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MEMOIRE DE FIN D’ETUDES

En vue de l’obtention du diplôme d’Ingénieur des Mines

OPTION : INGENIERIE PETROLIERE

Intitulé

Analyse de l’évolution des technologies appliquées à l’exploration et au

développement des gisements pétroliers

Présenté par :

RANAIVOSON Onilalao Manambina

Promotion 2011

UNIVERSITE D’ANTANANARIVO

ECOLE SUPERIEURE POLYTECHNIQUE

DEPARTEMENT MINES

OPTION INGENIERIE PETROLIERE

MEMOIRE DE FIN D’ETUDES

En vue de l’obtention du diplôme d’Ingénieur des Mines

OPTION : INGENIERIE PETROLIERE

Intitulé

« ANALYSE DE L’EVOLUTION DES

TECHNOLOGIES APPLIQUEES A

L’EXPLORATION ET AU DEVELOPPEMENT

DES GISEMENTS PETROLIERS »

Présenté et soutenu publiquement le 21 Décembre 2012 par :

RANAIVOSON Onilalao Manambina

Devant le Jury composé de :

Président : RASOLOMANANA Eddy

Rapporteurs : LALAHARISAINA Joëli Valérien

RAZAFINDRAKOTO Boni Gauthier

Examinateurs : ANDRIAMPARANY Carl

RAHARIJAONA Tovo Robin

Promotion 2011

UNIVERSITE D’ANTANANARIVO

ECOLE SUPERIEURE POLYTECHNIQUE

DEPARTEMENT MINES

OPTION INGENIERIE PETROLIERE

~ i ~

REMERCIEMENTS Au terme de ce travail, c‘est avec un sincère plaisir que je veux adresser mes plus vifs

remerciements et ma gratitude à toutes les personnes et organisations suivantes sans lesquelles il

n‘aurait pu être mené à bien :

Monsieur ANDRIANARY Philippe Antoine, Directeur de l‘Ecole Supérieur

Polytechnique d‘Antananarivo (ESPA), de m‘avoir autorisée à présenter ce mémoire,

Madame ARISOA Rivah Kathy, Chef du département MINES, se dévouant

infiniment pour remplir ses multiples fonctions,

Monsieur LALAHARISAINA Joéli Valérien, mon encadreur professionnel, de ses

précieux conseils, de m‘avoir toujours guidée non seulement pendant l‘élaboration de

ce mémoire, mais aussi tout au long de mon parcours dans cette nouvelle filière,

Monsieur RAZAFINDRAKOTO Boni Gauthier, Maître de Conférences, Enseignant

chercheur à l‘ESPA, mon encadreur pédagogique, pour m‘avoir accompagnée pour la

réalisation de ce mémoire afin de terminer à bien cet ouvrage. Vos commentaires, vos

encouragements et ainsi que votre patience m‘ont permis d‘accomplir ce travail dans

les meilleures conditions.

Monsieur RASOLOMANANA Eddy, Professeur Titulaire, Enseignant Chercheur du

département Mines, d‘avoir accepté de présider le jury, malgré ses multiples

responsabilités et occupations.

Monsieur ANDRIAMPARANY Carl et Monsieur RAHARIJAONA Tovo Robin,

Enseignants Chercheurs au département Mines, d‘avoir accepté de porter leurs

jugements sur le présent travail.

Tous les Enseignants de l‘Ecole Supérieure Polytechnique d‘Antananarivo, en

particulier ceux du département Mines, ainsi que le Personnel Administratif et

Technique de l‘Ecole.

Tous ceux ou celles que j‘ai dû consulter et qui ont, de près ou de loin, apporté leur

soutien et aide pour la réalisation de ce travail.

En terminant, je tiens à remercier toute ma famille, pour leurs encouragements constants,

pour leur affection, leur soutien moral, financier et spirituel durant mes études ; tous mes

collègues de la promotion pour l‘ambiance amicale et fraternelle créée durant les cinq années

d‘études passées ensemble au Campus. Merci à tous ceux qui ont cru en moi et à mes amis.

Sincères reconnaissances à tous !

~ ii ~

SOMMAIRE

REMERCIEMENTS

SOMMAIRE

LISTE DES ABREVIATIONS

LISTE DES FIGURES

LISTE DES PHOTOS

LISTE DES TABLEAUX

INTRODUCTION

PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PETROLE

Chapitre I : Historique du pétrole

Chapitre II : Nature, origine et genèse du pétrole

Chapitre III : Gisements

DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE

Chapitre V : Prospection pétrolière

Chapitre VI : Méthodes d‘investigations géophysiques

Chapitre VII : Prospection géochimiques

Chapitre VIII : Techniques de forage

TROISIEME PARTIE : ETUDE DE CAS

Chapitre IX : Cas de Tsimiroro

Chapitre X : Cas de Manja

Chapitre XI : Interprétations de données satellitaires

CONCLUSION

ANNEXES

REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES

RESUME

~ iii ~

LISTE DES ABREVIATIONS

°C

AGIP

AIE

API

APOC

BOP

BP

BRGM

CaCO3

CaO

CFP

CHAMP

CIA

CO2

CPP

CPP

cps

CSS

cSt

D

DC

DLR

EDBM

EIE

ERT

ESA

ESPA

ft

GFZ

: Degré Celsius

: Azienda Generale Italiana Petroli - General Oil Company en italien

: Agence Internationale de l‘Energie

: American Petroleum Institute

: Anglo Persian Oil Company

: Blowout Preventer

: British Petroleum

: Bureau de recherches géologiques et minières

: Carbonate de Calcium

: Oxyde de Calcium

: Compagnie Française des Pétroles

: Challenging Minisatellite Payload

: Central Intelligence Agency

: Dioxyde de Carbone

: Contrat de Partage de Production

: Contrat de Partage de Production

: coups par seconde

: Cycling Steam Stimulation

: Centistokes

: Dimension

: Courant continu

: Deutsches Zentrum für Luftund Raumfahrt

: Economic Development Board of Madagascar

: Etude d‘Impact Environnemental

: Electrical Resistivity Tomography

: Agence Spatiale Européenne

: Ecole Supérieur Polytechnique d‘Antananarivo

: feet (pied)

: Geo-ForschungsZentrum (centre de recherche de Potsdam)

~ iv ~

GOCE

GRACE

h

H2O

H2S

HSE

IDE

IFP

IH

IP

kg

kW

m

Mg

MOSA

NIOC

NSAI

nT

OCDE

OMNIS

ONU

OPEP

P.P

P.S

PCIAC

PMAE

PMSS

RAN

S A

s

S1

S2

: Gravity field and steady state Ocean Circulation Explorer

: Gravity Recovery and Climate Experiment

: Heure

: Eau

: Hydrogène sulfuré ou Sulfure d'Hydrogène

: Health, Safety Environnement

: Investissements directs étrangers ou à l'étranger

: Institut Français du Pétrole

: Index d‘hydrogène

: Indice de Production

: Kilogramme

: Kilowatt

: Mètre

: Magnésium

: Madagascar Oil S.A

: National Iran Oil Company

: Netherland Sewell and Associates Inc.

: Nanotesla

: Organisation de Coopération et de Développement Economiques

: Office des Mines Nationales et des Industries Stratégiques

: Organisation des Nations Unis

: Organisation des Pays Exportateurs de Pétrole

: Polarisation provoquée

: Polarisation spontanée

: Petro-Canada International Assistance Corporation

: Plateformes auto-élévatrices

: Plateformes semisubmersibles

: Radioactivité naturelle

: Société Anonyme

: Seconde

: Potentiel en hydrocarbures libres

: Potentiel en hydrocarbures résiduels

~ v ~

SAGD

SERP

SF

SMMII

SPM

TOC

V

: Steam Assisted Gravity Drainage

: Service des Mines et du Syndicat des Etudes et Recherches Pétrolières

: Steam Flooding

: Système Magnétomètre Marin

: Société des Pétroles de Madagascar

: Carbone organique total

: Volt, unité de la tension électrique

~ vi ~

LISTE DES FIGURES Figure 1: Les pionniers de la découverte du pétrole ------------------------------------------------------ 4

Figure 2: Activités d'exploration pendant la période coloniale --------------------------------------- 11

Figure 3: Activités d'exploration de 1960 à 1975 ------------------------------------------------------- 11

Figure 4: Blocs pétroliers ----------------------------------------------------------------------------------- 15

Figure 5: Premiers Pays Producteurs --------------------------------------------------------------------- 19

Figure 6: Pays Consommateurs ---------------------------------------------------------------------------- 20

Figure 7: Réserves prouvées ------------------------------------------------------------------------------- 21

Figure 8: Diagramme de genèse des hydrocarbures ---------------------------------------------------- 29

Figure 9 : Pièges structuraux ------------------------------------------------------------------------------- 36

Figure 10: Pièges stratigraphiques ------------------------------------------------------------------------ 37

Figure 11 : Pièges mixtes ----------------------------------------------------------------------------------- 37

Figure 12: Chronologie des activités d‘exploration pétrolière après obtention du titre minier --- 43

Figure 13: Champ magnétique terrestre ------------------------------------------------------------------ 56

Figure 14: Coupe transversale d'un poisson équipé d'un magnétomètre----------------------------- 60

Figure 15: Illustration du principe de mise en œuvre d‘un sondage --------------------------------- 65

Figure 16: Illustration du principe de mise en œuvre d‘un profil ------------------------------------- 66

Figure 17: Construction d‘une pseudo-section ---------------------------------------------------------- 66

Figure 18: Exemples de log -------------------------------------------------------------------------------- 69

Figure 19: Schéma général d‘un matériel de diagraphie ----------------------------------------------- 70

Figure 20: Exemple de log gamma ray ------------------------------------------------------------------- 71

Figure 21: Principe d‘une sonde de résistivité normale ------------------------------------------------ 72

Figure 22: Principe d‘une sonde microsismique -------------------------------------------------------- 73

Figure 23: Principe d‘une sonde gamma-gamma (ɤ-ɤ) ------------------------------------------------- 74

Figure 24: Principe d‘une sonde neutron-neutron (N-N) ---------------------------------------------- 74

~ vii ~

Figure 25: Diagraphies nucléaires ------------------------------------------------------------------------- 76

Figure 26: Géométrie de la sismique réflexion ---------------------------------------------------------- 79

Figure 27: Principe de la sismique réflexion ------------------------------------------------------------ 80

Figure 28:Géométrie de la sismique réfraction ---------------------------------------------------------- 80

Figure 29: Principe de la sismique réfraction ------------------------------------------------------------ 82

Figure 30: Imagerie du sous-sol par sismique réflexion 2D ------------------------------------------- 83

Figure 31: Imagerie du sous-sol par sismique réflexion 3D ------------------------------------------- 84

Figure 32: Campagne sismique offshore dans le champ de Palanca (Angola) --------------------- 85

Figure 33: Schéma de l'ensemble du matériel permettant le forage d'exploration ----------------- 95

Figure 34: Principe Rotary --------------------------------------------------------------------------------- 98

Figure 35: Diverses sections d‘un puits de forage ----------------------------------------------------- 101

Figure 36: Détails de cimentation ------------------------------------------------------------------------ 104

Figure 37: Cimentation par tiges ------------------------------------------------------------------------- 104

Figure 38: Différents types de plateformes ------------------------------------------------------------- 111

Figure 39: Forage directionnel ---------------------------------------------------------------------------- 112

Figure 40: Plans d‘inclinaison et de direction d‘un puits suivant la profondeur ------------------ 113

Figure 41: Plateforme offshore à forage directionnel ------------------------------------------------- 114

Figure 42: Développement de champ pétrolifère situé sous une ville ------------------------------ 114

Figure 43: Développement d‘un réservoir difficile d‘accès ------------------------------------------ 115

Figure 44 : Autres situations nécessitant un forage directionnel------------------------------------- 115

Figure 45: Présentation des cinq blocs acquis par Madagascar Oil --------------------------------- 118

Figure 46: Bloc 3104 - Tsimiroro ------------------------------------------------------------------------ 119

Figure 47: Localisation du gisement de Tsimiroro ---------------------------------------------------- 120

Figure 48: Résumé des activités marquantes sur Tsimiroro ------------------------------------------ 123

Figure 49: Acquisition sismique -------------------------------------------------------------------------- 124

Figure 50: Lignes des études ERT ----------------------------------------------------------------------- 124

~ viii ~

Figure 51: Projet Tsimiroro ------------------------------------------------------------------------------- 126

Figure 52: Puits de CSS ----------------------------------------------------------------------------------- 127

Figure 53: Principe de Steam Flooding ------------------------------------------------------------------ 128

Figure 54: Puits de SAGD --------------------------------------------------------------------------------- 129

Figure 55: Présentation du bloc --------------------------------------------------------------------------- 132

Figure 56: Situation du bloc de Manja ------------------------------------------------------------------ 132

Figure 57: Localisation des forages et des lignes sismiques ----------------------------------------- 134

Figure 58: Carte gravimétrique de la zone d'étude ----------------------------------------------------- 140

Figure 59: Carte d'anomalie magnétique ---------------------------------------------------------------- 141

Figure 60: Utilisations du pétrole --------------------------------------------------------------------------- a

Figure 61: Schéma des procédés de raffinage ------------------------------------------------------------- b

Figure 62: Schéma bilan des usages publics et industriels du pétrole --------------------------------- d

Figure 63: Schéma structural du bassin de Morondava -------------------------------------------------- f

~ ix ~

LISTE DES PHOTOS Photo 1: Scanner de carotte ........................................................................................................... 46

Photo 2: Gravimètres terrestres statiques ...................................................................................... 52

Photo 3: Têtes de forage ................................................................................................................ 96

Photo 4: Une tête de forage placée au bout des tiges pour broyer la roche .................................. 97

Photo 5 : Différentes plate-formes .............................................................................................. 108

Photo 6: Puits de forage d‘exploration ........................................................................................ 125

Photo 7 : Carte gravimétrique satellitaire montrant les variations de l‘anomalie gravimétrique

dans les blocs de Tsimiroro et de Manja ..................................................................................... 138

Photo 8: Carte magnétique satellitaire montrant les anomalies magnétiques dans les blocs de

Tsimiroro et de Manja ................................................................................................................. 139

~ x ~

LISTE DES TABLEAUX

Tableau 1: Activités d‘exploration de 1976 vers l‘année 2000 ..................................................... 13

Tableau 2: Activités d‘exploration vers le début des années 2000 ............................................... 16

Tableau 3: Blocs pétroliers ............................................................................................................ 17

Tableau 4: Les compagnies restant en activités jusqu‘à aujourd‘hui ............................................ 18

Tableau 5: Exemples de roches -mères ......................................................................................... 30

Tableau 6: Exemples de roches-réservoirs .................................................................................... 31

Tableau 7: Exemples de roches-couvertures ................................................................................. 32

Tableau 8: Comparaison entre les diverses parties des sondes ɤ-ɤ et N-N ................................... 75

Tableau 9: Tableau récapitulatif des méthodes géophysiques ...................................................... 87

Tableau 10: Evolution des travaux d'exploration à Tsimiroro .................................................... 121

Tableau 11: Evolution des travaux d'exploration à Manja .......................................................... 135

~ 1 ~

INTRODUCTION

Le pétrole est devenu, à partir des années 50, la première source d'énergie dans le

monde. Sa forte densité énergétique en fait la matière première irremplaçable utilisée par

l'industrie de la pétrochimie pour un nombre incalculable de produits de la vie quotidienne :

matières plastiques, médicaments, engrais, matériaux de construction, peintures, vêtements,

colorants, produits cosmétiques, production électrique, carburants qui alimentent les transports.

Malgré qu‘on puisse trouver le pétrole en grandes quantités sous la surface de la terre,

depuis un certain temps, quelques scientifiques ont découvert que bientôt la Terre ne pourrait

plus fournir cette source d‘énergie. En fait, notre civilisation industrielle moderne dépend du

pétrole et de ses dérivés; la structure physique et le mode de vie des communautés suburbaines

qui entourent les grandes villes sont le résultat d'un approvisionnement en pétrole à grande

échelle et peu coûteux. Par ailleurs, les objectifs des pays en voie de développement, à savoir

l'exploitation de leurs ressources naturelles et la fourniture de produits alimentaires à leurs

populations en pleine expansion, sont fondés sur le principe de la libre disponibilité du pétrole.

Toutefois, ces dernières années ont montré que cette disponibilité au plan mondial n'a cessé de

décroître et que son coût relatif a augmenté.

On estimait que les réserves totales de pétrole de notre planète s'élevaient à l'origine à

2000 milliards de barils, dont 900 milliards de barils auraient déjà été utilisés. Par conséquent, il

ne nous resterait alors plus que quelques dizaines d'années avant d'épuiser nos réserves. Mais la

nature est faite de telle manière que plus nous arrivons à la fin des réserves de pétrole, plus il est

difficile de l'extraire.

De ce fait, l‘exploitation des réserves de pétrole non conventionnel, anciennement

qualifiées d‘être très couteuses s‘avère maintenant rentable par rareté. Cela a favorisé les

recherches poussées sur les diverses techniques d‘exploration de ces ressources de pétrole et de

gaz.

Ainsi, afin de remédier temporairement à cette situation jusqu‘à l‘épuisement total des

ressources pétrolières, il est indispensable d‘améliorer les moyens techniques d‘investigation. Le

thème de ce mémoire s‘intitule alors : « ANALYSE DE L’EVOLUTION DES

TECHNOLOGIES APPLIQUEES A L’EXPLORATION ET AU DEVELOPPEMENT DES

~ 2 ~

GISEMENTS PETROLIERS ». Notre objectif est de trouver les différentes techniques

d‘exploitation appropriées au cas de Madagascar.

Au terme de ce mémoire, nous visons de pouvoir appliquer ces technologies en vue du

développement progressif des recherches pétrolières à Madagascar. Pour ce faire, le travail se

divise en trois grandes parties :

Dans la première partie, nous allons nous étaler sur les généralités du pétrole, tout en

détaillant les points essentiels de son histoire, les différentes étapes de sa formation jusqu‘à

ses piégeages.

La deuxième partie raconte les diverses techniques utilisées pour l‘exploration pétrolière, en

commençant par les concepts de base de la géologie du pétrole, suivi des méthodes

d‘investigations géophysiques, les analyses géochimiques, et de décrire la technique de

forage de reconnaissance pétrolière.

Pour terminer, la troisième et dernière partie est centrée sur des études de cas, cas d‘huile

lourde de Tsimiroro par la compagnie américaine Madagascar Oil SA et celui de

l‘exploration du gaz naturel sise à Manja par la compagnie suisse Mocoh SA.

PREMIERE PARTIE :

GENERALITES SUR LE

PETROLE

PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PÉTROLE Chapitre I : Historique du pétrole

~ 4 ~

Chapitre I: HISTORIQUE DU PETROLE

I.1. LA PREMIERE DECOUVERTE DU PETROLE [31]

Le 27 août 1859, du pétrole a jaillit pour la première fois du sous-sol des États-Unis.

Cette découverte survient à un moment où les besoins d'éclairage n'arrivent plus à être satisfaits

avec l'huile de baleine traditionnelle et le kérosène, un combustible extrait du charbon.

Source http://slicethelife.com/2012/08/27/colonel-edwin-drake-strikes-oil-near-titusville-pennsylvania-this-day-1859/

Figure 1: Les pionniers de la découverte du pétrole

Ce miracle s‘est produit au nord-est du pays, en Pennsylvanie, au lieu-dit Old Creek («la mare

d'huile»), près de Titusville. Son auteur est un bourlingueur du nom d'Edwin L. Drake qui avait

39 ans à l‘époque, surnommé «colonel Drake». Le 30 Août 1859, à Titusville en Pennsylvanie, le

"Colonel" Edwin Drake forait le premier puits producteur de pétrole. Ayant pratiqué tous les

métiers y compris celui de conducteur de train, il s'établit dans cette ville avec sa famille.


~ 5 ~

Ensemble, ils ont creusé un puits grâce à un trépan suspendu à un câble et mis en mouvement par

une machine à vapeur. Le précieux liquide a jailli lorsque le trépan a atteint 23 mètres de

profondeur seulement. Dès le premier jour, avec une production de l'ordre de huit ou dix barils,

Drake multiplie la production mondiale de pétrole par deux ! Il s'ensuit une première ruée vers

l'or noir. La région se couvrait alors de derricks et procurait la fortune à de nombreux audacieux.

C'est aux États-Unis que naquit réellement l'industrie pétrolière moderne, déjà conduite par des

financiers et industriels recherchant le profit rapide. Dès janvier 1870, John R. Rockefeller fonde

la Standard Oil et s'assure 95 % du marché mondial du pétrole. La production alors concentrée

aux Etats Unis essaime vers d'autres pays grâce à l'action des compagnies pétrolières

américaines.

I.2. LES DATES CLES DE L’HISTOIRE DU PETROLE [29]

Le pétrole devenait alors un produit-clé et une grande puissance dans l'économie

moderne mondiale. Le pétrole avait depuis largement contribué au développement technologique

du XXème siècle et les problématiques qui s'annonçaient.

Voici la chronologie des évènements ayant spécialement marqués l‘histoire du pétrole :

1859 : Premières découvertes de pétrole en Pennsylvanie par Edwin Drake et George Bissell.

1870 : John D. Rockefeller fonde la Standard Oil (Cleveland, Ohio), société de raffinage de

pétrole, dont l‘activité principale est la production du kérosène comme source d‘éclairage. Elle

détient rapidement 80 % du raffinage et 90 % du transport pétrolier américain.

1873: la famille NOBEL entreprend des recherches de pétrole dans la région de Bakou (de nos

jours l‘Azerbaïdjan).

1882 : T.EDISON invente l‘ampoule électrique qui met en danger le développement du marché

du pétrole.

1885 : ROTHSCHILD développent le marché du pétrole en Russie.

1892 : Marcus Samuel crée la compagnie Shell dont le but est le transport du pétrole par le canal

de Suez.


~ 6 ~

1901 : Première concession anglaise au Moyen-Orient. Extraction pétrolière sur le territoire

perse (Iran).

1901-1905 : Du pétrole est découvert et exploité dans différents États américains (Texas,

Californie, Oklahoma).

1907 : Fusion des compagnies pétrolières Shell et Royal Dutch.

1911 : Démantèlement de la Standard Oil et création de sept entreprises : Standard Oil of New

Jersey (50 % du capital) qui deviendra Exxon, Standard Oil of New York, plus tard Mobil,

Standard Oil of California qui deviendra Chevron, Standard Oil of Ohio qui deviendra Sohio,

Standard Oil of Indiana qui deviendra Amoco, Continental Oil qui deviendra Conoco, Atlantic

qui deviendra Arco.

1913 : Création de l‘Anglo Persian Oil Company, qui deviendra British Petroleum en 1954.

1920 : Accords de San Remo sur le partage de l‘exploitation des ressources de l‘Irak.

1922 : Le Vénézuela devient un grand pays pétrolier.

1924 : Création de la Compagnie Française des Pétroles, future Total.

1927 : Boom de la production pétrolière en Irak.

1933 : La Standard Oil de Californie investit fortement dans le forage de pétrole en Arabie

saoudite.

1937 : Nationalisation de l‘industrie pétrolière mexicaine.

1938 : Boom de la production pétrolière au Koweït et en Arabie saoudite.

1943 : Loi pétrolière de l‘État vénézuélien qui récupère une partie des concessions et perçoit la

moitié des recettes des sociétés. C‘est le premier partage 50/50 entre un État producteur et les

grandes compagnies.

1945 : Rencontre entre le président américain Roosevelt et le roi d‘Arabie saoudite Ibn Seoud à

bord du Quincy au large de l'Égypte : les États-Unis échangent leur soutien au régime saoudien

contre l‘exploitation des richesses pétrolières.


~ 7 ~

1950 : Accord entre l‘Arabie saoudite et la compagnie pétrolière Aramco généralisant le principe

du partage des revenus pétroliers à 50/50 entre grandes compagnies et pays producteurs.

1951 : En Iran, nationalisation de l‘industrie pétrolière par le Premier ministre Muhammad

Mossadegh et création de la National Iran Oil Company.

1953 : Un coup d'État orchestré par la CIA renverse le gouvernement de M. Mossadegh en Iran.

1956 : Nationalisation des actifs de la Compagnie du canal de Suez par le président égyptien,

Gamal Abdel Nasser ;

Découverte de pétrole au Sahara et au Gabon. Boom de la production pétrolière en

Algérie - alors française - et au Nigeria.

1959 : Découverte de gisements pétroliers en Libye

14 septembre 1960 : Création de l‘OPEP par l‘Arabie saoudite, l‘Irak, l‘Iran, le Koweït et le

Venezuela.

1965 : Création de Elf Erap en France.

1969 : Début de la production de pétrole en Chine.

15 février 1971 : Accords de Téhéran. Fin du principe 50/50.

Juin 1972 : Nationalisation de l‘Irak Petroleum Company.

Octobre 1973 : Guerre du Kippour. Les États arabes décident une série de hausses des prix du

baril en représailles au soutien américain à Israël. Premier choc pétrolier.

1974 : L‘OPEP lève l‘embargo pétrolier contre les États-Unis, le Danemark et les Pays-Bas ;

Création de l‘AIE.

7 janvier 1975 : Les pays de l'OPEP décident une augmentation de 10 % du prix du pétrole.

1976 : Nationalisation de l‘Aramco par l‘Arabie saoudite.

Février 1979 : La révolution iranienne provoque une vaste perturbation des approvisionnements

occidentaux de pétrole en provenance du golfe Persique. Deuxième choc pétrolier.

22 septembre 1980 : L‘Irak attaque l‘Iran. La première guerre du Golfe durera huit ans.


~ 8 ~

1982 : Début de la baisse des prix du pétrole.

L‘OPEP établit des quotas de production, difficilement respectés par les États membres.

1985 : La hausse du dollar équivaut à un troisième choc pétrolier.

avril 1986 : Contre-choc pétrolier : effondrement des prix du pétrole (le baril chute à 7 dollars).

Août 1990-février 1991 : Deuxième guerre du Golfe. L‘Irak envahit le Koweït, causant de

nouvelles perturbations dans les approvisionnements de pétrole en provenance du golfe Persique.

Libération du Koweït par une coallition internationale menée par les États-Unis. L‘ONU décide

un embargo contre l‘Irak.

21 décembre 1991 : Dissolution de l‘Union soviétique, l‘un des trois plus grands producteurs

mondiaux de pétrole.

1992 : Baisse rapide des prix du baril.

28 novembre-1er décembre 1997 : L‘OPEP se réunit à Djakarta et relève sa production de 10 %,

provoquant une baisse des cours de 40 %. Le prix du pétrole chute à 10 dollars le baril. L‘OPEP

rétablit les quotas en août.

1998 : La région de Bakou (et la mer Caspienne en général) devient le nouveau centre d‘intérêt

des compagnies pétrolières mondiales.

1999-2000 : Forte remontée des prix du baril à la suite d‘un accord entre l‘OPEP et les autres

pays producteurs.

27-28 septembre 2000 : Le sommet de Caracas, deuxième de l'histoire de l'OPEP, marque le

retour de l'organisation sur la scène internationale à l‘occasion des 40 ans du cartel et réunit les

onze États membres, ainsi que l'Angola, le Mexique, la Norvège, Oman et la Russie, invités en

tant qu'observateurs.

11 septembre 2001 : Les attentats terroristes aux États-Unis causent une forte récession

économique génératrice d‘une contraction de la demande mondiale et de la baisse des prix du

pétrole.


~ 9 ~

2002 : Sommet des pays riverains de la mer Caspienne qui n‘aboutit pas à un accord sur le

partage global des ressources en pétrole et en gaz.

Dans un contexte de grande incertitude concernant l‘Irak et le Venezuela (et l‘avenir de leur

production), l‘OPEP freine la surproduction de pétrole.

20 mars 2003 : Les troupes américano-britanniques attaquent l‘Irak et renversent le régime de

Saddam Hussein en avril. La troisième guerre du Golfe entraîne une perturbation des marchés

pétroliers.

24 septembre 2003 : L'Irak redevient membre de plein droit de l'OPEP.

29 août 2005 : L‘ouragan Katrina, qui dévaste la Louisiane et le Mississippi, détruit une partie

des installations d‘extraction pétrolière offshore du golfe du Mexique.

Août 2006 : Le pétrole atteint plus de 78 dollars le baril en août, soit un triplement des cours

depuis 2002, avant de redescendre autour des 60 dollars à la fin de l‘année.

17-18 novembre 2007 : Lors du 3ème sommet de l'OPEP à Ryad (Arabie saoudite), les chefs

d'État des États membres s'engagent à continuer d'approvisionner les marchés de manière

"suffisante et fiable".

2 janvier 2008 : Le baril atteint les 100 dollars à la bourse de New York, pour la première fois de

son histoire, ce qui correspond à son plus haut niveau en dollars constants depuis avril 1980. Le

baril franchit les 130 dollars en mai et les 140 dollars en juin. Dès juillet, le prix du baril

s‘effondre pour atteindre les 35 dollars à la fin de l‘année.

2009-2010 : Le prix du baril remonte, atteignant les 90 dollars fin 2010.

20 avril 2010 : L'explosion de la plateforme DeepWater Horizon de BP (British Petroleum) dans

le golfe du Mexique provoque la plus grande marée noire de l'histoire de l'industrie pétrolière,

avec plus de 4,9 millions de barils déversés dans l'océan dans les semaines qui suivent.


~ 10 ~

I.3. HISTORIQUE DE L’EXPLORATION PETROLIERE A MADAGASCAR

[34] [23] [11]

A Madagascar, les premiers indices de l'existence de pétrole remontent au début du

XXème siècle. A cette époque, les Malgaches des côtes utilisaient déjà du goudron pour le

revêtement de leurs embarcations. L‘historique de l‘exploration pétrolière de notre pays se fait

de façon chronologique suivant les régimes politiques rencontrés.

I.3.1. De 1900 à 1975

Entre 1902 et 1906, les premières concessions pétrolières furent ouvertes dans la région de

Tsimiroro, au sud de la Grande île. Jusqu'en 1909-1918, trois compagnies britanniques firent les

premiers forages. Durant les années 1920 et 1930, ces entreprises furent remplacées par des

opérateurs français du Service des Mines et du Syndicat des Etudes et Recherches Pétrolières. A

partir de 1945 et durant la période de l'après seconde guerre mondiale, des cartes complètes de la

géologie de Madagascar furent établies. En 1950, l'entreprise française Société des pétroles de

Madagascar succéda au SERP et assuma l'exploration durant 15 ans dans la région de

Morondava et jusqu'à Toliara. De 1966 à 1975, l'intérêt des multinationaux pétroliers prit de

l‘ampleur. Pas moins de six compagnies réalisèrent des travaux d'exploration au moyen de

technologies de pointe pour l'époque, comme la prospection sismique digitalisée, ce qui leur

permit de trouver d'importants gisements de gaz et pétrole jusqu'alors inconnus. Puis, tout fut mis

en stand-by pour une durée indéterminée car les capitalistes occidentaux s‘étaient trouvés face à

une révolution socialiste taxée de marxiste qui ne leur disait rien de bon. Cependant, il était clair

que Madagascar était riche en gaz naturel et en pétrole, aussi bien on shore qu‘en offshore.


~ 11 ~

Source Historique OMNIS 2010

Figure 2: Activités d'exploration pendant la période coloniale


Figure 3: Activités d'exploration de 1960 à 1975


~ 12 ~

I.3.2. De 1976 vers l’année 2000

En 1976, création de l'Office Militaire National pour les Industries Stratégiques

(OMNIS), il commençe à réaliser ses propres travaux d'exploration. En 1980, la Banque

Mondiale aida l'OMNIS à développer un programme de diffusion et de communication; à rédiger

un catalogue d'informations techniques et à élaborer un nouveau code pétrolier ainsi que de

nouvelles normes fiscales et légales afin d‘attirer les investisseurs étrangers. Dans cette optique,

la rédaction du rapport géologique des prospections pétrolières et de gaz fut confiée à l'entreprise

suisse PETROCONSULTANTS.

