Chapitre X Caractéristiques Pétrolières -Bassin Pétrolier (Roches mères) -Réservoir - Piège - Alimentation (Migration) - Rétention
22- Caractéristiques Pétrolières Dans ce chapitre, nous essaierons de décrire les principales caractéristiques pétrolières des différentes classes de
bassins sédimentaires et, dans la mesure du possible, nous tenterons d'en formaliser les raisons. Auparavant, pour mieux évaluer leurs caractéristiques et les systèmes pétroliers potentiels associés, nous commencerons pour rappeler quelques généralités sur les paramètres pétroliers que la majorité des compagnies pétrolières prennent en ligne de compte pour l' évaluation du potentiel pétrolier d'un bassin, autrement dit: a) Bassin Pétrolier ; b) Réservoir ; c) Piège ; d) Alimentation (Migration) ; e) Rétention. a) Bassin Pétrolier Ce paramètre traduit la présence ou l'absence de roches riches en matière organique capables de générer des hydrocarbures en quantités économiques. Pour qu'une roche riche en matière organique soit considérée comme une roche-mère, sa matière organique doit avoir atteint la fenêtre à huile, autrement dit, elle doit être mature. Malheureusement, comme nous le montrerons plus tard, cette définition n'est pas suivie par beaucoup de géoscientistes, lesquels considèrent pratiquement tous les sédiments riches en matière organique comme synonymes de roches-mères. b) Réservoir
Ce paramètre traduit la présence ou l'absence, dans le bassin, d'une roche magasin capable d'accumuler et de produire des hydrocarbures. Ceci implique qu'elle ait non seulement une bonne porosité mais aussi une bonne perméabilité. Les hydrocarbures piégés pourront être facilement mis en production. Si dans un bassin, le réservoir est présent, il faut, également, s'assurer de l'existence de roches de couverture adjacentes. Si le piège n'est pas structural, autrement dit, avec une fermeture propre, la couverture du réservoir potentiel doit être latérale et verticale. Si le réservoir n'est pas couvert horizontal et verticalement, il n'y a aura, évidemment, pas de piégeage possible. c) Piège Ce paramètre traduit la présence ou l'absence de pièges. Les pièges peuvent être structuraux, non-structuraux ou mixtes. Les cartes qui définissent le piégeage doivent être faites au niveau du réservoir potentiel, qui rappelons le, doit être fermé par une roche de couverture (argile, sel, etc.,). Les cartes faites à d'autres niveaux stratigraphiques (au-dessous ou au-dessus du réservoir potentiel), en général, ne sont pas trop significatives du piège. d) Alimentation L'alimentation traduit la possibilité des hydrocarbures générés par les roches mères de migrer jusqu'au réservoir. Les voies de migration (horizontales et verticales) doivent être mises en évidence et cartographiées. L'âge de la migration des hydrocarbures doit être déterminé par rapport à l'âge du piège.
Si la migration des hydrocarbures est antérieure à la formation du piège, les probabilités de rencontrer des hydrocarbures dans le piège sont, pratiquement, nulles. Un tel piège ne pourra avoir des hydrocarbures que si ceux-ci ont dismigrés, c'est-à-dire si les hydrocarbures ont remigré depuis des pièges plus anciens détruits à la suite d'un basculement du bassin, par exemple. e) Rétention La rétention traduit la possibilité, ou non, de garder les hydrocarbures piégés dans le réservoir potentiel. L'évaluation de ce paramètre, qui est très souvent oublié, implique une parfaite connaissance de l'évolution tectonique régionale et globale du bassin. L'origine des indices de surface, grâce auxquels la plupart des découvertes pétrolières majeures ont été faites, est la conséquence d'une mauvaise rétention. A ce sujet, il est important de rappeler la métaphore proposé par A. Perrodon (1980) : "Le problème des indices de surface est de savoir s'ils représentent l'avant garde de gros bataillons qui sont restés enterrés, ou s'ils ne sont, au contraire, que les derniers témoins d'une arrière garde décimée" Le paramètre pétrolier le plus important pour l'évaluation du potentiel pétrolier rémanent d'un bassin sédimentaire est sans aucun doute le Bassin Pétrolier, autrement dit, la présence ou absence de roches mères. S'il n'y a pas de roches mères dans un bassin, ou dans le substratum, il n'est pas possible d'y rencontrer des hydrocarbures en quantités économiques. Si dans une certaine partie d'un bassin, il n'y a pas de roches-mère matures, pour
rencontrer des hydrocarbures piégés, il faut invoquer une migration des hydrocarbures à très longue distance, depuis les secteurs où les roches mères sont matures.
Figure 10.1- De ce diagramme on peut dire qu'environ 80% des réserves d'huile et gaz sont d'âge Mésozoïque (les roches-mère lacustres des bassins de type rift associés à la rupture de la Pangée sont incluses). Environ 60% de ces réserves sont à associer aux argiles transgressives du Cénomanien / Turonien (MFS 91.5 Ma) et environ 20% aux argiles transgressives de l'Oxfordien / Kimméridgien (MFS 138.5 Ma). Les réserves d'âge Paléozoïque représentent environ 10%. La majorité est à associer aux argiles transgressives de l'Ordovicien - Silurien (MFS 438 Ma). Les 10% restants sont d'âge Cénozoïque (les roches-mère marines du Miocène et les roches-mères lacustre de l'Oligocène, sont incluses).
Bien que des migrations latérales à longue distance soient possibles, comme celles qui sont à l'origine des champs de l'Oficina et de la Faja de l'Orinoco au Venezuela, elles ne sont pas la règle générale. Quand dans un bassin, il n'y a pas des roche mères (matures) et qu'une migration latérale à longue distance des hydrocarbures est peu probable, l'étude et l'évaluation des autres paramètres pétroliers (réservoir, piège, alimentation et rétention) n'a plus aucun intérêt pétrolier. A) BASSIN PETROLIER Quand un explorateur dit que le paramètre roche mère est 0.7 / 0.8, cela veut dire que pour lui, il y a 70 à 80% de chances que les puits d'exploration, quand t forés jusqu'au socle, rencontrent des roches riches en matière organique et qu'elles ont été, suffisamment, enfouies pour pouvoir générer des hydrocarbures. Dans les bassins sédimentaires explorés, et en particulier dans les bassins matures au point de vue de l'exploration (bassins pétroliers), une telle prédiction est, relativement, simple. Il suffit d'avoir accès aux résultats stratigraphiques et géochimiques des puits forés. Par contre, dans les bassins peu ou pas explorés, c'est-à-dire, dans les bassins vierges, où il n'y a pas ou très peu de puits d'exploration pétrolière, l'évaluation du paramètre roche-
mère implique que l'explorateur soit capable de pronostiquer sa présence à partir des données de terrains ou sismiques. Si cela n'est pas le cas, il dira n'importe quoi, et de ce fait, il ne faut pas lui faire confiance. La mise en évidence des roches mères à partir des données sismiques est, actuellement, la méthode la plus fréquente. Dans certains cas, elle est la seule possible (offshores). Cette mise en évidence passe, avant tout, par une bonne compréhension de la tectonique et stratigraphie du bassin. Ces deux branches de la Géologie sont très interactives et permettent, souvent, d'expliquer l'origine de la plus grande partie des réserves mondiales d'hydrocarbures (Fig. 10.1). Cette distribution temporelle des réserves pétrolières s'explique par la répartition des roches sédimentaires riches en matière organique, qui est, principalement, conditionnée par les cycles eustatiques de 1e ordre, qui sont à l'origine du dépôt des cycles stratigraphiques d'empiétement continental (Duval et al., 1993) : - Au moment de l'agglutination des supercontinents (Rodonia ou proto-Pangée et Pangée, pour le Phanérozoïque), autrement dit, quand toute la croûte continentale s'est groupée pour former une ou deux plaques lithosphériques, le niveau eustatique est au plus bas. A ce moment, le volume des bassins océaniques est à son maximum (nous admettons l'hypothèse que la Terre n'est pas en expansion). - Dès que le supercontinent se fracture en plusieurs continents et que ceux-ci commencent à s'éloigner les uns des autres par l'expansion océanique, en admettant l'hypothèse que le volume d'eau, sous toutes ses formes, est
resté constant depuis la formation de la Terre il y a 4.5 Ga), la mise en place des rides océaniques diminue, progressivement, le volume total des bassins océaniques et, de ce fait, le niveau marin commence à monter peu à peu. Après la chute eustatique induite par l'agglutination des continents (subductions et collisions lithosphériques), il se suit une montée induite par la rupture des supercontinents et la dispersion subséquent des continents. Ce sont ces "cycles eustatiques", qui ont été appelé Cycles Eustatiques Continentaux ou de 1e Ordre, qui induisent les Cycles Stratigraphiques d'Empiétement Continental, qui permettent d'expliquer la distribution temporelle et spatiale des principales roches-mères (fig. 10.2).
