diplôme de Master en Ingénieur Titre : Ingénieur Pétrolier

Domaine: Science de l’Ingénieur

Mention : Ingénierie Pétrolière

Parcours : Science et Technique Pétrolière

Présenté et soutenu publiquement le 29 juin 2017

Par

TSAFACK ATEMEZEU Pacôme

MÉMOIRE DE FIN D’ÉTUDES

En vue de l’obtention du diplôme de Master en Ingénieur Pétrolière

en vue de l’obtention du dipl

UNIVERSITE D’ANTANANARIVO

ECOLE SUPERIEURE POLYTECHNIQUE

D’ANTANANARIVO

Titre : Ingénieur Pétrolier

MODELISATION 2D ET 3D DES DONNEES

GEOPHYSIQUES DU BASSIN SEDIMENTAIRE DE

RIO DEL REY, CAMEROUN

MÉMOIRE DE FIN D’ÉTUDES

En vue de l’obtention du diplôme Master Ingénieur Pétrolière

Titre : Ingénieur Pétrolier

<<MODELISATION 2D ET 3D DES DONNEES

GEOPHYSIQUES DU BASSIN SEDIMENTAIRE DE

RIO DEL REY, CAMEROUN>>

Présenté par :

TSAFACK ATEMEZEU Pacôme

Président du Jury : Monsieur ANDRIANAIVO Lala Professeur,

Responsable de la mention Ingénierie pétrolière, ESPA

Rapporteurs : Monsieur RAZAFINDRAKOTO Boni Gauthier

Maître de Conférences, ESPA

: Monsieur ANDRIAMBOAVONJY Mamy Rija

Géophysicien, SGDM

Examinateurs : Monsieur RAKOTO Heritiana

Enseignant chercheur à l’Université d’Antananarivo

: Monsieur GARO Joelson Sebille,

Enseignant chercheur à l’Université d’Antananarivo

UNIVERSITE D’ANTANANARIVO

ECOLE SUPERIEURE POLYTECHNIQUE

D’ANTANANARIVO

Domaine: Science de l’Ingénieur

Mention : Ingénierie Pétrolière

Parcours : Science et Technique Pétrolière

MODELISATION 2D ET 3D DES DONNEES GEOPHYSIQUES DU BASSIN SÉDIMENTAIRE DU RIO DEL REY i

REMERCIEMENTS

Avant toute chose, mon plus grand devoir est de rendre grâce à Dieu Tout Puissant, qui

a permis, en me prêtant son souffle de vie, que je termine ce travail de fin de cycle.

Ce travail n'aurait pu arriver à son terme sans la contribution de nombreuses personnes

auxquelles je voudrais exprimer ici ma profonde reconnaissance.

J’adresse mes vifs remerciements :

- A Monsieur ANDRIANAHARISON Yvon, professeur titulaire, Directeur de l’Ecole

Supérieure Polytechnique d’Antananarivo, pour m’avoir permis d’accéder et de

m’intégrer au sein de l’établissement. leur dévouement et toute leur attention

particulière à notre formation nous font témoigner en lui beaucoup de reconnaissance et

de sympathie.

- A Monsieur ANDRIANAIVO Lala, Professeur ; Responsable de la Mention Ingénierie

Pétrolière de l’Ecole Supérieure Polytechnique d’Antananarivo pour sa bienveillance

de la Mention Ingénierie Pétrolière et d’avoir accepté de Présider ce Jury.

- Monsieur RAZAFINDRAKOTO Boni Gauthier, Maître de Conférences à l’Ecole

Supérieure Polytechnique d’Antananarivo, qui m’a dirigé, soutenu, encadré et qui a bien

voulu partager ses expériences tout au long de la réalisation de ce mémoire ;

- Monsieur ANDRIAMBOAVONJY Mamy Rija, Géophysicien de la SGDM. Je tiens à

lui adresser ma profonde gratitude d’avoir ménagé son temps pour m’apporter aides,

conseils et recommandations malgré ses multiples obligations.

- Monsieur RAKOTO Heritiana et Monsieur GARO Joelson Sebille, Maîtres de

Conférences, Enseignants Chercheurs à l’Institut et Observatoire de Géophysique

d’Antananarivo (IOGA) Domaine des Sciences et Technologie d’avoir accepté d’être

parmi les membres de Jury

- Aux professeurs, aux chefs de travaux et aux assistants, dont les enseignements reçus

ont permis de parfaire notre formation, je vous dis merci.