En 1980, le premier appel d'offre s'adressa à plus de 50 compagnies pétrolières et

concernait l'octroi de 40.000 km² de concessions. A cette époque, l'OMNIS était aussi disposé à

envisager des accords d'exploration visant des régions non inclues dans cette superficie. En 1981,

MOBIL OIL et OCCIDENTAL OIL signèrent chacune un contrat d'exploration. La zone

revenant à la compagnie MOBIL, intéressée autant par l'exploitation du gaz que par les différents

types de pétrole, se situait dans la partie Nord et offshore du bassin de Morondava (36.000 Km²).

Le bloc d'OCCIDENTAL, exploré en consortium avec UNOCAL et selon des techniques on

shore, se trouvait au sud de Morondava (21.500 Km²). En avril 1982, AGIP

CORTEMAGGIORE signa un contrat d'exploration offshore et on shore de la zone de

Mahajanga. La quatrième compagnie qui arriva à Madagascar fut AMOCO, qui s'engagea, la

même année, à prospecter en on shore dans la partie centrale du bassin de Morondava. Elle avait

pour sous-traitant BAWDEN et GEOSOURCE. Après 1982, l'OMNIS fit à un second appel

d'offres concernant les zones on shore du centre et du sud de Morondava ainsi qu'une région

offshore, mais aucune nouvelle compagnie n'y répondit. AMOCO étendit ses travaux à un des

blocs on shore de Morondava. Jusqu'en 1987, les résultats de l'exploration restèrent

confidentiels. Puis, subitement, toutes les compagnies plièrent bagages. Cependant, on sait que 8

puits ont été forés : un par MOBIL, deux par OCCIDENTAL-UNOCAL et cinq par AMOCO.

AGIP ne creusa pas de puits mais effectua des opérations d'exploration sismique et révisa ses

travaux de prospection datant des années 1970. De son côté, l'OMNIS poursuivit ses recherches

géologiques dans la région de Tsimiroro dans le but d'octroyer de nouvelles concessions.

PETRO-CANADA INTERNATIONAL Assistance Corp. (PCIAC) réalisa des travaux de forage

pour l'OMNIS dans le bloc d‘AMOCO et y trouva le premier gisement commercial de gaz de

Morondava.


~ 13 ~

En 1997, l‘OMNIS, devenu Office des Mines Nationales et des Industries Stratégiques.

Ce changement de statut s‘avérait nécessaire pour se conformer aux réalités vécues par l'Office

dans ses activités et s'adapter à ses nouvelles fonctions: Promotion et valorisation des ressources

minières à Madagascar. En l‘an 2000, cinq compagnies pétrolières travaillaient avec l‘OMNIS :

TRITON Energy Inc., VANCO Energy Company, HUNT Oil Company, ANADARKO

Petroleum Corporation, XPRONET Canal Profond Ltd, toutes ayant leur siège à Houston ou à

Dallas au Texas.

Tableau 1: Activités d‘exploration de 1976 vers l‘année 2000

PETROLE NON CONVENTIONNEL

Bemolanga

Sondage puits carottés

Etudes pilote extraction

Etude préfaisabilité & faisabilité syncrude (25000 à 50000bbl/j)

Tsimiroro

Sismique conventionnel

Sismique haute résolution

21 puits carottés

PETROLE CONVENTIONNEL

1er

Code pétrolier 80-001 (06 Juin 80) : Convention d‘association

Acquisition de données

Sismiques 2 321km (onshore) et 23 310km (offshore)

Aéromagnétisme 32 774km

Magnétisme 6 947km

02 Puits forés dont 01 découverte GAZ WEST-MANAMBOLO 1(1987)

CONTRAT D’ASSOCIATION

MOBIL OIL (1983): PERMIS MORONDAVA offshore

Indice de gaz: 01 Puits MORONDAVA-1

AGIP(1985) : PERMIS MAJUNGA Offshore & Onshore

OCCIDENTAL OIL (1983): PERMIS SAKARAHA

Indice d‘huile: 02 Puits VOHIBASIA-1 & AMBANASA-1

AMOCO(1983): PERMIS MORONDAVA central

Indice d‘huile et de gaz: 01 Puits MANAMBOLO 1

SHELL(1988):PERMIS MANANDAZA

Indice d‘huile: 01 Puits MAROVOAY-1

MAXUS(1990) : PERMIS AMBILOBE Offshore

BHP (1990) : PERMIS CAP SAINT ANDRÉ Offshore

2ème

Code pétrolier 96-018 du 04 SEPT 1996 : Contrat de Partage de Production ou toute

autre forme de contrat


~ 14 ~

GULFSTREAM (1996) : PERMIS MAHAJAMBA ET ANTONIBE Offshore

HUNT (1997): PERMIS TSIMIRORO, BEMOLANGA et MAJUNGA Central

TRITON ENERGY(1997 ): PERMIS AMBILOBE Offshore & CAP STE MARIE

Offshore


I.3.3. 2002 vers l’année 2009

Par suite des évènements de 2002, c‘est vers 2004 que les compagnies pétrolières sont

revenues et de plus en plus nombreuses. Attirées par le système alléchant mis en place par

l‘EDBM ou Economic Development Board of Madagascar, l‘IDE (Investissements directs

étrangers ou à l'étranger) est lancé sur ces grands travaux d‘exploration comme l‘ilménite, le

nickel et le cobalt. En ce temps, il y avait 20 blocs on shore et 7 blocs offshore exploités à

Madagascar opérés par les compagnies suivantes (du Nord-Ouest au Sud-Est) : EAX/CANDAX,

STERLING Group, MADAGASCAR NORTHERN Petroleum, EXXON MOBIL Group,

WILTON Petroleum Ltd, MAJUNGA OIL Sarl, MADAGASCAR PETROLEUM

INTERNATIONAL Ltd, VARUN PETROLEUM Sarl, ESSAR ENERGY, MADAGASCAR

OIL Sarl, MAREX/ROC OI, AMICOH, TULLOW, MADAGASCAR SOUTHERN

PETROLEUM, PETROMAD.


~ 15 ~

Source http://www.omnis.mg/pictures/photo_petrolium.pdf

Figure 4: Blocs pétroliers


~ 16 ~

Tableau 2: Activités d‘exploration vers le début des années 2000

ACTIVITES ONSHORE ACTIVITES OFFSHORE

MADAGASCAR OIL(2004) :

Morondava

Manandaza

Tsimiroro

Manambolo

Bemolanga(repris à 60% par TOTAL

E&P en 2008)

MAJUNGA OIL(2004) :

Majunga

GROUP SUNPEC:

Bekodoka (2005)

SAkaraha (2005)

Antsohihy (2007)

Toliary (2007)

AMICOH(2005) :

Permis Manja

EAX/CANDAX(2007) :

Ambilobe

WILTON PETROLEUM(2007) :

Marovoay

TULLOW(2006) :

Mandabe

Berenty

ESSAR ENERGY(2007):

Melaky

Mahafaly

Morombe

PETROMAD(2007) :

Lac Bezaha

VARUN PETROLEUM(2008) :

Tambohorano

VANCO (2001) :

Majunga profond racheté par Exxon Mobil

en 2005

STERLING ENERGY (2004) :

Ambilobe

GROUPE STERLING /

ExxonMobil(2004):

Ampasindava

ExxonMobil(2005) :

Cap ST André

MAREX/ROC OIL(2007) :

Grand Prix

NIKO RESSOURCES(2007) :

Belo Profond

Source OMNIS 2010


~ 17 ~

I.3.4. De 2009 à aujourd’hui

En 2009, on peut compter 266 blocs pétroliers dans le cadre de l‘exploration pétrolière à

Madagascar. Les blocs terrestres sont au nombre de 20 ; tandis que pour les activités en

Offshore, 246 blocs.

Après révision de la répartition des blocs, voici un tableau récapitulatif de ces derniers en 2012 :

Tableau 3: Blocs pétroliers

BLOCS Zone Terrestre Zone marine

Octroyés 18 6

Libres 02 222

TOTAL 20 228

Compagnies opérant EAX

MNPC (Groupe Sunpec)

OPHIR

MPIL (Groupe Sunpec)

VARUN

TOTAL E&P

MADAGASCAR OIL

ESSAR

AMICOH

TULLOW

MSPC (Groupe Sunpec)

PETROMAD

MEIL(Groupe Sunpec)

STERLING ENERGY

EXXONMOBIL

SAPETRO/MAREX

NIKO/ENERMAD

Source Journée du pétrole amont OMNIS 2012

Madagascar reste cependant en pleine phase d‘exploration : 24 contrats pétroliers ont été signés

par 17 compagnies pétrolières.

Les activités des compagnies pétrolières se résument comme suit :


~ 18 ~

Tableau 4: Les compagnies restant en activités jusqu‘à aujourd‘hui

Bassins Blocs Compagnie/

Consortium

Phase

d’exploration

AMBILOBE

OFFSHORE Ambilobe STERLING Energy

Phase II ONSHORE Antsiranana

AFREN-EAX 90%

CANDAX 10%

MAJUNGA

OFFSHORE

Ampasindava

EXXONMOBIL70%

STERLING Energy

30% Phase III

Majunga

profond

EXXONMOBIL 50%

BG 30%

SKC 10%

PIDC 10%

Cap St André EXXONMOBIL Phase II

ONSHORE

Antsohihy MNPC (Groupe

Sunpec) Phase II

Marovoay OPHIR 80%

WILTON 20%

Bekodoka MPIL (Groupe

Sunpec) Phase III

MORONDAVA

OFFSHORE

Belo profond SAPETRO 90%

MAREX 10% Phase II

Grand Prix NIKO 75%

ENERMAD 25%

ONSHORE

Tambohorano VARUN Phase I

Bemolanga TOTAL 60%

MOSA 40% Phase III

Melaky ESSAR ENERGY Phase II

Morombe

Tsimiroro

MOSA Phase III Manambolo

Morondava

Manandaza

Manja AMICOH Phase II

Mandabe TULLOW OIL Phase II

Berenty

Toliara MSPC (Groupe

Sunpec) Phase III

Sakaraha

Bezaha PETROMAD Phase II

Source Journée du pétrole amont OMNIS 2012


~ 19 ~

I.4. PRODUCTEURS – CONSOMMATEURS – RESERVES PROUVEES [32]

[27]

I.4.1. Principaux pays producteurs

L‘exploitation des premiers grands champs pétroliers découverts au début du XXe

siècle est rapidement concédée par les États aux grandes compagnies internationales disposant

des ressources technologiques et financières nécessaires en échange de royalties. Conscients des

possibilités offertes par la richesse pétrolière, ces États nationalisent progressivement, et plus ou

moins pacifiquement, leur production de pétrole brut à partir des années 1950. Aujourd‘hui, ce

sont principalement des compagnies nationales qui extraient le pétrole en amont et des

compagnies internationales qui gèrent l‘aval de la production (transformation et distribution).

Source BP, Statistical Review of World Energy 2010, www.bp.com

Figure 5: Premiers Pays Producteurs

I.4.2. Principaux pays consommateurs

La consommation de pétrole a progressivement décru au cours des dernières années

dans les pays de l‘OCDE (-4,8 % en 2009), en raison de la cherté des prix et du développement

de ressources énergétiques alternatives. L‘appétit en hydrocarbures des pays émergents comme

l‘Inde et la Chine compense toutefois cette tendance et promet de beaux jours à l‘industrie


~ 20 ~

pétrolière, qui fournira encore 32 % des besoins énergétiques mondiaux à l‘horizon 2015,

d‘après les prévisions de l‘AIE.


Figure 6: Pays Consommateurs

I.4.3. Réserves prouvées de pétrole

L‘estimation des réserves de pétrole ne correspond pas à la quantité de pétrole connue,

mais à la quantité de pétrole exploitable à un instant donné. En effet, l‘extraction est rentable ou

non en fonction du cours du baril, ce qui explique l‘augmentation des réserves prouvées dans la

plupart des pays producteurs : la hausse du prix du baril justifie l‘exploitation de champs

pétrolifères jusqu‘alors considérés comme peu rentables. Par exemple, les vastes réserves de

sable bitumineux découvertes en 2007 au Brésil vont permettre au pays d‘augmenter sa

production, ce qui était impossible tant que le prix du baril ne permettait pas d‘envisager ce type

d‘exploitation coûteuse. Les chiffres des réserves de pétrole ayant en outre une influence directe

sur les prix et la production, ils auront donc tendance à être sous-estimés par les compagnies

pour diminuer le coût de leurs concessions. Ils seront au contraire surestimés par les États dont le

quota de production défini par l‘OPEP dépend des réserves prouvées.

http://www.bp.com/


~ 21 ~


Figure 7: Réserves prouvées

http://www.bp.com/

PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PETROLE Chapitre II : Nature, origine et genèse du pétrole

~ 22 ~

Chapitre II: NATURE ,ORIGINE ET

GENESE DU PETROLE

La nature, et surtout l‘origine du pétrole n‘avaient pas non seulement un intérêt scientifique

et technique, mais elles ont permis de disposer des informations sûres et efficaces sur l‘endroit

où l‘on doit rechercher le pétrole. Elles permettaient aussi de fixer les méthodes les plus

rationnelles pour l‘organisation des prospections.

II.1. NATURE DU PETROLE [6] [7]

II.1.1. Définition

Le mot « pétrole brut » (du latin petroleum, huile de pierre) désigne une huile minérale.

Le pétrole est un mélange naturel et variable d‘hydrocarbures et de composés hétéroatomiques

dont la majeure partie est de poids moléculaire élevé. Il se forme au sein de certaines assises

sédimentaires par transformation de la matière organique qui y est incorporée lors du dépôt.

Il existe une grande diversité de pétroles, tant au point de vue physique que sur le plan chimique.

Le pétrole peut adopter une texture fluide ou visqueuse et une couleur allant du vert clair au noir

foncé. Bien que tous les hydrocarbures se composent d‘atomes de carbones et d‘hydrogènes, les

pétroles bruts présentent d‘un gisement à l‘autre des agencements particuliers de composés.

L‘API distingue selon leur densité trois de pétroles bruts : lourds (moins de 25°C API), moyens

(entre 25°C et 35°C API) et légers (plus de 35°C API). Aux extrêmes, les pétroles lourds

contiennent plus de fioul (de l‘anglais fuel, mazout) et les légers, plus d‘essence. De fait, les

raffineries choisissent la provenance de leurs pétroles bruts en fonction de leurs infrastructures,

mais surtout de leurs besoins en produits finis.

II.1.2. Composition chimique

II.1.2.1. Hydrocarbures naturels

Ils sont essentiellement formés par des chaînes d‘atomes de carbone et d‘hydrogène.


~ 23 ~

Les hydrocarbures naturels se rattachent à trois grandes familles :

a. Les hydrocarbures acycliques saturés (dits paraffiniques ou alcanes) : CnH2n+2

Exemple : Propane C3H8 CH3 – CH2 – CH3

Pour 1 < n < 4 : gaz

5 < n < 15 : liquides

16 < n < 70 : pâteux ou solides (vaselines et paraffines)

b. Les hydrocarbures cycliques saturés (ou naphténiques) : CnH2n

Exemple : Cyclohexane C6H12

c. Les hydrocarbures cycliques non saturés (ou aromatiques) : CnH2n-6

Exemple : Benzène C6H6

Les huiles aromatiques fournissent des essences antidétonantes à fort indice d‘octane qui sont

particulièrement recherchées pour l‘aviation.

Rappelons qu‘en chimie organique, si tous les sites d‘atomes de carbone sont occupés par des

hydrogènes alors l‘hydrocarbure est dit saturé ; dans le cas contraire, non saturé. Les

hydrocarbures dont la chaîne se replie sur elle-même sont dits cycliques, sinon acycliques. Les

principaux éléments, comme le carbone C, l‘hydrogène H, mais également l‘oxygène O et

l‘azote N, présents dans le pétrole sont aussi ceux des organismes biologiques. Une grande partie

de O a été transformée par des bactéries en CO2 ou H2O, progressivement expulsés lors de

l‘enfouissement. De même pour une partie de N (donnant N2 et des oxydes d‘azote). Le soufre S

proviendrait de sels de sulfate dissous dans la mer.

II.1.2.2. Autres constituants

D‘autres éléments peuvent également être présents en petites quantités avec les

hydrocarbures, tels que l‘azote sous forme dissout ou à l‘état de composés organiques ; le

phosphore, ainsi que quelques substances minérales comme Ca, Mg, Si, Fe, Ni, V ; le soufre

sous forme d‘hydrogène sulfuré. Leur présence peut être soit gênants pour l‘exploitation, soit

valorisants pour le gisement.

Notons que les composés sulfurés présentent une importance capitale car ceux-ci interviennent

de façon sensible sur la valeur commerciale des huiles. Lorsqu‘il ne s‘agit que d‘hydrogène


~ 24 ~

sulfuré H2S, l‘élimination de ce gaz est relativement aisée et peu onéreuse, mais il en va

autrement pour les produits plus complexes tels que les thiophènes, les thioéthers et les

mercaptants qui nécessitent des procédés spéciaux de raffinage. Les fractions lourdes de

nombreuses huiles brutes sont constituées par des composés de caractère mixte tels que les

asphaltènes et les résines.

II.1.2.3. Propriétés physiques et chimiques

La densité figure parmi l‘une des caractères physiques la plus importante pour les

pétroles bruts. Certains bruts sont très légers, tandis que d‘autres plus denses. « Plus un pétrole

est léger, plus son pouvoir calorifique est élevé ».

a. Caractères physiques

Les hydrocarbures peuvent se rencontrer sous différents états :

- Gazeux : gaz naturels difficilement liquéfiables ou non liquéfiables ou gaz secs

(méthane,…) ; gaz humides facilement liquéfiables (propane)

- Liquide : huiles brutes sont fluorescents par réflexion de densité pouvant varier entre

0,83 et 0,96. Elles distillent généralement en dessous de 200°C

- Pâteux : ou malthes, ayant perdu une partie de leurs fractions légères mais commençant à

s‘oxyder. Leur teneur en huile se situe entre 45 à 65%

- Solide : bitumes correspondent soit à des produits d‘oxydation d‘huiles brutes comme les

asphaltes/asphaltites ; ou bien à des produits non oxydés tels que les paraffines naturelles. Le

premier groupe se rencontre soit à l‘état libre, soit sous forme d‘imprégnation dans des roches

poreuses (grès, sables, calcaires, dolomies), tandis que le second, soit sous forme cristallisée

assez rare nommée hatchettite, soit microbiologique plus fréquente l‘ozocérite.

b. Caractères chimiques

Comme on l‘a déjà énuméré ci-dessus, le pétrole est exclusivement formé de mélanges

complexes d‘hydrocarbures.

La composition fractionnée du pétrole s‘établit par distillation et dégagement de fractions

s‘évaporant à des intervalles de température bien définies à :

- 100°C, on a de l‘essence de première qualité,

- 110°C de l‘essence spéciale,

- 130°C de l‘essence de deuxième qualité,

- 260°C du kérosène ou météor,


~ 25 ~

- 270°C du pétrole lampant,

- 300°C se dégagent des fractions huileuses

Quant au reste, ils sont rangés parmi les mazouts.

II.1.2.4. Les Pyrobitumes

Ce sont des composés organiques qui se présentent au microscope sous forme

d‘inclusions solides de teinte jaune intimement associées à la trame minérale des roches les

contenant. La nature et l‘origine des dépôts sont très variées, les sédiments constituent alors des

schistes bitumineuses. Il peut s‘agir dans la plupart des cas de roches argilo-schisteuses, mais

parfois de marnes ou calcaires toujours finement lités, dont l‘origine ne peut être marine,

lagunaire ou lacustre.

II.2. ORIGINE DU PETROLE [14] [15] [25]

Autrefois, les géologues et les géochimistes avaient longtemps médité sur la théorie de

l‘origine minérale des hydrocarbures naturels, qu‘ils sont finalement arrivés, au début du XXème

siècle, à la conclusion que si, effectivement, le méthane CH4 est un produit en quantités

importantes par des processus physico-chimiques inorganiques, le grande masse des réserves

pétrolières classiques est d‘origine organique. Le pétrole proviendrait alors de la décomposition

de végétaux et d'organismes marins, accumulés sous la surface de la Terre.

La présence de molécules caractéristiques d‘une origine biologique a été constatée dans tous les

gisements de pétrole comme la porphyrine dérivée de la chlorophylle. Ces molécules, appelées

fossiles géochimiques ou biomarqueurs, se retrouvent presque inchangées dans des organismes

biologiques (plancton, algues marines ou lacustres, bactéries, plantes…). Elles permettent

d‘associer roches-mères et roches-réservoirs. Elles caractérisent le pétrole d‘une roche-mère en

indiquant sa principale origine biologique et de là son environnement (par ex. algue d‘eau douce

caractéristique d‘un lac). Elles permettent même de situer le début de l‘enfouissement de la

matière organique ; suivant les âges géologiques les espèces dominantes ont changé. Les plantes

ne sont apparues qu‘au début de la période carbonifère (360 à 285 millions d‘années) et sont

devenues majoritaires il y a plus de 100 millions d‘années. Ces données se recoupent bien avec

l‘étude de la formation des différentes roches d‘un bassin.

En effet, il y a plusieurs millions d'années, les restes de nombreux organismes marins se

sont déposés au fond des océans. Avec le temps ils se sont accumulés et se sont mélangés à la


~ 26 ~

boue et au limon pour former des couches de sédiments riches en matière organique : « le

kérogène ». La matière organique est essentiellement constituée par le plancton qui est un être

vivant unicellulaire microscopique (animal et végétal) des milieux marins ou lacustres ; ajoutés

des végétaux terrestres apportés par les cours d‘eau, surtout dans les zones de delta ; mais

également des micro-organismes. Le kérogène est le résidu insoluble provenant de la

décomposition des matières organiques des sédiments marins ou lacustres par des bactéries. Il est

disséminé dans une masse minérale appelée la "roche mère" sous forme de petits filets. Les

sédiments s'enfoncent lentement dans le sol, sous l'effet de la tectonique des plaques. Sous l'effet

de la compression due aux fortes profondeurs, ces couches de sédiments se sont transformées en

roche. Avec l'augmentation de l'épaisseur de ces couches de sédiments et des apports de chaleur

géothermique, la température s'est élevée et a entraîné une décomposition des matières

organiques en substances plus simples : les hydrocarbures. Cette décomposition d'origine

thermique est nommée la pyrolyse. Le pétrole brut est formé.

II.2.1. Organismes originels des hydrocarbures

Le pétrole doit sa naissance à un groupe d‘organismes de petite taille qui pullule dans

les eaux de mer et de lagunes et dans certains lacs connus sous le nom de « Plancton ». On

distingue cependant deux sortes de planctons :

- Le phytoplancton : plancton végétal composé essentiellement par des algues

unicellulaires (diatomées) et des flagellés ;

- Le zooplancton : plancton animal comprenant de petits crustacés pélagiques

(copépodes), des foraminifères et les larves d‘à peu près tous les animaux marins.

La majorité des gisements d‘hydrocarbures dans des sédiments formés eux-mêmes au fond des

mers et des lagunes est due à une abondance toute particulière du plancton dans ces eaux. De

plus, les organismes planctoniques appartiennent pour la plupart à des groupes végétaux et

animaux archaïques, représentes dès le début des temps primaires, qui ont pu par conséquent

donner naissance aux hydrocarbures que l‘on rencontre dans les terrains cambriens et

ordoviciens. D‘autre part, de nombreux organismes planctoniques renferment dans leur

protoplasme, en plus des protéines constitutives normales, des graisses ou lipides dont la

composition est proche de celle des hydrocarbures. Chez les diatomées par exemple, le

pourcentage en poids sec de ces lipides atteint 5 à 10%. Enfin, les êtres qui constituent la

majeure partie du plancton ont un rythme de reproduction intense qui explique les accumulations


~ 27 ~

considérables de matières organiques que l‘on trouve mêlées à de nombreux sédiments. Ce

rythme de reproduction est mis en évidence, pour les organismes possédant un squelette calcaire

ou siliceux, par l‘existence de dépôts puissants résultant de l‘accumulation de ces squelettes :

diatomites, craies à coccolithophoridés, calcaires à globigérines, radiolarites, etc….

La répartition de l‘abondance du plancton sur toute l‘étendue des mers et des océans n‘est pas

uniforme. Elle atteint le maximum au-delà des quatre-vingt mètres, à cette tranche est associée

une zone dite « zone euphotique », à travers laquelle pénètrent les radiations solaires et où le

phytoplancton est susceptible de fabriquer sa matière organique par photosynthèse grâce aux

pigments chlorophylliens qu‘il contient. Le pullulement du plancton est également fonction de la

teneur de l‘eau de mer en sels nutritifs, phosphates et nitrates en particulier. Ces sels étant

apportés à la mer par les fleuves, le plancton trouvera des conditions de développement

beaucoup plus favorables au-dessus des « plateaux continentaux » qu‘au grand large. C‘est ainsi

que les teneurs en organismes vivants des eaux marines varient dans la proportion de 1 à 50 entre

le centre des océans et les régions côtières les plus favorables.

L‘abondance du plancton est également sous la dépendance des saisons, de la température et de

la salure des eaux et du tracé des courants marins.

Dans la zone euphotique surmontant les plateaux continentaux, la quantité de matière organique

déshydratée produite annuellement par le plancton va de l‘ordre de 10 à 15g par m3, soit environ

1kg par m2

de surface de mer ou encore 1000t par km2. Et c‘est surtout par l‘eau des fleuves que

sont apportés plus considérablement dans la mer la matière organique contenant des substances

humiques, voisines des hydrocarbures.

II.2.2. Impacts sur la recherche pétrolière

La conséquence de la théorie organique est que le pétrole comme les autres ressources

fossiles sont de quantités finies. En outre, les coûts - en particulier énergétiques - limitent

fortement la partie extractible. De ce fait les découvertes sont de plus en plus maigres : champs

de plus en plus petits sur les bassins sédimentaires bien explorés et nombre de bassins encore peu

prospectés de plus en plus faibles. La théorie organique est arrivée à un tel degré de maîtrise que

l‘analyse d‘échantillons de roches-mères établisse le potentiel d‘un bassin. Il ne reste plus

cependant qu‘à trouver le pétrole piégé et accumulé dans des roches-réservoirs.


~ 28 ~

L‘histoire du pétrole avait commencé il y a plusieurs dizaines voire centaines de millions

d‘années, avec la mort d‘organismes qui, une fois enfouis et accumulés, donneront dans des

conditions bien particulières naissance aux hydrocarbures. Il faut bien insister sur le fait que cette

formation est un phénomène tout à fait exceptionnel et on a précédemment vu le rôle

considérable joué par le plancton comme fournisseur de matière organique. Les réserves

actuelles sont le résultat d‘une série de longs processus successifs : accumulation de matière

organique, préservation, enfouissement et sédimentation, puis formation de pétrole ou de gaz et

migration.

II.3. PROCESSUS DE TRANSFORMATION DE LA MATIERE

ORGANIQUE[7][15]

Le kérogène est une macromolécule inorganisée où l‘on peut reconnaître l‘héritage des

constituants issus de la matière vivante. Au cours de l‘enfouissement progressif de roches

sédimentaires contenant des débris organiques d‘origine surtout marine ou lacustre, celui-ci va

subir, grâce à l‘élévation de la température avec un gradient de température moyen de 3°C pour

100m, une série de transformations. Il va perdre tout d‘abord ses constituants oxygénés, puis

s‘appauvrir en hydrogène et produire des hydrocarbures.

Le processus de production des hydrocarbures se résume en trois phases :

- La diagenèse

- La catagenèse

- La métagenèse


~ 29 ~

Figure 8: Diagramme de genèse des hydrocarbures

II.3.1. La diagenèse

La diagenèse se produit au-delà des premiers mètres de profondeur d‘enfouissement de

la matière organique, environ 1 000m. Les bactéries méthanogènes y ont été dissoutes afin de

donner du méthane biogénique. C‘est aussi au cours de cette étape que l‘on peut remarquer la

naissance de l‘eau et du gaz carbonique.

II.3.2. La catagenèse

Pendant cette phase, deux choses importantes ont été mises en évidence. La première est

la formation d‘huiles à une fourchette de température et de profondeur correspondant à ce que

l‘on appelle « fenêtre à huile ». Ces huiles sont du pétrole liquide situées à une profondeur

inférieure à 3 000m et à une température comprise entre 60 et 120°C. Puis, viennent des

hydrocarbures plus légers qui sont essentiellement composés de gaz dits « gaz humides ».

II.3.3. La métagenèse

Cette dernière est liée à des profondeurs et à des températures plus élevées. Les grosses

molécules d‘hydrocarbures précédemment formés ont subi un craquage, processus thermique, en


~ 30 ~

les cassant, tout en augmentant leur teneur en produits plus légers. Il se forme surtout du

méthane (gaz sec).

II.4. SYSTEME PETROLIER [7]

L‘étape primordiale de la genèse du pétrole est la formation de la roche mère, strate qui

mêle des restes de micro-organismes et de végétaux. Cette boue sédimentaire est enfouie jusqu‘à

trois kilomètres de profondeur où elle se transforme après plusieurs étapes en pétrole, eau et gaz.

Sous la pression des gaz, le pétrole est expulsé de la roche mère (migration), jusqu'à ce qu'il

rencontre une roche réservoir, puis une roche couverture imperméable, où il sera piégé et

préservé. C‘est cette succession d‘étapes ordonnées qui produit un « système pétrolier », chacune

étant indispensable pour obtenir un gisement exploitable.

Ainsi, il existe des conditions exigeantes nécessaires pour démontrer au mieux l‘existence du

pétrole dans une série sédimentaire, et on distingue :

II.4.1. Présence de roches-mères

Ce sont des roches riches en matière organique dans lesquelles cette dernière a pu se

conserver et se transformer sans être détruite par des actions oxydantes.

La roche-mère se trouve toujours dans un bassin sédimentaire. Elle a, en général, alimenté des

roches sédimentaires plus poreuses. Quelques roches ignées ou métamorphiques suffisamment

poreuses et proches ont pu recueillir du pétrole.

Tableau 5: Exemples de roches -mères

SERIES PETROLIFERES ROCHES-MERES

Argilo-sableuse (argiles, marnes

schisteuses, sable ou grès)

Argiles et marnes noires à grain fin

Carbonatées (calcaires fins, dolomies de

teint sombre)

Assises argileuses ou marneuses

Simultanément, sous l'effet de la pression, les hydrocarbures formés sont

progressivement expulsés de la roche mère malgré leur forte imperméabilité, pour migrer dans

des roches à plus forte porosité et perméabilité : c'est la migration primaire. Les roches-mères ont


~ 31 ~

libéré le pétrole qui s‘est en partie accumulé dans des roches poreuses ou fissurées appelées

roches-réservoirs.

II.4.2. Présence de roches-réservoirs

Les roches réservoirs ou roches magasins, sont des roches poreuses et perméables dans

lesquelles le pétrole pourra se loger. Par opposition aux roches mères, compactes et finalement

imperméables, les roches-réservoirs sont caractérisées par la présence en leur sein de vides

généralement inférieurs à quelques millimètres de diamètre, leur conférant des qualités de

porosité et de perméabilité. La porosité détermine directement la quantité de pétrole pouvant

s'accumuler dans le réservoir. La perméabilité, liée à la communication des pores entre eux,

commande les facilités de circulation des fluides, et en particulier le débit des puits. Si la

porosité a une relation directe avec le volume de pétrole ou de gaz en place, la perméabilité

détermine la productivité des puits. Les roches-réservoirs sont constituées essentiellement par

des roches détritiques, formées par l'empilement de petits grains de quartz ou de carbonates,

comme les sables et les grès, et par certaines roches carbonatées, calcaires et dolomies. Ces

roches correspondent le plus souvent à des milieux de dépôts agités et peu profonds. Dans un

certain nombre de cas, notamment au large de paléo fleuves importants, des courants de turbidité

peuvent entraîner des formations détritiques sur le talus continental. Ces dépôts peu consolidés à

fortes porosité et perméabilité constituent l'objectif majeur de l'exploration en mer profonde.