Figure 10.2- La surface basale de progradation majeure, qui sépare la phase transgressive de la phase régressive du cycle stratigraphique d'empiétement continental Paléozoïque, indique l'emplacement le plus probable de roches mères potentielles (argiles transgressives du Silurien) Les sédiments de la phase transgressive ont une configuration interne parallèle et l'aggradation est, largement, prédominante sur la progradation. Au contraire, comme on peut le constater sur cette tentative d'interprétation d'une ligne sismique de onshore de
l'Algérie, les sédiments de la phase régressive ont une géométrie progradante et la progradation est très, largement, prédominante sur l'aggradation. Note que l'intervalle supérieur coloré en jaune correspond au bassin cratonique MésoCénozoïque.
Deux cycles eustatiques de 1e ordre ont eu lieu pendant le Phanérozoïque. La montée eustatique qui a accompagné la fracturation du Supercontinent Précambrien (ProtoPangée ou Rodonia) a induit un déplacement des dépôts littoraux vers l'amont (phase transgressive). Ce déplacement produit un taux de sédimentation faible dans les parties distales des plate-formes. Ces conditions géologiques de faible taux de sédimentation (souvent appelées de bassin affamé = "starved basin"), qui sont propices à la formation et à la préservation de la matière organique, sont souvent favorisées par la mise en place des courants marins ascendants riches en nutriments. De surcroît, ces courants peuvent développer des environnements anoxiques qui permettent la préservation de la matière organique. - Ainsi, se sont déposées, et préservés, les argiles organiques transgressives de l'Ordovicien Terminal / Silurien qui ont généré la plupart des réserves pétrolières de l'ère Paléozoïque. - Sur le diagramme d'Ulmichek (fig. 10.1), il faut pondérer les pourcentages proposés pour le Paléozoïque. Une partie importante des hydrocarbures générés pendant cette époque géologique a été perdue lors de la phase d'érosion, qui a eu lieu au fur et à mesure que les continents paléozoïques entraient en collision. La chute eustatique, qui a accompagné la formation de la Pangée, a induit un déplacement majeur des lignes de côte vers la mer (phase régressive). Les sédiments régressifs ont
progradé sur les argiles transgressives déposées, développant une surface basale de progradation majeure. - Cette surface, qui est presque toujours très bien visible sur les lignes sismiques régionales, donne aux explorateurs le moyen de pronostiquer la présence de roches mères marines dans un bassin. Sa cartographie permet de calculer l'enfouissement et ainsi déterminer si la matière organique des sédiments associés a atteint la fenêtre à huile ou non. Je rappellerai que des roches riches en matière organique ne sont considérées comme des roches mères que si leur matière organique est mature (fig.10.3).
Figure 10.3- Sur ces diagraphies géochimiques faits sur les déblais d'un puits de l'offshore angolais, il est évident que l'intervalle sédimentaire entre 1500 et 1750 mètres (formation Iabe) est riche en matière organique (indice d'hydrogène et carbone organique). Cependant, certaines diagraphies, et en particulier le Tmax., montrent clairement que la matière organique n'a pas atteint la fenêtre à huile. Elle est immature. Dans la région où ce puits à été foré, cet intervalle sédimentaire n'est pas roche-mère.
De façon similaire, pendant le Méso-Cénozoïque, l'éloignement des continents, résultants de la fracturation de la Pangée, a induit une nouvelle montée eustatique qui est a l'origine de la phase transgressive du cycle stratigraphique d'empiétement continental post-Pangée. À nouveau, pendant cette phase, les dépôts littoraux se sont déplacés vers le continent et dans les parties distales des plates-formes se sont développées des conditions géologiques de bassin affamé. La rétrogradation des dépôts littoraux a atteint son paroxysme au Turonien et elle a créée des conditions très favorables à la formation et préservation de roches-mère marines : - Les argiles marines transgressives de l'Oxfordien / Kimméridgien et du Cénomanien-Turonien se sont déposées dans ces conditions géologiques. Sur les données sismiques, la mise en évidence des roches mères marines associées au cycle d'empiétement continental du Méso-Cénozoïque (fig. 10.3) se fait de façon similaire à celle du cycle Paléozoïque (fig. 10.2), autrement dit: il faut repérer la limite entre la phase transgressive, pendant laquelle le déplacement des dépôts côtiers se fait vers le continent, et la phase régressive (déplacement vers le large) du cycle stratigraphique d'empiétement continental Méso-Cénozoïque.
Figure 10.4- Les principales roches mères du Golfe de Mexique sont soulignées par la surface basale de progradation, qui marque la limite entre la phase transgressive et régressive du cycle stratigraphique d'empiétement continental post-Pangée. La phase transgressive est soulignée par la flèche vers la droite, qui traduit une géométrie rétrogradante, tandis que la phase régressive est soulignée par la fléché vers la gauche qui traduit une géométrie progradante.
Pour les bassins Méso-Cénozoïque, autrement dit, les bassins remplis par des sédiments postérieurs à la Pangée, au départ, le géoscientiste doit pointer et cartographier, soigneusement, la surface basale de progradation majeure, autrement dit, la MFS ("maximum flooding surface") 91.5 Ma (Cénomanien-Turonien). Pour les argiles albiennes (roches-mère en certains bassins) et pour celles de l'Oxfordien / Kimméridgien (roches-mère de la Mer du Nord), il faut mettre en évidence et cartographier les surfaces basales de progradations secondaires à l'intérieur de la phase transgressive (fig. 10.5). Si un bassin n'a pas de roches mères matures, l'évaluation pétrolière pour être exhaustive doit tenir compte, également, le potentiel pétrolier du substratum : - Les bassins cratoniques (classe A.2.1) sont, normalement, pauvres en roches-mère matures. (i) Ces bassins se développent le plus souvent sur des anciens bassins de type-rift (classe A.1.1). (ii) Ces derniers peuvent être très riches en sédiments organiques et comme ils sont ou ont été plus enfouis, ils peuvent alimenter en hydrocarbures les réservoirs du bassin cratonique sus-jacent. (iii) Les champs pétroliers du bassin cratonique de la Mer du Nord, par exemple, sont tous alimentés par les rochesmère qui se sont déposées dans le bassin de type-rift mésozoïque sous-jacent. Les sédiments tertiaires du bassin cratonique n'ont aucun potentiel pétrolier générateur (fig. 10.5). .