Enfin, j'en arrive aux remerciements qui me tiennent particulièrement à cœur, et pour

cause, ceux que j'adresse à ma famille. Je remercie donc mes parents, mon papa TEMEZEU

Joseph et ma feue maman TEMEZEU née FOUELEFACK Pauline pour l'amour, la confiance

qu'ils m'ont accordés, et pour leur soutien durant cette période qui a été bien plus longue que

MODELISATION 2D ET 3D DES DONNEES GEOPHYSIQUES DU BASSIN SÉDIMENTAIRE DU RIO DEL REY ii

prévue ! Ce travail vous est donc dédié car votre contribution dans sa réussite est sans aucun

doute, la plus importante.

Je tiens à remercier du fond du cœur papa Martin TEMGOUA pour tous ses

encadrements, son soutient, ses conseils et ses encouragements.

Je remercie également Maman Angèle et la famille ADAMOU pour tout ce qu'elles ont pu faire

pour moi.

Je remercie enfin mes frères et sœurs, Viviane, Joël, Franz, Charly, Steve, Ornella, Stella pour

avoir accepté d'être parfois privé de certains de leurs droits pour moi

Je n'oublie pas le nerf de la guerre, je remercie : toute la promotion de Mines 2012, de Pétrole

(STP) 2014, les aînés Elders, l’Association des Etudiants Camerounais de Madagascar

(ASECAM), mes amis personnels pour leur encadrement et leur soutien.

Vous tous qui avez participé, de près ou de loin, directement ou indirectement, à la réussite de

cette œuvre, trouvez dans ces lignes l'expression de ma profonde gratitude.

A vous tous, je dis Merci.

MODELISATION 2D ET 3D DES DONNEES GEOPHYSIQUES DU BASSIN SÉDIMENTAIRE DU RIO DEL REY iii

SOMMAIRE

REMERCIEMENTS ................................................................................................................... i

SOMMAIRE ............................................................................................................................. iii

LISTE DES ABREVIATIONS ................................................................................................. iv

LISTE DES FIGURES ............................................................................................................... v

LISTE DES TABLEAUX ........................................................................................................ vii

INTRODUCTION ...................................................................................................................... 1

PARTIE I : PRESENTATION GENERALE DE L’ETUDE

Chapitre 1 : PRESENTATION DU PROJET ..................................................................... 3

Chapitre 2 : PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE ................................................ 9

PARTIE II : MATERIELS ET METHODES APPLIQUES POUR LA RECHERCHE

PETROLIERE

Chapitre 3 : GENERALITES SUR UN GISEMENT DE PETROLE .............................. 14

Chapitre 4 : METHODOLOGIES APPLIQUEES A L’EXPLORATION PETROLIERE

........................................................................................................................................... 20

PARTIE III : MODELISATION 2D ET 3D, INTERPRETATIONS DES RESULTATS

Chapitre 5 : PRINCIPE DE LA MODELISATION 2D, 3D ET LOGICIELS DE

TRAITEMENT ................................................................................................................. 39

Chapitre 6 : PRESENTATION DES DONNEES ............................................................. 43

Chapitre 7 : MODELISATION 2D DE LA ZONE D’ETUDE ........................................ 50

Chapitre 8 : MODELISATION 3D ET INTERPRETATIONS ....................................... 61

CONCLUSION ........................................................................................................................ 66

BIBLIOGRAPHIE ...................................................................................................................... I

WEBOGRAPHIE ..................................................................................................................... III

TABLE DES MATIERES

MODELISATION 2D ET 3D DES DONNEES GEOPHYSIQUES DU BASSIN SÉDIMENTAIRE DU RIO DEL REY iv

LISTE DES ABREVIATIONS

2D Deux Dimensions

3D Trois Dimensions

ASCII American Standard Code for Information Interchange

ATS Application Technology Satellite

Ba Champ d’anomalie crustal

BGI Bureau Gravimétrique Internationale

Bi Champ interne induit

Bp Champ principal

BRGM Bureau des Recherches Géologiques et Minières

Bt Champ transitoire

ELF Essence et Lubrifiant de France

EMAG2 Earth Magnetic Anomaly Grid 2

g Champ gravitationnel

GPS Global Positioning System

IDH Indicateurs Directs d'Hydrocarbure

Magsat Magnetic Field Satellite

NASA National Aeronautics and Space Admnistration (Administration

National de l’Aéronautique et de l’Espace)

nT Nano tesla

PMC Point Miroir Commun

PNUD Programme des Nations Unies pour le Développement

SAS Small Astronomy Satellite

ΔgB Anomalie de Bouguer

MODELISATION 2D ET 3D DES DONNEES GEOPHYSIQUES DU BASSIN SÉDIMENTAIRE DU RIO DEL REY v

LISTE DES FIGURES

Figure 1 : Aperçues géologiques des bassins côtiers camerounais ............................................ 4

Figure 2: Étages stratigraphiques. .............................................................................................. 6

Figure 3 : Coupe géologique du bassin du Rio del Rey. ............................................................ 7