L'enfouissement en profondeur est généralement nuisible aux qualités de porosité et de

perméabilité. Cependant, certains phénomènes de diagenèse, comme la transformation des

calcaires en dolomies, ou des déformations structurales provoquant des fractures et des fissures

peuvent être à l'origine de nouvelles caractéristiques de réservoir. Dans le cas de champs

vietnamiens au large des côtes, par exemple, leurs roches-réservoirs datent des temps

précambriens, il y a plus d‘un milliard d‘années, alors que les roches-mères au-dessus datent de

l‘époque miocène, il y a plus de 10 millions d‘années. Par la tectonique de la lithosphère et le jeu

de failles résultant, les roches-magasins ont pu être connectées avec la roche-mère.

Tableau 6: Exemples de roches-réservoirs

SERIES PETROLIFERES ROCHES-RESERVOIRS

Argilo-sableuse (argiles, marnes schisteuses, sable ou grès) Argiles et sables

Carbonatées (calcaires fins, dolomies de teint sombre) Calcaire et dolomie


~ 32 ~

II.4.3. Présence de roches couvertures

Ce sont des roches imperméables, superposées aux précédentes et empêchant la fuite

des hydrocarbures vers la surface du sol. Pour assurer l‘étanchéité des réservoirs qu‘elles

surmontent les roches-couvertures doivent être à la fois plastiques, imperméables et

suffisamment épaisses. La plasticité et l‘épaisseur sont toutes nécessaires dans les régions de

tectonique violente où les couvertures risquent d‘être étirées et rompues. Dans les régions à

structure calme ces deux qualités sont moins indispensables et la protection des réservoirs.

Tableau 7: Exemples de roches-couvertures

SERIES PETROLIFERES ROCHES-COUVERTURES

Argilo-sableuse (argiles, marnes

schisteuses, sable ou grès)

Horizons argileux ou schisteuses

Carbonatées (calcaires fins, dolomies de

teint sombre)

Calcaires compacts et horizons d‘anhydrite ou

de sel

II.4.4. Présence de pièges

Les hydrocarbures, soumis aux sollicitations de diverses actions de pression des

terrains, de déplacement des aquifères ou de différence de densité par rapport à l'eau, ont

tendance à se déplacer au sein des couches perméables : ce sont les migrations secondaires. Ce

sont les lieux par lesquels le pétrole en voie de migration se trouvera arrêté et dont il pourra

s‘accumuler en quantités suffisantes pour donner des gisements.

Un piège, condition indispensable de tout gisement, est une zone où le réservoir, couvert par une

couche imperméable, est fermé latéralement par des terrains imperméables ou par une

déformation des couches. La théorie très récente des années 60 et 70 de la tectonique des plaques

permet d‘expliquer la formation de pièges (plissements, failles), la formation des bassins

sédimentaires (ouverture de l‘Atlantique Sud, formation de montagnes sources des débris

d‘érosion des sédiments…). Ce sont des zones où les roches-réservoirs sont surmontées par un

toit imperméable dans des structures variées.

PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PÉTROLE Chapitre III : Gisements

~ 33 ~

Chapitre III: GISEMENTS

La formation des gisements de pétrole est un processus naturel qui a pris plusieurs

millions d'années. Tous les gisements ne contiennent pas le même pétrole ; les caractéristiques

des gisements et du pétrole qu'ils contiennent conditionnent les méthodes de valorisation de la

ressource.

III.1. NAISSANCE D’UN RÉSERVOIR [31]

Les réservoirs sont généralement des blocs de roches, constitués d'anciens sédiments

qui se sont déposés il y a peut-être dix millions d'années. Il peut également s'agir de dunes de

sable, de plages ou de déserts, ou encore de récifs coralliens ou de rivières ensablées. Mais, au

fur et à mesure que ces grains de sable se sont enfoncés dans l'écorce terrestre, ils ont eu

tendance à se cimenter et ont finalement été enfouis à des profondeurs de plusieurs centaines de

mètres, voire une dizaine de kilomètres. C'est là que l'on trouve du pétrole de nos jours.

III.1.1. Mouvement des continents

La tectonique des plaques, influencée par la chaleur interne de la terre, est l'élément

moteur qui déplace les continents. Ce mouvement forme des vallées où les sédiments et la

matière organique en décomposition peuvent s'accumuler et finir par former des réservoirs de

pétrole.

Les réservoirs de pétrole ont été façonnés par le mouvement des continents sur des millions

d'années. Les réservoirs actuels de la mer du Nord sont nés lorsque ce phénomène de

déformation de l'écorce terrestre a formé une vallée près de l'équateur.

Avec le temps, la vallée s'est déplacée de plusieurs milliers de kilomètres. Elle a été engloutie

par les eaux et est ainsi devenue une mer peu profonde, puis un marais, et enfin un désert pour

redevenir une mer. Lorsque l'eau a envahi cette zone, elle a produit de la matière organique qui

s'est finalement transformée en pétrole.


~ 34 ~

Les continents sont toujours en mouvement et la vallée à l'origine de la mer du Nord continue à

s'affaisser et à accumuler de la matière organique qui, au cours des prochains millions d'années,

pourrait se transformer en pétrole.

III.1.2. Montée et baisse du niveau de la mer

Au cours des millions d'années pendant lesquelles les continents en mouvement ont

donné naissance aux montagnes et aux vallées, le niveau de la mer a monté et baissé des milliers

de fois, entraînant ainsi des changements radicaux sur les côtes. L'eau profonde d'aujourd'hui

était auparavant une mer peu profonde dans laquelle les composants organiques nécessaires à la

formation de pétrole se sont déposés.

Aujourd'hui, le pétrole de la mer du Nord repose sous 90 mètres d'eau et à pas moins de 1,6 km

en dessous du plancher océanique. Mais lorsque le pétrole a commencé à se former, il y a

plusieurs millions d'années, cet endroit était extrêmement différent.

Il y a trois cents millions d'années, la mer du Nord avait un visage radicalement différent. La mer

profonde d'aujourd'hui l'était beaucoup moins (partie représentée en bleu ciel). A cet endroit, du

pétrole s'est formé sous des eaux riches en matière organique. Dans la partie bleu foncé (eaux

profondes), des schistes se sont déposés, ce qui a permis de piéger le pétrole.

Les côtes ont énormément bougé au fur et à mesure que le niveau de la mer a monté ou baissé.

Ce qui est maintenant sous l'eau était peut-être de la terre sèche et vice-versa. Les volcans ont

rejeté des tonnes de cendres et de lave qui ont piégé le pétrole. Les grandes dunes de sable ont

été balayées vers le nord et ont formé le grès qui a retenu le pétrole.

Aujourd'hui, plus de 150 champs de pétrole parsèment la mer du Nord, des Pays-Bas aux îles

Shetlands. Il n'existe pas deux champs identiques, mais ils sont tous issus, de la montée et de la

baisse du niveau de la mer sur des millions d'années.

III.1.3. Evolution du réservoir

La plupart des réservoirs se forment suite à l'effondrement d'une vallée qui est ensuite

submergée par la mer. Au cours de ce processus, le fond de la vallée, devenu fond océanique,

accumule trois composants clé : une source de pétrole (de la matière organique), des sédiments

qui forment un réservoir contenant le pétrole, et des sédiments plus denses qui emprisonnent le

pétrole dans le réservoir.


~ 35 ~

Il existe de nombreux types de réservoirs de pétrole. Celui-ci, dans la mer du Nord, s'est formé il

y a des millions d'années lorsque l'eau était peu profonde. Au fur et à mesure que l'eau de mer

s'est évaporée, elle a laissé une couche de sel (illustrée en blanc).

Avec le temps, le fond océanique s'est affaissé et un schiste riche en matière organique

(représenté ici en vert olive) s'est déposé sur le sel. Ce schiste est à l'origine du pétrole. Le grès

qui a donné naissance au réservoir de pétrole (représenté en vert plus clair, au sommet du

schiste) s'est ensuite déposé.

Le sel a commencé à s'accumuler et l'effet conjugué de la pression et de la chaleur de la Terre a

littéralement « cuit » le schiste, produisant ainsi du pétrole qui est remonté dans le grès. Un dôme

de sel a vu le jour et a piégé le pétrole dans le grès sous les côtés du dôme. Pendant ce temps, le

sel s'est tassé vers le haut et une autre couche de pétrole a été piégée sous un amas de sel qui s'est

détaché. De nos jours, la recherche pétrolière vise à une meilleure compréhension des structures

complexes.

III.2. DIVERS TYPES DE PIÈGES [7][15]

Les pièges permettent l‘accumulation du pétrole et, si le flux est important, la

constitution d‘un gisement éventuellement exploitable. Les géologues pétroliers ont globalement

classé les pièges à pétrole en trois grandes catégories qui sont fonction de leurs caractéristiques

géologiques:

les pièges structuraux,

les pièges stratigraphiques et

les pièges mixtes.

Il peut parfois arriver que l‘on retrouve combiner ces mécanismes de piégeage.

III.2.1. Pièges structuraux

Les pièges structuraux sont formés à la suite d‘une déformation des couches

sédimentaires réservoirs, en général postérieurement à leur dépôt. En raison de procédés tels que

le pliage et les failles, ce qui conduit à la formation de dômes , anticlinaux et les plis . Les

exemples de pièges appartenant à ce type sont :

les pièges anticlinaux: dus à un mouvement tectonique souple

http://translate.googleusercontent.com/translate_c?depth=1&hl=fr&langpair=en%7Cfr&rurl=translate.google.mg&u=http://en.wikipedia.org/wiki/Structural_geology&usg=ALkJrhjGLrjEDkSzNqstwORtlXCP1eKb-Q

http://translate.googleusercontent.com/translate_c?depth=1&hl=fr&langpair=en%7Cfr&rurl=translate.google.mg&u=http://en.wikipedia.org/wiki/Dome_%28geology%29&usg=ALkJrhjy3WIzPJO2v6cgjcPgGoiXOwNgvA

http://translate.googleusercontent.com/translate_c?depth=1&hl=fr&langpair=en%7Cfr&rurl=translate.google.mg&u=http://en.wikipedia.org/wiki/Anticline&usg=ALkJrhg8za53LDXL9TrKNlZXd0gg1tTspQ

http://translate.googleusercontent.com/translate_c?depth=1&hl=fr&langpair=en%7Cfr&rurl=translate.google.mg&u=http://en.wikipedia.org/wiki/Geological_fold&usg=ALkJrhjUjonyFR7qs7Yq25nTmdKZz38R7A

http://translate.googleusercontent.com/translate_c?depth=1&hl=fr&langpair=en%7Cfr&rurl=translate.google.mg&u=http://en.wikipedia.org/w/index.php%3Ftitle%3DAnti-cline_trap%26action%3Dedit%26redlink%3D1&usg=ALkJrhiulbB8d9I8E2WvCKw7FfLXsCXMOg


~ 36 ~

les pièges par faille : qui ont été créés par des failles ou des fractures mettant en

contact une couche-réservoir et un terrain imperméable, c‘est-à-dire dus à une tectonique

cassante.

Ils sont plus faciles à délimiter et plus prospectifs que ceux stratigraphiques, car la majorité des

réserves pétrolières mondiales sont trouvées dans des pièges structuraux.

Figure 9 : Pièges structuraux

III.2.2. Pièges stratigraphiques

Les pièges stratigraphiques sont formés à la suite de variations latérales des

caractéristiques de la roche réservoir passant. La roche-réservoir, perméable, passe à une roche

imperméable qui bloque la migration des hydrocarbures (pièges récifaux), ou encore, la couche


~ 37 ~

perméable se termine en biseau. On peut en citer quelques exemples : un piège à discordance, un

piège optique et un paléo récif, lentille sableuse, piège par variation lithologique, …

Figure 10: Pièges stratigraphiques

III.2.3. Pièges mixtes

Ce sont des pièges qui résultent de la conjonction de facteurs structuraux, lithologiques

et stratigraphiques, comme par exemple les pièges liés aux dômes de sel. En effet, au cours des

temps, les roches salines (sel gemme), conservent leur densité, alors que les autres roches

sédimentaires « prennent du poids » durant leur maturation (diagenèse). Il se crée un déséquilibre

si bien que, profitant de la moindre discontinuité structurale, les roches salines montent au

travers de la colonne stratigraphique. Au cours de la montée, elle redresse à son contact les

couches traversées qu‘elle peut failler. Cependant, il peut se créer des pièges à pétrole.

Figure 11 : Pièges mixtes


~ 38 ~

III.3. LES DIFFÉRENTS TYPES DE GISEMENTS PÉTROLIERS [7]

L‘accumulation des hydrocarbures favorise la formation de gisements par concentration

des hydrocarbures vers des pièges, et par ségrégation à l‘extérieur de ceux-ci du gaz, de l‘huile et

des eaux salées. Cela aboutira à trois types de gisements pétroliers : primaires, secondaires et

gisements de récupération.

III.3.1. Gisements primaires

Ce sont des gisements qui renvoient au lieu de naissance des hydrocarbures, ce lieu est

connu sous le nom de roche-mère. Mais le pétrole et le gaz naturel qui lui est associé demeurent

rarement longtemps dans cet endroit en raison de l‘effet de la gravité terrestre et de la pression

exercée par le mouvement des plaques tectoniques, communément appelé la dérive des

continents. Ils se déplacent plutôt entre les couches de roches sédimentaires jusqu‘à ce qu‘ils

atteignent la surface ou plus fréquemment jusqu‘à ce qu‘ils se fassent piéger sous une formation

rocheuse relativement imperméable et qu‘ils ne puissent continuer leur ascension. C‘est le cas où

les hydrocarbures ont subi une migration primaire.

III.3.2. Gisements secondaires

Les gisements secondaires sont également appelés roches-réservoirs ou roches-magasins

et se composent de roches présentant deux grandes caractéristiques : la porosité et la

perméabilité. La porosité se définit comme la « proposition du volume d‘une roche occupé par

l‘espace libre entre les grains de matière minérale » et la perméabilité comme « la propriété de la

roche de se laisser traverser par les liquides et les gaz ». Le grès, le calcaire et la dolomie sont

des exemples de roches poreuses et perméables, donc des indices de la présence

d‘hydrocarbures. La quantité de pétrole pouvant s‘accumuler dans une roche-réservoir est

fonction de la porosité alors que la perméabilité détermine la facilité de circulation des fluides,

donc le débit des puits. On dit que ces hydrocarbures ont subi une migration secondaire.

III.3.3. Gisements de récupération

Les hydrocarbures, qui se sont échappés d‘un premier gisement, atteignent une seconde

roche-réservoir. Ils s‘y accumulent au niveau d‘un second piège. Ce dernier est appelé

« gisement de récupération.


~ 39 ~

On distingue trois types de gisements offshore, eux-mêmes divisés en catégories en

fonction de la profondeur:

- l‘offshore conventionnel (ou conventional offshore), d‘une profondeur de 0 à 500m.

L‘exploitation de ce type de gisement est réalisée depuis 1900. Il existe environ 15000

plateformes à travers le monde aujourd‘hui.

- l‘offshore profond (ou deep offshore), d‘une profondeur de 500 à 1500 m et dont l‘exploitation

est possible depuis 1980 environ. On peut en rencontrer une centaine de support de ce genre

installée dans le monde.

- l‘offshore ultra-profond (ou ultra-deep offshore), d‘une profondeur d‘eau de 1500 à 3000m.

L‘exploitation est possible depuis le début des années 2000 car elle fait intervenir une

technologie de pointe. Quelques dizaines de supports existent dans le monde.

DEUXIEME PARTIE:

TECHNIQUES

D’EXPLORATION

PETROLIERE

DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre IV : Prospection pétrolière

~ 41 ~

Chapitre IV: PROSPECTION

PETROLIERE

Pour trouver le pétrole, on cherche des bassins sédimentaires dans lesquels du pétrole et

du gaz ont pu se former. Ces derniers ont ensuite dû avoir la possibilité de migrer à travers des

roches poreuses capables de contenir de grandes quantités.

En dépit des techniques de repérage modernes telles que l‘imagerie satellite, les études

géophysiques et sismiques tridimensionnelles et les différentes méthodes pratiques d‘analyses

géochimiques, la découverte d'un nouveau gisement reste incertaine jusqu'à la mise en place du

forage. Seul ce dernier pourra confirmer la présence de ce précieux liquide.

IV.1. OBJECT DE LA PROSPECTION ET RECHERCHE PETROLIERE

[22][25]

En un peu plus d‘un siècle, le pétrole et le gaz naturel ont pris place parmi les

principales sources mondiales d‘énergie et se sont installés au tout premier rang de l‘industrie

chimique. Ils ont presque remplacé le charbon qui avait lui-même, un peu partout, supplanté le

bois. Cette augmentation spectaculaire était concomitante de l‘augmentation de la consommation

d‘énergie par habitant. La première découverte de cette source d‘énergie venait d‘un modeste

gisement, celui de la vallée d‘Oil Creek en Pennsylvanie, provenant de source de surface. A cet

instant, a commencé l‘ère industrielle du pétrole. C‘est l‘extraction à partir des profondeurs du

sous-sol qui a permis d‘obtenir des volumes de plus en plus importants. Le perfectionnement

incessant des méthodes géologiques et des techniques de sondage est à l‘origine de ce

développement extraordinaire : la production mondiale annuelle est passée de 10 millions de

tonnes en 1890 à plus de 3 milliards de nos jours. C‘est pourquoi, la prospection pétrolière et

gazière est une entreprise très risquée, coûteuse et complexe sur le plan technique, elle nécessite

plusieurs années de recherches et d‘investigations.

Etant donné l‘existence des mouvements tectoniques au sein des plaques, l‘écorce terrestre

présente plusieurs aspects de structure. La connaissance de techniques et technologies adéquates


~ 42 ~

pour pouvoir expliquer ce genre de problème géologique est le fondement de l‘exploration

pétrolière. L’objectif principal de la prospection pétrolière est essentiellement la recherche des

pièges. Les gisements d‘hydrocarbures sont aussi indépendants de la nature et de la couverture

superficielle actuelle de la Terre mais seulement des éléments géologiques qui leurs ont donné

naissance.

En bref, l‘exploration pétrolière se fixe comme but:

Découvrir des accumulations d'hydrocarbures techniquement et économiquement

exploitables ;

Trouver des gisements dans les bassins sédimentaires qui seront reconnus par des

forages ;

Trouver du pétrole et du gaz indétectable directement à partir de la surface ;

Localiser des forages d'exploration à partir d'une série d'opérations de reconnaissance

aboutissant ;

Mettre en œuvre des techniques géologiques et géophysiques de plus en plus complexes

pour la préparation.

Pour un contrat de partage de production, par exemple, les travaux d‘exploration

pétrolière prennent une durée de huit ans jusqu‘à une découverte commerciale. La chronologie

des activités qui suivent l‘octroi du titre minier peut se schématiser comme suit :


~ 43 ~

Figure 12: Chronologie des activités d‘exploration pétrolière après obtention du titre minier

IV.2. RECONNAISSANCE REGIONALE

Les travaux de reconnaissance s‘établissent sur l‘étude préliminaire de la géologie

profonde du territoire délimité pour la prospection. Cette étude est réalisée au moyen de

multiples travaux géologiques et géophysiques complexes.

La détermination des zones d‘intérêt pétrolier suppose tout d‘abord la connaissance des

bassins sédimentaires présentant les caractéristiques les plus favorables à la présence actuelle de

pétrole ou de gaz. Théoriquement, tout bassin sédimentaire possédant une épaisseur de sédiments

d‘au moins 1km a de fortes chances de renfermer des hydrocarbures. S‘il n‘a pas subi de trop

intenses déformations tectoniques ou des intrusions magmatiques, il mérite intérêt. Si des

plissements modérés l‘ont affecté et si les faciès des roches sédimentaires, peu altérées, ont une

dominance marine de sables, argiles, calcaires et dolomies, les possibilités de découvrir des

hydrocarbures sont augmentées. La reconnaissance s‘appuie sur des travaux de surface et de

subsurface, rapides et peu coûteux, et sur les investigations des géochimistes organiciens.


~ 44 ~

La reconnaissance des gisements pétrolifères est effectuée par des forages de puits de

reconnaissance sur les locaux délimités et préparés au cours du second stade de ces travaux.

L‘objectif principal est de découvrir le champ ou les nouveaux gisements sur les champs déjà

découverts, et ainsi apprécier géologiquement et économiquement les gisements établis. Cette

appréciation consiste à :

Déterminer le bien-fondé de l‘exploitation commerciale du gisement découvert ;

Déterminer les réserves pétrolifères du gisement révélé.

Les études aéromagnétiques y jouent un rôle primordial, appuyant les études géologiques pour

cette première étape de prospection. La durée de ces interventions s‘étend sur la période des

deux premières années d‘obtention du bloc.

IV.3. ETUDES REGIONALES SEMI-DETAILLEES

L‘importance des capitaux investis dans cette étape requiert des données géologiques et

géophysiques pour le moins précis. A partir d‘observations et de prélèvements sur le terrain, aidé

également de photographies aériennes et satellitaires, le géologue émet les premières hypothèses

sur la présence d‘hydrocarbures sur un territoire donné. Le coût de ces études est généralement

peu élevé.

Ce sont des études classiques et modernes tout à la fois. Pour ce genre d‘étude, on

choisit habituellement :

des territoires ou plans d‘eau étendus à structure interne peu ou pas du tout étudiés

de grands éléments structuraux délimités tels que les bombements, les cuvettes ,les

fossés ou leurs zones bordières, versants monoclinaux étendus des régions de plates-formes,

ainsi que les bassins intra-montagneux, les zones marginales des régions plissées en contact avec

le socle et les sédiments.

Les étages structuraux profonds

Les recherches régionales sont menées dans le but d‘étudier les traits généraux, en particulier,

l‘architecture géologique profonde des territoires choisis, d‘un élément tectonique concret ou

d‘un étage structural, et ainsi que pour l‘appréciation de la possibilité pétrolifère et gazière.

Ici, les études sismiques à deux dimensions sont mises en œuvre. Cette deuxième étape est

réalisée vers la deuxième année et peut durer deux ans de plus.


~ 45 ~

IV.4. ETUDES DETAILLEES

Après à peu près quatre années d‘exploration, il est à présent temps de pousser les

travaux de recherche et d‘investir dans des études plus détaillées compte tenu des résultats

obtenus des recherches antérieures. On peut donc effectuer une étude sismique 2D plus détaillée

et même opter pour une modélisation à 3D. La totalité de ces travaux peuvent prendre deux ans

aussi. A ce stade, on choisit en guise d‘objet d‘investigation les zones déterminées au cours des

travaux régionaux ou selon lesquelles dans les données fragmentaires se cachent des pièges

sédimentaires et structuraux. Il s‘agit de déterminer la forme structurale ou sédimentaire propice

à la formation des gisements dans un premier cas. On vise alors sur une étude plus détaillée que

possible de l‘architecture. La réalisation de forage de puits de reconnaissance sur les locaux

limités peut également aider à avancer.

On peut cependant inclure des opérations de carottage lors de l‘établissement du

programme de forage. Nous allons voir rapidement ci-dessous quelques détails sur la technique

du carottage :

Principe du carottage :

C‘est une opération qui consiste à prélever un échantillon de roches de forme

cylindrique obtenu au moyen d‘une technique spéciale de forage. Sa réalisation se fait par voie

mécanique, son prélèvement se fait par désagrégation au forage destructif conventionnel de la

partie de la roche située à la périphérie du trou. La partie centrale est laissée intacte pour

constituer l‘échantillon recherché. Mais il y a aussi le carottage latéral dont le prélèvement se fait

sur les parois latérales du trou, cette autre méthode se fait par voie diagraphique utilisant une

sonde spéciale conçue à cet effet appelée « Sidewall Coring » notée SWC.

Avantages et inconvénients de cette méthode :

Le principal avantage par rapport aux autres méthodes d‘investigations réside à ce que

les carottes sont des échantillons intacts analysables de suite. Le carottage maintient les roches à

son état initial naturel, peut laisser une contamination par la boue mais à moindre degré. Cette

technique permet alors l‘étude directe des carottes, les propriétés recherchées sont déterminées à

leur juste valeur.

En outre, son inconvénient majeur est son coût très onéreux à cause des matériels

(couronne et carottier) et des facteurs temporels. Ce dernier s‘explique par le fait que pour une

bonne récupération de carottes, on se doit de prendre des précautions particulières afin de réduire

les vibrations du train de carottage, donc réduire la vitesse de creusement. Puis, la récupération


~ 46 ~

de la carotte nécessite aussi une manœuvre de remontée et de descente du train, donc constitue

un temps mort. De plus, il faut aléser les intervalles carottés avant de faire un forage destructif.

La photo suivante représente une carotte prête pour être analyser au scanner pour avoir sa teneur

en hydrocarbures :

Source : Planète-énergie

Photo 1: Scanner de carotte

Les principaux résultats attendus lors de cette étape de prospection sont de:

Préciser l‘architecture de l‘aire d‘étude et identifier les pièges

Dégager les horizons pétrolifères et gaziers productifs et leurs perspectives

Déterminer les propriétés des roches magasins

Déterminer les propriétés physico-chimiques et la composition du pétrole et du gaz,

ainsi que toute autre information nécessaire pour le forage

La découverte possible de nouveaux champs et gisements de pétrole et de gaz sur les champs

déjà découverts permettront d‘apprécier géologiquement et économiquement les gisements

établis. Cela expliquera le bien-fondé de l‘exploration du gisement découvert en vue d‘une

exploitation commerciale future.


~ 47 ~

IV.5. ETUDES DE ZONE D’INTERET

Il est question dans cette étape de rassembler toutes les données acquises pendant les

travaux exécutés précédemment afin de connaître l‘emplacement idéal pour les forages

d‘exploration ou même des séries de forage. Une fois, les travaux entrepris, la combinaison des

résultats obtenus avec ceux des imageries sismiques 3D, on pourra se faire une idée de

l‘estimation du gisement. Notons que pendant la phase d‘exploration, on effectue deux types de

forage : le forage préliminaire ou forage d‘exploration, et le forage de délinéation. Le premier

type marque le début de l‘exploration proprement dite, ce premier est appelé « wild cat » et

permet l‘étude de la structure. Quant au second, ce forage de délinéation est consacré

spécialement à l‘étude du gisement et à la nature exacte du fluide de formation.

Cette étape est la dernière étape effectuée avant la préparation pour le développement et

l‘exploitation du gisement.

DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre V : Méthodes géophysiques

~ 48 ~

Chapitre V: METHODES

D’INVESTIGATIONS GEOPHYSIQUES

La géophysique permet d‘étudier les couches profondes du sous-sol. Dans les travaux

de prospection du pétrole et du gaz, les méthodes de prospection géophysique sur le terrain sont

principalement utilisées pour l‘étude du modèle tectonique des dépôts stratifiés ; et pour

l‘appréciation de la composition matérielle de ses lithologies.

Ces méthodes se basent sur l‘étude et l‘analyse des champs physiques, à titre d‘exemple les

champs gravitationnel, magnétique, thermique, électrique et d‘oscillation élastique, qui, par leur

différence, reflètent les variétés de l‘arrangement de l‘écorce terrestre et de leurs structures

géologiques.

Pour cette opération, on distingue deux types de champs :

Les champs naturels qui sont des champs indépendants de l‘action de l‘homme, c‘est-

à-dire, engendrés normalement par les phénomènes se déroulant au sein de l‘écorce terrestre ou

du globe terrestre. Les méthodes d‘investigations géophysiques qui se fondent exclusivement sur

ces champs se constituent de la gravimétrie, la prospection magnétique, la radiométrie, et puis

partiellement les méthodes électrique et géothermique.

Les champs artificiels étant créés au moyen de procédés relativement techniques. C‘est

sur leur base d‘utilisation que se sont fondées la sismique et la méthode électrique. Elles font

appel aux courants continu et alternatif suivi de l‘étude du champ thermique provoqué. Le

pouvoir discriminateur de ces méthodes de champs artificiels est en général supérieur, mais

nécessitent beaucoup plus d‘investissements onéreuses suite à leur complexité par rapport aux

champs naturels. Néanmoins, elles donnent principalement plus de détails pour des

investigations précises d‘une région bien déterminée.


~ 49 ~

V.1. PROSPECTION GRAVIMETRIQUE [5][24][25]

La prospection gravimétrique est une méthode géophysique qui cherche à déterminer,

d‘après les perturbations du champ de pesanteur entre les différents points de la surface du sol, la

répartition probable, dans le sous-sol, des diverses formations caractérisées par leurs densités.

V.1.1. Fondement de la méthode

La gravimétrie se fonde sur l‘étude des anomalies du champ de pesanteur à la structure

terrestre. L‘inégale distribution des masses du globe est la cause de ces variations.

La localisation des zones structurales sur la base de données gravimétriques ne s‘avère possible

que grâce à l‘inégalité de densité de ces structures. La différence d‘enfouissement des

discontinuités de densités, c‘est-à-dire des surfaces de séparation entre les masses de roches

hétérogènes sont suffisamment grandes, a engendré cela. L‘intensité de la pesanteur est

directement liée à l‘attraction subite par l‘instrument de la part de diverses parties du globe,

compte tenu de la force centrifuge due à la rotation.

V.1.2. Principes de base [1]

La principale base de la gravimétrie est sur les lois de gravitation universelle de

Newton :

Deux particules de masse m1 et m2 séparées par une distance r1 sont attirées l'une vers l'autre par

une force F telle que :

où G est la constante de gravitation universelle G = 6,67.10-11

N m2 / kg

2

Il faut appliquer une force F à une masse m pour lui faire subir une accélération a. Ceci se traduit

par la relation : F = m a

L'accélération d'une masse m à la surface du sol s'exprime donc par :

avec MT est la masse de la terre MT = 5,977. 1024

kg

RT le rayon moyen de la terre RT = 6370 km

g l‘accélération de la gravité g = 9,81 m/s2

La pesanteur se mesure par l‘accélération g dont l‘unité est le gal avec :


~ 50 ~

V.1.3. Données gravimétriques

V.1.3.1. Corrections [1]

Afin d'obtenir les variations du champ gravitationnel dues à des causes géologiques, il

est nécessaire de corriger les lectures données par le gravimètre de toutes les autres causes

extérieures pouvant les influencer (dérive de l'appareil, marée, ellipticité de la terre . . .).

L‘anomalie de Bouguer, par exemple, peut se formuler comme suit :

1- Correction de dérive de l‘appareil

2- Correction de latitude ∆L = 0.081 sin 2ᵠ mgal/100m

3- Correction d‘altitude ∆h = 0.3086 h mgal/m

4- Correction de plateau ∆B = - 0. 04191ρBh mgal/m

5- Correction de terrain ∆T

où h est positif si la station est au-dessus du référentiel et négatif en-dessous

et ∆g observée = g observée – g ref

V.1.3.2. Levé gravimétrique

Une équipe de gravimétrie devrait être composée au moins de deux personnes :

l'opérateur du gravimètre et son aide. Ce dernier pourrait, lorsque les conditions de terrain ne

sont pas trop difficiles, faire les calculs nécessaires à l'obtention de la carte de Bouguer. Le

véhicule devrait avoir les qualités suivantes: être tout terrain et avec treuil, et fiable.

Pour le nivellement, il ne faut pas oublier que pour une précision de 0.01mgal, il faut connaître

l'élévation à plus ou moins 3 cm pour la correction air libre et 9 cm pour la correction de plateau.

Il faut repasser à un point de contrôle à toutes les 3-4 heures. Le cheminement employé dépend

du terrain sur lequel les mesures sont prises et le temps requis pour faire ces mesures. Le plus

important est d'établir un bon réseau de stations de base. Sur une grille traditionnelle

d'exploration, on établira les stations de base sur la ligne de base ou sur une des lignes de

rattachement.