- Les marges divergentes, qu'elles soient du type Atlantique ou non-Atlantique, se développent sur des bassins pré-existants. (i) Les premières se développent sur bassins de type-rift (A.1.1.). (ii) Les dernières se développent, le plus souvent, sur des bassins d'arrière-arc (B.2.1.2). (iii) Dans l'évaluation pétrolière de ces marges, il faut, impérativement, tenir compte du potentiel générateur des bassins sous-jacents qui forment l'infrastructure, ainsi que du potentiel générateur du substratum.
Figure 10.5- Le potentiel pétrolier de la Mer du Nord est, exclusivement, associé au basin de type-rift mésozoïque. Le bassin cratonique, en grande partie Tertiaire, n'a aucun potentiel générateur. Les roches-mère sont les argiles transgressives du Kimméridgien qui marquent le sommet d'une transgression importante à l'intérieur de la phase transgressive du cycle stratigraphique d'empiétement continental Méso-Cénozoïque. Sur cette tentative d'interprétation
géologique, elles sont soulignées par une surface basale de progradation secondaire qui est à la base de l'intervalle sédimentaire coloré en bleu.
Sur ce sujet, deux exemples particuliers méritent d'être mentionnés: a) le Delta du Mississippi et b) le Delta du Niger. a) Delta du Mississippi Le paramètre "bassin pétrolier" dans la marge divergente du Golfe du Mexique est très défavorable. La probabilité que les argiles organiques tertiaires puissent avoir généré des hydrocarbures est très faible (± 0.3). La majorité des hydrocarbures découverts dans cette marge sont à associer aux roches mères crétacées qui se sont déposées dans un bassin sous-jacent episutural (classe B.2). Si on admet une océanisation dans le Golfe de Mexique, ce bassin est du type méditerranéen (B.2.2.2), dans le cas contraire il est du type pannonien (B.2.2.1). La mise en évidence récent de SDRs sur les données sismiques corrobore plutôt la première hypothèse. L'identification et la cartographie de ces roches mères mésozoïques (argiles transgressives du CénomanienTuronien), qui composent la formation Eagle Ford, sont des données fondamentales pour l'exploration pétrolière du Golfe du Mexique (fig. 10.6). Les secteurs du Golfe de Mexique (onshore et offshore) à prédominance huile sont ceux où les argiles radioactives transgressives du Cénomanien-Turonien n'ont jamais été trop enfouies. Dans les secteurs où elles ont atteint des
profondeurs importantes, les chances de ne rencontrer que du gaz sont plus grandes.
Figure 10.6- Le potentiel générateur du GOM est associé aux roches mères transgressives déposées dans le bassin méditerranéen (B.2.2.2) qui constitue le substratum de la marge divergente tertiaire. Sur cette ligne sismique, ces roches mères sont localisées au sommet de l'intervalle apparemment progradant
(biseaux d'aggradation basculés dû au fluage des évaporitiques sous-jacentes). Ces roches mères marquent le maximum de la transgression crétacée du cycle d'empiétement continental post-Pangée. Les déplacements successifs vers le continent (rétrogradation) des ruptures des pentes côtières sont très bien visibles sur cette ligne sismique, quand elle est à grande échelle.
On comprend facilement pourquoi on ne trouve pas, dans les publications scientifiques ou "sur le marché américain" des références à la cartographie de ces argiles. Il y a quelques années, certaines compagnies pétrolières ont fait de la cartographie de ces argiles leur principal thème de recherche pétrolière. En réalité, sans cette cartographie, toute enchère sur un bloc d'exploration (environ 5 km par 5 km) devient aléatoire. Au début des années 90, l'offre sur un bloc à potentiel huile était 3 à 5 fois plus importante que celle sur un bloc à potentiel gaz. Certaines compagnies ont tiré leur propre sismique, qu'elles ont interprété et gardé avec le maximum de confidentialité avant et après les enchères (c'est de l'exploration de 1er ordre). b) Delta du Niger En grande partie, le complexe deltaïque du Niger (A.1.2) prograde directement sur un substratum constitué par de la croûte océanique. Le potentiel pétrolier, et en particulier celui de la plate-forme continentale, se rattache, principalement, à la charge des roches mères marines associées à l'épisode transgressif du cycle d'empiétement continental post-Pangée. Cependant, de la matière organique humique dispersé de type III peut se rencontrer localement dans les sédiments régressifs et former une roche mère alternative. Dans la partie proximale de l'offshore et dans l'onshore, les argiles mésozoïques transgressive sont presque en affleurement. Elles s'épaississent vers le continent avant de
disparaître par des biseaux d'aggradation à forte aggradation côtière. Au-delà de la rupture de la pente continentale du Crétacé Moyen (limite des dépôts de plate-forme), les argiles transgressives, qui forment le sous-système pétrolier générateur, sont très condensées et leur charge est faible. Si dans ces régions, s'il y a un système pétrolier, le soussystème générateur n'est pas à chercher dans le Cénomanien / Turonien. Il est ailleurs, probablement, associé aux sédiments Tertiaires profonds. B) RESERVOIR Par définition, une roche magasin, ou roche-réservoir, est une roche qui a une certaine porosité et perméabilité. Dans une évaluation pétrolière, si le réservoir est présent, il faut tenir compte de ses caractéristiques pétrophysiques. Il ne faut pas oublier qu'un réservoir doit, impérativement, être couvert vertical et latéralement par une roche de couverture. Dans le cas contraire, il ne peut pas piéger des hydrocarbures. Pour pouvoir approcher les caractéristiques pétrophysiques d'un réservoir, l'explorateur doit déterminer (même de façon approximative) sa nature pétrographique, autrement dit, son faciès (nous suivons ici la définition originelle du faciès donnée par Gressly en 1835). Pour cela, non seulement l'interprétation séquentielle des données sismiques est indispensable, mais celle-ci doit être faite à l'échelle des cycles-séquence (cycles stratigraphiques induits par des cycles eustatiques de 3e ordre). A partir des données sismiques, l'explorateur doit pointer les cortèges sédimentaires, qui composent l'intervalle à réservoirs potentiels, pour par la suite
cartographier les systèmes de dépôts qui les composent. C'est la seule façon scientifique de faire des prédictions lithologiques, puisque chaque système de dépôt, qui compose un cortège sédimentaire, a un faciès caractéristique (lithologie + faune, d'après Gressly). Ce type d'interprétation sismique requiert un approche PHT de la part de l'explorateur, autrement dit, une approche pragmatique (Problème, Hypothèse, Test, Peirce, 1890). L'explorateur doit éviter toute tentation inductiviste. Il doit connaître à priori les modèles sédimentaires pour pouvoir les reconnaître sur les données sismiques. Il doit éviter d'utiliser les données sismiques pour redécouvrir des modèles sédimentaires qui sont largement connus, et depuis longtemps, de la communauté scientifique (fig. 10.7).
Figure 10.7- Si un explorateur connaît les modèles de dépôts des cônes sousmarins de talus et bassin, il n'aura aucune difficulté à interpréter la ligne
sismique du Golfe de Mexique illustrée sur cette figure. Par contre, s'il ne les connaît pas et surtout s'il adopte une approche inductiviste dans l'interprétation, il va, certainement, pointer en continu les réflecteur sismiques à plus forte amplitude, qui ne sont pas, nécessairement, les plus significatifs. Évidemment, qu'il arrivera tout de même à proposer des cartes des différents horizons qu'il a pointé et, d'après la géométrie des contours temps, il donnera des nom aux cartes, tels que par exemple la carte des "corps jaunes", la carte "papillon", la carte des "paires de fesses", etc. Ces noms, par eux mêmes traduiront, malheureusement, le manque total de connaissances géologiques de l'explorateur.