Figure 4 : Présentation du bassin du Rio del Rey et du bassin de Douala. ................................ 9

Figure 5: Carte géologique du Cameroun. ............................................................................... 12

Figure 6 : Types d'hydrocarbures générés à partir du kérogène en fonction de la profondeur

d’enfouissement. ...................................................................................................................... 16

Figure 7: Migrations primaire et secondaire du pétrole conduisant à la formation d’un

gisement. .................................................................................................................................. 18

Figure 8: Principaux types de pièges à pétrole. ........................................................................ 19

Figure 9: Schéma du principe de la gravimétrie, montrant un contraste de densités ρ1 et ρ2. 27

Figure 10 : Satellite Landsat 8 lancé le 11 février 2013. .......................................................... 29

Figure 11 : Variation de l’anomalie suivant la profondeur, a) source situant à une faible

profondeur, b) source à plus grande profondeur. ..................................................................... 30

Figure 12 : Acquisition sismique marine. ................................................................................ 33

Figure 13 : Réflexion totale. ..................................................................................................... 35

Figure 14 : Schéma de principe de la sismique réflexion. M1, 2, 3, 4 : Miroir ; g : géophone;

E: point de tir. ........................................................................................................................... 35

Figure 15: Mode de présentation en sismique réflexion : a) la partie positive du signal est

coloré en noire et la partie négative est laissée en blanc ;b) l’ensemble des parties positives en

noir très distinctes représente les réflecteurs. ........................................................................... 36

Figure 16: Organigramme montrant les étapes de traitements de données en sismique

réflexion. .................................................................................................................................. 39

Figure 17 : Présentation du logiciel Oasis Montaj 6.4.2 .......................................................... 40

Figure 18: Organigramme présentant le traitement des données, la modélisation 2D et 3D. .. 42

Figure 19 : Profil sismique S-N du bassin du Rio del Rey. ..................................................... 43

Figure 20 : Coupe sismique montrant un réservoir de gaz. ..................................................... 44

Figure 21: Calibration des différents profils et recherche d’indices. ....................................... 44

Figure 22: Diagraphie présentant la superposition gaz-huile-eau salée. .................................. 45

Figure 23 : Carte d’anomalie de Bouguer de la zone d’étude .................................................. 47

Figure 24: Carte d’anomalie magnétique de la zone d’étude ................................................... 49

Figure 25: Modélisation 2D du profil 1 ................................................................................... 53



MODELISATION 2D ET 3D DES DONNEES GEOPHYSIQUES DU BASSIN SÉDIMENTAIRE DU RIO DEL REY vi




Figure 31: Modèle 3D du marqueur 1 ...................................................................................... 61

Figure 32: modèle 3D du marqueur 2 ...................................................................................... 62

Figure 33: modèle 3D du marqueur 3 ...................................................................................... 63

Figure 34: modèle 3D de la zone d’étude ................................................................................ 64

MODELISATION 2D ET 3D DES DONNEES GEOPHYSIQUES DU BASSIN SÉDIMENTAIRE DU RIO DEL REY vii

LISTE DES TABLEAUX

Tableau 1 : Susceptibilité magnétique de quelques roches………………………………….. 21

Tableau 2 : Densité de roches………………………………………………………………... 28

Tableau 3 : Vitesse de pénétration d'onde sismique dans le sous-sol………………………... 32

Tableau 4: Relation entre vitesse de propagation et vitesse de correction selon le type de sous-

sol…………………………………………………………………………………………….. 38

Tableau 5 : Présentation des marqueurs……………………………………………………. 61

Tableau 6 : Possibilité de système pétrolier de la zone d'étude……………………………… 65

MODELISATION 2D ET 3D DES DONNEES GEOPHYSIQUES DU BASSIN SÉDIMENTAIRE DU RIO DEL REY

1

INTRODUCTION

Le pétrole, formé au cours de millions d’années, prend son origine de la matière

organique végétale ou animale, composée de carbone, d'hydrogène, d'azote et d'oxygène. Cette

matière organique végétale et animale, après s’être déposée au fond d'une zone d'eau profonde

en même temps que du sable et de la vase, formant ainsi un bassin sédimentaire, subit une

transformation au bout de dizaines de millions d'années sous l'influence des agents bactériens

et d'une augmentation de la température et de la pression (environ 3 °C et 25 bars tous les 100

m). L'azote et l'oxygène sont éliminés et des hydrocarbures gazeux et/ou liquides se forment :

c'est le gaz naturel et le pétrole. Le pétrole étant une matière première indispensable à l’industrie

humaine mais aussi garante de puissance pour certains pays, il est fortement consommé, donc

extrêmement exploité. C’est la raison pour laquelle les techniques d’exploration et

d’exploitation se font de plus en plus innovatrices, afin de découvrir de nouveaux gisements,

suite à cette tendance de pic pétrolier qui ne tarderait à être atteint, selon les spécialistes.