Les levés gravimétriques permettent de faire le tracé de cartes à l‘échelle de :

1 gal = 1 cm/s2

= 102m/s

2

1 mgal = 10-3

gal = 10-5

m/s2


~ 51 ~

- 1 : 25000 et 1 : 100000 pour des études détaillées

- 1 : 200000 pour des levés généraux

- 1 : 500000 et 1 : 1000000 pour les travaux de reconnaissance

V.1.3.3. Résultats fournis

L‘objet principal de cette technique est de mesurer l‘intensité de la pesanteur en un

point donné et d‘exploiter les résultats effectués en un grand nombre de station.

L‘exploitation de ces mesures a conduit aux résultats suivants :

Fournir des informations sur les structures géologiques (région bien limitée)

Déterminer la forme d‘ensemble du globe terrestre (vaste région)

Ainsi, on peut dire que cette méthode participe directement à la découverte des minerais denses

ou au contraire à des cavités, mais aussi indirectement à la recherche du pétrole. Dans le cas de

ce dernier, on cherche des structures pièges ou à connaître l'épaisseur des sédiments ou d'un

bassin. Rappelons que le pétrole a été découvert dans des anciennes formations récifales de

calcaire et on s'intéresse à connaître leur signature en gravité. Ceci n'est possible que s'il y a

contraste de densité entre la formation récifale et les roches sédimentaires qui l'entourent. En

effet, pour l‘exploration pétrolière, le but est d‘avoir une idée des mouvements du socle cristallin

ou ceux des couches moins profondes.

V.1.4. Evolution technologique de la gravimétrie

V.1.4.1. Gravimétrie terrestre statique

Les mesures gravimétriques réalisées à la surface de la Terre donnent accès à la

pesanteur terrestre avec une résolution directement fonction de la densité des points de mesure.

Dès la fin de la seconde guerre mondiale, les développements technologiques ont suscité des

progrès considérables en instrumentation marqués par l‘apparition de gravimètres portables de

grande précision. Il s‘agit d‘un instrument qui mesure l‘intensité de la pesanteur (gravimètre

scalaire), soit par sa valeur absolue, soit par la variation de cette dernière depuis un point de

mesure pris comme référence.

Pour cette technique, on a recours à :


~ 52 ~

un gravimètre relatif à peson dont la précision est de 10-2

mgal. Le peson à ressort

utilisé est sensible aux variations de l‘intensité de la pesanteur. Une telle précision nécessite

cependant la correction des mesures d‘une dérivée temporelle inhérente au capteur.

un gravimètre relatif dit cryogénique permet de réaliser les mesures des variations

temporelles de la pesanteur en des points fixes. C‘est un instrument à très faible dérive

temporelle, de l‘ordre du microgal par an.

des gravimètres balistiques sont essentiellement utilisés pour les mesures de la valeur

absolue de l‘intensité de la pesanteur. Ces derniers possèdent une chambre à vide dans laquelle

un corps pesant est susceptible d‘effectuer un mouvement de quasi chute libre.

À l‘origine, les gravimètres balistiques étaient particulièrement encombrants et donc plutôt

destinés aux points gravimétriques fondamentaux et aux mesures des variations temporelles de la

pesanteur. Cependant, une version transportable de ce gravimètre a été mise au point par la

société américaine Micro-g sous le nom d‘A10.

Ainsi, la gravimétrie terrestre statique permet de mesurer l‘intensité de la pesanteur

terrestre avec une précision ultime d‘un microgal, mais uniquement sur les régions accessibles.

En réalité, la densité en points de mesure gravimétrique est extrêmement variable à la surface de

la Terre où certaines régions d‘accès difficile telles les chaînes de montagnes, les zones

volcaniques, les déserts, les zones à végétation dense (forêt amazonienne) sont complètement

vierges de toutes mesures gravimétriques.

Photo 2: Gravimètres terrestres statiques


~ 53 ~

V.1.4.2. Gravimétrie terrestre mobile

La gravimétrie mobile consiste à mesurer la pesanteur depuis un véhicule en

mouvement tel une automobile, un bateau ou un avion. Dans ce cas, on utilise un capteur

d‘accélération (accéléromètre). En effet, un capteur d‘accélération ou accéléromètre est un

dispositif de mesure de l‘intensité de l‘accélération du mobile sur lequel il est monté dans une

direction particulière appelée direction sensible. Un accéléromètre, qui peut être un gravimètre

classique, embarqué à bord d‘un véhicule en mouvement ne peut distinguer l‘accélération

gravitationnelle de la Terre des accélérations propres du véhicule induites par le mouvement. En

réalité, un accéléromètre mesure une accélération de rappel « specific force » qui correspond à la

différence entre l‘accélération totale du véhicule et l‘accélération gravitationnelle de la Terre. Un

système de gravimétrie mobile doit donc comporter, outre un ou plusieurs accéléromètres, un

dispositif de mesure de l‘accélération du véhicule par rapport à un référentiel inertiel et un

dispositif de détermination de l‘attitude du véhicule. Ces mesures complémentaires permettent

alors de séparer l‘accélération gravitationnelle de l‘accélération totale.

Compte tenu de son évolution, on a pu distinguer :

Installation d‘un gravimètre relatif à peson sur une plate-forme mécanique stabilisée

conçu pour les systèmes d‘opérations offshore et aérienne. Il suffit alors de compléter

l‘instrumentation par un système de positionnement pour obtenir, par double différenciation,

l‘accélération totale du véhicule. Ce type de système fut employé lors des premières mesures de

gravimétrie aéroportée dans les années 60, avec un radar altimétrique pour assurer le

positionnement vertical de l‘avion.

les systèmes de gravimétrie mobile scalaire composés par un gravimètre relatif monté

sur une plate-forme stabilisée couplée à une centrale inertielle de navigation et/ou un récepteur

GPS pour assurer le positionnement. La plate-forme mécanique peut être remplacée par une

plate-forme électronique liée rigidement au gravimètre dans laquelle les données des

accéléromètres et des gyromètres sont utilisées pour ramener les mesures réalisées in situ dans la

direction verticale.

La résolution et la précision des données de gravimétrie marine et de gravimétrie aéroportée

dépendent fortement des conditions de mesure (vitesse du porteur, bathymétrie et état de la houle

pour une acquisition marine ; altitude de vol, état des turbulences pour une acquisition

aéroportée), de la qualité de l‘estimation des accélérations induites par le mouvement, ainsi que

des procédures de filtrage destinées à minimiser l‘effet du bruit de mesure.


~ 54 ~

Cette évolution a permis d‘estimer les trois composantes de l‘accélération de la

pesanteur et non plus l‘intensité seulement. Aussi, il est possible de construire son propre

système inertiel en utilisant les gyromètres et les accéléromètres de son choix. Grâce aux progrès

effectués, les nouvelles technologies ont pu conduire à une instrumentation plus légère et plus

facile à mettre en œuvre tout en cherchant à minimiser les coûts.

V.1.4.3. Gravimétrie spatiale

Toute variation spatiale ou temporelle de la gravité perturbe sensiblement la trajectoire

d‘un satellite artificiel en orbite autour de la Terre. Dès lors, la mesure des perturbations d‘orbite

par des techniques de poursuite telle la télémétrie laser, permet de reconstituer les variations de

gravité qui résultent de la structure interne réelle de la Terre. La trajectoire du satellite est

déterminée par ailleurs grâce à l‘orbitographie, ce qui permet de connaître la hauteur du satellite

par rapport à un ellipsoïde de référence. La différence entre cette hauteur et la distance entre le

satellite et l‘océan correspond à l‘ondulation de l‘océan par rapport à l‘ellipsoïde de référence.

Une fois corrigée des phénomènes de marées et de la contribution des grands courants

océaniques issue des modèles océanographiques, cette ondulation instantanée est transformée en

une ondulation moyenne des océans qui correspond à l‘ondulation du géoïde marin. La mise en

œuvre de l‘altimétrie satellitaire a permis de cartographier le champ de gravité terrestre sur les

océans avec une précision comprise entre 4 et 10 mgal et le géoïde avec une précision inferieure

au mètre. La résolution spatiale atteinte par cette technique se situe entre 5 et 10 km, soit une

progression d‘un ordre de grandeur par rapport à la technique des perturbations d‘orbite.

En cette première décennie du 21e siècle, la gravimétrie spatiale connaît un essor sans

précédent grâce à la programmation de trois missions spatiales successives dédiées à la gravité

terrestre. La première mission dénommée CHAMP (CHAllenging Minisatellite Payload for

geoscience and application) a été lancée le 15 juillet 2000 par l‘Agence Spatiale Allemande

(DLR, Deutsches Zentrum für Luftund Raumfahrt) sur proposition du centre de recherche de

Potsdam (GFZ, Geo-ForschungsZentrum). La deuxième mission dénommée GRACE (Gravity

Recovery and Climate Experiment) a été lancée le 16 mars 2002 pour une durée de cinq ans

extensible. La troisième mission spatiale dénommée GOCE (Gravity field and steady state Ocean

Circulation Explorer mission) devrait être lancé en 2008 par l‘Agence Spatiale Européenne

(ESA). Les résolutions spatiales des modèles de champ de gravité terrestre ou du géoïde

combinant les données de CHAMP, GRACE et l‘altimétrie satellitaire atteignent couramment


~ 55 ~

130 km pour le champ statique et 485 km pour les variations mensuelles du champ. L‘apport des

données de GOCE devrait conforter et améliorer ces résolutions.

De nos jours, il est possible de visionner ces images satellites qui offrent une vue

globale des anomalies gravimétriques accessibles sur Google Earth et dont la précision

mentionnée est de 20 mgal.

V.2. PROSPECTION MAGNETIQUE [18]

Les minéraux magnétiques, la magnétite, la pyrrhotite et l‘ilménite, ont une large

distribution un peu partout dans la croûte de la terre. Ils forment des constituantes importantes de

certains gisements de minéraux économiques. De nombreuses formations géologiques auront,

grâce à leur contenu des minéraux magnétiques, un comportement comme des grands aimants

enterrés, et auront un champ magnétique associé avec eux.


La méthode utilisant le magnétisme se fonde sur l‘étude des anomalies des champs du

géomagnétique engendrées par les différentes propriétés magnétiques des roches de l‘écorce

terrestre. Elle consiste à mesurer les valeurs que prennent, à la surface du sol, le champ

magnétique terrestre total ou l‘une de ces composantes.

V.2.2. Principes de base

La prospection magnétique est basée sur le champ magnétique et la susceptibilité

magnétique des minéraux. La méthode consiste à chercher et localiser les roches, formations et

gisements en se basant sur des anomalies magnétiques. Le champ magnétique terrestre ressemble

au champ d‘un grand aimant en barre situé près du centre de la terre. Cet aimant a un diamètre

d‘à peu près un tiers du diamètre de la terre en longueur et il est légèrement incliné par rapport à

l‘axe de rotation de la terre. Le champ magnétique ou les lignes de la force magnétique font des

courbes de pôle en pôle à travers la terre et l‘espace.


~ 56 ~

Figure 13: Champ magnétique terrestre

L‘intensité du champ magnétique de la terre varie à travers le monde, et elle est la plus

élevée aux pôles magnétiques et la plus basse à l‘équateur magnétique. L‘unité d‘intensité

magnétique qui est globalement acceptée est le Tesla. Ceci est trop grand pour les fins pratiques

et le (nT), c‘est à dire une milliardième d‘un Tesla, est utilisé dans la prospection magnétique. Le

nanotesla n‘a été remplacé que récemment par le gamma (γ).

1 gamma = 1 nanotesla = 1×10-9

Tesla.

La présence de minéraux magnétiques dans des roches et des masses minéralisées économiques

provoque des déviations d‘envergure différentes dans le champ terrestre normal et fournit la base

pour la méthode magnétique de prospection.

Les anomalies magnétiques dans le champ magnétique de la terre sont provoquées par deux

types de magnétisme, le magnétisme induit et le magnétisme rémanent (permanent). Le

magnétisme induit d‘une masse est orienté dans la même direction que le champ terrestre actuel,

tandis que le magnétisme rémanent n‘est pas forcément orienté dans la même direction et peut

même s‘opposer au champ terrestre. Si l‘on pourrait enlever le champ de la terre le magnétisme

induit disparaîtrait mais le magnétisme rémanent resterait. Ceci est le résultat du fait que le

champ terrestre, au moment où les roches étaient magnétisées, avait une orientation différente à

celle du champ actuel.

Le champ géomagnétique anomal est traduit sur les courbes d‘égales valeurs du vecteur intensité

∆T, de ses composantes horizontale ∆H et verticale ∆Z.


~ 57 ~

V.2.3. Levées magnétiques

Les anomalies peuvent être grandes ou petites et pourraient être soit une augmentation,

soit une diminution du champ de la terre et dépendront de la profondeur d‘enterrement, le degré

et la direction de la magnétisation et l‘attitude de la formation relative à l‘orientation du champ

de la terre à ce lieu.

Les magnétomètres sont des instruments dont on se sert pour mesurer le champ magnétique et,

grâce à leur sensibilité et portée, peuvent mesurer non pas uniquement les changements de

champ entre deux types de roche n‘ayant que de petites différences en teneur magnétique, mais

aussi l‘anomalie proéminente d‘un dyke de dolérite ou l‘anomalie très grande au-dessus d‘un

gisement de minerai de fer magnétique. La valeur obtenue est soustraite de la valeur du champ

magnétique de référence mesurée à une station de référence au même instant. Cette différence est

le reflet de la déformation des lignes de champ au point de mesure (la déformation de ces lignes

de champ étant due à la présence de failles, de filons, de minéraux magnétiques, de bassins, de

corps magnétiques, etc.).

On se sert des levés magnétiques pour localiser et pour délimiter:

Des gisements de minerais de fer magnétique.

Des gisements de minerais métalliques qui pourraient avoir soit de la magnétite, soit de

la pyrrhotite soit de l‘ilménite associée avec le minerai.

Des zones riches en magnétite qui pourraient avoir une association quelconque indirecte

avec un gisement métallique (« marker zones »).

Des structures géologiques qui pourraient indiquer la présence d‘un piège de pétrole ou

de gaz ou qui pourraient avoir influencé le dépôt et la concentration des minéraux économiques.

Des dykes magnétiques qui forment souvent une barrière pour l‘accumulation de l‘eau

souterraine.

Des failles.

Des restes archéologiques.

Les levés magnétiques fournissent aussi une assistance très précieuse à la cartographie

géologique et peuvent apporter des données qui sont utiles pour l‘Ingénieur civil.


~ 58 ~

La console électronique du magnétomètre fournit le courant

pour la bobine en forme d‘une impulsion et dispose, en même

temps, de l‘instrumentation électronique pour mesurer et

enregistrer le champ magnétique de la terre directement en

nanoteslas sur un écran numérique. La bobine (détecteur) est

généralement séparée de la console et reliée avec elle par

câble, ce qui assure qu‘elle est éloignée d‘une influence

magnétique quelconque en provenance de la console et de

l‘opérateur.

V.2.4. Evolution technologique de la méthode magnétique

V.2.4.1. Magnétisme au sol

a. Magnétomètres à protons

Les magnétomètres typiques pour des opérations de terrain sont ceux portables. C‘est l‘opérateur

lui-même qui porte un détecteur, souvent monté sur un tringle, ou dans un sac à dos. Les

enregistrements se font le long d‘un profil ou grille. Pour les grilles détaillées les considérations

les plus importantes sont la longueur des lignes, l‘orientation des lignes, l‘espacement des lignes

et l‘espacement des stations. La disposition sera généralement la même pour toutes les méthodes

de prospection utilisées pour la zone en question (méthodes géophysiques aussi bien que

l‘échantillonnage des sols et la cartographie géologique). Les lignes seront démarquées aux

intervalles convenables avec des piquets en bois (éviter des piquets métalliques pour les raisons

évidentes). L‘orientation des lignes sera, dans la mesure du possible, perpendiculaire à

l‘orientation connue ou déduite de la géologie afin d‘assurer la meilleure résolution des corps

quelconques enterrés.

Le détecteur du magnétomètre à protons consiste en un conteneur de liquide riche en protons,

généralement le kérosène (la paraffine), autour duquel une bobine de fil électrique est enroulée.

Les protons agissent comme des petits aimants rotatifs. Un courant est passé dans la bobine, ce

qui crée un fort champ magnétique qui fait aligner tous les axes de rotation dans la direction de

ce champ. Le courant est coupé et les axes de rotation oscilleront autour de la direction du champ

terrestre et induiront ensemble un voltage oscillant dans la bobine.

A) Détecteur au bout du tringle

B) Détecteur dans le sac à dos


~ 59 ~

b. Magnétomètres de sondage

Le type le plus efficace de magnétomètre de forage est le magnétomètre à trois éléments qui

mesure le champ magnétique le long de trois directions qui sont mutuellement perpendiculaires.

Un élément de mesure est généralement orienté dans la direction du puits de forage, un deuxième

est horizontal et le troisième est perpendiculaire aux deux autres. Les mesures du champ

magnétique détecté par chaque élément sont enregistrées aux intervalles discontinus le long du

forage. Comme on connaît maintenant la direction et la grandeur du champ et sa magnitude pour

chacun des trois éléments, le vecteur résultant du champ dans l‘espace pourrait être obtenu,

pourvu que la direction du forage et son pendage soit connus. Des mesures du champ

magnétique détecté par chaque élément sont enregistrées aux intervalles discontinus le long du

forage. Les vecteurs obtenues à partir des enregistrements se trouvent dans l‘espace 3-

dimensionnel.

V.2.4.2. Magnétisme spatial ou aéroporté

La majeure partie des opérations spatiales est réalisée efficacement à partir d‘un avion. Le

détecteur est monté sur un pylône ou tracté en arrière par câble. Cet appareil volant survole le

long des lignes parallèles à une altitude constante (lignes de contrôle aux intervalles). Le

principal avantage est de permettre à des grandes superficies, éventuellement difficiles d‘accès,

d‘être levées rapidement et à moindre coût que par lever au sol.

Pour effectuer un levé magnétique, les instruments de bord requis sont : 1 à 4 magnétomètres, un

GPS, un enregistreur numérique, un altimètre radar ou laser et un baromètre. L‘espacement entre

les lignes de vol est déterminé par la cible et la géologie, tandis que l‘espacement des lignes de

contrôle est plus ou moins 10 fois celui de ces dernières. Les traversées entre ces deux lignes

doivent être à une même altitude.

Les magnétomètres à vapeur de Césium sont le type le plus souvent mis en œuvre pour les levées

aéromagnétiques. Un détecteur césium fournit, en pratique, des sorties qui sont essentiellement

continues. En combinaison avec l‘électronique requise, il peut opérer à une résolution allant

jusqu‘à 0.001 nT, à un taux d‘échantillonnage de 10 mesures par seconde ou mieux, au travers

d‘une portée de 20,000 à 100,000 nT. Les magnétomètres peuvent être installés dans des

aéronefs à voilure fixe ou dans les hélicoptères, dans une configuration ―stinger‖ (aiguille) ou

―towed bird‖ (oiseau tracté) et, en plus de mesurer le champ magnétique total, peuvent servir

pour prendre des mesures verticales, transversales et/ou des mesures de l‘inclinaison

longitudinale en mettant en œuvre deux détecteurs.


~ 60 ~

V.2.4.3. Prospection magnétique en mer

La prospection magnétique en mer est en général réalisée à l'aide d'un poisson remorqué par un

bateau, contenant un magnétomètre. C'est le cas avec le Système Magnétomètre Marin (SMMII)

de Thomson Marconi Sonar. Ce système permet de repérer la présence de corps ferreux qui

modifient le champ terrestre local (anomalies). L'information recueillie peut donner, après

traitement, plusieurs informations intéressantes, comme la masse de fer, la profondeur

d'enfouissement, etc...

Source http://forumbachelor.free.fr/gma/GMA1/index.php?page=16

Figure 14: Coupe transversale d'un poisson équipé d'un magnétomètre

V.2.4.4. Susceptibilitémètres

Les susceptibilitémètres mesurent la susceptibilité (k) des roches. On peut faire ces mesures avec

des petits instruments portables sur des affleurements des roches ou avec des instruments plus

grands et plus précis dans un laboratoire sur des échantillons de roche, de préférence les carottes

de forage.

L‘opération est facile. L‘instrument est mis en marche et, avec aucun échantillon dans le porte-

échantillon le cadran est tourné jusqu‘à ce que aucun bruit ne soit entendu dans les écouteurs,

soit jusqu‘à ce que l‘aiguille de l‘instrument soit à zéro. L‘échantillon est placé dans le porte-

échantillon et on entend un son dans les écouteurs ou l‘aiguille bouge. Le cadran est tourné

encore une fois jusqu‘à ce que aucun bruit ne soit entendu dans les écouteurs, soit jusqu‘à ce que

l‘aiguille de l‘instrument soit à zéro. La différence entre les deux mesures est une mesure de

susceptibilité. Afin d‘obtenir la vrai susceptibilité l‘enregistrement est converti à l‘aide d‘un

facteur fourni par le fabricant dans la forme d‘un tableau. Les instruments plus modernes

fournissent un affichage numérique direct en unités de susceptibilité. Les petits instruments

utilisés sur le terrain fournissent les affichages directs sans devoir manipuler le cadran, mais ils

sont moins précis que les instruments de laboratoire. Ils sont, pourtant, très utiles pour obtenir


~ 61 ~

une idée de la différence en susceptibilité entre les différents types de roches rencontrées sur le

terrain.

Les susceptibilitémètres peuvent être gradués soit en unités c.g.s. (autrefois), soit en unités SI,

soit en "kappa" (récemment).

V.3. PROSPECTION ELECTRIQUE [10]


Les propriétés physiques des roches et des minéraux ayant la faculté de conduire le

courant électrique est très variable. Le géophysicien s‘intéresse donc aux propriétés électriques

des sols et roches car, comme par exemple la densité ou la susceptibilité magnétique, elles

permettent de caractériser et d‘imager le sous-sol. Les propriétés électriques peuvent être

mesurées de plusieurs façons. Les méthodes de prospection électrique permettent de juger sur la

répartition des terrains de conductibilités électriques différentes dans l‘écorce terrestre.

V.3.2. Principes de base

Les objets de l‘investigation de la prospection électrique sont les roches et les assises

sédimentaires car leur résistance est infiniment grande : roches salifères, sulfate, carbonate ainsi

que les roches cristallines de sous-bassement.

Les trois propriétés suivantes sont la base fondamentale de ces méthodes électriques :

l‘activité électrochimique : base de la polarisation spontanée (P.S.)

la résistivité : facilité avec laquelle on peut faire passer un courant électrique dans la

roche

la constante diélectrique : capacité des roches à emmagasiner de l‘énergie et à la

restituer; à la base de la polarisation provoquée (P.P.).

La polarisation spontanée est causée par une activité électrochimique ou mécanique, soit

par : altération des sulfures, variation de la composition des roches aux contacts géologiques,

activité bioélectrique du matériel organique, corrosion; et gradients thermiques et pression dans

les fluides souterrains. C‘est une méthode de prospection très simple, on peut même la qualifier

de vieille méthode. Théoriquement, on peut faire des mesures de P.S. avec un équipement aussi

simple qu‘un voltmètre et deux électrodes. La polarisation est le potentiel mesuré entre une paire


~ 62 ~

d‘électrode en l‘absence d‘une source externe, c‘est un effet dû uniquement à l‘équipement qui

vient donc perturber la mesure. Le seul désavantage est le fait que l‘investigation est limitée en

profondeur à moins de 60 m (200‘). Par conséquent, la P.S. a un rôle mineur en exploration.

L‘interprétation est difficile ; dûe au caractère erratique des anomalies, et le rayon

d‘investigation est limité.

En ce qui concerne brièvement la deuxième propriété, elle consiste en la mesure du

potentiel électrique généré par l‘injection d‘un courant continu dans le sol. La résistivité

électrique est la propriété physique qui montre les plus forts contrastes en géophysique. On

distingue trois grandes classes de conducteurs :

– 108 – 1 Ωm : bon conducteurs,

– 1 – 107 Ωm : conducteurs intermédiaires,

– 107 – 1 : faibles conducteurs.

Dans les sédiments et roches sédimentaires, la résistivité est généralement plus faible. Plus ces

roches sont vieilles, tassées et profondes, plus la porosité diminue et la résistivité est élevée. Le

but de la prospection électrique est justement de permettre au géophysicien de se faire une image

de la structure et des hétérogénéités du sol.

Néanmoins, le passage d‘un courant électrique dans un sol s‘accompagne de processus

électrochimiques dont le caractère et l‘intensité dépendent directement des propriétés chimiques

et physiques du sol. Ceux-ci ont été engendrés grâce à une polarisation provoquée. Pour les

mesures P.P. en exploration, les sources doivent être puissantes car les distances entre électrodes

peuvent être grandes. Généralement, les données P.P. sont présentées sous forme de pseudo-

sections de résistivité apparente et de chargeabilité. La chargeabilité est le rapport entre la valeur

maximale de Vs sur le voltage observé. Son expression, notée m, ne contient aucun facteur

géométrique donc, idéalement, c‘est un effet des volumes. On utilise alors de génératrices

permettant d‘atteindre des puissances de 1 à 10 kW. Pour les mesures DC en environnement ou

en génie, les écartements entre électrodes sont plus modestes, et une batterie de voiture 12V est

suffisante pour alimenter la source de courant pendant une journée. Lors de levés P.P., on utilise

nécessairement un courant alternatif. Cependant, pour un levé de résistivité, il est possible

d‘utiliser une source de courant continu (DC) directement (par exemple une batterie de 12V).

L‘avantage de la source DC est qu‘on mesure la vraie résistivité DC.


~ 63 ~

V.3.3. Evolution de cette technique

V.3.3.1. Techniques basées sur l’utilisation des champs

électromagnétiques naturelles

Théoriquement, on peut faire des mesures de P.S. avec un équipement aussi simple

qu‘un voltmètre et deux électrodes. Cependant, afin de s‘assurer d‘une bonne qualité des

données, il faut compter sur un matériel approprié.

Ces méthodes s‘appuient sur l‘étude du champ d‘intensité variable du courant dont la nature est

en relation avec l‘activité du rayonnement solaire et les phénomènes électromagnétiques de

l‘intérieur de la Terre.

a. Méthode des courants telluriques

Les courants telluriques d'origine naturelle sont des courants électriques qui circulent dans de

larges couches partout dans la croûte de la terre. La densité de courant à l'intérieur de ces

couches est une fonction de la résistivité des formations portant les courants. Les courants

telluriques à fréquences plus élevées sont présents près de la surface, alors que ceux à fréquences

plus basses se trouvent plus profondément dans la terre. Elle permet de reconnaître la profondeur

du socle cristallin, en général, moins conducteur que les roches sédimentaires. Pour cela, on

utilise les courants induits dans le sol par des fluctuations de l‘ionosphère. Les observations

obtenues lors de la méthode tellurique sont portées sur des cartes et des profils d‘intensité

moyenne de courant. La précision de cette méthode est d‘autant plus grande quand elle est

associée à d‘autres méthodes comme la gravimétrie, le carottage,…

b. Méthode magnétotellurique

Elle utilise l‘enregistrement simultanément des différences de potentiel aux extrémités de deux

lignes électriques perpendiculaires et des composantes magnétiques associées. C‘est une

technique très répandue en physique du globe et pour la recherche des sites qui se prêtent à des

exploitations géothermiques.

Prise de mesure :

Il existe deux façons principales de prise de mesures : la configuration du gradient et la

configuration à base fixe.

Pour la première, la paire d‘électrodes se déplace simultanément, d‘un point de mesure à en

général des mesures le long d‘une ligne pour ainsi obtenir un profil. Plusieurs profils parallèles

les uns aux autres permettront de couvrir une surface donnée. Cette méthode présente l‘avantage


~ 64 ~

d‘être rapide. Les désavantages sont qu‘il faut additionner toutes les valeurs pour obtenir V, les

erreurs de zéro s‘additionnent et il faut veiller à garder toujours la même polarité des ´électrodes.

La configuration à base fixe consiste à ne déplacer qu‘une électrode tout en gardant l‘autre fixe.

L‘électrode mobile est déplacée de façon à couvrir la surface d‘investigation. Les avantages sont

que la lecture est directe puisque les mesures sont faites avec une même référence, et les erreurs

de zéro entre les deux électrodes ne s‘accumulent pas. Le désavantage principal est qu‘on doit

manipuler des fils pouvant être très longs. Actuellement, les systèmes d‘acquisition modernes

permettent de relier un réseau d‘électrodes à l‘instrument et d‘effectuer rapidement nos mesures.

Le Petro-Sonde est, par exemple, un instrument électrotellurique qui mesure les variations dans

la terre de champ électrique (commercialisé par Géophysique Internationale de Dallas, au Texas)

et est de loin le plus avancé outil d‘étude du courant tellurique sur le marché. Il offre un niveau

impressionnant de la résolution et de l'information. La Petro-Sonde a été utilisée dans des

milliers d'enquêtes sur la dernière décennie et elle a subi de nombreux changements et

améliorations.

V.3.3.2. Techniques basées sur l’utilisation des champs créés

artificiellement moyennant le courant continu

Ce sont des méthodes appliquées au cours des investigations régionales et de

reconnaissance des structures favorables. Les méthodes de diagraphies, verticale et de dipôle,

fournissent de bons résultats lorsque les horizons repères électriques ont une haute résistivité, et

sont situées à des profondeurs relativement faibles. La prospection électrique n‘est généralement

pas employée lors des études détaillées.

L‘exploration par méthode à courant continu se fait de deux façons :

a. Sondages électriques : exploration verticale

Pour un sous-sol homogène et isotrope, il est possible de trouver la résistivité du milieu

en injectant du courant et en mesurant la différence de potentiel ∆V ainsi créé.


~ 65 ~

Figure 15: Illustration du principe de mise en œuvre d‘un sondage

Cette résistivité peut se traduit par la relation ci-dessous :

où K est un facteur géométrique du dispositif d‘électrode,

et où les unités sont : I = mA, V = mV, ρ=Ωm, distances en m.

Le principe général de cette technique se fait comme suit. Lorsqu‘on injecte un courant dans le

sol, les filets de courant pénètrent à une profondeur théoriquement infinie. Cependant, pour une

longueur de ligne AB constante, la densité de courant diminue avec la profondeur. Un corps

produit une distorsion des lignes équipotentielles d‘autant plus importante que la densité de

courant est forte. Donc, si le corps est profond, la ligne AB est grande. C‘est le principe des

sondages électriques : disposant d‘un quadripôle AMNB, on fait varier la longueur AB en

laissant le point O, centre de AB et de MN, fixe. On peut alors tracer la courbe représentative de

ρa en fonction de L = AB/2.

b. Profilage (traîné électrique) : exploration horizontale

Il s‘agit ici de déplacer un quadripôle AMNB de dimension fixe sur le site à explorer

comme le montre le schéma suivant :


~ 66 ~

Figure 16: Illustration du principe de mise en œuvre d‘un profil

A chaque station, on fait une mesure de I et de ∆V qui permet de calculer ρa qu‘on

affecte au centre du dispositif. Si les mesures se font sur une grande surface, on peut rapporter en

plan les mesures et tracer des courbes d‘équi-résistivité. Si les mesures se font sur une ligne, on

établit un profil de résistivité. Si plusieurs séparations sont utilisées, on peut tracer des pseudo-

sections. On obtient ainsi une représentation qualitative de la variation de ρa latéralement et en

profondeur.

Figure 17: Construction d‘une pseudo-section


~ 67 ~

Il est difficile de définir avec précision les profondeurs des tranches de terrain couvertes par un

traîné. Une anomalie sera détectée d‘autant plus facilement qu‘elle est électriquement bien

contrastée. S‘il y a fort contraste, que le corps est profond et qu‘on utilise un petit écartement

AB, le corps sera détectable. S‘il y a un faible contraste, que le corps est profond, qu‘on utilise

un petit AB, alors le corps reste invisible.