Les géoscientistes savent, parfaitement, que les réservoirs sableux qui composent les prismes de haut niveau marin n'ont ni la même géométrie, ni les mêmes caractéristiques pétrophysiques que les réservoirs associés aux cortèges transgressifs ou aux cortèges de bas niveau marin. Si dans un certain bassin sédimentaire, les réservoirs correspondent aux passées sableuses des levées turbiditiques des cônes sous-marins de talus, dans leur évaluation, le géoscientiste doit tenir compte de leur extension latérale et verticale faible et de leurs caractéristiques pétrophysiques médiocres. Si les réservoirs potentiels sont les sables marins glauconitiques des cortèges transgressifs, l'explorateur doit tenir compte : (i) de leur grande extension latérale ; (ii) de la superposition verticale de différents corps sableux ; (iii) des bonnes caractéristiques pétrophysiques et (iv) leur bonne couverture (verticale et latérale). Tout ceci montre l'importance de la connaissance des modèles sédimentaires et l'approche séquentielle proposé
par P. Vail et ses collègues d'Exxon (1977) pour l'interprétation des données sismiques. C) PIEGE Conventionnellement, quand on parle de piège (structural ou non) on se réfère au piégeage d'un réservoir précis. Il est possible que plusieurs réservoirs forment des pièges multiples. Dans la majorité des cas, au point de vue géologique et pétrolier, parler de piège sans préciser le réservoir n'a aucun sens. Ceci, est, particulièrement, vrai quand un explorateur montre sur une carte une énorme structure antiforme au niveau d'une discordance angulaire et par la suite, dit que le réservoir potentiel est sus-jacente à la discordance. Chaque fois, qu'un géoscientiste propose un piège à un certain niveau stratigraphique, la seule carte qui est, vraiment, significative c'est la carte structurale de ce niveau, qu'elle soit en isochrones ou en isohypses. Il ne faut pas oublier qu'il n'y a pas de piège s'il n'y a pas de couverture. La cartographie de la couverture (latérale et verticale) fait partie des données géologiques indispensables à la définition d'un piège. A la limite, dans le cas des pièges stratigraphiques, la cartographie de la couverture est plus importante que la cartographie du réservoir. Nous insisterons, comme l'a fait Downay (1980) depuis longtemps, qu'un piège "contre faille" est un abus de langage. Une faille, qui n'est qu'une construction mentale du géoscientiste, ne piège jamais. Ce qui piège le plus souvent : (i) ce sont les sédiments situés de l'autre côté de la faille et qui sont juxtaposés au réservoir potentiel, ou (ii) les sédiments de la zone de gouge.
Pour cela, il faut que la pression capillaire de déplacement des sédiments juxtaposés au réservoir soit plus forte que celle du réservoir. Avant de passer au paramètre pétrolier suivant, nous résumerons ci-dessous quelques principes de base sur le piégeage des hydrocarbures qui, le plus souvent, sont ignorés des jeunes géoscientistes. A) Conditions Géologiques G. Rittenhouse (1972), a admis que le piégeage des hydrocarbures, en quantités économiques, requiert deux conditions géologiques simultanées: (i) Un réservoir En général, dans le réservoir, il y a une partie isolée et à potentiel faible. Un corps sableux isolé et complètement rempli par des hydrocarbures fait exception à ce sous-critère. (ii) Une barrière (ou couverture) La roche de couverture doit avoir une pression d'entrée, suffisamment, forte pour pouvoir retenir les hydrocarbures. C'est la pression minimale requise pour faire passer un filet de pétrole ou de gaz dans un système eau-hydrocarbures à travers les pores et canalicules les plus larges d'un réservoir. B) Migration La migration des hydrocarbures, qu'elle soit primaire (expulsion des hydrocarbures à partir du kérogène et de la roche mère) ou secondaire (transfert des hydrocarbures
vers des zones à plus faible pression et température), suit la direction des gradients de pression décroissants. les hydrocarbures s'accumulent de préférence dans les zones à plus faible potentiel, autrement dit dans les zones fracturées et dans les réservoirs. En fonction de la prédominance du facteur géologique responsable de l'isolement, à l'intérieur de la roche réservoir ou d'un secteur à potentiel plus faible, on peut considérer trois grandes catégories de pièges: (1) Structuraux, (2) Non-Structuraux, (3) Hydrodynamiques. Les pièges structuraux constituent, à tous points de vue, une catégorie très particulière et très différente des deux autres. Leur fermeture, autrement dit, la barrière qui oblige le flux des hydrocarbures à s'accumuler en amont, est très différente de la fermeture des pièges stratigraphiques ou hydrodynamiques. Cette différence est très marquée non seulement au point de vue géométrique, mais également au point de vue dynamique: - Au point de vue géométrique, la fermeture des pièges structuraux est constituée par une surface chronostratigraphique concave vers le bas de la couche formant la couverture, ce qui caractérise tous les pièges associés aux anticlinaux et aux antiformes. (i) Cette définition ne s'applique, évidement pas, aux pièges liés aux surfaces gauches non synchrones, comme celles des épandages gréseux.
- Ces éventails sableux forment généralement des anomalies sédimentaires très bien reconnaissables. A titre d'exemple, on peut citer, dans le bassin cratonique de la Mer du Nord, les épandages de Frigg et de Balder. (ii) De la même façon, cette définition ne s'applique pas non plus aux constructions récifales, comme celles de l'Oligocène Supérieur-Miocène Inférieur de l'Indonésie / Malaisie qui sont facilement mise en évidence sur les lignes sismiques. - Le piégeage associé à ces anomalies sédimentaires fait partie d'un type particulier de pièges non-structuraux appelés géomorphologiques. - Au point de vue dynamique, la différence entre la fermeture des pièges structuraux et celle des autres pièges est encore plus marquée. Dans les pièges non-structuraux, la barrière faisant obstacle à la migration des hydrocarbures est, le plus souvent, le passage d'un faciès poreux et perméable à un sédiment à grain plus fin présentant une pression de pore, ou pression d'entrée, supérieure à la poussée exercée de l'extérieur par les fluides. (i) Dans le cas où la pression capillaire est suffisante pour forcer l'interface eau-hydrocarbure à travers les pores des sédiments en amont, ces sédiments ne forment plus une barrière à la migration des hydrocarbures (la pression capillaire est la différence entre la pression des hydrocarbures et la pression de l'eau). - La magnitude de la pression capillaire à laquelle l'interface eau-hydrocarbure entre dans la barrière
s'appelle pression d'entrée ou pression de déplacement de la barrière. (ii) Dans les pièges structuraux, le flux des hydrocarbures est perpendiculaire aux couches sédimentaires, tandis que dans les autres pièges, le flux est parallèle. (iii) Les pièges faillés, c'est-à-dire, les pièges où il faut faire intervenir directe ou indirectement une faille, s'éloignent, énormément, des pièges structuraux : "Le flux des hydrocarbures n'y est pas perpendiculaire aux couches" Les pièges structuraux, de par leur géométrie, sont très faciles à mettre en évidence et leurs fermetures sont beaucoup plus efficaces : - Si la première couche au-dessus de la roche réservoir ne présente pas une pression de déplacement suffisamment forte pour piéger les hydrocarbures, il existe toujours dans ce type de piège la possibilité que les niveaux stratigraphiques supérieurs présentent une plus forte pression capable de faire un piégeage. - Dans certains cas, on peut différencier la couverture principale et les couvertures induites. Des niveaux à haute pression peuvent exercer une action indirecte sur les formations couvertures sous-jacentes. Celles-ci ne jouent le rôle de couvertures induites que lorsqu'elles sont surmontées par une couche à haute pression qui fonctionne comme couverture principale. Les pièges non-structuraux, sont plus difficiles à reconnaître :
