de
contenir ou accumuler les hydrocarbures. Du fait qu'elle est capable de
constituer un réservoir pour les hydrocarbures d'où son nom de
« ROCHE-RESERVOIR » ou
« ROCHE-MAGASIN »
II.1.3. ROCHE RESERVOIR ET SES
CARACTERISTIQUES
Les réservoirs sont des roches présentant
des vides, pores ou fissures, reliés entre eux et dans lesquels peuvent
circuler et ses rassembler des fluides. Leurs caractéristiques
pétrophysiques s'expriment fondamentalement en termes de porosité
et de perméabilité, dont les relations sont souvent complexes.
Elles sont le résultat de toute l'histoire
géologique de ces dépôts, et en particulier des conditions
de sédimentation et des phénomènes de diagenèse qui
leur succèdent.
II.1.3.1. Caractéristiques
pétrophysiques
Le volume poreux d'une roche est
généralement très hétérogène à
l'échelle microscopique. Les vides inter-granulaire qui prennent une
forme de plus en plus aplatie avec la compaction présentent des formes
irrégulières et sont reliés entre eux par des goulets et
des canalicules étroits, tortueux et complexes.
A l'inverse, on peut noter le cas des roches fissurés
souvent compactes et notamment des carbonates, qui présentent en
général une perméabilité élevée, mais
porosité faible.
III.2.3. ROCHE-COUVERTURE
Après formation des hydrocarbures
dans la roche-mère, ils migrent à travers des fissures ou des
roches pereuses perméables. Au cours de leur déplacement
(migration, il rencontre une barrière imperméable qui les
empêche de continuer leur cause. C'est cette barrière
infranchissable qui constitue la « roche-couverture » et
contraint l'accumulation des hydrocarbures dans la roche poreuse
perméable dite roche-réservoir
II.1.4. ROCHE DE COUVERTURE ET SES CARACTERISTIQUE
v Caractéristique pétro-physiques et
géologiques
Ces caractéristiques sont essentiellement la
non-perméabilité et la plasticité.
ü La non-perméabilité est
déterminée principalement par une pression d'entrée
très élevée, et dans tous les cas plus
élevée que celle des couches voisines.
Cette forte pression d'entrée est liée :
Ø A des pores très fins entrainant des forces
capillaires très importantes ;
Ø Souvent à des pressions de fluides
interstitiels de très forte valeur ;
Ø Au champ des contraintes.
ü La plasticité permet à la roche de
conserver ses propriétés de couverture à l'issue de
déformations structurales notamment.
Ces propriétés sont liées à un
certain nombre de caractéristiques minéralogiques,
hydrogéologiques, tectoniques :
Ø Les caractéristiques minéralogiques
commandent d'abord la nature et l'agencement des minéraux ou des
cristaux constituant la roche couverture.
Ø Les suppressions internes sont souvent en relations
avec des phénomènes hydrogéologiques, et notamment avec la
présence d'eaux de compaction ou de constitution qui reste
prisonnière de la roche. C'est le cas des formations argileuses
sous-compactées, dont la pression se rapproche de la pression
géostatique. C'est également le résultat de l'action
d'eaux de condition de certains minéraux, et notamment de la smectile ou
du gypse, au moment de leur transformation en élément plus
anhydre.
Les suppressions qui ne sont pas nécessairement
liées à des roches imperméables, mais parfois à des
niveaux réservoirs jouent un rôle de premier plan par ce
phénomène, une couverture peut voir sa capacité
augmenter.
Ø La cadre tectonique affecte également les
propriétés des roches couvertures, et cala d'autant plus que
celle-ci sont moins plastiques ; ainsi, les phases d'extension
altèrent la qualité des couvertures, alors que les
périodes et les zones de compression et de confinement tectonique ont
tendance à les préserver et à les renforcer.
La situation paléogéographique d'une couverture
est importante sur son action à l'échelle du bassin, une position
de transgression sur les marges assure une très bonne protection des
séries sous-jacentes. Ces le cas, par exemple, des séries
évaporitiques du trias saharien et du jurassique (formation hith).
v Principales couvertures
Deux familles de roches jouent principalement le
rôle de couvertures :
Ø Les argiles, les plus répandues ;
Ø Les roches salines, les plus efficaces,
imperméables aux gaz et à l'eau également.
v Les argiles
Ces roches possèdent les deux qualités majeures
des couvertures, forte pression d'entrée élevée est due
à la finesse des animaux argileux, et des pores qu'ils
délimitent.
Elle est fonction des caractéristiques et d'abord des
dimensions trouver renforcée par l'instauration dune surpression
interne. La perméabilité des argiles décroit d'abord avec
la profondeur d'enfouissement, jusqu'à l'apparition de micro-fractures,
qui l'accroit ensuite,
Et cela d'autant plus que le sédiment est soumis
à des contraintes tectoniques. La plasticité est la
conséquence de l'agencement des feuillets minéraux.
v Les roches salines
Ces sédiments sont caractérisés
par une structure cristalline à forte pression interne, les cristaux
étant souvent en équilibre chimique avec leur saumure. Dans
nombre de cas, la diagenèse entraine, une expulsion d'eau qui accroit la
surpression.
Ils ne possèdent généralement, du fait
de leur structure, aucune porosité utile, ni perméabilité.
Ils ont en fin, et notamment le sel gemme, une très grande
plasticité leur permettant une auto cicatrisation des zones de faille et
de fracture. Cette extrême mobilité, à l'origine
d'intumescences et de diapirs, peut cependant entrainer par migration du sel
des discontinuités pouvant aller jusqu'à une allure de passoire,
comme on l'imagine pour le sel aptien du Congo. L'anhydrite, plus
répandue que le sel est une couverture excellente et relativement
fréquente.
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6ème éd. NZK
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éd. Presse universitaires de France, 180 Boulevard
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SITES INTERNET
www.universalis.Fr
www.Google.fr
consultations des autres TFC entre autre de l'étudiant
SEFU RAMAZANI Géorys, 2007-2008.
CONCLUSION
Dans ce large travail scientifique, il a été
question de montrer quel est l'impact de la structure géologique d'un
bassin dans la formation des gisements pétroliers ?
En effet, les structures géologiques sont de
déformation qui affecte les matériaux de l'écorce
terrestre et aussi l'ensemble des forces qui ont mis en place ces
déformations, ces dernières déterminent les conditions de
piégeage des hydrocarbures en général et du pétrole
en particulier par la migration de ce dernier vers la surface.
C'est pourquoi, on a donné l'importance des structures
juridiques dans lesquelles les pétroles sont piégés. En
parlant premièrement des différentes structures juridiques dans
lesquelles le pétrole est piégé, deuxième en
parlant des différents bassins sédimentaires dans lesquels les
différents types des pièges se forment pour garder les
hydrocarbures, enfin donc, on a encore parler de formation ou de la
transformation des matières organiques en hydrocarbure en allant de la
roche mère jusqu'au roche réservoir.
Enfin, pour finir, les hydrocarbures sont piégés
dans les différents pièges, entre autres les pièges
structuraux, les pièges stratigraphiques et les pièges mixtes
dans lesquels les structures géologiques gardent les hydrocarbures pour
que ne s'accumulent pas en surface.
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