En prospection minière et pétrolière, l‘apparition de la P.P. a provoqué l‘utilisation accrue

des méthodes électriques en forage pour la caractérisation des gisements. Elles renseignent sur la

dissémination du minerai et donnent une idée de la distribution (mesures directionnelles). Par

ailleurs, les techniques de tomographie sont de plus en plus utilisées. Elles se font à partir de

deux ou plusieurs trous et permettent de reconstruire un modèle 2D ou 3D du sous-sol. Nous

nous étendrons un peu sur cela dans la suite ci-dessous.

V.4. DIAGRAPHIES [13]

En prospection pétrolière, les multiples mesures faites en forage permettent de bien

caractériser les réservoirs. Par méthodes combinées, on peut évaluer la porosité, la saturation, la

perméabilité, le contenu en hydrocarbures et la géométrie des structures. Ceci se fait à partir des

mesures de la résistivité, de densité, de la P.S., de la radioactivité naturelle, de la température et

de la pression.

V.4.1. Définition

Les diagraphies sont des techniques géophysiques mises en œuvre à l‘intérieur d‘un

forage. Elles servent à mesurer en place un paramètre physique caractéristique du terrain, avec la

meilleure résolution verticale possible. Elles sont complémentaires des techniques géophysiques

de surface qui, elles, permettent d‘obtenir des informations représentatives d‘importants volumes

de terrain mais avec une résolution moins fine. Cette technique est très développée dans

l‘exploration pétrolière et est connu sous le terme « logging ». Le résultat d‘une diagraphie se

présente donc sous la forme d‘une courbe « un log » dans un système de coordonnées où la

profondeur est indiquée sur un axe vertical orienté vers le bas et le résultat de la mesure

(résistivité, densité, vitesse d‘avancement...) est indiqué sur un axe horizontal.


~ 68 ~

Cependant, on distingue :

Diagraphie de radioactivité naturelle (RAN)

Diagraphie de résistivité

Diagraphie microsismique

Diagraphies gamma-gamma et neutron-neutron

V.4.2. Classification

Il existe deux grandes catégories de diagraphies :

V.4.2.1. Diagraphies instantanées

Elles sont réalisées pendant le forage : durant le processus même du forage, on réalise des

mesures dont le résultat est fonction de la profondeur de l‘outil de forage. Les diagraphies

instantanées sont soit l‘enregistrement des paramètres de forage, soit des diagraphies

géophysiques.

En voici quelques exemples :

La diagraphie de vitesse d‘avancement se trouve être la plus fréquemment utilisée, elle

donne une information sur les propriétés mécaniques du terrain traversé par le forage. Plus le

terrain est facile à forer, plus le forage peut se réaliser rapidement. Naturellement, cette vitesse

dépend aussi du type d‘outil, de la machine utilisée pour le forage et de la manière dont le foreur

règle sa machine. C‘est pourquoi, la diagraphie de vitesse d‘avancement doit être calibrée en

fonction du type de machine et d‘outil utilisés.

Un autre type de diagraphies instantanées, « diagraphies en cours de foration » connues

sous le nom de « measurements while drilling », est employé dans le domaine de l‘exploration

pétrolière et est actuellement en cours de mise au point pour la reconnaissance en génie civil.

V.4.2.2. Diagraphies différées

Elles consistent à mesurer depuis l‘intérieur du forage l‘une des grandeurs physiques

caractéristiques. Dans cette technique, on peut rencontrer des diagraphies qualifiées de

diagraphies légères et des diagraphies lourdes :

celles lourdes utilisent une source radioactive ; ce sont des diagraphies de radioactivité

provoquée. Le qualificatif « lourd » tient au fait qu‘elles sont complexes à mettre en œuvre, en

particulier à cause des problèmes de sécurité, et qu‘elles sont donc assez coûteuses, telles que:

— la diagraphie gamma-gamma, qui sert à mesurer la masse volumique des matériaux,

— la diagraphie neutron-neutron, qui sert à mesurer la teneur en eau.


~ 69 ~

Les diagraphies légères sont plus simples à mettre en œuvre et posent moins de

problèmes de sécurité. Nous citerons :

— la diagraphie de radioactivité naturelle ou gamma-ray ;

— la diagraphie de résistivité;

— la diagraphie microsismique.

L‘extrait suivant représente un exemple de trois diagraphies différentes réalisées sur un même

forage :

Source Technique de l’Ingénieur C225

Figure 18: Exemples de log

V.4.3. Principe général

Les diagraphies sont réalisées à partir d‘une sonde descendue dans le forage et reliée à

la surface du sol par l‘intermédiaire d‘un câble s‘enroulant autour d‘un treuil en passant par une

poulie posée sur un trépied à l‘aplomb du forage.

Généralement, le principe de toute diagraphie est à peu près pareil, et on peut retrouver les

matériels ci-dessous :

Un câble qui supporte le poids de la sonde pour pouvoir la faire descendre dans le trou.

Sa longueur doit être ajustée à la profondeur de l‘investigation avec une précision meilleure que

0,5%.


~ 70 ~

Un treuil doit pouvoir enrouler et dérouler le câble de manière continue à vitesse

régulée ; il peut également comporter un dispositif de mesure de la longueur du câble, sinon c‘est

la poulie qui porte un capteur « roue codeuse ».

Une poulie

Un outil numérique pour l‘enregistrement de l‘information


Figure 19: Schéma général d‘un matériel de diagraphie

V.4.4. Evolution de cette technique

V.4.4.1. Diagraphie de radioactivité naturelle ou gamma-ray

Cette technique de diagraphie met en évidence les matériaux plus ou moins radioactifs

naturellement et est la plus largement utilisée. Les seuls éléments radioactifs ayant une

concentration notable dans les matériaux naturels sont le potassium, l'uranium et le thorium. Pour

les formations sédimentaires on enregistre une radioactivité importante dans :

Les formations argileuses qui renferment du potassium (l‘argile est le matériau courant

le plus radioactif)

Les sels de potassium.

Les formations riches en matière organique peuvent contenir l'uranium.


~ 71 ~

Les formations détritiques contenant des feldspaths (potassium) ou enrichies en

minéraux lourds.

Les forages peuvent être noyés ou secs, tubés ou pas ; ils peuvent être de très faible diamètre

intérieur, puisqu‘il existe des sondes de diagraphies RAN de 2,5 cm de diamètre. Ainsi, la

diagraphie RAN peut être mise en œuvre dès la fin de la foration par l‘intérieur du train de tige

avant que celui-ci ne soit enlevé. Le résultat d‘une diagraphie de radioactivité naturelle se

présente toujours sous forme de courbe où la profondeur est portée sur l‘axe vertical et la

radioactivité mesurée, en nombre de coups par seconde(cps), est portée sur l‘axe horizontal.


Figure 20: Exemple de log gamma ray

V.4.4.2. Diagraphie de résistivité ou Lateralog

L‘appellation « Laterolog » a été déposée par la société de prospection électrique

Schlumberger. La diagraphie de résistivité est un complément aux campagnes de prospection

électrique de surface, en donnant des informations précises sur la répartition locale des

résistivités des matériaux en fonction de la profondeur ; on peut ainsi caler l‘interprétation des

mesures de surface en en levant les ambiguïtés. Il est préférable que le forage ne soit pas sec, car

le fluide de forage assure au mieux le contact électrique. Le forage doit être tubé, un seul tubage

plastique crépine est acceptable. La sonde de diagraphie de résistivité est un cylindre fait dans un

matériau isolant qui porte des électrodes en forme d‘anneaux métalliques.


~ 72 ~


Figure 21: Principe d‘une sonde de résistivité normale

Rappelons brièvement le principe technique de cette méthode : on envoie un courant d'intensité I

dans un milieu considéré à notre échelle comme isotrope et infini. Le courant se propage dans la

formation plus ou moins facilement en fonction de ses caractéristiques physiques. Le résultat

sera représenté sous la forme de deux courbes où la profondeur est indiquée sur un axe vertical et

la résistivité apparente en ohms-mètres sur l‘axe horizontal. (cf § VI.4.2 Figure 21)

V.4.4.3. Diagraphie microsismique

Cette diagraphie est connue sous le nom de « diagraphie sonique » ou aussi « diagraphie

acoustique ». Car en effet, la diagraphie sonique est un outil qui fournit l‘intervalle du temps de

passage d'une formation, désigné par ∆t, qui est une mesure de la capacité d'une formation de

transmettre des ondes sismiques. Géologiquement, cette capacité varie avec la lithologie et la

texture des roches, diminue le plus souvent avec une porosité efficace croissante. Ceci signifie

que cette méthode peut être employée pour calculer la porosité d'une formation et est très utile

pour l'exploration d'hydrocarbures.

C‘est une méthode très efficace pour une étude détaillée des massifs rocheux et pour la

détection de fractures. Pour ce faire, les forages ne doivent absolument pas être tubés pour

permettre le bon contact mécanique entre les sources sismiques, les capteurs et les formations.

Les forages peuvent ou non contenir un fluide.


~ 73 ~


Figure 22: Principe d‘une sonde microsismique

La sonde microsismique est constituée par trois éléments (une source sismique, deux

accéléromètres) reliés par des amortisseurs (silent block), qui maintiennent la structure de la

sonde mais empêchent les vibrations de se propager d‘un élément à l‘autre.

Ici, la mesure se fait point par point, la source devant être bloquée au forage pour chaque mesure.

Le résultat de la mesure est constitué de deux courbes : la profondeur des points de mesure est

portée sur l‘axe vertical et les vitesses relatives aux deux distances source-récepteur sont portées

sur l‘axe horizontal.

V.4.4.4. Diagraphies gamma-gamma et neutron-neutron

Ces techniques font partie des diagraphies de radioactivité provoquée, et elles

contribuent aussi à la connaissance géologique du terrain : nature, profondeur et épaisseur des

couches, fractures (caractérisées par une faible masse volumique et une forte teneur en eau).

Elles sont réalisées dans des forages non tubés. Notons qu‘il est interdit de laisser une source

radioactive dans le forage, il faut alors éviter de faire coincer la sonde.


~ 74 ~


Figure 23: Principe d‘une sonde gamma-gamma (ɤ-ɤ)


Figure 24: Principe d‘une sonde neutron-neutron (N-N)


~ 75 ~

Le principe de ces diagraphies est le même, mais avec les différences suivantes :

Tableau 8: Comparaison entre les diverses parties des sondes ɤ-ɤ et N-N

Parties de la sonde Diagraphie ɤ-ɤ Diagraphie neutron-neutron

Source de rayonnement Source de rayonnement

ɤ (Césium 137)

Plus la masse volumique

est forte, plus le rayonnement

s‘atténue

Source à neutrons

rapides (Américium-Béryllium)

Les atomes

d‘hydrogènes ralentissent le

rayonnement

Premier détecteur Distance avec la source :

20cm

Séparé de la source par

un cylindre de plomb

Protégé du rayonnement

direct de la source par du

polyéthylène

Deuxième détecteur Principal capteur

Détecte des rayons ɤ

selon la masse volumique du

terrain, diamètre de forage

Détecte des neutrons

selon la teneur en eau des

matériaux, diamètre de forage,

composition chimique des

matériaux

Les résultats se présentent sous la forme de courbes qui indiquent, en fonction de la profondeur,

le nombre de coups par seconde (cps) mesurés ; lorsque l‘interprétation quantitative est possible,

ces courbes indiquent la masse volumique et la teneur en eau.


~ 76 ~

Source Laboratoire Régional de l’Ouest Parisien

Figure 25: Diagraphies nucléaires

V.5. PROSPECTION SISMIQUE [26][30]

La sismique est employée par une large gamme de scientifiques et d'industriels :

géotechniciens, pour l'implantation d'ouvrages ou la réalisation d'études d'impact ; géologues et

géophysiciens, pour des travaux qui vont de la définition de la structure profonde de la

lithosphère jusqu'à celle des dépôts sédimentaires actuels. Toutefois, c'est dans le domaine

pétrolier que se réalise la quasi-totalité (environ 95 %) des dépenses relatives aux études

sismiques.


~ 77 ~

V.5.1. Principe général

Le principe de la prospection sismique est lié au fait que si en un point du sol on

provoque un ébranlement, il se propage de proche en proche en s'amortissant ; le temps

nécessaire pour qu'il atteigne des récepteurs dépend de la nature et de la disposition des

formations géologiques. La prospection sismique a pour base l'étude de ce temps de propagation.

L'ébranlement du sol se traduit par une émission d'ondes élastiques. La vitesse de propagation

des ondes élastiques dans le sol est comprise entre de larges limites : inférieure parfois à la

vitesse du son dans les tourbes et les terrains superficiels meubles et secs, elle peut atteindre 6

km/sec dans le granite. Pour un même type de roche, elle diminue avec le degré d'altération, de

fissuration ou de fracturation ; elle augmente par contre généralement avec la profondeur. Dans

les dépôts meubles, elle est plus élevée au-dessous du niveau hydrostatique qu'au-dessus ; dans la

tranche imbibée, elle décroît si la porosité augmente.

Lorsque les ondes sismiques arrivent sur une interface entre deux couches de vitesses différentes,

une partie des ondes sont réfléchies vers la surface, l‘autre partie étant transmise dans les

couches plus profondes.

On distingue :

Les ondes P ou ondes primaires appelées aussi ondes de compression ou ondes

longitudinales. Le déplacement du sol qui accompagne leur passage se fait par des dilatations et

des compressions successives. Elles se déplacent parallèlement à la direction de propagation de

l'onde. Ce sont les plus rapides et donc les premières à être enregistrées sur les sismogrammes.

Les ondes S ou ondes secondaires appelées aussi ondes de cisaillement ou ondes

transversales. À leur passage, les mouvements du sol s'effectuent perpendiculairement au sens de

propagation de l'onde. Ces ondes ont comme propriété importante de ne pas se propager dans les

milieux liquides et donc dans l'eau.

Les angles d‘incidence, de réflexion et de transmission sont reliés par le paramètre de rai, p, qui

est constant pour chaque rayon :

où Ɵi,r,t et Vi,r,t sont les angles et les vitesses dans les milieux incident, réfléchi et réfracté.

Le déroulement des câbles et la pose des géophones n‘occupent qu‘une bande de terrain de

quelques mètres de larges, le long du tracé prévu pour le « profil sismique ». L‘espacement entre


~ 78 ~

ces géophones peut varier de 10 à 100m, le dispositif s‘étalant ainsi sur quelques kilomètres de

long.

En réalité, l‘imagerie sismique se résume en trois grandes étapes:

V.5.1.1. Acquisition des données

Il s‘agit tout d‘abord de recueillir des données sismiques sur site. Le mode opératoire a déjà été

expliqué ci-dessus. Sauf que pour des investigations marines, on utilise un navire pour

remorquer les sources émettrices d‘ondes acoustiques. Des capteurs répartis le long de streamers

enregistrent alors l‘écho réfléchi par les discontinuités géologiques du sous-sol.

V.5.1.2. Traitement des données

C‘est une étape mathématique permettant de transformer les données sismiques en une image en

deux ou trois dimensions (2D ou 3D) du sous-sol grâce à des algorithmes très complexes qui

requièrent d‘énormes puissances de calcul.

V.5.1.3. Interprétation sismique

Cette dernière étape consiste en la traduction de l‘image sismique en termes géologiques.

L‘interprétation sismique requiert les compétences de tous les métiers de la géoscience :

géophysiciens, géologues, ingénieurs réservoirs.

V.5.2. Sismique réflexion

La principale méthode géophysique utilisée en exploration pétrolière est la sismique

réflexion. Les opérations d‘acquisition de données ne nécessitent aucune implantation

d‘ouvrages et sont réalisées par des engins mobiles.

Soit une onde sismique émanant d‘une source S et incidente sur une interface entre deux milieux

de vitesses constantes V1 et V2. La couche de vitesse V1 a une épaisseur h. L‘onde réfléchie est

enregistrée par un récepteur (soit un géophone, soit un hydrophone) à une distance x de la

source.


~ 79 ~

Figure 26: Géométrie de la sismique réflexion

S : source, R : récepteur

La distance parcourue que l‘on divise par la vitesse est alors donnée par :

Le temps de parcours est :

Cette courbe décrivant la relation entre le temps de parcours et la distance source récepteur est

connue sous le nom d‘hodochrone. L‘hodochrone caractéristique d‘une onde réfléchie est une

hyperbole, c‘est-à-dire si on remarque une hyperbole sur un tir sismique, il s‘agit alors d‘une

onde réfléchie. L‘analyse d‘une hodochrone nous donne donc des informations sur la vitesse de

la couche (qui contrôle sa courbure) et sur son épaisseur.

Le schéma suivant montre comment se propagent les ondes acoustiques dans cette méthode de

réflexion pour une prospection en mer :


~ 80 ~

Source http://www.unice.fr/DeptPhys/sem6/2007-2008/PagesWeb/Sismo/reflexion.html

Figure 27: Principe de la sismique réflexion

V.5.3. Sismique réfraction

Maintenant, dans le milieu 2, dans la couche de vitesse V2, on a :

p est constant

Si Vt>Vi et si sin ɵt=1 (ɵt=pi/2)

où ɵc est l‘angle critique, angle pour lequel le rai se propage le long de l‘interface dans le milieu

2. On parle d‘onde réfractée critiquement ou d‘onde conique.

Figure 28:Géométrie de la sismique réfraction


~ 81 ~

Soit d le trajet et t le temps de parcours

Pour la couche 1 :

d= SP + QR

ainsi

Pour la couche 2 :

d=PQ

Ce qui nous donne le temps total : t = t1 + t2

Avec V1/V2 = sin ɵc

Ici l‘hodochrone est une simple droite de pente 1/V2 et dont l‘ordonnée à l‘ origine ne dépend

que de l‘épaisseur de la couche et des vitesses de part et d‘autre de l‘interface.

Soit généralisé à N vitesses :

:

Nous pouvons voir, grâce à la figure ci-dessous, une illustration explicative de l‘acquisition de

données sismiques dans le cas de la méthode par réfraction :


~ 82 ~

Source http://www.unice.fr/DeptPhys/sem6/2007-2008/PagesWeb/Sismo/reflexion.html

Figure 29: Principe de la sismique réfraction

V.5.4. Evolution des technologies de prospection sismique

La méthode sismique occupe la première place parmi toutes les méthodes géophysiques

existantes. Elle fait partie des dernières étapes de l‘exploration avant l‘exécution du forage, car

celle-ci procure beaucoup plus de précisions et détails sur les formations souterrains. La

première prospection sismique terrestre digne de ce nom fut réalisée par l'allemand Mintrop et

date du début des années 20. Le gisement pétrolier d'Orchard Salt Dome au Texas fut découvert

par la méthode sismique-réfraction en 1924. Principalement parce que l'idée de pétrole off-shore

faisait sourire, il faut attendre la fin des années 30 pour voir la réalisation de campagnes de

sismique marine, au large du New-Jersey, et dans la Manche. Les premiers systèmes

d'acquisition de données sismique marine sont constitués d'un ou quelques hydrophones attachés

à un câble, et des explosifs employés en guise de source. A partir des années 60, l'essor du

pétrole offshore conjugué à celui de l'informatique font évoluer rapidement les techniques

d'acquisition, les méthodes et la capacité de traitement des données : les navires des contracteurs

géophysiques tractent maintenant jusqu'à 12 flûtes sismiques parallèles (ensemble d'hydrophones

protégés à l'intérieur d'une gaine) de 6 à 8 km de longueur et qui totalisent plusieurs milliers de

traces (ou points de mesure). Ils mettent en œuvre des ensembles de canons à air qui émettent

une onde de pression à des cadences élevées (de l'ordre de 5 secondes) : une surpression est créée

par injection d'une bulle d'air dans l'eau. Le coût élevé de ces technologies qui permettent de

dresser des cartes en 3-dimensions du sous-sol, avec une résolution de l'ordre de la dizaine de

mètres et définissent ainsi précisément les objectifs pétroliers, est largement compensé par la


~ 83 ~

diminution du nombre de forages de prospection et par l'augmentation considérable de leur taux

de succès.

V.5.4.1. Sismique 2D

La Sismique 2D est défini comme une technologie de mesure acoustique qui utilise des

navires remorqués d‘hydrophones. De l'énergie acoustique est habituellement fournie par la

détonation des charges explosives. Cette technique fournit une section transversale à 2

dimensions du fond marin et est employée principalement reconnaitre la présence des réservoirs

de pétrole ou de gaz. Pour des applications en onshore, on utilise de grands camions vibreurs.

Figure 30: Imagerie du sous-sol par sismique réflexion 2D

V.5.4.2. Sismique 3D

La sismique 3D a été récemment développé pour la recherche pétrolière. Dans cette

technique, on doit effectuer diverses études sismiques pour créer une série d‘acquisitions

sismiques sur une surface bien définie allant de 3 à 5km2. Des ordinateurs programmeurs

rassemblent ces sections ensemble pour former une image cubique de cette zone. L‘avantage de

la sismique 3D est que, à l'aide des ordinateurs, on peut se permettre de découper le cube en

tranches dans n'importe quelle direction (Nord-Sud, Est-Ouest, horizontalement, ou sur n'importe

quel autre plan). Etant concentré sur un secteur, il est possible de fournir des informations

beaucoup plus concrètes sur les structures géologiques qu'elles contiennent.


~ 84 ~

Cette méthode à 3 dimensions a connu beaucoup de succès dans les opérations offshore, en

particulier dans le Golfe du Mexique, là où les zones d‘études tendent à être plus répandues en

mer que sur la terre. Elle est le plus souvent employée dans les régions potentielles où l‘on pense

trouver d‘assez grandes accumulations d'huile afin de justifier les dépenses.

Néanmoins, on peut également entendre parler de « sismique 4D », qui se rapporte à

renouveler la sismique 3D pour surveiller les changements dans les formations, principalement

les changements des niveaux du fluide.

Source Document Professeur Jean-Luc Mari. Cours online de géophysique. Université de Lausanne. IFP

Figure 31: Imagerie du sous-sol par sismique réflexion 3D

IV.5.5. Prospection sismique offshore

C‘est vers la fin des années 1930 que l‘on commence à voir apparaître les premières

campagnes de prospection sismique marine dans la Manche et au large du New-Jersey. À cette

époque les systèmes d‘acquisition étaient composés d'un ou plusieurs hydrophones, attachés à un

câble, qui récupéraient les ondes émises par les explosifs servant de source sismique. Au

lendemain de la Seconde Guerre mondiale, avec l‘essor du pétrole off-shore et de l‘informatique,

les techniques et les méthodes d‘acquisition et de traitement de données vont très vite évoluer.

Ainsi on voit apparaître des navires tractant jusqu‘à douze flûtes sismiques parallèles de 6 à 8 km

de long. La source sismique est devenue un ensemble de canons à air qui émettent une onde de


~ 85 ~

pression à des cadences élevées (de l'ordre de 5 secondes). De nos jours il existe plusieurs

méthodes et appareils de prospection sismique permettant ainsi de répondre aux besoins de la

recherche et aux différentes situations (profondeur d‘eau, de pénétration et résolution).

L‘objectif de la prospection sismique offshore consiste à acquérir une image précise des

différentes couches géologiques du sous-sol du fond marin afin de préciser les structures

géologiques ayant pu contenir et bloquer des hydrocarbures.

Actuellement, la technique sismique la plus courante est celle des canons à air comprimé (air

guns) pour l‘étude de la structure géologique du fond marin suivant des lignes d‘acquisition

prédéterminées. Elle consiste à libérer soudainement dans l‘eau un volume d‘air comprimé par

jets brefs et répétitifs. Cette décompression brusque correspond à un tir et se produira tous les 25

mètres soit environ toutes les 10s à 12s. Elle provoque ainsi un ébranlement de la masse d‘eau

qui se propage dans le sous-sol du fond marin et réfléchi ou réfracté par les différentes couches

géologiques présentes. Les ondes réfléchies sont captées par la suite par des capteurs sonores très

sensibles, « hydrophones » et seront analysées pour faire sortir l‘image de la structure géologique

présente.

Source littoral-gabon.e-monsite.com 2009

Figure 32: Campagne sismique offshore dans le champ de Palanca (Angola)

Cette méthode se subdivise en trois étapes :

1. La mobilisation de l‘ensemble du navire et de son fonctionnement scientifique et

maritime sur la zone de travail.


~ 86 ~

2. L‘acquisition des données qui comprend une phase de déploiement de l‘ensemble

source-streamer avec une vérification contrôle-qualité des différents outils mis en jeu, suivie de

l‘acquisition proprement dite.

3. La démobilisation : tous les matériels de prospections sont à bord et le bateau quitte la

zone de prospection.

Pour cela, les matériels requis sont les suivants :

Un navire sismique : il parcourt des lignes prédéfinies avec une vitesse relativement

faible de l‘ordre de 4 à 6 nœuds (7 à 11 km/h). Le bateau est équipé d‘un système de navigation

intégré. Il tracte derrière lui une source/matériel sismique.

Un système d’émission : immergé à 6 mètres de profondeur, il est constitué par une

batterie de 32 canons à air comprimé.

Un système de réception : immergé à 7 mètres de profondeur il est constitué par un

câble, une flûte ou « streamer » de 8 km de longueur, flexible en polyuréthane. Le streamer est

composé de groupes d‘hydrophones et d‘autres éléments électriques. Compte tenu de la longueur

du streamer, son extrémité est marquée par une bouée de signalisation.

Un navire escorteur

V.6. RECAPITULATION

La géophysique appliquée est une discipline qui consiste à étudier (observer, mesurer)

un champ physique à la surface du sol ou dans des cavités creusées dans le sol. Ce champ

physique (origine naturelle ou provoquée), dépend d‘un ou plusieurs paramètres caractéristiques

des matériaux dont on cherche à déterminer la répartition dans le terrain.

Ce qui nous conduit au tableau suivant :


~ 87 ~

Tableau 9: Tableau récapitulatif des méthodes géophysiques

METHODES GRANDEUR

MESURE

PARAMETRE ORIGINE DU

CHAMP

PHYSIQUE

Gravimétrie Champ de pesanteur Densité Naturelle

Sismique Temps de trajet Vitesse d‘ondes

mécaniques

Provoquée

Electrique par courant

injecté

Potentiel électrique Résistivité Provoquée

Magnétique Champ magnétique Susceptibilité

magnétique

Naturelle

Electromagnétique Champ

électromagnétique

Résistivité et

permittivité

Provoquée

Radioactivité Evènements Radioactivité des

roches

Provoquée ou

Naturelle

DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUE D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre VI : Prospection géochimique

~ 88 ~

Chapitre VI: PROSPECTION

GEOCHIMIQUE

Les études géophysiques et géochimiques se joignent éventuellement à l'étude

géologique. La géochimie, qui complète l'étude des roches, est en plein développement. En

géologie minière, les études concernant les teneurs en métaux, ainsi que les positions des traces

(camouflées dans les silicates, entre les cristaux, etc.) et les formes minéralogiques de ces traces

permettront sans doute de confirmer, planifier et exécuter un levé géochimique. Les

investigations géochimiques sont très répandues surtout au stade des études régionales ainsi

qu‘au cours du forage d‘un puits de reconnaissance. On étudie ainsi les différents indices

d‘hydrocarbures de façon directe ou indirecte suivi des manifestations naphtabitumes.

VI.1. NOTION DE GEOCHIMIE [6]

VI.1.1. Définition

La géochimie est l'étude de la répartition et des quantités d'éléments chimiques dans les

roches, les minéraux, les sols, les fluides et les gaz sur la Terre. La géochimie organique se

rapporte plus précisément à la chimie du carbone, élément essentiel à toute vie. Elle permet grâce

à l'étude des matières organiques fossiles de suivre l'évolution thermique des kérogènes et

d'évaluer le potentiel roche-mère de certaines couches géologiques. Quant à la géochimie

inorganique, elle porte sur la chimie de tous les autres éléments et permet d‘évaluer l‘évolution

de la porosité des roches. Les organismes vivants sont les précurseurs du pétrole et du charbon,

surtout constitués de carbone et d'hydrogène (molécules d'hydrocarbures).

La géochimie de l‘environnement est l‘étude des éléments chimiques qui composent le

substratum rocheux et les sols à la surface de la Terre : leur abondance et leur distribution, les

divers processus naturels (physiques, chimiques et biologiques) qui influent sur leur forme

chimique et leur mobilité, ainsi que leur origine, qu‘elle soit naturelle ou anthropique. Ce

domaine de recherche repose sur plusieurs disciplines scientifiques – la géologie, la chimie et la

biologie – et c‘est une activité cruciale pour bien gérer nos ressources naturelles et protéger la

santé des citoyens.


~ 89 ~

VI.1.2. Place de la géochimie dans la recherche pétrolière

Rappelons que le pétrole découle de la transformation progressive de la matière

organique en kérogène grâce à des mécanismes biologiques, chimiques et physiques tel que la

diagenèse; puis en pétrole et en gaz naturel, en passant par diverses altérations thermiques

(catagenèse et métagenèse). Le charbon, lui, provient de matières organiques remaniées sur la

terre ferme comme les plantes. Le charbon de tourbe peut avoir été constitué sous l'effet

progressif de la chaleur et de la pression, après enfouissement stratigraphique. Le méthane des

gisements houillers est un sous-produit du gaz naturel, le charbon servant à la fois de source et

de réservoir. Les propriétés des différents pétroles et charbons peuvent varier grandement, selon

les types de précurseurs organiques d'origine, les antécédents thermiques et les différents facteurs

biologiques, écologiques et géochimiques en cause.

La géochimie applique les outils et concepts de la chimie à l‘étude de la Terre. En ce qui

concerne la Terre, cette discipline a pour objectif la connaissance des cycles par lesquels la

plupart des éléments chimiques sont conduit alternativement en surface et en profondeur au sein

de la Terre. La géochimie peut donc aider à établir le degré de probabilité de gisements

pétroliers, à l'intérieur de bassins sédimentaires, en étudiant les facteurs d'ordre chimique ayant

une incidence sur l'origine, les déplacements et l'accumulation d'hydrocarbures dans les bassins.

Les géochimistes définissent les caractéristiques des roches-réservoirs poreuses en étudiant les

modifications chimiques, comme la minéralisation, qui surviennent lorsqu'il y a interaction entre

la roche et l'eau. Ils jugent les conséquences possibles sur l'environnement de la présence d'une

mine et de la combustion de charbon en étudiant les quantités, la répartition et la mobilité

d'éléments à l'intérieur de couches de houille. Ils jettent aussi de la lumière sur l'évolution des

bassins sédimentaires en précisant les antécédents thermiques d'unités rocheuses de bassins.

Ainsi, parmi les nombreuses techniques de prospection, la prospection géochimique, ou

géochimie appliquée à la recherche minière et pétrolière, tient une place de choix. Mise en

pratique pour la première fois en Union soviétique, vers les années 1940, la prospection

géochimique est de plus en plus utilisée dans le monde entier comme outil complémentaire dans

tous les travaux de recherches géologiques et minières.

VI.2. OBJECTIFS

D‘un point de vue applicatif, les buts de la géochimie sont, entre autres :

http://petroleonline.unblog.fr/wiki/Chimie

http://petroleonline.unblog.fr/wiki/Terre


~ 90 ~

la détermination de la composition des différentes enveloppes terrestres et de leur

évolution, des hautes couches de l‘atmosphère à la graine ;

la quantification des transferts de matière et d‘énergie au sein de la Terre ; la

quantification des interactions entre ses différentes enveloppes ;

la détermination de l‘âge des roches et des événements ayant affecté la Terre, par le

biais de la géochronologie ;

l‘étude des conditions environnementales passées (paléoenvironnements).

VI.3. METHODES D’ANALYSE [3] [6] [12]

Comme les divers éléments dosés dans les échantillons se trouvent généralement à l'état

de traces et que les teneurs absolues observées pour ces éléments peuvent varier, suivant la

nature des échantillons (roches, sols, eaux...), les analyses nécessitent des techniques appropriées

et, de la part des analystes, un soin et un entraînement particuliers. Les méthodes les plus

courantes relèvent des types suivants : colorimétrie, spectrométrie par absorption atomique ou

optique, chromophotographie, fluorescence X, radiométrie, activation neutronique, spectrométrie

d'émission à lecture directe, spectrométrie d'émission sous plasma, les détails analytiques étant

eux-mêmes très variés. Le problème se porte alors sur le choix de la méthode la mieux adaptée

suivant le type de recherches à effectuer.