- Ils sont souvent très subtiles et leur mise en évidence à partir des lignes sismiques est, le plus souvent difficile. - Leur fermeture est essentiellement constituée par la pression de déplacement des niveaux stratigraphiques, ou des fissures prolongeant la roche réservoir (A. Perrodon, 1980). Un seul lit plus détritique et présentant une pression d'entrée plus faible suffit pour laisser migrer le pétrole ou le gaz. - Les couvertures, sous certaines pressions et températures, sont efficaces pour certains fluides et non pour d'autres. Il en résulte un jeu délicat et complexe d'entrées et de sorties d'hydrocarbures. "un piège est rempli, dans la mesure où il est alimenté en amont, à un rythme sensiblement égal à celui de ses pertes en aval" C) Hydrodynamisme Les pièges localisés dans les parties les plus subsidentes des bassins ont plus de chances d'être pleins que ceux situés dans les secteurs stables ou soulevés. Il faut tenir compte des aquifères et de l'hydrodynamisme. Ils jouent un rôle très important dans l'efficacité des fermetures. Leur influence est particulièrement réelle pour les fermetures des pièges non-structuraux, car le gradient hydrodynamique y est parallèle aux couches ou aux failles, en d'autre termes : "parallèle aux directions de fuite préférentielle des hydrocarbures" Dans l'évaluation d'un piège, il est important, et souvent décisif, de savoir s'il y a de l'hydrodynamisme et s'il est
dans le sens du flux des hydrocarbures ou à l'opposé. Les conséquences ne sont pas les mêmes: (i) Dans les bassins sédimentaires jeunes en cours de subsidence, tels que le bassin cratonique de la Mer du Nord, ou les marges divergentes du type Atlantique, la majorité des séries sédimentaires est encore en voie de compaction. Les potentiels hydrauliques les plus élevés se situent dans les parties centrales et profondes: "les gradients hydrodynamiques sont surtout centrifuges", autrement dit ascendants. ii) Dans les bassins associés à la mégasuture MésoCénozoïque, tels que les bassins épisuturaux du SE Asiatique ou de l'Amérique du Sud (bassins d'arrière-arc) ou les bassins périsuturaux (avant-fosses), qui sont globalement en compression, les déformations structurales soulèvent et plient les sédiments. - Ces déformations sont, en général, plus marquées le long des anciennes failles normales qui bordent les hauts du substratum et près des marges. - Les parties profondes de ces bassins à potentiel hydraulique très fort, sont souvent inversées à la suite des raccourcissements, et deviennent des régions structuralement hautes. De ce fait, "les gradients hydrodynamiques sont le plus souvent centripètes", autrement dit descendants.
Dans l'évaluation des pièges non-structuraux il faut savoir que :
"Si le flux de l'aquifère est dans le même sens que celui des hydrocarbures, il va diminuer l'efficacité de la fermeture et éventuellement il n'y aura pas de piégeage" (fig.10.8)
Figure 10.8- Schéma montrant l'influence néfaste d'un flux hydrodynamique (sens de la flèche) suivant la direction de migration des hydrocarbures. Il n'y a pas piégeage ni dans les biseaux, ni dans les blocs faillés des roches réservoirs (jaune).
Pour que des hydrocarbures puissent être pièges dans de telles conditions il faudra des facteurs géologiques très particuliers. La migration se faisant suivant la direction des gradients de pression décroissant, la totalité des hydrocarbures a des
grandes chances de migrer le long de la discordance (fig. 10.8), vers des zones à plus faible potentiel (un gisement plus haut ou vers la surface). Cependant, si le réservoir est protégé par une couche susjacente à très haute pression, cette couche peut constituer une couverture efficace et il est possible que des hydrocarbures restent pièges dans le réservoir. Toutefois pour que l'accumulation ait des chances d'être rentable, il faut: a) un hydrodynamisme peu actif, et b) un comportement structural de la roche réservoir très faible, proche de l'horizontale.
"Si le flux de l'aquifère est dans le sens opposé à celui des hydrocarbures (fig. 10.9), il a tendance à s'opposer à la migration de ceux-ci. Cela renforce la fermeture du piège, favorisant l'accumulation d'importantes colonnes imprégnées"
Figure 10.9- Schéma montrant l'influence favorable d'un flux hydrodynamique (sens de la flèche) de direction opposée à la migration des hydrocarbures. Il y a souvent piégeage dans le biseau et dans le premier bloc faillé effondré.
A ce propos, le champ de Gabian, qui est situé dans le département de l'Hérault et que la SNPLM exploitait avant la deuxième guerre mondiale, en est un exemple typique. Ce vieux champ, dont la production devait tourner autour de 50-100b/j, avait la particularité de se dégonfler très rapidement. Malgré cela, tous les printemps, il se regonflait après les pluies hivernales. En réalité, cellesci provoquaient, localement, une augmentation du flux hydrodynamique centripète des eaux météoriques ce qui empêchait les hydrocarbures de se disperser et de migrer vers la surface, en les piégeant. Dans les pièges structuraux, l'influence des gradients hydrodynamiques est beaucoup moins marquée. Le flux de l'aquifère, qui est parallèle aux plans de stratification, a pour principale action le déplacement latéral de l'accumulation (fig. 10.10).
Le mur de l'accumulation, autrement dit le plan d'eau est incliné suivant la règle de Hubbert (1953):
tg= h /x X dw/(dw-dh) Dans cette formule: .................... représente l'angle du plan eau-huile avec l'horizontale, h / x......... la pente hydraulique de la nappe, dw................ la densité de l'eau, dh................. la densité des hydrocarbures
Figure 10.10- Illustration de l'influence d'un gradient hydrodynamique descendant dans un piège structural anticlinal et dans un replats. Le mur de l'accumulation, autrement dit le plan d'eau est incliné dans la direction du flux suivant la loi de Hubbert.
Il est évident que le basculement du plan d'eau est, d'après cette équation, d'autant plus fort que le gradient hydrodynamique est plus important et que les densités de l'huile et de l'eau sont plus voisines et plus proches de 1. Quand le flux hydrodynamique est très important l'accumulation peut être totalement balayée en dehors du piège. Dans de telles conditions, il arrive que dans ces pièges la colonne d'hydrocarbures dépasse la fermeture théorique (Fig. 10.10), déterminée à partir des cartes structurales. Il est donc important de distinguer : (i) la fermeture théorique, et (ii) la fermeture imprégnée. La fermeture théorique est celle déterminée à partir des données géologiques, principalement sismiques et de terrain. La fermeture imprégné, ou pratique, est celle donnée par la hauteur réellement imprégnée dans le volume du piège. Dans les pièges structuraux, et pour des gisements monocouches (un seul niveau réservoir), la fermeture imprégnée peut: (a) Être égale à la fermeture théorique. - Dans ce cas, on dit que le gisement a un coefficient de remplissage de 1.