Deux principales méthodes sont utilisées pour les analyses et les études :

La méthode analytique par la Pyrolyse Rock-Eval

Les méthodes physico-chimiques

VI.3.1. Pyrolyse Rock Eval

Cette méthode consiste à pyrolyser un échantillon de roche afin d'évaluer sa richesse en matière

organique, son potentiel pétrolier et la qualité de son kérogène.

a. Paramètres géochimiques déterminés

le carbone organique total (TOC) : évalue la richesse de la roche en matière

organique et sa prédisposition à générer des hydrocarbures.

le potentiel en hydrocarbures libres (S1) : c‘est la quantité d‘hydrocarbures

libres contenu dans la roche,

http://www.e-retention.fr/enveloppes.html

http://petroleonline.unblog.fr/wiki/AtmosphÃ¨re_terrestre

http://petroleonline.unblog.fr/wiki/Graine

http://petroleonline.unblog.fr/wiki/MatiÃ¨re

http://petroleonline.unblog.fr/wiki/Ã‰nergie

http://petroleonline.unblog.fr/wiki/GÃ©ochronologie

http://petroleonline.unblog.fr/wiki/PalÃ©oenvironnement


~ 91 ~

le potentiel en hydrocarbures résiduels (S2) : c‘est la quantité d‘hydrocarbures

généré par pyrolyse et qui représente les hydrocarbures qui auraient été générés si

la roche avait atteint un stade de maturation suffisant.

Tmax en °C : détermine le degré de maturation de la roche mère. "elle est la

température de pyrolyse enregistrée au maximum du pic de génération S2".

le carbone minéral : évalue la teneur en carbonate

le carbone résiduel : permet la détermination de la quantité de matière

organique inerte.

l‘indice de production(IP), l‘index d’hydrogène(IH) et l‘indice d’oxygène :

sont calculés à partir du TOC, S1 et S2.

b. Exemple de présentation des résultats : Log Géochimique

La représentation des résultats d‘analyses des échantillons d‘un puits sous forme du Log, permet

l‘identification rapide des niveaux Roche-Mère.

VI.3.2. Les méthodes physico-chimiques

Les analyses physico-chimiques ont pour objectifs de caractériser les huiles. La méthodologie

adoptée pour ces études est :

L‘extraction des huiles

Le désoufrage de l‘extrait

Le désasphaltage

La distillation

Analyses spécifiques telles que le point d‘éclair, point de feu, viscosité, teneur en eau,..

Viennent par la suite les analyses chromatographiques. Ceci constitue à l‘étude des extraits

pour la détermination du pourcentage de chaque fraction, de la maturité et origine de la matière

organique et le milieu de dépôt. Il y a plusieurs variantes de cette méthode :

Chromatographie par colonne

Chromatographie sur couche mince

Chromatographie en phase gazeuse

Chromatographie en phase liquide


~ 92 ~

Les études sédimentologiques présentent les objectifs de donner des renseignements sur les

natures lithologiques des formations rencontrées, identifier les caractéristiques du réservoir,

donner une idée sur le mode de dépôt et porosité. Ces opérations sont réalisées par :

la granulométrie

la calcimétrie

les lames minces

Parmi ces méthodes, on peut citer :

Tableau 10: Quelques appareillages

TECHNIQUES D‘ETUDES INSTRUMENTS /

APPAREILLAGE

PARAMETRES

DETERMINES

Préparation des échantillons :

Concassage, broyage

Pulvérisateur

Broyeur

Concasseur

Quarter

-

Extraction / Séparation /

Distillation

SOXHLET (pour les

échantillons)

DEAN STARK (pour

carotte)

Pourcentage de l‘extrait

Pyrolyse Rock Eval Détermination du TOC

Extraction Chromatographie

Addition d‘acide

chlorhydride

Calcimètre (de Bernard) Détermination du CaCO3

La reconnaissance des roches fait appel à trois types d‘analyses :

la micrographie : préparation d‘une lame mince de roche et observation au

microscope optique, notamment à la lumière polarisée ;

l’analyse chimique élémentaire : déterminer la composition en éléments d‘une roche

(concentration massique des différents éléments, en général traduite sous forme d‘oxydes pour

les éléments majeurs) ; initialement faite avec des réactions chimiques (dosages) élément par

élément, ces analyses sont maintenant faites avec des méthodes physiques globales donnant la

http://petroleonline.unblog.fr/wiki/Micrographie

http://petroleonline.unblog.fr/wiki/Microscope_optique

http://petroleonline.unblog.fr/wiki/Microscopie_en_lumiÃ¨re_polarisÃ©e

http://petroleonline.unblog.fr/wiki/Analyse_chimique

http://petroleonline.unblog.fr/wiki/Concentration_massique

http://petroleonline.unblog.fr/wiki/Oxyde


~ 93 ~

concentration en tous les éléments comme la spectrométrie de masse à source plasma ou la

spectrométrie de fluorescence X ;

l’analyse de phase par diffraction de rayons X : on a accès à la structure cristalline

des composants, et l‘on peut donc déterminer la nature des phases, par exemple reconnaître les

différentes formes de cristallisation de la silice ou bien savoir si le calcium est présent sous

forme de CaO ou de CaCO3.

VI.4. RECAPITULATION

La prospection géochimique en général peut se résumer en trois étapes :

- en premier lieu, recueillir scientifiquement les échantillons en évitant toute

contamination et enregistrer toutes les informations pertinentes.

- deuxièmement, préparer les échantillons pour l'analyse chimique et mettre en plan ces

résultats.

- et pour finir, interpréter ces résultats en faisant intervenir nos connaissances théoriques.

http://petroleonline.unblog.fr/wiki/Torche_Ã _plasma_%28chimie%29

http://petroleonline.unblog.fr/wiki/SpectromÃ©trie_de_fluorescence_X

http://petroleonline.unblog.fr/wiki/Phase_%28onde%29

http://petroleonline.unblog.fr/wiki/Diffraction_de_rayons_X

http://petroleonline.unblog.fr/wiki/Structure_cristalline

http://petroleonline.unblog.fr/wiki/Silice

http://petroleonline.unblog.fr/wiki/Calcium

DEUXIEME PARTIE : TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE Chapitre VII : Techniques de forage

~ 94 ~

Chapitre VII: TECHNIQUES DE FORAGE

Comme on l‘a déjà énoncé ci-dessus, la dernière étape qui confirme et vérifie réellement

l‘existence d‘un gisement pétrolifère est le « forage », c‘est-à-dire sur le terrain. Cette discipline

requiert une manipulation très technique qui exige fortement d‘être maîtrisée. Vu que son coût

d‘exécution s‘avère très exorbitant, son emplacement doit se situer à un endroit bien précis après

de longues périodes d‘études. Le forage des puits de pétrole et de gaz doit être conforme aux

règlements et aux normes d'exploitation énoncé dans la loi sur les ressources en pétrole et en gaz.

La marche à suivre pour soumettre une demande de forage et les exigences en matière de forage,

de production, de suspension et de fermeture des puits de pétrole et de gaz sont résumées dans

ces règlements. De plus, il faut prendre des mesures de sécurité, de protection de l'environnement

et de gestion de la ressource au moment du forage d'un puits. Parmi ces mesures, on note

l'utilisation de l'équipement adéquat, la conception du forage et la construction du puits. Lorsque

l'on rencontre un gisement pétrolifère ou gazier exploitable commercialement, on termine la

construction du puits en vue de la production en y installant le cuvelage, le tubage, le ciment et la

tête de puits.

VII.1. NOTION GENERALE SUR LE FORAGE [4] [9]

En effet, le forage est une technique indispensable pour la prospection pétrolière dont

les travaux contribuent dans une large mesure dans la concrétisation des programmes de

prospection, à plus forte raison pour l‘exploration des gisements pétrolifères. Il permettra plus

tard à l‘exploitation des gisements découverts. La caractéristique très distinctive du domaine

pétrolier est que ces gisements sont généralement ensevelis à de grandes profondeurs. Les

difficultés géologiques sont énormes si bien que les techniques classiques semblent incapables

de venir à bout de la recherche ou de l‘exploitation. Seul le forage peut paraître comme la

technique appropriée. Il va directement jusqu‘à la structure pour recueillir des informations

fiables.

Généralement, les équipements indispensables pour la réalisation d‘un forage sont :


~ 95 ~

Source : Fluideconcept

Figure 33: Schéma de l'ensemble du matériel permettant le forage d'exploration

Plusieurs techniques de forages ont été développées en fonction du type d‘ouvrage recherché et

du contexte géologique.


~ 96 ~

VII.2. ROTARY DRILLING [4] [9]

VII.2.1. Généralités

La technique rotary est exclusivement utilisée dans les terrains sédimentaires y compris

les terrains durs pour les machines de fortes puissances. Les puits de production de pétrole et de

gaz sont réalisés à l'aide d'un système de forage rotary.

La technique du forage rotary consiste à mettre en rotation un outil sur lequel on applique une

force orientée dans la direction d'avancement de l'outil. La rotation, générée depuis la surface par

la table de rotation, est transmise jusqu'au fond du puits par l'intermédiaire du train de tiges. Les

copeaux générés lors de la destruction de la roche par l'outil sont évacués à la surface par la

circulation d'un fluide de forage (boue) pour laisser un vide derrière l‘outil. L‘accumulation de

plusieurs vides forme un trou de forme cylindrique. Dans la réalité, le mouvement de rotation du

train de tiges n'est pas parfaitement régulier et uniforme. En effet, le train de tiges est une

structure très élancée, flexible, évoluant dans un environnement complexe et subissant des

sollicitations irrégulières. De ce fait, les vibrations mécaniques sont inévitables lors des

opérations de forage.

VII.2.2. Principe

En effet, un outil appelé trépan (ou bit) est mis en rotation depuis la surface du sol par

l‘intermédiaire d‘un train de tiges. Cet outil de forage est constitué de trois molettes disposées à

120 degrés les unes des autres et libres de tourner autour de leur axe.

Source Centre de Géosciences. Ecole des mines de Paris. ParisTech Janvier 2008

Photo 3: Têtes de forage


~ 97 ~

L'avancement de l'outil s'effectue par abrasion du terrain, sans choc, uniquement par

rotation et poussée. Celle-ci est fournie par la puissance de la machine mais surtout par le poids

des tiges au-dessus de l‘outil. Il existe sur les ateliers de forages conséquents des tiges

spécialement lourdes dites « masse-tiges ».

(Source Wikipedia)

Photo 4: Une tête de forage placée au bout des tiges pour broyer la roche

L'outil détache dans le fond du trou des copeaux de terrain appelés « cutting ». La circulation

d'un liquide, la boue de forage, permet de les remonter à la surface. La boue de forage est

injectée à l'intérieur des tiges, ressort au niveau de l'outil et remonte à la surface par l'espace

annulaire entre le train de tiges et les parois du trou foré. Lors de sa remonté, la boue de forage

tapisse les parois du trou « cake » pour les stabiliser. La boue de forage peut être est faite à partir

d‘une argile appelée « bentonite ». Le déroulement de ces opérations est illustré comme suit :

http://fr.wikipedia.org/wiki/Industrie_p%C3%A9troli%C3%A8re


~ 98 ~

Figure 34: Principe Rotary

VII.2.3. Boue de forage

D‘après le principe que nous avons vu tout à l‘heure, la boue de forage joue donc un

rôle essentiel dans la mise en œuvre du forage : remontée des cutting, stabilisation des parois,

lubrification de l‘outil. Les caractéristiques intrinsèques de cette boue sont contrôlées

régulièrement et modifiées en cours de forage soit par exemple pour l‘allégement de la boue ou

son épaississement.

Ainsi :

- La densité de la boue, influe sur la remontée des cutting et la stabilisation des parois.

Une boue lourde a une meilleure portance et les cutting flotteront mieux.

- La température de la boue permet de refroidir l‘outil de forage

- La viscosité influe sur la lubrification de l‘outil

Les paramètres hydrodynamiques de ce fluide jouent eux aussi un rôle fondamental :

Le débit de la pompe influe sur la vitesse de circulation de la boue (vitesse

ascensionnelle) et directement sur la remontée des cutting. En effet pour que ces cutting

remontent dans l‘espace annulaire il s‘agit de conserver une vitesse minime adaptée à la densité

du fluide. A débit constant la vitesse du fluide diminue si l'espace annulaire augmente.

La pression de la boue permet de faire face aux pertes de charges dans le train de tige

car le circuit est équilibré et donc aucune pression n'est nécessaire théoriquement pour assurer la

remontée de la boue. Une forte pression est néanmoins très utile en cas de bouchon dans l'espace

annulaire. La bentonite est une argile en poudre qu'il faut doser entre 15 et 30 kg par m3 d'eau.

Son risque majeur de colmatage de l‘aquifère en fait aussi son avantage dans des terrains très

perméables (aquifères, graviers, sables, silts) où les pertes de boue peuvent être importantes ainsi

que les risques d‘effondrement.


~ 99 ~

VII.2.4. Paramètres de forage

Ce sont les principaux facteurs qui déterminent l‘efficacité du forage et sont divisés en deux

catégories :

VII.2.4.1. Paramètres mécaniques

Le « poids sur l’outil » qui agit dans la direction verticale, permettant d‘enfoncer l‘outil

et dont l‘intensité dépend de la dureté de la roche. Plus la roche est dure, plus le poids sur l‘outil

doit être grand.

Le « moment de désagrégation » qui agit sur le plan horizontal. Il permet de briser la

partie de la roche correspondant au diamètre de l‘outil et à la profondeur de pénétration sous

l‘action de l‘outil.

VII.2.4.2. Paramètre hydraulique

La vitesse de forage dépend de l‘efficacité de l‘évacuation hydraulique des cutting une

fois que la désagrégation mécanique soit réalisée. Cependant, cela nécessite une circulation

adéquate de boue. Le « débit de boue » présente alors une grande influence sur la réussite des

opérations de forage.

VII.3. CASING [4] [9]

VII.3.1. Définition

Le tubage désigne une opération qui consiste à mettre en place une colonne métallique

adéquatement dimensionnée sur une section d‘un puits de forage. Cette colonne est constituée

de tubes métalliques assemblées bout à bout par vissage, et doit être suffisamment robuste et

dense pour servir de coffrage pour le ciment.

La conception d'une opération de tubage commence d‘abord par l‘établissement d‘un programme

de construction du puits. Il s‘agit de déterminer les dimensions géométriques du puits

spécialement la profondeur d‘arrêt des sections du puits, les différents diamètres de forage et de

tubage. Tout cela sera employé afin de trouver des hydrocarbures en quantité commerciale.


~ 100 ~

VII.3.2. Objectifs du tubage

D‘une manière générale, le tubage a pour but de consolider les parois d‘une section

déterminée afin que le forage de la section suivante puisse se dérouler dans les meilleures

conditions de sécurité. Car en effet, les diverses formations de l‘écorce terrestre se trouvent en

équilibre sous les charges lithostatiques des couches supérieures. Le forage pourra ainsi rompre

cet équilibre naturel et l‘ouvrage se trouve exposer à des complications telles que l‘éboulement

de paroi, glissements de talus, les venues et perte de circulation. Le bon déroulement d‘un forage

repose sur la qualité de la boue de forage, un tubage bien approprié et une cimentation bien prise.

Néanmoins, le tubage tient un objectif bien précis pour chaque section :

Section guide : prévention contre la circulation de la boue de forage en dehors du trou

sous risque d‘éviter l‘effondrement des formations environnants et les fondations de l‘appareil de

forage ;

Section de surface : support sûr pour les tubages ultérieurs, prévention contre la

contamination des sources d‘eau superficielle par l‘action polluante de la boue de forage ;

Section technique : protection des parois du trou, isolation des zones à fluides sous

pression, boucher les voies de perte de circulation ;

Section de production : prévention contre la contamination des fluides par les fluides

des couches stériles de la même section, ou celle entre les fluides de phases différentes de la

couche productive et protection du front de production.

Le schéma ci-dessous représente la disposition de ces sections lors du creusement du trou :


~ 101 ~

Figure 35: Diverses sections d‘un puits de forage

VII.3.3. Opérations de tubage

Le déroulement d‘une opération de tubage comporte trois phases :

VII.3.3.1. Opérations préparatoires

Elles s‘effectuent avant le tubage proprement dit, il consiste à faire des travaux de contrôle du

diamètre de tubage et contrôle de propreté du trou.

Contrôle du diamètre qui vise à déterminer les irrégularités du diamètre du trou à

découvert en vue d‘obtenir des données nécessaires au calcul de la quantité de laitier de ciment.

Cette opération se fait à l‘aide de la méthode de diagraphie appelée « Caliper Logging ». La

sonde Caliper mesure le diamètre réel du trou et le compare au diamètre nominal de forage. Le

Caliper log donnera alors une représentation du diamètre mesuré d‘un forage le long de sa


~ 102 ~

profondeur. Les variations ainsi obtenues permettent de calculer l‘augmentation de volume réel

du trou par rapport au volume théorique donné par le diamètre nominal. Les données recueillies

seront aussi utiles pour planifier les prochaines opérations de cimentation.

Contrôle de propreté qui vise à vérifier la propreté du trou vis-à-vis des particules

existantes pouvant nuire à la cimentation ultérieure. Avant la pose du tubage, comme la boue de

forage est intensément circulée dans le trou, la teneur de la boue refoulée en surface est

constamment contrôlée jusqu‘à ce que la teneur en cutting soit négligeable. C‘est ensuite que

l‘on peut dire que le trou est propre.

VII.3.3.2. Descente du tubage :

Maintenant, on peut faire descendre les pièces du train de tubage joint par joint en suivant à la

lettre les indications du cahier de tubes (Pipe Tally). Il se peut qu‘à un certain moment, la

descente soit accompagnée de rotation du train de tubage pour que les scarificateurs opèrent. La

boue de forage est également de temps en temps circulée permettant d‘évacuer les particules

solides, de nettoyer les parois du trou, de lubrifier le trou des frottements associés à cette

opération.

VII.3.3.3. Fixation du tubage :

Une fois le tubage mise en place, on procède finalement à sa fixation intérieure par

l‘intermédiaire d‘une cloche à double bride. Cette opération peut nécessiter la coupe de

l‘excédent de tubage par rapport à son raccord de fixation. Il est indispensable par la suite de

refaire circuler de la boue en vue d‘évacuer les dernières particules solides de roches restées dans

le puits.

VII.4. CIMENTATION [4] [9]


Le tubage-cimentation est l‘opération de finition qui termine presque toujours

l‘exécution d‘une section donnée d‘un puits. En effet, toutes les sections d‘un puits doivent être

tubées et cimentées une fois le trou foré et les investigations effectuées. Le tubage et la

cimentation sont complémentaires.

La cimentation d‘un tubage dans un forage est une opération capitale pour la

préservation de longévité de l‘installation. Qu‘il s‘agisse d‘isoler différentes formations ou

simplement de protéger la tête de forage contre les éventuelles pollutions par la surface, il faut

procéder à une cimentation de l‘espace annulaire. Quant au tubage, à part son rôle de


~ 103 ~

consolidation des parois, il assure aussi la fonction de coffrage pour le ciment. Ainsi, seul le

ciment est capable de solidariser le tubage avec les parois du trou de forage.

VII.4.2. Objectifs de la cimentation

La cimentation a pour but d‘éviter les effondrements des parois.

Elle vise à isoler les roches de caractéristiques différentes entre elles et les différentes

zones d‘une couche productives.

Elle est réalisée par injection sous pression par le bas, durant l‘exécution du forage.

Un contrôle de qualité de la cimentation doit être effectué pour la vérification du volume

du ciment injecté.

La cimentation permet de protéger la colonne de tubage contre la corrosion côté terrain.

Les tubages guides sont toujours cimentés jusqu‘au jour.

Le temps de prise nécessaire et souhaitable d‘une cimentation est de 48 heures.

VII.4.3. Fluides de cimentation

Il y a normalement trois types de fluides de cimentation :

VII.4.3.1. Fluide amont

C‘est le fluide qui va avant le laitier de ciment. Il peut s‘agir, selon les conditions du trou, de

boue de forage utilisé lors du contrôle de propriété du trou ; un fluide de prélavage ; ou d‘un

fluide séparateur.

VII.4.3.2. Lait de ciment

C‘est le principal fluide de cimentation destiné à assurer l‘adherence du tubage aux parois du

trou après sa prise et fournit une pierre dure. Le laitier de ciment est un mélange bien

proportionné d‘eau et de ciment. Cette opération consiste à remplir avec ce mélange l'espace

annulaire. Son volume doit être rigoureusement calculé et avec des proportions bien définies de

ciment et d‘eau afin qu‘il puisse parfaitement remplir l‘espace qui lui est réservé. Les paramètres

généralement admis sont la densité requise, la dureté de la pierre finale et le temps de prise.

Parfois, pour en améliorer la qualité, il peut s‘avérer nécessaire d‘ajouter des produits additifs

tels que des accélérateurs de prise, des retardeurs et des durcisseurs de prise.

VII.4.3.3. Fluide aval ou fluide de refoulement


~ 104 ~

C‘est le fluide coulé en dernier, qui a pour rôle de pousser le laitier jusqu‘à la côte de

cimentation préétablie. Il occupera l‘intérieur de la partie du tubage située au-dessus du collier de

retenu. Ce fluide peut être constitué soit de la boue de forage utilisée pour la section suivante,

soit d‘un fluide de perforation, soit d‘un fluide de remplacement comme dans le cas de la

cimentation d‘une section de production. La figure ci-dessous nous montre les détails du niveau

de remplissage de ciment pour pouvoir réaliser une bonne cimentation.

Source documentaire BRGM : Bureau de recherches géologiques et minières

Figure 36: Détails de cimentation

Le principe de la cimentation se fait comme suit :

Source documentaire BRGM

Figure 37: Cimentation par tiges


~ 105 ~

VII.5. OFFSHORE DRILLING [4] [9]

Autrefois, on croyait que les gisements de pétrole ne se trouvaient qu‘à terre.

Néanmoins avec l‘avancée des technologies, les recherches récentes ont prouvé que ces

gisements sont indépendants de la nature et de la couverture superficielle actuelle de la terre,

mais seulement des éléments géologiques qui leur ont donné naissance.

Aujourd‘hui, on estime qu‘environ 30% des réserves totales de pétrole et de gaz sont localisées

en dehors des continents, encore faut-il tenir compte des facteurs liés au retard de prise de

conscience et à la difficulté des travaux de recherche. Les principaux gisements marins

découverts jusqu‘à présent se situent au Moyen Orient, Golf du Mexique, Mer du Nord, Golf de

Guinée, Asie du Sud-Est. C‘est au Moyen Orient que l‘on peut rencontrer une large quantité de

pétrole en milieu marin.

VII.5.1. Histoire brève du forage marin

Le premier puits marin a été foré en 1897 sur la plage de Summerland en Californie.

Pour pouvoir forer ce puits, on a construit à l‘époque un long pilier de 250ft et une plate-forme

terrestre a été nécessaire.

De l‘année 1900 à 1950, la plupart des puits marins utilisait ce même principe,

construire une structure en eau peu profonde et y placer une plate-forme terrestre amovible. La

technique du pilier était encore employée dans les eaux relativement peu profondes dans la mer

Caspienne et le Golfe Persique, et les puits forés avec plateformes emploient une adaptation de

cette méthode.

A partir de 1930, le forage peu profond sur les côtes du Golf en Louisiane a montré

l'arrivée de plate-forme submersible sous forme de chaland. Un appareillage de forage flottant a

été construit sur ce chaland. Limitée à une utilisation en mer peu profonde, la technique est

toujours très utilisée le long de la côte de Texas-Louisiane.

Dans les années 1950 furent développées les Jackup rigs. Ils sont munis de gîtes

d‘étapes et l‘appareille de forage y flotte dessus, les pieds de support sont hydrauliquement

ajustés à la surface de l‘eau. Le soulèvement du chaland hors de l‘eau continue jusqu‘à atteinte

d‘une hauteur suffisante entre le fond du chaland et le niveau de la mer. C‘est ensuite après que

peuvent commencer les opérations de forage.

Le premier bateau de forage ou drillship a vu le jour en 1956, un bâtiment naval

converti et ancré. En 1962, le premier semisubmersible ancré fit sa première apparition. Ces


~ 106 ~

développements ont apporté une ère nouvelle pour la technique du forage car cette fois-ci les

têtes de puits et les BOPs n‘étaient pas en surface mais restées dans le fond marin.

Toutes les techniques mentionnées ci-dessus ont subi davantage de développement depuis le

début des années soixantes. Toutes ces techniques sont encore employées, seules les formes

varient légèrement - les plateformes courantes, à la fois en acier et concrètes, sont des

prolongements de la technologie utilisée sur les premiers puits marins; les submersibles sont

encore employées dans les eaux peu profondes, et les jackups, largement répandus dans les eaux

jusqu' à 400ft. Les drillships et les semisubmersibles placés dynamiquement ont ajouté des

éjecteurs à la place des ancres, et sont étendu sur des profondeurs d'eau de 10,000ft.

VII.5.2. Diverses plate-formes et leur application

Les particularités du forage offshore ne proviennent que de la technologie fondamentale

de forage utilisée, mais aussi de la liaison entre le fond de l‘eau et de l‘appareil, de la maitrise du

montage de la plate-forme sur l‘eau. En effet, le forage doit débuter à partir de la surface du fond

marin. On distingue :

Les Jackup font partie des plates-formes de forage les plus largement employés, utilisés

pour une profondeur marine situé entre 50 à 400ft. Ils peuvent être utilisés pour des forages de

développement, pour des forages en eau peu profonde. Ils ne sont conçus pour des conditions de

fond non consolidé, les courants de fond trop violents.

Les plate-formes rigs sont uniquement employées actuellement dans des travaux de

développement, mais dans le passé, ont été employées pour des travaux d‘exploration. La

plupart des plateformes sont construites avec de l'acier, et quelques-uns ont été fait de béton

précontraint; les plateformes sont construit à terre, sont flottées à son emplacement et sont

submergées et empilées dans le fond marin. Une fois que la base structurale soit mise en place,

tous les équipements de surface seront ajoutés. Cette plateforme est employée là où un nombre

considérable de puits doit être situé sur une seule plateforme. Ceci s'applique généralement à des

réservoirs plus profonds, où les puits forés directionnellement peuvent être en contact avec une

plus grande proportion du réservoir. Évidemment, une plateforme doit être plus forte, plus

complexe et cher si elle doit soutenir le poids de toute une installation. Les plateformes ont été

utilisées dans toutes les profondeurs allant jusqu' à 1000ft, et peuvent aller aussi profond que

3000ft ou plus avec le développement de la technologie.


~ 107 ~

Les bateaux de forage ancrés (drillship) sont normalement utilisés pour le forage de

puits d‘exploration et limités pour une profondeur d‘eau de 2000ft ou moins. Le système ancrant

se compose de 8 à 12 ancres en modèle radial autour du navire, relié à bord par une chaîne en

fil de fer à l'aide de treuils, ou une combinaison de cordes de chaîne-fil. L'ajustement de la

tension sur les diverses lignes d'ancres assure la stabilité du navire.

Certains drillship ont tous les ancres reliées à une tourelle sous le bateau qui permet au navire de

tourner jusqu‘à la surface sous l'influence régnante de l'environnement, vent, vagues ou courant.

Les drillship ont l'avantage de se déplacer relativement économique entre les endroits, ont une

grande capacité de stockage, et des capacités de tenir en eau profonde. Notons que la pile de

BOP et la tête de puits sont situés sur le fond marin.

Les submersibles ancrés

Ce sont des semi submersibles ressemblant à des ponts flottants à pieds tubulaires qui

flottent verticalement et dont le site et les équipements sont placés au-dessus de la plate-forme.

Le système d‘ancrage et leur capacité d‘immersion sont similaires à ceux des drillship, et à cause

de leurs dimensions plus larges et les ponts flottants submergés, ce type de plate-forme est alors

moins sensible à l‘action des vagues. Les submersibles sont tout à fait aptes pour des

applications en eaux plus rugueuses.

Normalement, les semi submersibles doivent être remorqués jusqu‘à leur emplacement, bien que

quelques-uns soient mobiles. Comme les drillships, ils sont généralement employés pour les

travaux d‘exploration. Certains ont été employés comme plateformes de production pour de plus

petits réservoirs où les études économiques ne permettent pas la construction de plate-forme. De

plus, le BOP et la tête de puits sont placés sur le fond marin.

Les bateaux de forage et les submersibles dynamiquement positionnés

Ceux-ci sont semblables à leurs voisins ancrés mais emploient une série d'éjecteurs pour

maintenir la position plutôt que des ancres. À bord des sondes reçoivent les signaux venant des

écartomètres acoustiques à partir du fond de la mer et sont ramenés jusqu'à un ordinateur qui

active les éjecteurs pour maintenir la position dans des limites préréglées. Ces navires ont une

grande capacité de pouvoir atteindre une profondeur d'eau de 6700ft actuellement, et pourront

forer jusqu' à 10000ft. Ces navires sont utilisés quand les profondeurs de l'eau sont trop grandes

pour d'autres systèmes, ou quand il y a un besoin potentiel de décrochement rapide afin d'éviter


~ 108 ~

des icebergs. Quand les vagues ne sont pas sévèrement agitées, les drillships sont généralement

plus employés que les semi submersibles à cause de leur prix plus abordable.

Dans certains lieux, en particulier en mer peu profonde (vers le bas à 250ft) où des jackups ne

peuvent pas être employés en raison de l'action des vagues, et des modèles ancres plus courts ne

fournissent pas assez de résistance pour empêcher une certaine dérive de navire, une

combinaison d'ancrer et le positionnement dynamique peut être employé.

Photo 5 : Différentes plate-formes

VII.5.3. Classification des plate-formes de forage

On distingue trois principales structures pétrolières :

VII.5.3.1. Iles de forage

Ce sont des îles artificielles construites dans l‘eau en vue des installations d‘appareils de forage.

Elles sont généralement construites en terre et sont réalisées soit par drainage des fonds

environnants des puits de forage, soit par agglomération de râblais apportés du continent


~ 109 ~

juxtaposé. Comme leur coût se trouve légèrement élevée, elles ne sont réalisées que dans les

eaux peu profondes et pour les forages de développement.

VII.5.3.2. Les plateformes fixes

Ce sont des constructions très élaborées destinées à suspendre des appareils au-dessus de l‘eau et

sont supportées par des pilonnes solidement ancrés dans le fond marin après avoir été construites

à terre, et acheminées sur les lieux d‘installation. Certaines plateformes sont munies

d‘infrastructures récréatives telles que la piscine, terrain de tennis, salle de jeu, … pour fournir le

minimum de divertissement aux travailleurs dans un milieu très contraignant à l‘isolement.

L‘avantage de ce genre de plateforme est son aptitude à résister à une action du courant marin et

des vagues avec son ancrage solide ; et l‘inconvénient de ne pas être déplaçable si besoin. La

plupart de ces plateformes fixes sont utilisées en mer peu profonde (<300 m). Ces plateformes

s'appuient sur le fond et peuvent donc être reliées de façon rigide aux têtes de puits et aux

pipelines.

1. Jacket-deck : structure en acier constituée de membrures tubulaires et fixées au sol par

des piles en acier.

2. Gravitary platform : tour en béton dont la stabilité est due uniquement à son propre poids

sur le fond océanique et sur laquelle s'érigent les superstructures.

3. Compliant tower : structure souple constituée d'un pont flottant ancré au plancher

océanique au moyen de longs tuyaux tendus en permanence.

4. Jack-up rig : plateformes autoélévatrices composées d'une coque et de jambes, conçues

pour les exploitations en eaux peu profondes. La structure peut être déplacée mais aussi élevée

ou abaissée. Ainsi ces plateformes peuvent se déployer en de multiples endroits tout en ayant un

appui sur le sol.