(b) Inférieure à la fermeture théorique. - Dans ce cas, le coefficient de remplissage est inférieur à 1. Pour les gisements multicouches (plusieurs niveaux réservoirs) il faut considérer: (i) S'il y a un plan d'eau unique. - La hauteur imprégnée est alors égale à la fermeture structurale. (ii) S'il y a des plans d'eaux différents. - La hauteur totale est supérieure à la fermeture structurale la plus grande. Dans l'évaluation d'un piège structural, l'explorateur doit impérativement prendre position sur ces différentes possibilités et utiliser la plus probable. Dans certains cas, le prospect peut ne pas intéresser les économistes. Dans d'autres, il peut être économiquement rentable. Dans les pièges non-structuraux de certains bassins épisuturaux ou périsuturaux, où les gradients hydrodynamiques sont souvent centripètes et à l'opposé de la migration des hydrocarbures, les explorateurs ont constaté avec satisfaction que la hauteur imprégnée d'huile dépassait, quelques fois de beaucoup, la fermeture théorique déterminée à partir des donnés sismiques ou calculée par la formule de Hobson (1954) : Zc= 2y (t /p) / g (w-h ) Dans cette formule, Zc correspond à la hauteur de l'huile,
y est la tension interfaciale (la tension interfaciale, c'est le travail nécessaire par unité de surface pour élargir l'interface entre deux fluides non miscible, dans ce cas l'eau et l'huile), t correspond au rayon des canalicules entre les pores, p correspond aux rayon des pores assumé égal à celui des gouttes d'huile, g est la force gravitationnelle, w est la pression de l'eau, et h est la pression de l'huile. Une telle constatation peut être illustré par le célèbre exemple du champ de Paduca (fig. 10.11). Ce champ, qui est localisé dans le bassin du Delaware (État du New Mexique, USA), a très rapidement fait prendre conscience aux explorateurs de l'importance des conditions hydrodynamiques dans l'exploration des pièges nonstructuraux. En effet: La plupart de ces pièges ne donnent des gisements économiquement rentables que si les conditions hydrodynamiques sont favorables. Dans le cas contraire, les accumulations ne dépassent que très rarement le succès géologique. 1) Champ de Paduca (fig. 10.11) Le champ est associé à une épaisse série turbiditique d'âge permien, composée principalement par des cônes sous-
marins de talus dont la limite supérieure s'incline légèrement vers l'Est à raison de 20 mètres par kilomètre. La roche réservoir correspond aux sables qui remplissent par des biseaux d'aggradation, un ancien chenal turbiditique d'environ 2.5 km de large qui zigzague doucement suivant la direction Nord-Sud. Ce remplissage sableux est entouré par les faciès argileux fin des tabliers et des argiles de débordement des cônes sous-marins qui forment la barrière pour les hydrocarbures (fig. 10.11) Dans la partie supérieure du champ (à l'Est), le toit du réservoir imprégné a été trouvé environ 7 mètres plus bas que l'horizon pointé (sommet des cônes sous-marins de talus). L'exploitation du champ a montrée que la hauteur totale imprégnée dépassait largement la fermeture structurale théorique. Ceci a amené certains explorateurs à penser que le piégeage n'est pas sous des conditions hydrostatiques. En 1965, R. McNeal a montré que certains réservoirs turbiditiques du bassin du Delaware avaient un gradient potentiométrique parallèle aux couches et qu'un flux hydrodynamique descendant pourrait facilement expliquer la hauteur imprégnée exceptionnelle du champ de Paduca. A partir des données de pression des champs et des cartes potentiométriques de ce bassin, il a prédit un gradient hydrodynamique d'environ 4 à 6 mètres par kilomètre dans certaines parties du bassin.
En 1975, R. Berg a démontré que les valeurs théoriques estimées pour un piégeage hydrostatique et pour un piégeage hydrodynamique étaient grosso modo les mêmes que celles observées dans le champ de Paduca. Ceci est venu renforcer l'idée que le piégeage de l'huile était ici le résultat de plusieurs facteurs géologiques et que le champ de Paduca ne peut pas être pris comme un piège stratigraphique au sens de L. Levorsen (1936).
Figure 10.11- La carte en isobathes du sommet des dépôts turbiditiques, la cartographie du chenal qui forme le champ de Paduca, la coupe A-A' et les résultats de production montrent que la hauteur totale de l'accumulation dépasse largement la fermeture structurale
Comme conclusion, on peut dire que les résultats très concordants entre les colonnes d'huile calculées à partir de l'équation des pressions capillaires de Hobson (1954) :
Zc= 2y (t / p) / g (w-h ) et celles observées dans certains pièges non-structuraux, montre que la théorie capillaire contrôle en grande partie la migration et le piégeage des hydrocarbures: (i) La théorie capillaire est un outil important de l'exploration de ce type de pièges. Elle a été très rarement falsifiée. (ii) Cette théorie peut être utilisée dans l'exploration rémanente des bassins matures au point de vue structural, mais qui ont encore un potentiel pétrolier non-structural important. (iii) C'est dans ces bassins qu' une grande partie de l'effort d'exploration doit être fait, en particulier dans ceux où les roches mères ont une charge importante, car des réserves importantes restent encore à découvrir. (iv) Le message de R. Berg (1975) est à ce sujet très significatif : “Millions of barrels of oil probably are present in simple non-structural traps, but they will be difficult to find because there is no structural evidence for their existence. A knowledge of fluid properties, especially capillary and hydrodynamic pressures, combined with interpretations of depositional environments, will be a significant aid in exploration” Il est probable que les bassins de type rift et cratonique de la Mer du Nord, les bassins d'arrière-arc du SE Asiatique (tout particulièrement Sumatra), les bassins d'arrière arc de l'Amérique du Sud (Maracaibo, Neuquen, etc.), les
bassin Tertiaires de l'onshore des USA (Louisiana, Alabama), nous réservent encore d'agréables surprises. 2) Champ de Milbur (fig. 10.12) Le champ de Milbur est localisé dans le comté de Burlescon au Texas. Il est devenu un des classique pour illustrer l'une des approches d'exploration pétrolière, des pièges non-structuraux. L'histoire de cette découverte peut se résumer comme suit : a) Le premier puits d'exploration a été nettement foré en aval du biseau d'aggradation d'une barre d'embouchure (fig. 10.12). b) Il a traversé environ 7.5 mètres d'une roche réservoir très poreuse et hautement perméable. c) Un deuxième puits a été implanté environ 6 km en amont du premier. d) Il a rencontré des sables très fins lagunaires avec une porosité et une perméabilité très faible. En test, ce puits a produit de l'eau avec des traces d'huile. e) Une accumulation d'huile pouvait être prédite en aval, en association avec le biseau du réservoir. f) Son épaisseur et les caractéristiques pétrophysiques étaient telles que l'accumulation n'avait aucune chance d'être économique.
Figure 10.12- Coupe géologique schématique du champ de Milbur dans l'onshore du Texas. Note que la plupart de l'huile est piégé entre le premier puits et le deuxième, autrement dit en aval du faciès de lagon qui sert de couverture latérale.
g) A partir de la connaissance de la porosité et de la perméabilité des réservoirs traversés dans les deux premiers puits, les explorateurs ont calculé la hauteur théorique d'huile à partir de la formule de Hobson. h) Leurs calculs ont recommandé un troisième puits, que les explorateurs ont implanté entre les puits précédents. i) Ce troisième puits à permis la découverte du champ de Milbur (S. Chubert, 1972).
D) Expériences de Levorsen Au-delà des facteurs stratigraphiques et structuraux du piégeage, le mouvement des fluides et en particulier la vitesse et la direction du flux de l'eau,autrement dit l'hydrodynamisme de Levorsen (1939) (hydros= eau, dynamikos= mouvement, force), est le troisième facteur qui contrôle le piégeage. Plusieurs événements géologiques peuvent être invoqués pour expliquer l'hydrodynamisme: a) Différente composition et densité des fluides. b) Raccourcissement des sédiments, inversions, orogénèses, érosion. c) Étirement des sédiments avec basculement. d) Volcanisme, échauffement et refroidissement des sédiments. e) Diagenèse, etc, etc.. Levorsen (1966) a simulé en laboratoire le piégeage hydrodynamique à l'aide d'un tube de verre transparent et de bouchons comme illustré sur la fig. 10.13 : - Dans le tube A, le mouvement de l'eau est vers le bas du tube et les bouchons en raison de leur flottabilité (poussée d'Archimède) se déplacent vers le haut à l'opposé du flux de l'eau. Ils sont en équilibre hydrodynamique.