VII.5.3.3. Les plate-formes mobiles :

Celles-ci diffèrent de celles parlées précédemment que par le fait d‘être déplaçables facilement.

C‘est pourquoi, elles sont pratiques pour des forages de recherche qui nécessitent un transfert

fréquent. Cependant, il existe quatre variantes de ce genre :

Les plate-formes auto-élévatrices (PMAE) sont dotées de crémaillère actionnée

hydrauliquement, pneumatiquement ou électriquement pour pouvoir soulever la plateforme

jusqu‘à une hauteur maximale située au-dessus de l‘eau, une fois les pieds descendus à la surface

du fond marin. Elles sont remorquées, la plateforme flotte et soutient les pieds.


~ 110 ~

Les plate-formes submersibles (PMS) ont le même principe que pour ses variantes

mobiles, sauf que les pieds reposent sur l‘eau sans être ancrer.

Les plate-formes semi submersibles (PMSS) dont les pilonnes de suspension ne touchent pas

le fond étant flottés par un système adéquat. Ce sont des plateformes ballastées par remplissage

d‘eau lorsqu‘elles se trouvent en position, puis ancrées. Cela les rend moins vulnérables à la

houle.

Les plate-formes flottantes (bateaux de forage) reposent directement sur l‘eau et

peuvent être utilisées en eau profonde. Pour assurer sa stabilité, elles peuvent être montées sur

une structure de couplage. Les plateformes flottantes sont essentiellement utilisées pour

l'exploitation de champs pétroliers dans les grands fonds (supérieurs à 300 mètres environ).

Lorsque la plateforme est flottante, les installations de tête de puits lui sont reliées par des

conduites flexibles.

1. TLP (Tension Leg Platforms) : plateformes possédant un excès de flottabilité et

maintenues en place par des câbles tendus les reliant au fond.

2. SPAR : plateformes plus classiques qui n'intègrent que la production et sont reliées à des

pipelines pour l'exportation du gaz et/ou du pétrole produit. Les SPAR reposent sur un énorme

flotteur cylindrique.

3. FPSO (Floating Production Storage and Offloading) : plateformes en forme de coque,

qui produisent du pétrole, le stockent temporairement et chargent les navires pétroliers. Elles

sont ancrées au fond de la mer.


~ 111 ~

Figure 38: Différents types de plateformes

VII.6. DIRECTIONNAL DRILLING [4] [9]

Pour les pétroles conventionnels, relativement fluides, l'extraction s'effectue

relativement simplement, de manière naturelle ou assistée. Mais aujourd‘hui, l'évolution de la

technologie permet désormais de repousser la plupart des limites techniques d'autrefois.

Actuellement, afin de préserver les zones sensibles à l‘exploration pétrolière mais surtout

l‘environnement, et de reconsidérer les zones difficiles d‘exploitation, les techniques ont

beaucoup évoluées. Il existe cependant un système de forage particulier appelé « forage

directionnel ».


Un forage directionnel est un processus de forage dirigé le long d‘une certaine

trajectoire pour atteindre une cible prédéterminée dans une structure particulière. Les systèmes

de forage orientable et commandé sont composés de divers équipements de fond et actionnés de

sorte que pour certaines tolérances ils suivent une trajectoire bien déterminée et tels que les


~ 112 ~

changements faits dans la composition donnera des changements prévisibles dans l‘inclination

ou la direction du forage.

Source Halliburton’s GeoPilot System

Figure 39: Forage directionnel

Le contrôle de la déviation est le procédé qui maintient le puits dans un certain angle

précis relatif à un angle d‘inclinaison et suivant une direction habituellement horizontale par

rapport à la verticale de départ. Cependant, le forage est réalisé en trois dimensions. Le trépan ne

pénètre pas seulement verticalement, mais est guidé involontairement suivant les plans X-Y. Le

plan des X est défini comme étant le plan de direction et celui de Y le plan d‘inclination. Les

angles associés à ces plans sont respectivement appelés des angles de « direction » et

« d‘inclinaison ».


~ 113 ~

Figure 40: Plans d‘inclinaison et de direction d‘un puits suivant la profondeur

VII.6.2. Quelques exemples d’application

Ce genre de forage peut s‘appliquer pour les cas suivants :

- Forage de plusieurs puits d'une même plateforme offshore

- Puits de forage multiples sur une surface onshore limitée

- Puits de forage simples à ressources inaccessibles

- Forage pour relier plusieurs cibles utilisant une même trajectoire de puits

- Forage dans des zones faillées

- Forage pour le drainage accru dans le même puits

- Geo-Steering

- Forage latéral

- Corriger des erreurs de déviations dans la trajectoire du puits

- Plusieurs puits d'exploration à partir d‘un même puits principal

- Forage autour d'un dôme de sel

- Puits d'Intervention

En voici quelques illustrations typiques de l‘utilité du forage directionnel et montrant son

efficacité:


~ 114 ~

Figure 41: Plateforme offshore à forage directionnel

Figure 42: Développement de champ pétrolifère situé sous une ville


~ 115 ~

Figure 43: Développement d‘un réservoir difficile d‘accès

Figure 44 : Autres situations nécessitant un forage directionnel

A) Utilisation d‘un ancien puits pour exploiter de nouvelles possibilités de pièges

situés extérieurement

B) Cas d‘un poisson


~ 116 ~

VII.6.3. Raisons poussant à l’utilisation du forage directionnel

Le forage directionnel a été motivé par des études économiques. Le développement des

activités pétrolières en mer a favorisé la majorité des activités de cette technique de forage. Les

fortes pressions économiques et environnementales ont aussi augmenté son utilisation. Dans

certaines zones, il a été plus longtemps possible de développer un champ pétrolifère en

construisant des routes pour chaque site et en forant un puits vertical assez proche. Au lieu de

cela, à l‘exemple des installations offshore, les garnitures de forage doivent être construites selon

un certain nombre de puits pouvant être forés et suivant leur emplacement. Non seulement le

forage directionnel évolue, mais les programmes de trajectoire deviennent plus compliqués, et le

forage directionnel est appliqué dans les situations et les secteurs où il n'a pas été d'usage

courant.

Comme les coûts de développement de champs augmentent - dans les eaux plus profondes, les

sites éloignés, les environnements hostiles, et une production plus profonde répartit en zones -

l'utilisation du forage de directionnel augmentera également. Ce type de forage semble cependant

s‘adapter à toute circonstance.

Pour ce qui concerne la planification de la trajectoire du forage directionnel, il est nécessaire

d‘effectuer des calculs très rigoureux car il s‘agit de faire la géométrie du trajet de la sonde

jusqu‘à l‘objectif attendu. Il existe plusieurs méthodes de calculs que nous n‘étalerons pas dans

cet ouvrage.

TROISIEME PARTIE:

ETUDES DE CAS

TROISIEME PARTIE : ETUDE DE CAS Chapitre VIII : Cas de Tsimororo

~ 117 ~

Chapitre VIII: CAS DE TSIMIRORO

En 2004, l‘OMNIS a conclu avec la compagnie Madagascar Oil S.A la signature des

Contrats de Partage de Production pour pouvoir permettre à ce dernier d‘acquérir des intérêts

dans cinq blocs pétroliers situés dans l‘Ouest du pays, couvrant une superficie d‘environ

29 500km2 de terre, dans les régions de Melaky et de Menabe. La société est encore au stade

d‘exploration et se fixe l‘objectif d‘identifier une ou plusieurs locations pour effectuer des

forages en profondeur en vue de trouver du gaz ou du pétrole léger. Entre 2004 et 2011,

Madagascar Oil a investi plus de 150millions de dollars américains en travaux de terrain et a

dépensé plus de 200millions de dollars, y compris en coûts non récupérables, pour poursuivre les

activités d‘exploration sur ses blocs.

Dans ce travail, nous nous concentrerons plus sur le projet d‘exploitation de l‘huile lourde de

Tsimiroro - Bloc 3104. Pour ce bloc, on envisage d‘aboutir à la toute première production

commerciale de pétrole à Madagascar, et avec le lancement du projet test d‘injection de vapeur

prévoyant une production moyenne de 1000 barils par jour en 2013 en vitesse de croisière et

avec une capacité de stockage de 180 000barils de pétrole.

VIII.1. PRESENTATION DE LA SOCIETE MADAGASCAR OIL [8] [16] [17]

[20]

VIII.1.1. Biographie

Madagascar Oil S.A. est une Société Anonyme de droit malagasy créée en 2004 et ayant

son siège à Antananarivo fondée par Samuel Malin avec deux hommes d‘affaires Australiens,

Alan Bond et Robert Nelson.

Elle est filiale de :


~ 118 ~

Madagascar Oil Limited Bermudes (inscrite à la Bourse de Valeurs AIM de Londres

depuis Novembre 2010) ; et de

Madagascar Oil Limited Maurice.

Le Royaume Uni, l‘Asie, les Etats-Unis, le Norvège et la France, entre autres, sont représentés

dans l‘actionnariat. Touradji Capital Management, RAB Capital, Persistency Capital et Grafton

Resources sont les principaux actionnaires.

Le domaine d‘activité stratégique de Madagascar Oil est l‘exploration pétrolière, ainsi que le

développement et la production de pétrole; et ses opérations sont exclusivement concentrées à

Madagascar.

VIII.1.2. Contrats de Partage de Production

Les projets de Madagascar Oil sont régis par des Contrats de Partage de Production

signés en 2004 avec l‘OMNIS, une société d‘état. Ces contrats procurent des intérêts signifiants

au Gouvernement de Madagascar par rapport à la production future. La compagnie a acquis le

titre minier 11/04/TM du 06/07/04. La durée des travaux est de huit ans.

La compagnie a signé cinq contrats:

quatre blocs sont opérés par la compagnie à 100%: bloc 3104 - Tsimiroro; bloc 3105 -

Manambolo; bloc 3106 - Morondava; bloc 3107 - Manandaza ;

le dernier bloc, 3102 - Bemolanga, est opéré à 40% en partenariat avec Total

Exploration & Production Madagascar.

Source Madagascar Oil, Journée du Pétrole Amont du 28 Septembre 2012

Figure 45: Présentation des cinq blocs acquis par Madagascar Oil


~ 119 ~

VIII.2. DESCRIPTION SUR LE GISEMENT [17] [19] [21]

Tsimiroro est un village dont les coordonnées de Laborde sont X=750 et Y = 250 sur la

carte de Madagascar. Il a attiré plusieurs groupes pétroliers étrangers au début des années 1900

parce que des infiltrations d'huile lourde y ont été produites. Et alors il est devenu le nom d'un

grand gisement d'huile lourde dans le bassin onshore de Morondava. L‘huile lourde de

Tsimiroro, comme le grès bitumineux de Bemolanga, a engendré un intérêt particulier dans la

recherche pétrolière malgache durant le 20ème

siècle. Le gisement de l‘huile lourde est situé à

350km au Nord-Ouest d‘Antananarivo dans le District Miandrivazo, Région Menabe, et District

Morafenobe, Région Melaky. Il est localisé dans la partie Nord-Est du bassin de Morondava.

Source Madagascar Oil, Journée technique du Pétrole Amont (05 Mai 2010)

Figure 46: Bloc 3104 - Tsimiroro


~ 120 ~


Figure 47: Localisation du gisement de Tsimiroro

On y trouve des hydrocarbures dans les formations d‘Isalo et d‘Amboloando. Les

caractéristiques les plus importantes de ce gisement d‘huile lourde, selon l‘analyse du pétrole

brut en Mars 2010, sont:

Densité: 14,2 degrés API

Pourcentage de Soufre: 0,29% en poids

Viscosité à 40 degrés centigrades: 10.791 cSt.

De ce fait, il renfermerait les meilleures réserves de pétrole lourd de l‘ordre de 3 milliards de

barils avec une possibilité de pétrole léger et de gaz naturel. Madagascar Oil réalise des projets

pilotes par le système d‘injection cyclique de vapeur tout en continuant à effectuer des travaux

de forage en vue de confirmer l‘existence des réserves de base. On pense que Tsimiroro serait

capable d‘atteindre une production d‘au moins 100 000 barils par jour pendant près de 20 ans. La

première production a été réalisée en mars 2008, à une époque où 1000 barils ont été produits.

VIII.3. ANALYSE ET BILAN DE L’EVOLUTION DES TECHNIQUES

D’EXPLORATION DU BLOC [8] [17] [19]

VIII.3.1. Synthèse des activités avant l’acquisition du bloc par

MOSA

Les premières concessions pétrolières ont apparu vers 1902-1906. Le forage faisait

partie des premières investigations faites à Tsimiroro, dont le premier avait eu lieu en 1909.


~ 121 ~

Différentes campagnes de forage, menées par plusieurs opérateurs, ont ajouté plus de 70 puits au

site mais sans réelles avancées commerciales. De 1909 à 1948, on a réalisé 20 puits carottés. On

a compté l‘existence de 5 puits profonds de 1936 à 1960. A partir de 1976, les recherches

géologiques ont été entreprises dans la région de Tsimiroro. Avec l‘arrivée de technologies plus

performantes, des campagnes sismiques étaient lancées, débutant par une méthode

conventionnelle et plus tard par une sismique haute résolution vers les années 2000.

IX.3.2. Activités entrepris à Tsimiroro à partir de 2004

Après l‘entrée en vigueur du Contrat de Partage de Production signé avec l‘OMNIS en

Décembre 2004, divers travaux se sont succédés afin de pouvoir rentabiliser le développement

de ce gisement d‘huile lourde.

Le tableau suivant met en évidence l‘évolution des activités d‘exploration à Tsimiroro :

Tableau 11: Evolution des travaux d'exploration à Tsimiroro

ANNEES REALISATIONS OBSERVATIONS

2005-2006

Analyse des données remises par l‘OMNIS

Construction de quelques centaines de km de

route

Construction de camp, de l‘aérodrome de

Tsimiroro

Conception et acquisition des équipements de

forage et de production en vue des essais

Analyse des ressources pétrolières par la

NSAI

Analyse de développement par Franhrne

2006-2007

Forage de 21 puits

21 puits forés avec de très bon

indice

Identification de 32 nouvelles

fermetures structurales (pièges

potentiels)


~ 122 ~

2007

Construction du pont sur la rivière

Manambolomaty

Analyse structurelle du gisement par Weinman

Geoscience

Expédition des équipements à Madagascar et

livraison sur le chantier de Tsimiroro

Construction d‘infrastructure de production et

d‘injection de vapeur

Test de production à froid

Rendement moyen de 1 à 6

barils d‘huile lourde par jour

2008

Forage de 23 puits dans 15 structures parmi

les 32 structures trouvées en 2007

Lancement du projet pilote d‘injection de

vapeur cyclique (production à chaud)

14 puits sur les 23 forés ont

permis de découvrir du pétrole

100 barils d‘huile lourde par

jour

Accomplissement avec succès

du CSS

Confirmation du succès des

forages avec d‘importantes

ressources

2009

Evaluation des informations recueillies sur

terrain en 2007 et 2008

Evaluation financière pour un développement

intégral utilisant les experts de Décision

Strategies

Reconstitution d‘une base pour

les opérations sur terrain en

2010

2010

Campagne d‘études en tomographie de

Résistivité Electrique (441 km et

correspondant à 44 lignes)

Campagne de forage : 24 puits d‘exploration

supplémentaires

Achèvement des études du réservoir, de

l‘ingénierie du terrain

Campagne d‘exploration

réussie jusqu‘ici


~ 123 ~

Début des acquisitions d‘équipements et de

matériaux pour le Steam Flood

2011

Campagne de forage

Proposition de scénario du Projet Pilote

« Steam flood »

Révision à la hausse de l‘estimation des

ressources contingentes en place par

Netherland Sewell & Associates

En attente d‘approbation du

Steam Flood

Estimation à 1,7 milliards de

barils d‘huile lourde :

meilleure estimation

2012

Construction des infrastructures de stockage

d‘une capacité totale de 180000 barils d‘huile

lourde

Lancement du projet d‘injection de vapeur

« Steam Flood Pilot Project »

Prévision de production

moyenne de 1000 barils/jour

Source Madagascar Oil, Journée du Pétrole Amont (28 Sept 2012)

Figure 48: Résumé des activités marquantes sur Tsimiroro


~ 124 ~

Les figures ci-dessous montrent quelques illustrations de ces travaux énumérés dans le tableau

10 précédent :


Figure 49: Acquisition sismique


Figure 50: Lignes des études ERT


~ 125 ~


Photo 6: Puits de forage d‘exploration

VIII.3.2. Prochain calendrier des activités de MOSA

Le détail des prochains travaux de développement envisagés par le groupe pour les

années à venir après le lancement du Projet Pilote d‘injection de vapeur :

- 2013 : production test du Projet Pilote – prévision de production moyenne de 1.000 barils de

pétrole par jour en cas de réussite;

- 2014 : évaluation des résultats et prise de décision;

- 2015 à 2019 : si la commercialité est vérifiée, la construction des infrastructures se fera dont

celles pour la production, pipelines et ports;

- 2019 : lancement de la production commerciale pour une vitesse de croisière potentielle de

150.000 barils de pétrole par jour.

La compagnie se prépare actuellement pour sa troisième phase d‘exploration. Elle se trouve dans

une phase de transition appelée « phase de développement ».

Le plan montrant les détails de la situation générale du gisement de Tsimiroro est :


~ 126 ~


Figure 51: Projet Tsimiroro

VIII.4. ETUDES ANALYTIQUES DES TECHNIQUES DU PROJET PILOTE DE

TSIMIRORO [16] [17] [33]

Le problème que posent l‘exploitation et la production des huiles lourdes est la faible

mobilité de l‘huile dans la matrice poreuse constituée par la roche réservoir. Le projet pilote

consiste ainsi à trouver une méthode efficace appropriée visant à neutraliser la viscosité de

l‘huile lourde en place en faisant des essais de production. La méthode de récupération d‘huile

par injection de vapeur est une des méthodes thermiques de récupération.

Ces méthodes s‘appliquent spécialement aux huiles lourdes dont la forte viscosité interdit

d‘espérer une récupération importante. L‘injection de vapeur dans un réservoir permet de

modifier les propriétés de l‘huile dont il est question. En particulier, la viscosité du brut diminue

d‘une manière d‘autant plus significative, lorsque la température augmente, l‘huile est

initialement plus visqueuse.

Pour le projet Tsimiroro, on a procédé à trois techniques :


~ 127 ~

VIII.4.1. Cycling Steam Stimulation (CSS)

Le Cycling Steam Stimulation s‘effectue en trois différentes étapes:

Injecter de la vapeur dans le réservoir

La vapeur injectée réduit la viscosité de l‘huile et le fait fondre

Pomper facilement l‘eau et l‘huile lourde chauffée


Figure 52: Puits de CSS

Cette technique a permis de récupérer jusqu‘à 20% de l‘huile lourde brut dans le

réservoir. Cette technique appelée aussi « Huff and puff » et « Push and pull » consiste à

effectuer des cycles successifs d‘injection de vapeur et de production d‘huile dans le même puits.

La réalisation de cette méthode a conduit à la déduction de quelques paramètres :

VIII.4.1.1. Pour le réservoir

- Les paramètres de base pour l‘injection de vapeur ont donné une réponse thermique efficace

- Détermination de la qualité et des caractéristiques du brut pour le marché

- Détermination des puits de production

- Aucune production de sable

- Facteur de récupération de 16% par la technique du CSS

VIII.4.1.2. Pour les opérations

- Détermination de la qualité de la source d‘eau locale appropriée pour la vapeur

- Capacité d‘utilisation du pétrole brut comme carburant


~ 128 ~

- Détermination des paramètres de rendement du pompage

- Possibilité d‘utilisation du pétrole brut pour les œuvres de construction à Madagascar

Etant donné les résultats, on en conclut que cette opération s‘avère être un succès, et que

les caractéristiques classiques du gisement ont été démontrés, permettant de réaliser le

développement dans les meilleures conditions.

VIII.4.2. Steam Flooding (SF)

Ce procédé consiste à injecter en continu de la vapeur à travers un puits d‘injection situé

au centre, de sorte à liquéfier l‘huile lourde pour ensuite l‘extraire plus facilement par système de

pompage à partir de quatre autres puits adjacents. Le Projet Pilote inclura 9 puits d‘injection de

vapeur, 16 puits de production et 3 puits d‘observation.

Dans ce cas, le taux de récupération excède les 50% par rapport à celui de la méthode cyclique.

Avantages de cette méthode :

- Augmentation du taux de récupération de 4 fois celui du CSS, estimée au total à 60%

- Simplification des opérations : les équipements et les injecteurs de vapeurs fonctionnent sans

interruption

- La perte de chaleur engendrée par une zone peut servir à en alimenter une autre. Ceci

démontre une efficacité énergétique plus grande.

- Toutes les zones sont traitées immédiatement, rendant le projet plus économiquement

attrayant. Le CSS n‘est applicable qu‘au-delà de 30cm autour du puits.

-


Figure 53: Principe de Steam Flooding


~ 129 ~

VIII.4.3. Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD)

Cette fois-ci, la technique utilisée pour extraire cette huile est composée de deux puits

horizontaux situés l‘un sur l‘autre: un puits d‘injection et un puits de production. Le puits

supérieur sert à injecter de la vapeur qui chauffera le réservoir afin de réduire la viscosité du

fluide. L‘huile s‘écoulera sous l‘effet de la gravité vers le puits producteur situé à l‘inférieur.

Comme ce qui est décrit sur le schéma suivant:

Source http://www.ifpenergiesnouvelles.fr

Figure 54: Puits de SAGD

VIII.5. MESURES DE PREVENTION DE L’ENVIRONNEMENT [8]

Madagascar Oil est fortement engagée sur le plan environnemental et social pour

apporter une contribution positive auprès des communautés locales avoisinantes et au bénéfice

du pays. Elle se conforme à toutes les réglementations environnementales et à des standards et

normes internationaux, et soutient une politique sérieuse de Santé, Sécurité et Environnement

(HSE). La compagnie est très soucieuse par rapport au respect de l‘environnement et entreprend

plusieurs actions pour sa préservation, telles que :

La lutte contre les érosions

La gestion de la qualité de l'eau


~ 130 ~

La protection de la biodiversité

La gestion des eaux usées et des déchets

La lutte contre les déversements accidentels

La gestion et le contrôle des matières dangereuses

La formation environnementale

La sensibilisation des communautés

Rappelons brièvement que dans le CPP, les clauses environnements sont très strictes, telles que :

Protection de l‘environnement et prévention de la pollution

Nettoyage et restauration de l‘environnement en son état initial avant chaque rendu

EIE avant chaque opération pétrolière

Démobilisation

Minimisation des impacts négatifs sur les zones de réserves naturelles

TROISIEME PARTIE : ETUDE DE CAS Chapitre IX : Cas de Manja

~ 131 ~

Chapitre IX: CAS DE MANJA

Conscient du développement de l‘exploration pétrolière en Afrique de l‘Est, il existe

encore cependant d‘importantes zones inexplorées à Madagascar, ce qui a attiré la société

Amicoh à y investir. En 2005, l‘OMNIS, représentant de l‘Etat malgache, a octroyé une licence à

Amicoh Resources pour l'exploration du bloc de forage 3108 à Manja se situant à l'ouest de la

zone côtière de Madagascar.

IX.1. PRESENTATION DE LA COMPAGNIE AMICOH [1] [2]

IX.1.1. Biographie

La compagnie est une filiale de Crown Energy AB. Elle se concentre sur les activités

pétrolières en vue développer le secteur amont sur le continent africain. En ce qui concerne le

secteur aval, elle couvre tous les aspects du marché en matière de produits raffinés. Son siège

social se base en Genève. Elle possède des bureaux à Madagascar, au Zimbabwe, au Kenya, au

Royaume-Uni, et dans dix pays d‘Afrique, du Moyen-Orient, d‘Europe et en Chine.

Aminex et Mocoh Ressources, deux sociétés spécialisées dans l‘industrie pétrolière, se sont

associées afin d‘effectuer des recherches dans le bassin de Morondava à Manja en 2005 et

former le groupe Amicoh. Mais il se trouve que depuis le 19 juin 2008, Mocoh possède 100 %

des capitaux propres d'Amicoh et continue à lui seul les activités de recherches.

IX.1.2. Type de contrat avec l’OMNIS

Un contrat de partage de production a été signé entre les deux parties afin de pouvoir

permettre à Amicoh de commencer ses recherches. Le titre minier correspondant à ce bloc est le

22/05/TM du 19 Octobre 2005. Un accord d‘extension a été signé le 17 Août 2012, un délai qui

permettra à la compagnie. Elle est encore dans la phase II de son exploration.


~ 132 ~

Source Amicoh, Journée du Pétrole Amont (28 Sept 2012)

Figure 55: Présentation du bloc

IX.2. DESCRIPTION DU BLOC

Le Bloc 3108 est le bloc sur lequel opère Amicoh avec une superficie totale de 7 180

km2 suite à la desannexion de Novembre 2009 et par décret présidentiel daté du mois 2005.

L‘aire de prospection est située à l‘Ouest à 40-50 km des régions côtières.


Figure 56: Situation du bloc de Manja


~ 133 ~

IX.3. ANALYSE ET BILAN DE L’EVOLUTION DES TECHNIQUES

D’EXPLORATION POUR CE BLOC

IX.3.1. Synthèse des activités avant l’acquisition du bloc

L‘exploration pétrolière dans la région de Morondava a débuté en 1950, les opérations

ont été assurées par l'entreprise française SPM, durant lequel 29 puits furent forés dans les

bassins de Morondava dont trois dans la région de Manja. Les travaux d‘exploration ont été

réalisés au moyen de technologies de pointe pour l‘époque, comme la sismique digitalisée à deux

dimensions, la gravimétrie et la magnétique terrestre. Cependant, des données gravimétriques et

magnétiques ont pu être recueillies, ainsi que 3800km d‘acquisitions sismiques. On a découvert

pour la première fois le gaz de Sikily-1 en 1954, situé dans un puits de la région de Manja. Vers

1980, AMOCO s'engagea à prospecter en onshore dans la partie centrale de ce bassin. AMOCO

a obtenu le bassin de Morondava et 5 puits ont été forés. Avec l‘aide de l‘OMNIS, les travaux de

forage ont été réalisés dans le bloc d‘Amoco et on y trouva le premier gisement commercial de

gaz de Morondava.

IX.3.2. Activités entreprises par Amicoh à partir de 2005

Des technologies plus modernes ont été utilisées pour obtenir une évaluation efficace de

la tectonique, il consiste en la prise d‘images satellites. De même, les levés aéroportés ont été

menés afin de faciliter les interprétations gravimétriques. L‘étude détaillée du bloc nécessite des

analyses géochimiques. Une campagne de nouvelle acquisition sismique 2D sur 500km a été

entreprise et d‘anciennes données sismiques 2D de 2100km ont été retraitée en Novembre 2007.

En 2008, on rechercha les chemins de migrations, et une étude thermographique de la zone

périphérique au puits Sikily-1 est reconsidérée.

Une étude de pré-faisabilité de production d‘énergie électrique à partir du gaz du puits Sikily-1.

La figure ci-dessous représente les cinq puits d‘exploration indiquant le forage où l‘on a

découvert, et les 4000km d‘acquisition sismique dont 2108km ont été traités par Amicoh (en

bleu foncé) :


~ 134 ~


Figure 57: Localisation des forages et des lignes sismiques

Amicoh a conduit une campagne sismique réussie, définissant ainsi quatre zones de forage

éventuelles dans les structures Isalo. En tout, ce bloc compte 4 141 km de données sismiques et 5

puits forés pas suffisamment profonds. L‘un de ces puits, le puits Sikily-1 a permis la découverte

de gaz naturel depuis bien longtemps.

S‘il on récapitule les travaux achevés par cette compagnie, nous aurons le tableau suivant :


~ 135 ~

Tableau 12: Evolution des travaux d'exploration à Manja

TECHNIQUES UTILISEES RESULTATS ATTENDUS

Prospection sismique :

- Acquisitions et enregistrements de

données sismiques 2D (BP)

- Retraitement de données anciennes (du

temps de Amoco)

- Etudes d‘impacts environnementaux

- Définir la structure profonde

du sous-sol

- Identification des pièges

- Pouvoir trouver le lieu

d‘implantation des forages

- Réaliser des études d'impact

Prospection gravimétrique et magnétique :

- Acquisition de données

- Interprétation des données gravimétriques

à l'aide de l'Aeromag en place

- Définir la répartition des

diverses formations selon

leurs densités

Etude de marché sur la conversion de gaz en

électricité

- Exploiter le gaz de Sikily pour

en faire de l‘énergie pour

réduire les coûts de l‘énergie

- Améliorer et permettre

l‘approvisionnement sur le

terrain et des régions locales

La société Amicoh œuvre aussi dans des activités du secteur aval. Elle couvre tous les aspects du

marché en matière de produits raffinés. C‘est pourquoi, elle s‘intéresse tant à l‘exploitation du

gaz de Sikily situé dans la partie méridionale du bloc en énergie.

TROISIEME PARTIE : ETUDE DE CAS Chapitre X : Interprétation des données satellitaires

~ 136 ~

Chapitre X: INTERPRETATION DES

DONNEES SATELLITAIRES

Dans ce dernier chapitre, on va reprendre des données gravimétriques et magnétiques et

les interpréter dans le but de localiser les zones susceptibles à l‘accumulation pétrolière. Pour les

données gravimétriques, deux modes d‘acquisitions de données ont été évoquées notamment les

levés au sol et données satellitaires. Tandis que pour les magnétiques, on se contente de prendre

les données satellitaires qui est la seule donnée publique disponible. Ce chapitre se termine par

quelques points de réflexion sur les deux cas de Tsimiroro et Manja.

X.1. DONNEES SATELLITAIRES

La miniaturisation des équipements électroniques et l‘arrivée des relevés par satellite

permettent maintenant d‘explorer ou de produire avec une bonne rentabilité dans des endroits

difficiles d‘accès et éloignés, des localisations qui, autrefois, gonflaient les coûts de façon

prohibitive. Les méthodes de photographie par satellite facilitent la pénétration des nuages et le

couvert végétal.

La gravimétrie satellitaire est cependant une technologie assez récente. La gravimétrie spatiale

utilise l'étude des orbites des satellites artificiels de la Terre pour déterminer les anomalies du

champ de gravitation terrestre, et quant à la magnétique spatiale, pour déterminer celles du

champ magnétique terrestre total ou l‘une de ces composantes.

Ainsi, les données aériennes que nous allons traiter sont des données satellitaires accessibles sur

la mappemonde virtuelle Google Earth, nous permettant de visualiser les images, enregistrées

par satellite, de la plupart des endroits de la Planète.

Les données issues de ce logiciel Google Earth sont représentées sous forme de cartes

d‘anomalies dont les variations sont mises sous forme de palette de couleurs. Ces différentes

couleurs représentent la variation des anomalies pour la zone considérée.

Les sources de données sont :

o S I O : Scripps Institution of Oceanography qui fait partie de l'un des plus anciens, des

plus grands et des plus importants centres de recherche scientifique maritime au monde.

http://fr.wikipedia.org/wiki/Centre_de_recherche

http://fr.wikipedia.org/wiki/Oc%C3%A9an


~ 137 ~

o NOAA : National Oceanic and Atmospheric Administration est l'agence américaine

responsable de l'étude de l'océan et de l'atmosphère, visant à informer le public du rôle et du

fonctionnement des océans et de l‘atmosphère.

o NGA : National Geospatial Intelligence Agency anciennement appelé « National

Imagery and Mapping Agency (NIMA) », est une agence du département de la Défense des États-

Unis qui a pour fonction de collecter, analyser et diffuser le renseignement géospatial en utilisant

l'imagerie satellite.

o GEBCO : General Bathymetric Chart of the Oceans, est une représentation bathymétrique

standardisée des fonds marins, consultable et utilisable par le grand public.