Figure 10.13- Dans cette expérience, le flux de l'eau est parallèle aux parois du tube de verre, mais en sens opposé à la flottabilité des bouchons. L'étranglement du tube de verre augmente la vitesse de l'eau et les bouchons sont piégés. Cette expérience montre que l'hydrodynamisme est un facteur important du piégeage.
- Dans le tube B, un léger étranglement du tube de verre induit une zone restreinte, caractérisée par un flux d'eau plus rapide et suffisant pour annuler la flottabilité des bouchons, produisant ainsi leur piégeage. Dans la nature tout semble se passer de la même façon: L'eau se déplace le long des roches réservoirs (les tubes de verre de l'expérience) et les bulles ou gouttelettes d'hydrocarbures (bouchons) se déplacent vers les zones à plus faible potentiel. Les hydrocarbures peuvent être concentrés et piégés par hydrodynamisme au-dessous de zones où le flux d'eau
descendant est suffisamment important pour balancer et annuler leur flottabilité.
Figure 10.14- Des changements du comportement structural ou stratigraphique d'un réservoir peuvent induire une augmentation du flux descendant de l'aquifère et diminuer la flottabilité des gouttelettes d'hydrocarbures. Ceci affecte l'équilibre des fluides et peut provoquer un piégeage des hydrocarbures.
En dehors de tout autre mécanisme de piégeage, l'hydrodynamisme ne donne que très rarement des accumulations importantes. Plusieurs facteurs structuraux, stratigraphiques et chimiques peuvent faire varier le flux de l'aquifère dans les réservoirs: 1- La différence de densité entre les fluides ; 2- Les proportions des différents fluides ;
3- Les variations de la porosité du réservoir ; 4- Les variations de l'épaisseur du réservoir ; 5- Les gradients de pression qui contrôlent la vitesse du flux de l'aquifère ; 6- Les changements de pente des réservoirs ; 7- La présences de failles, etc. Un autre expérience de Levorsen, qui est illustrée sur la fig. 10.14, explique certaines accumulations associées aux flancs des structures anticlinales, comme celles du delta de la Mahakam (Handil, Bekapai, Tunu), du Murphy Dôme, de Frannie (Montagnes Rocheuses), etc.. Certaines accumulations associées aux flancs des antiformes induits par la montée de diapirs salifères (Golfe du Mexique) qui sont souvent considérées comme des pièges structuraux typiques, sont en effet, principalement dues à des changements latéraux de faciès et/ou de gradients hydrodynamiques descendants. L'exemple théorique illustré sur la fig. 10.15, est celui d'une structure anticlinale avec un hydrodynamisme très actif: - Les changements de pendage sur le flanc gauche, qui inclinent dans le sens du flux hydrodynamique, peuvent être suffisants pour créer un gradient hydrodynamique favorable au piégeage des hydrocarbures qui ont tendance à se déplacer vers le sommet de la structure.
Figure 10.15- Ce schéma illustre un modèle géologique où le piégeage est le résultat de l'action conjointe d'au moins deux facteurs, l'un hydrodynamique, l'autre structural. Ce modèle explique facilement les particularités de certains champs pétroliers bien connus, dont quelques uns sont indiqués comme exemples.
Pour chaque accumulation, nous sommes, le plus souvent, confrontés à des facteurs de piégeage de différents types: - structuraux, - stratigraphiques, - hydrodynamiques.
Ces facteurs se combinent entre eux dans n'importe quelles proportions et à n'importe quelle échelle pour créer des pièges contre la dispersion et à la migration vers la surface des hydrocarbures. Jusqu'à maintenant, j'ai essayé de montrer d'une façon très éclectique que le piégeage des hydrocarbures est le plus souvent le résultat de plusieurs facteurs. Depuis plusieurs décades, ceci est le thème défendu par un certain nombre d'explorateurs. Mis à part quelques alignements structuraux très prolifiques, les accumulations pétrolières économiquement rentables sont presque toujours: "le résultat de la combinaison simultanée de plusieurs facteurs géologiques favorables: lithologiques, structuraux et hydrodynamiques" Il n'est pas interdit de dire que dès qu'un de ce facteurs (lithologiques, structurales ou hydrodynamiques) est défavorable il n'y a pas de piégeage, ou la quantité d'hydrocarbures piégée n'est pas suffisamment importante pour être rentable. Dans le meilleur des cas, il y a un succès géologique, mais le plus souvent il n'y a pas de succès économique. Tout facteur externe renforçant la fermeture d'un piège joue un rôle primordial dans l'exploration des hydrocarbures, en particulier dans celle des pièges nonstructuraux. Par toutes ces raisons on comprend qu'il est très difficile de faire un classement génétique des pièges. Malgré tout, un tel classement reste une nécessité, au moins pour que les explorateurs puissent se comprendre. Ci-dessous, je vous propose la classification des pièges de Halbouty (1966).
F) Classification des Pièges La classification des pièges proposée par M. Halbouty est celle qui s'applique le mieux à l'exploration pétrolière. Elle est particulièrement utile dans l'évaluation du potentiel pétrolier rémanent des bassins pétroliers. Cette classification distingue deux grandes familles : - Les pièges structuraux. - Les pièges non-structuraux (fig. 10.16).
Figure 10.16- Ce schéma illustre les différents types de pièges non-structuraux. Les pièges stratigraphiques sont associés à des changements de faciès. Les pièges par discordance et géomorphologiques sont liés aux surfaces d'érosion et aux failles, ainsi qu'aux paléoreliefs qu'elles induisent.
A- Pièges structuraux - Par définition, ces pièges sont postérieurs au dépôt des sédiments.
- Ils se caractérisent par une géométrie concave vers le bas du couple réservoir-couverture. - Le réservoir et la couverture sont, le plus souvent, constitués par un seul système de dépôt, autrement dit, il n'existe entre le réservoir et la couverture, aucun événement géologique important, comme par exemple: des discordances angulaires, des surfaces d'érosion, des failles, etc.. - Ces pièges représentent environ 90% des champs pétroliers géants au monde (un champ géant d'huile doit avoir au moins 70 Mt de réserves (500 Mbbl), tandis qu'un champ de gaz doit avoir au moins environ 70 Mm^3, autrement dit environ 2.5 TCF). - Comme exemples de ces pièges on cite souvent les champs suivants: Romachkino, dans l'Oural-Volga, qui a une surface fermée d'environ 3000 km^2. Samotlor, en Sibérie Occidentale, qui a une surface fermée d'environ 2000 km^2. Ghawar, en Arabie Saoudite, qui a une fermeture structurale d'environ 2300 km^2. Kirkuk, en Irak, dans le piedmont des Zagros, a des réserves qui dépassent 2000 Mt. Kangan, en Iran, qui a des réserves de gaz de plusieurs centaines de TCF. Gasharan, en Iran, dont les réserves dépassent 1600 Mt.