X.1.1. Anomalies gravimétriques

La carte ci-dessous offre une vue globale des anomalies gravimétriques. Rappelons que

l‘anomalie de Bouguer est l‘influence gravimétrique des différences entre la terre réelle et le

modèle de géoïde. La précision mentionnée est de 20 mGal. Les couleurs et les contours de

20mGal sur ce recouvrement représentent des variations de la traction de la pesanteur liée aux

variations de la masse à l'intérieur de la terre ou sous l'océan. Au-dessus de l'océan les variations

de la pesanteur sont mesurées par un altimètre de radar en orbite. Le radar mesure les variations

de la taille de la surface d'océan relativement à une forme ellipsoïde idéale.

Pour ce qui concerne l‘acquisition de la carte d‘anomalie satellitaire du bassin de Morondava

comportant les blocs de Tsimiroro et de Manja, le résultat est le suivant :

http://fr.wikipedia.org/wiki/%C3%89tats-Unis


http://fr.wikipedia.org/wiki/Atmosph%C3%A8re_de_la_Terre

http://fr.wikipedia.org/wiki/NIMA

http://fr.wikipedia.org/wiki/D%C3%A9partement_de_la_D%C3%A9fense_des_%C3%89tats-Unis

http://fr.wikipedia.org/wiki/D%C3%A9partement_de_la_D%C3%A9fense_des_%C3%89tats-Unis

http://fr.wikipedia.org/wiki/Imagerie_satellite

http://www.gebco.net/

http://fr.wikipedia.org/wiki/Bathym%C3%A9trie



~ 138 ~

Source : http : topex.ucsd.edu/www.htm/mar_grav.html

Source : http://earth-info.nga.mil/GandG/wgs84/gravitymod/egm2008/anomalies_dov.html.

Photo 7 : Carte gravimétrique satellitaire montrant les variations de l‘anomalie gravimétrique

dans les blocs de Tsimiroro et de Manja

X.1.2. Anomalies magnétiques

Le principe de l‘obtention de données d‘observations magnétiques satellitaires est semblable à

celles que précédemment. La précision mentionnée ici est de 50 nT.


~ 139 ~

Document réalisé par Ludovic Delorme

Photo 8: Carte magnétique satellitaire montrant les anomalies magnétiques dans les blocs de

Tsimiroro et de Manja

X.1.3. Interprétations des cartes d’anomalies

Interprétation de la carte gravimétrique satellitaire :


~ 140 ~

Figure 58: Carte gravimétrique de la zone d'étude

1. Cas du bloc de Tsimiroro

D‘après la carte, ce bloc se situe dans une zone où l‘on observe une valeur négative de

l‘anomalie gravimétrique, variant de -20 à -120mGal.

En partant des limites du bloc (en rouge sur la carte), on peut constater une décroissance de

densité des structures vers le centre et une légère remontée aux alentours des limites (à l‘Ouest

et à l‘Est du bloc). Ces variations peuvent s‘interpréter comme suit:

- L‘anomalie négative montre une structure légère qui peut assimiler la présence de pièges

pétroliers.

- La variation brusque de l‘anomalie à l‘Ouest et à l‘Est du bloc montre le passage de deux

failles : celle de Bemaraha et de celle de Bongolava. (cf Annexe 2 : Schéma structural du

bassin de Morondava)


~ 141 ~

2. Cas du bloc de Manja

On remarque une croissance des valeurs des anomalies en partant de l‘Est vers l‘Ouest.

Cette zone présente aussi des anomalies négatives liées à l‘existence d‘hydrocarbures comme on

l‘a déjà annoncé dans le cas de la carte gravimétrique de Tsimiroro,

L‘accumulation des anomalies autour de 20 mGal dans la zone située à l‘extrême Ouest,

représente une forte concentration de structure fermée basique. C‘est une possibilité de pièges à

hydrocarbure pouvant s‘associer à un diapir et bien probablement le dôme de sel de Manja.

Interprétations de la carte d’anomalie magnétique

Figure 59: Carte d'anomalie magnétique


~ 142 ~

1. Cas du bloc de Tsimiroro

D‘après la carte d‘anomalie magnétique, la majorité du bloc est traversée par l‘anomalie

négative, anomalie qui correspond à la formation légère identifiée par la carte d‘anomalie

gravimétrique, une variation brusque de l‘anomalie magnétique de direction NO-SE dans la

partie nord du bloc montre le passage de la faille de Bongolava. (cf Annexe 2 : Schéma structural

du bassin de Morondava)

2. Cas du bloc de Manja

La totalité du bloc de Manja se trouve également dans une anomalie négative et

l‘anomalie reste inférieure à -100nT, c‘est la zone intéressante pour l‘accumulation pétrolière.

Une seule anomalie positive est remarquée au centre Ouest du bloc, cela se traduit par la

présence de structure plus lourde également visible dans la carte d‘anomalie gravimétrique ci-

dessus.

X.2. REFLEXIONS SUR LE CAS DE CES DEUX BLOCS TSIMIRORO ET

MANJA

A l‘issue de ce travail, on a pu tirer les observations et les recommandations finales

suivantes pour chaque cas:

X.2.1. Projet Tsimiroro

L‘arrivée de la technologie de forage horizontal permettrait l‘exploitation de l‘huile lourde de

Tsimiroro de façon rentable, et une augmentation considérable du taux de récupération. Comme

la société Madagascar Oil est actuellement en phase de développement du gisement de pétrole

non conventionnel de Tsimiroro, il s‘avère bénéfique et avantageux de se conformer à

l‘évolution des technologies d‘exploration pour améliorer les critères de rendement.

X.2.2. Projet Manja

Après constatation des activités réalisées jusqu‘ici par la compagnie Amicoh, il est souhaitable

d‘intensifier les recherches dans le bloc de Manja, et élaborer un programme bien précis de puits

conçu pour estimer les réserves. Avec toutes les acquisitions sismiques déjà traitées, on peut

cependant faire la modélisation du bassin de Morondava pour l‘identification du système

pétrolier.

~ 143 ~

CONCLUSION

Même si la crise politique paralyse la Grande île depuis 2009 et cet évènement a fait fuir

des compagnies comme Exxon, Total, Shell et deux compagnies indépendantes qui explorent le

sous-sol malgache dans l‘expectative. Madagascar figure, aussi bien comme le Mozambique ou

l‘Ouganda, sur la nouvelle carte pétrolière du monde. Les prix élevés du baril de l‘or noir ces

dernières années et l‘amélioration des techniques d‘exploration incitent à la découverte et

l‘exploitation de réserves dans des régions qui ne figuraient pas sur la carte pétrolière mondiale

conventionnelle.

Le sous-sol malgache dispose d‘une réserve importante en hydrocarbures. L‘huile

lourde de Tsimiroro, le gaz naturel de Manja, et le pétrole léger en sont des preuves. Mais le

pétrole peine à sortir du sous-sol et du fond marin car dans les années 90, les technologies

n‘étaient pas suffisamment avancées pour l‘exploration. Actuellement, on constate que la

technologie a évolué, les diverses techniques d‘exploration se sont améliorées. Le présent

ouvrage a permis de faire savoir l‘avancée des diverses techniques utilisées pour l‘exploration

pétrolière, particulièrement pour le cas de Tsimiroro et de Manja. L‘utilisation de la méthode de

photographie par satellite facilite aussi l‘acquisition et l‘accès aux données. Madagascar Oil est

aujourd‘hui sur le point de développer le premier projet pétrolier réussi à Madagascar. Quant à

l‘exploration du bloc de Manja, les travaux effectués permettront une visualisation plus précise

du bassin de Morondava et de l‘exploitation de gaz naturel. Madagascar, avec l‘aide de

l‘application de nouvelles techniques, fait ainsi son entrée au sein des pays producteurs de

pétrole.

Ainsi la demande mondiale de pétrole, et particulièrement des pays émergents, ne cesse-

t-elle de croître. Avec l‘aide de l‘évolution des technologies d‘exploration pétrolière, il serait

alors primordial d‘élargir de nouveaux horizons pétrolifères, et de reconsidérer les ressources

autrefois qualifiées insatisfaisantes après avoir étudié leur rentabilité économique. Les

améliorations apportées aux diverses techniques d‘exploration pétrolière permettront d‘amortir

les risques sur les investissements et de rendre les futurs projets bénéfiques et rentables pour

tous. Pour terminer nous souhaitons qu‘une simulation économique adaptée pour chaque

technique soit développée.

~ a ~

ANNEXES

ANNEXE 1: Utilisations et finalités du pétrole

Si le pétrole brut n'est quasiment pas utilisable en l'état, il se prête en revanche à de

multiples possibilités de transformation. Ce qui en fait une source d'énergie extrêmement

polyvalente et difficile à remplacer, du moins aujourd'hui, dans de nombreux usages. Les

diverses utilisations diffèrent d‘un pays à un autre, car à travers le monde, on ne consomme pas

les mêmes produits pétroliers. Les principaux utilisateurs des ressources pétrolières sont

l‘énergie et le transport.

Figure 60: Utilisations du pétrole

~ b ~

1. Différentes étapes de transformations du pétrole brut

Le pétrole est à l‘origine d‘un nombre incalculable de produits dérivés, des matières

plastiques aux peintures en passant par les cosmétiques. Cependant, cette ressource n‘est jamais

utilisée à l‘état brut. Elle doit subir un ensemble d‘opérations réunies sous le terme de "raffinage

du pétrole". Le raffinage du pétrole désigne l'ensemble des traitements et transformations visant

à tirer du pétrole le maximum de produits à haute valeur commerciale. Selon l'objectif visé, en

général, ces procédés sont réunis dans une raffinerie. La raffinerie est l'endroit où l'on traite le

pétrole pour extraire les fractions commercialisables.

Figure 61: Schéma des procédés de raffinage

2. Début de l'utilisation du pétrole

Au début, l‘homme utilisait le pétrole provenant essentiellement de gisements de

surface. Déjà dans l'Antiquité il était utilisé comme source d'énergie, sous forme de bitume pour

~ c ~

les travaux d'étanchéité, notamment pour les moyens de navigation, et même parfois, comme

médicament. Au Moyen-Âge, les Byzantins puis les Vénitiens ont fabriqué des bombes

artisanales de terre cuite remplies de pétrole et de salpêtre qui étaient des armes redoutables.

Cependant, à cette époque, l'usage du pétrole reste relativement localisé. Seuls les gisements de

surface sont exploités et les applications du pétrole restaient marginales.

3. Utilités dans les industries

La Révolution Industrielle a permis de développer de nouveaux produits et de nouvelles

technologies. Vers la fin de la Révolution Industrielle, l'usage du pétrole est encore assez

marginal, mais cette ressource présente un intérêt grandissant.

En 1852, le pétrole lampant, un combustible peu onéreux et de bonne qualité pour l'éclairage, fut

inventé par Abraham Gessner. Trois ans plus tard, fut publiés la liste de la gamme de produits

pouvant être obtenus par distillation du pétrole par Benjamin Silliman.

Autrefois utilisée sous forme brute pour l'éclairage, la hausse progressive de la demande et

l'apparition du moteur à explosion entraîne le développement de nouvelles formes de pétrole de

qualité encore plus meilleure. Dès lors, commença la ruée vers la recherche de cet or noir.

L'usage du pétrole reste malgré tout assez modeste avant le début du XXème siècle. Ensuite, la

consommation mondiale de pétrole explose littéralement, soutenue par les progrès de la chimie,

en particulier celui de la pétrochimie, et de développement du marché automobile avec les

moteurs à combustion. Jusque dans les années 1930-1940, la production de pétrole est

essentiellement américaine ; ce n'est qu'à cette époque que l'on découvre la présence d'importants

gisements au Moyen-Orient.

En gros, plus un pays est développé, plus il a dédié le pétrole au transport. Le pétrole est à la

base de la société de consommation. Nous commençons à en avoir conscience lorsque son prix

augmente, car son impact se fait sentir dans nos déplacements, notre nourriture, notre confort,

notre tranquillité...

4. Usages énergétiques

Les dérivés pétroliers à vocation énergétique sont utilisés comme carburant :

le fioul lourd, utilisé pour la propulsion de navires, et certaines centrales de production

d'électricité ;

~ d ~

le fioul domestique, utilisé par les tracteurs agricoles et la propulsion de navires, des

groupes électrogènes ;

l'essence, utilisée dans l'automobile et la petite navigation, et dans certains petits groupes

électrogènes;

le gazole, utilisé dans l'automobile et le transport routier ;

le kérosène, utilisé dans l'aviation pour les moteurs à réaction ;

les gaz de pétrole liquéfiés (butane, propane), utilisés dans l'automobile.

Certains d'entre eux sont aussi utilisés comme combustibles dans des chaudières, des fours, ou

pour la cuisson :

le fioul domestique, pour le chauffage et la production d'eau chaude ;

les gaz de pétrole liquéfiés (butane, propane), pour le chauffage, la production d'eau

chaude et la cuisson ;

et occasionnellement l'essence, dans certains réchauds.

Figure 62: Schéma bilan des usages publics et industriels du pétrole

5. Autres utilisations du pétrole

- Pour l‘habitat :

Il a permis de remplacer plus ou moins avantageusement d'anciennes solutions, comme dans le

cas du chauffage domestique remplaçant ainsi le charbon et nécessitant de régulières

manipulations.

~ e ~

- Dans les matières plastiques :

Grâce à l‘évolution de la chimie et particulièrement celle de la pétrochimie, le pétrole a pu

donner divers produits plastiques tels que : sacs, sachets, récipients souples, jouets, tuyaux, fibres

et fils synthétiques, …

- En Agriculture :

La révolution verte a fait en sorte que l‘agriculture moderne ne peut se passer du pétrole et du

gaz. Non seulement les camions, les tracteurs et les moissonneuses consomment des carburants à

base de pétrole, mais même les engrais qui nourrissent les cultures et les pesticides qui les

protègent sont issus de la pétrochimie.

- Dans les produits cosmétiques ;

- Les peintures et solvants, détergents ;

- Les produits pharmaceutiques ;

- Les explosifs, les insecticides, et bien d‘autres encore…

~ f ~

ANNEXE 2 : Schéma structural du bassin de Morondava

Source : SPM

Figure 63: Schéma structural du bassin de Morondava

~ g ~

ANNEXE 3 : Tableau de conversion des unités de mesure anglosaxonne

GRANDEUR

UNITES DE MESURE

EQUIVALENT

METRIQUE DENOMINATION ABREVIATION TRADUCTION

FRANCAISE

LONGUEUR

Inch

Foot

Yard

Statute mile

Nautical mile

In (‗‘)

Ft (‗)

Yd

Mile

mile

Pouce

Pied

Yard

Mile terrestre

Mile marin

0,0254 m

0,3040 m

0,914 m

1,609 km

1,853 km

SURFACE

Square inch

Square foot

Acre

Square mile

Sq.in

Sq.ft

Acre

Sq.mile

Pouce carré

Pied carré

Acre

Mile carrée

6,452 cm2

929 cm2

4 047 m2

2,589 m2

VOLUME

Cubic inch

Cubic foot

Barrel

US gallon

Imper. Gallon

Cu.in

Cu.ft

Bbl

US gal

Imp gal

Pouce cube

Pied cube

Baril

Gallon américain

Gallon anglais

16,39 cm3

0,028 m3

158,98 dm3

3,785 dm3

4,54 dm3

POIDS

Pound

Short ton

Long ton

Lb

Sh.ton

Lg.ton

Livre

Tonne

américaine

0,454 kg

0,907 T

1,106 T

~ h ~

Tonne anglaise

DENSITE

Pound per gal

Pound per cu. Ft

ppg

pcf

Livre/ gallon

Livre/ pouce

cube

0,1198 kg/l

0,0160 kg/l

PRESSION Pound per sq.in psi Livre/ pouce

carré

0,0703 kg/cm2

PUISSANCE Horse power hp 0,013 CV

TEMPERATURE

° Fahrenheit

° Centigrade

°F

°C

° Fahrenheit

° Celsius

(9/5) (° + 32)

(5/9) (°F -32)

TRAVAIL Pound.foot Lb.ft Livre.pied 0,1382 kg.m

En unités américaines :

- La signification du point placé entre chiffre est la virgule métrique

- Les fractions décimales d‘une longueur sont souvent données sous forme des parties de 2,

4, 8, 16, 32, 64, etc.

Ainsi : 3 ¼ in signifie 3,75 de pouce, tandis que 12 7/8 ft signifie 12,875 pied. Pour les

autres grandeurs, on préfère les décimales courantes.

~ i ~

REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES

[1] Amicoh, Septembre 2012. Présentation technique. Journée du Pétrole Amont de

Madagascar. Hotel Carlton Anosy.

[2] Amicoh, Mai 2010. Présentation technique. Journée Technique du Pétrole Amont de

Madagascar. Athana Royal Event.

[3] BORDENAVE, M.L., 1993. Applied Petroleum Geochemistry, Technip, Paris,.

[4] BOURGYNE A. T. Jr., Keith K. MILLHEIM, Martin E. CHENEVERT, F.S. Young Jr.,

1991. Applied Drilling Engineering. Second Printing. Society of Petroleum Engineers.

Richardson, TX.

[5] CHOUTEAU M., 2002. Géophysique appliquée I. Gravimétrie. Ecole Polytechnique de

Montréal.

[6] COOPER B. S. OWER J., 1984. Elements of Geochemistry. Robertson Research

International Ltd.

[7] FLANDRIN J., 1955. La Géologie du pétrole. Editions Technip. Ecole nationale

supérieure du pétrole et des moteurs. Centre d'études supérieures de prospection

géologique et géophysique. Rueil-Malmaison. Île-de-France.

[8] Flyers distribués par Madagascar Oil, Septembre 2012. Journée de Pétrole Amont. Hotel

Carlton MADAGASCAR.

[9] GABOLDE G. J.-P. Nguyen., 1999. Drilling Data Handbook. Editions Technip - Seventh

edition. Institut Français du Pétrole Publications.

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~ l ~

TABLE DES MATIERES

REMERCIEMENTS ------------------------------------------------------------------------------- I

SOMMAIRE -------------------------------------------------------------------------------------------- ii

LISTE DES ABREVIATIONS --------------------------------------------------------------------------- iii

LISTE DES FIGURES ------------------------------------------------------------------------------------- vi

LISTE DES PHOTOS -------------------------------------------------------------------------------------- ix

LISTE DES TABLEAUX ---------------------------------------------------------------------------------- x

INTRODUCTION ------------------------------------------------------------------------------------------- 1

PREMIERE PARTIE : GENERALITES SUR LE PETROLE

Chapitre I: HISTORIQUE DU PETROLE ------------------------------------------------------------- 4

I.1. LA PREMIERE DECOUVERTE DU PETROLE --------------------------------------------------------- 4

I.2. LES DATES CLES DE L‘HISTOIRE DU PETROLE ------------------------------------------------- 5

I.3. HISTORIQUE DE L‘EXPLORATION PETROLIERE A MADAGASCAR ------------ 10

I.3.1. De 1900 à 1975 --------------------------------------------------------------------------------------------------------- 10

I.3.2. De 1976 vers l‘année 2000 --------------------------------------------------------------------------------------- 12

I.3.3. 2002 vers l‘année 2009 --------------------------------------------------------------------------------------------- 14

I.3.4. De 2009 à aujourd‘hui --------------------------------------------------------------------------------------------- 17

I.4. PRODUCTEURS – CONSOMMATEURS – RESERVES PROUVEES ------------------- 19

I.4.1. Principaux pays producteurs ------------------------------------------------------------------------------------- 19

I.4.2. Principaux pays consommateurs ------------------------------------------------------------------------------- 19

I.4.3. Réserves prouvées de pétrole ------------------------------------------------------------------------------------ 20

Chapitre II:NATURE, ORIGINE ET GENESE DU PETROLE -------------------------------- 22

II.1. NATURE DU PETROLE -------------------------------------------------------------------------------------------- 22

II.1.1. Définition ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 22

II.1.2. Composition chimique ---------------------------------------------------------------------------------------------- 22

II.2. ORIGINE DU PETROLE -------------------------------------------------------------------------------------------- 25

II.2.1. Organismes originels des hydrocarbures ------------------------------------------------------------------ 26

II.2.2. Impacts sur la recherche pétrolière --------------------------------------------------------------------------- 27

~ m ~

II.3. PROCESSUS DE TRANSFORMATION DE LA MATIERE ORGANIQUE ----------- 28

II.3.1. La diagenèse ------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 29

II.3.2. La catagenèse ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 29

II.3.3. La métagenèse ----------------------------------------------------------------------------------------------------------- 29

II.4. SYSTEME PETROLIER --------------------------------------------------------------------------------------------- 30

II.4.1. Présence de roches-mères ----------------------------------------------------------------------------------------- 30

II.4.2. Présence de roches-réservoirs ----------------------------------------------------------------------------------- 31

II.4.3. Présence de roches couvertures--------------------------------------------------------------------------------- 32

II.4.4. Présence de pièges ---------------------------------------------------------------------------------------------------- 32

Chapitre III: GISEMENTS ----------------------------------------------------------------------------- 33

III.1. NAISSANCE D‘UN RÉSERVOIR ----------------------------------------------------------------------------- 33

III.1.1. Mouvement des continents --------------------------------------------------------------------------------------- 33

III.1.2. Montée et baisse du niveau de la mer ----------------------------------------------------------------------- 34

III.1.3. Evolution du réservoir ----------------------------------------------------------------------------------------------- 34

III.2. DIVERS TYPES DE PIÈGES ------------------------------------------------------------------------------------- 35

III.2.1. Pièges structuraux ----------------------------------------------------------------------------------------------------- 35

III.2.2. Pièges stratigraphiques ---------------------------------------------------------------------------------------------- 36

III.2.3. Pièges mixtes ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 37

III.3. LES DIFFÉRENTS TYPES DE GISEMENTS PÉTROLIERS ---------------------------------- 38

III.3.1. Gisements primaires -------------------------------------------------------------------------------------------------- 38

III.3.2. Gisements secondaires ---------------------------------------------------------------------------------------------- 38

III.3.3. Gisements de récupération ---------------------------------------------------------------------------------------- 38

DEUXIEME PARTIE: TECHNIQUES D’EXPLORATION PETROLIERE

Chapitre IV: PROSPECTION PETROLIERE ------------------------------------------------------ 41

IV.1. OBJECT DE LA PROSPECTION ET RECHERCHE PETROLIERE ----------------------- 41

IV.2. RECONNAISSANCE REGIONALE --------------------------------------------------------------------------- 43

IV.3. ETUDES REGIONALES SEMI-DETAILLEES --------------------------------------------------------- 44

IV.4. ETUDES DETAILLEES ---------------------------------------------------------------------------------------------- 45

IV.5. ETUDES DE ZONE D‘INTERET -------------------------------------------------------------------------------- 47

~ n ~

Chapitre V: METHODES D’INVESTIGATIONS GEOPHYSIQUES----------------------- 48

V.1. PROSPECTION GRAVIMETRIQUE ------------------------------------------------------------------------- 49

V.1.1. Fondement de la méthode ----------------------------------------------------------------------------------------- 49

V.1.2. Principes de base ------------------------------------------------------------------------------------------------------ 49

V.1.3. Données gravimétriques -------------------------------------------------------------------------------------------- 50

V.1.4. Evolution technologique de la gravimétrie --------------------------------------------------------------- 51

V.2. PROSPECTION MAGNETIQUE ------------------------------------------------------------------------------- 55


V.2.2. Principes de base ------------------------------------------------------------------------------------------------------- 55

V.2.3. Levées magnétiques -------------------------------------------------------------------------------------------------- 57

V.2.4. Evolution technologique de la méthode magnétique ------------------------------------------------ 58

V.3. PROSPECTION ELECTRIQUE --------------------------------------------------------------------------------- 61


V.3.2. Principes de base ------------------------------------------------------------------------------------------------------- 61

V.3.3. Evolution de cette technique ------------------------------------------------------------------------------------- 63

V.4. DIAGRAPHIES ----------------------------------------------------------------------------------------------------------- 67

V.4.1. Définition ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 67

V.4.2. Classification ------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 68

V.4.3. Principe général -------------------------------------------------------------------------------------------------------- 69

V.4.4. Evolution de cette technique ------------------------------------------------------------------------------------- 70

V.5. PROSPECTION SISMIQUE --------------------------------------------------------------------------------------- 76

V.5.1. Principe général -------------------------------------------------------------------------------------------------------- 77

V.5.2. Sismique réflexion ---------------------------------------------------------------------------------------------------- 78

V.5.3. Sismique réfraction --------------------------------------------------------------------------------------------------- 80

V.5.4. Evolution des technologies de prospection sismique ------------------------------------------------ 82

V.6. RECAPITULATION ……………………………………………………………86

Chapitre VI: PROSPECTION GEOCHIMIQUE -------------------------------------------------- 88

VI.1. NOTION DE GEOCHIMIE ----------------------------------------------------------------------------------------- 88

VI.1.1. Définition ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 88

VI.1.2. Place de la géochimie dans la recherche pétrolière--------------------------------------------------- 89

VI.2. OBJECTIFS ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 89

VI.3. METHODES D‘ANALYSE ---------------------------------------------------------------------------------------- 90

~ o ~

VI.3.1. Pyrolyse Rock Eval -------------------------------------------------------------------------------------------------- 90

VI.3.2. Les méthodes physico-chimiques ----------------------------------------------------------------------------- 91

VI.4. RECAPITULATION ---------------------------------------------------------------------------------------------------- 93

Chapitre VII: TECHNIQUES DE FORAGE -------------------------------------------------------- 94

VII.1. NOTION GENERALE SUR LE FORAGE ----------------------------------------------------------------- 94

VII.2. ROTARY DRILLING ------------------------------------------------------------------------------------------------ 96

VII.2.1. Généralités ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 96

VII.2.2. Principe --------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 96

VII.2.3. Boue de forage ---------------------------------------------------------------------------------------------------------- 98

VII.2.4. Paramètres de forage ------------------------------------------------------------------------------------------------- 99

VII.3. CASING ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 99

VII.3.1. Définition ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 99

VII.3.2. Objectifs du tubage ------------------------------------------------------------------------------------------------- 100

VII.4. CEMENTING ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 102

VII.5. OFFSHORE DRILLING ------------------------------------------------------------------------------------------- 105

VII.6. DIRECTIONNAL DRILLING --------------------------------------------------------------------------------- 111

TROISIEME PARTIE: ETUDES DE CAS

Chapitre VIII: CAS DE TSIMIRORO --------------------------------------------------------------- 117

VIII.1. PRESENTATION DE LA SOCIETE MADAGASCAR OIL ----------------------------------- 117

VIII.1.1. Biographie ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 117

VIII.1.2. Contrats de Partage de Production ----------------------------------------------------------------------- 118

VIII.2. DESCRIPTION SUR LE GISEMENT ---------------------------------------------------------------------- 119

VIII.3. ANALYSE ET BILAN DE L‘EVOLUTION DES TECHNIQUES D‘EXPLORATION

DU BLOC ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 120

VIII.3.1. Synthèse des activités avant l‘acquisition du bloc par MOSA ----------------------------- 120

VIII.3.2. Prochain calendrier des activités de MOSA --------------------------------------------------------- 125

VIII.4. ETUDES ANALYTIQUES DES TECHNIQUES DU PROJET PILOTE DE

TSIMIRORO -------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 126

VIII.4.1. Cycling Steam Stimulation ---------------------------------------------------------------------------------- 127

VIII.4.2. Steam Flooding ---------------------------------------------------------------------------------------------------- 128

~ p ~

VIII.4.3. Steam Assisted Gravity Drainage ------------------------------------------------------------------------ 129

VIII.5. MESURES DE PREVENTION DE L‘ENVIRONNEMENT ----------------------------------- 129

Chapitre IX: CAS DE MANJA ------------------------------------------------------------------------ 131

IX.1. PRESENTATION DE LA COMPAGNIE AMICOH ----------------------------------------------- 131

IX.1.1. Biographie --------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 131

IX.1.2. Type de contrat avec l‘OMNIS ------------------------------------------------------------------------------- 131

IX.2. DESCRIPTION DU BLOC ---------------------------------------------------------------------------------------- 132

IX.3. ANALYSE ET BILAN DE L‘EVOLUTION DES TECHNIQUES D‘EXPLORATION

POUR CE BLOC -------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 133

IX.3.1. Synthèse des activités avant l‘acquisition du bloc ------------------------------------------------- 133

IX.3.2. Activités entreprises par Amicoh à partir de 2005 -------------------------------------------------- 133

Chapitre X: INTERPRETATION DES DONNEES SATELLITAIRES --------------------- 136

X.1. DONNEES SATELLITAIRES ----------------------------------------------------------------------------------- 136

X.1.1. Anomalies gravimétriques ------------------------------------------------------------------------------------- 137

X.1.2. Anomalies magnétiques ----------------------------------------------------------------------------------------- 138

X.1.3. Interprétations des cartes d‘anomalies -------------------------------------------------------------------- 139

X.2. REFLEXIONS SUR LE CAS DE CES DEUX BLOCS TSIMIRORO ET MANJA- 142

X.2.1. Projet Tsimiroro ------------------------------------------------------------------------------------------------------ 142

X.2.2. Projet Manja ----------------------------------------------------------------------------------------------------------- 142

CONCLUSION ------------------------------------------------------------------------------------- 143

ANNEXES ----------------------------------------------------------------------------------------------- a

ANNEXE 1: Utilisations et finalités du pétrole -------------------------------------------------------------------------- a

ANNEXE 2 : Schéma structural du bassin de Morondava ---------------------------------------------------------- f

ANNEXE 3 : Tableau de conversion des unités de mesure anglosaxonne --------------------------------- g

REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES ----------------------------------------------- i

REFERENCES WEBOGRAPHIQUES ------------------------------------------------ k

Titre : « ANALYSE DE L’EVOLUTION DES TECHNOLOGIES APPLIQUEES A

L’EXPLORATION ET AU DEVELOPPEMENT DES GISEMENTS PETROLIERS »

Nombre de pages : 143

Nombre de figures : 63

Nombres de photos : 08

Nombre de tableaux : 11

Nombre des annexes : 03

RESUME

L‘exploration pétrolière à Madagascar a débuté il y a bien longtemps, mais les gisements sont

localisés dans des zones enclavées qui rendent parfois les recherches difficiles. Les

caractéristiques physiques du pétrole malgache ne permettent pas une exploitation classique, il

est donc qualifié de pétrole non conventionnel. Puisque les réserves mondiales commencent à

s‘épuiser, il est alors intéressant d‘adopter et de suivre l‘évolution des techniques adaptées pour

chaque type de gisements. L‘évolution des technologies employées pour promouvoir la

recherche pétrolière permettant la reconsidération des gisements difficiles a été élaborée.

Mots clés : pétrole, pétrole non conventionnel, exploration pétrolière, extraction, géotechnique,

réserves, marché mondial, technologies pétrolières

ABSTRACT

Oil exploration in Madagascar began long ago, but his oilfield located in landlocked areas that

make sometimes research difficult. Malagasy oil‘s physical characteristics do not allow a

traditional exploitation, that‘s why it described as non-conventional oil. As strategic reserves can

become depleted and scarce, we have to adopt and to follow the scientific and technological

developments appropriated for each type of field. Developping technology used to promote

petroleum industry allowing challenging deposits reconsideration was developed.

Key words : crude oil, non-conventional oil, petroleum exploration, mining, geotechnic,

reserves, world market, petroleum technologies

Auteur : RANAIVOSON Onilalao Manambina

Adresse : Lot G III 7 Ter Soamanandrariny

Téléphone : 0341471997

E-mail : [email protected]

Encadreurs :

Mr. RAZAFINDRAKOTO Boni Gauthier

Mr. LALAHARISAINA Joëli Valérien

mailto:[email protected]

Documents

Analyse de l’évolution des technologies appliquées à l’exploration …biblio.univ-antananarivo.mg/pdfs/ranaivosonOnilalaoM_GES_M1_12.p… · En terminant, je tiens à remercier