El Furrial, au Venezuela, dans le bassin de Maturin, qui a des réserves supérieures à 4 milliards de barils. El Carito, au Venezuela, qui correspond à l'extension ouest du champ de Furrial. Cusiana, en Colombie, etc., etc.. B- Pièges non-structuraux Les pièges non-structuraux (fig. 10.16) représentent, actuellement, environ 10% des champs géants au monde. Ce faible pourcentage doit être nuancé par le poids des champs du Moyen Orient qui, dans sa large majorité sont associés à des pièges structuraux, et par la difficulté que les équipes d'exploration ont a les mettre en évidence. Aujourd'hui, ces pièges font la une des programmes de recherche. Beaucoup d'explorateurs sont convaincus que les réserves à découvrir sont, dans leur grande majorité, liées à des pièges non-structuraux. La plupart des accumulations non-structurales économiquement rentables, sont le résultat de l'interaction de différents facteurs de piégeage, M. Halbouty les a subdivisées en trois sous-familles, en fonction du facteur géologique prédominant dans le piégeage (fig. 10.16): B.1- Pièges stratigraphiques s.s., B.2- Pièges associés aux discordances, et B.3- Pièges géomorphologiques. B.1- Pièges stratigraphiques
- Les pièges stratigraphiques sont, fondamentalement, le résultat de changements de faciès qui prennent place pendant ou après le dépôt. - Quand le piège est synchrone du dépôt on peut distinguer: (i) Le changement latéral de faciès de sédiments perméables à imperméables, et (ii) Le biseautage des roches réservoirs. La disparition latérale du réservoir peut se faire par des biseaux d'aggradation proximaux ou distaux, côtiers ou marins. - Comme exemple des premiers (i) on peut citer les champs suivants: - Candeias, dans le bassin du Reconcavo, au Brésil. - Bell Creek, dans le bassin de Powder River, au Montana. - Jay, dans l'onshore de l'Alabama-Floride. - Comme exemple des deuxièmes (ii) on peut citer les champs de: - Bolivar, au Venezuela (Lac de Maracaibo et environs), dont les réserves dépassent les 15G bl, - Quiriquiri, au Venezuela (1G bl). - Pembina, au Canada (2G bl). B.2- Pièges associés aux discordances
- Les pièges associés aux discordances (fig. 10.16) sont formés quand une couche imperméable (argile, sel, etc.), qui est la couverture du piège, fossilise une surface d'érosion et est en contact direct avec une roche réservoir localisée au-dessous de la discordance. - Le remplissage de ces pièges, c'est-à-dire la migration, est le plus souvent per descensum directement à partir de la roche mère qui joue aussi le rôle de couverture. - Une migration per ascensum est toujours possible, mais elle est plus rare. - Ces pièges sont associés de préférence aux discordances renforcées par la tectonique et pénéplanées par les agents érosifs (discordances angulaires). - Ils sont facilement différentiés des pièges morphologiques localisés au-dessous des surfaces d'érosion, c'est-à dire des hauts fonds. - Ces pièges étant la conséquence directe des cycles stratigraphiques, ils sont présents dans tous les bassins pétroliers - Leur mise en évidence exige des analyses stratigraphiques fines, en particulier, par l'analyse séquentielle. Ces analyses, qu'elles soient faites à partir des données sismiques, de terrain ou de subsurface doivent impérativement démarrer à partir des cycles stratigraphiques associés aux cycles eustatiques de 1ème ordre, vers ceux d'ordre inférieur. - Leur approche, comme celui de toute exploration, se fait du général vers le particulier et non le contraire. Le non respect de la hiérarchie des cycles stratigraphique dans
l'analyse séquentielle amène inévitablement à l'échec, autrement dit des prédictions lithologiques fausses. - La taille des gisement associés à ces pièges varie depuis quelques centaines de barils à plusieurs milliards de barils récupérables. Citons quelques exemples: -East Texas (> 5 G bl, USA), -Prudhoe Bay (> 10 G bl, Alaska), -Hassi Messaoud (> 20 G bl, Algérie), -Meillon (Aquitaine) -Boscan (> 5 G bl, Venezuela). -Kevin Sunburst (Montana), etc.. B.3- Pièges géomorphologiques - On parle de pièges morphologiques quand des “reliefs” sont fossilisés par des sédiments, en général, plus jeunes et imperméables (fig. 10.16). - Ces “reliefs” sont en général associés avec les discordances et les para-conformités en aval pendage. - Ils sont produits par des processus géomorphologiques (ex : cuestas) ou par des processus de dépôt (ex: récifs, cônes turbiditiques). - Les pièges induits par les mouvements relatifs des blocs faillés sont appelées des pièges morphologiques par juxtaposition.
(i) Bien que leur genèse soit très différente, le mécanisme du piégeage et leur mise en évidence sont très similaires. (ii) Les rejet des failles induisent des “faux-reliefs” qui lorsqu'ils sont fermés par juxtaposition forment des pièges morphologiquement très similaires. - Comme exemple de pièges morphologiques on peut citer les champs suivants: Poza Rica ( récifs, au Mexique) Faja d'Oro (récifs, au Mexique) -Redwater (récifs, au Canada), -Scurry (atoll, au Texas), -Frigg (cônes sous-marins, dans la Mer du Nord) -Balder (cônes sous-marins, dans la Mer du Nord) -Marlin et Albacora (cônes sous-marins, dans l'offshore de Campos, au Brésil), -President Aleman (canyon, dans la Faja d'Oro, au Mexique). - Comme exemple des pièges géomorphologiques par juxtaposition, les champs suivants sont souvent cités: -Jourdan (Texas), -Oklahoma City (USA), -Sari (Lybie), -Bibi Eibat (Russie),
-Faud (Oman), etc.. Pour terminer ce chapitre, je donnerai quelques indications sur les paramètres pétroliers: alimentation et rétention autrement dit l'alimentation. D) ALIMENTATION Pour évaluer le paramètre alimentation, l'explorateur doit être capable de mettre en évidence, les voies de migration, verticales et horizontales, qui ont permis aux hydrocarbures de migrer depuis les roches mères jusqu'aux pièges. Par la suite, il doit nécessairement établir, avec le maximum de précision, l'âge de la migration par rapport à l'âge de la formation du piège (structural ou non). Si le piège s'est formé après la migration des hydrocarbures, la probabilité d'y rencontrer une accumulation économique est faible. Il faudra invoquer des remigrations tardives des hydrocarbures, c'est-à-dire la destruction d'anciennes accumulations et une remigration des hydrocarbures vers les pièges plus jeunes. Dans les bassins associés à la formation des mégasutures, en particulier, il est évident que les sédiments seront tôt ou tard raccourcis par des inversions tectoniques. Les points structuralement bas deviennent des points hauts et vice versa. L'âge de l'inversion tectonique doit être très bien calibrée par rapport à l'âge de la migration des hydrocarbures. Dans certains bassins non liés à la formation des mégasutures, comme par exemple sur les marges divergentes, où il y a des couches mobiles (sel ou argile),
des inversions tectoniques sont très fréquentes dues au fluage latéral de ces niveaux (fig. 10.17).
Figure 10.17- L'offshore angolais est riche en inversions tectoniques induites par le fluage du sel. Des structures de différentes géométries peuvent se développer. Les carapaces de tortue, dont la structure illustrée sur cette ligne est un bel exemple, ont été très recherchées par les pétroliers. Cependant, la méconnaissance du paramètre migration et en particulier l'âge de ces structures par rapport à l'âge de la migration des hydrocarbures a été à l'origine de la plupart des revers de l'exploration. En effet, dans certains bassins beaucoup de ces structures salifères sont postérieures à la migration des hydrocarbures.
En conclusion, nous dirons qu'en admettant la présence d'un sous-système pétrolier générateur, dans les types de bassin qui ont des inversions tectoniques, la datation de ces inversions, par rapport à l'âge de la migration des hydrocarbures, est un élément indispensable pour la réussite de l'exploration. E) RETENTION Ce paramètre qui est très souvent "sous-estimé" doit être étudié très en détail dans les bassins à néo-tectonique importante, tels que le Golfe du Mexique, et dans les bassins à régime tectonique en extension ou décrochant qui montrent de forts indices de surface. Comme l'a dit Perrodon (1980) il faut savoir si: "les indices représentent l'avant garde de gros bataillons qui sont restés enterrés, ou s'ils ne sont, au contraire que les derniers témoins d'une arrière garde décimée"
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