Au Cameroun, il existe deux principaux types de bassins sédimentaires

qui appartiennent à trois systèmes pétroliers actifs de l’Afrique que sont le Delta du Niger, les

bassins salifères Ouest-africains et les rifts de l’Afrique Australe et Centrale. On distingue

ainsi, les bassins côtiers comme celui du bassin sédimentaire de Rio del Rey, cette zone est

actuellement en phase d’exploration, mais reste encore mal connue ; et les bassins

intracratoniques, tel le bassin de Mamfé.

Les méthodes géophysiques permettent de mettre en évidence des conditions

géologiques structurales et géométriques favorables à la présence des pièges à pétrole et des

gisements de pétrole. La méthode sismique réflexion est l’une de ces méthodes de prospection

permettant de déterminer certaines caractéristiques du sous-sol. Cependant, elle devrait tenir

compte des résultats des autres méthodes géophysiques. Une interprétation minutieuse d’une

section sismique peut donner des informations sur les faciès sédimentaires comme les

configurations des couches, les cadres géologiques, les contenus en fluide, le mode de dépôts.

D’après tous les résultats des interprétations antérieures, on a pu en déduire la présence

éventuelle de gisements en hydrocarbure dans le bassin de Rio Del Rey. Les avancées technique

et technologique nous poussent à mener des études plus poussées et plus approfondies basées

sur l’utilisation des données géophysiques pouvant nous induire à une autre interprétation plus

détaillée qu’à celle des études ultérieures effectuées avant de se lancer dans des forages

d’exploration.

MODELISATION 2D ET 3D DES DONNEES GEOPHYSIQUES DU BASSIN SÉDIMENTAIRE DU RIO DEL REY

2

C’est dans cet objectif qu’on a mené ce travail intitulé : «MODELISATION 2D ET 3D

DES DONNEES GEOPHYSIQUES DU BASSIN SÉDIMENTAIRE DU RIO DEL REY,

CAMEROUN ».

Pour atteindre nos objectifs, La modélisation du sous-sol est effectuée dans le bureau

d’étude de la SGDM (Société Géosciences pour le développement de Madagascar) pour la

maitrise des logiciels de traitement le logiciel Oasis Montaj, grâce au programme de

modélisation 2D incorporé « GM-SYS ». La modélisation des profils gravimétriques et

magnétiques se fait simultanément en tenant compte des contrastes de densité et de

susceptibilité magnétique des corps. Le modèle 2D est doté de points ayant des coordonnées

XYZ sur une ligne donnée ; Cependant, un modèle 3D est doté aussi de points avec des

coordonnées XYZ mais sur une surface donnée

Pour cela notre travail sera divisé en trois parties : nous présenterons en première partie

la présentation générale de l’étude, en particulier la présentation du bassin de Rio Del Rey, du

point de vue géologique et de décrire l’objectif de cette étude. Ensuite, la deuxième partie est

consacrée à la description de la partie théorique, qui constitue la base de notre travail, pour cela

nous montrerons les différentes méthodes et matériels utilisées en exploration pétrolière. Et en

fin, nous procèderons à la présentation des résultats obtenus et aux interprétations

correspondantes.

PARTIE I :

PRESENTATION GENERALE DE

L’ETUDE

MODELISATION 2D ET 3D DES DONNEES GEOPHYSIQUES DU BASSIN SÉDIMENTAIRE DU RIO DEL REY 3

Chapitre 1 : PRESENTATION DU PROJET

Dans ce chapitre, nous présenterons des extrais d’études déjà effectués dans notre zone

d’étude, de justifier les raisons du choix de cette zone et d’exprimer les enjeux ou perspectives

de ce projet.

1.1 Études bibliographiques

D’après des études présentées en 2011 par l’Enseignant Chercheur de l’Université de

Douala, Nkoue Ndondo Gustave Raoul, portant sur les « aquifères transfrontaliers du

Cameroun » lors du deuxième atelier en Afrique de l’Ouest et extension à l’Afrique Centrale,

on peut faire sortir les grands traits géologiques de notre zone d’études.

La Figure 1, nous montre que la partie onshore du bassin de Rio del Rey qui constitue

un bassin sédimentaire, il est séparé par le socle cristallin de Douala.

De plus l’étude effectuée par Samuel-martin Eno Belinga qui s’intitule « géologie du

cameroun », montre l’existence des gisements pétroliers Offshore du bassin du Rio del rey en

1976, et c’est le gisement de kolé marine.

Ce gisement fût découvert en juin 1974 par le forage d’exploitation de KLM.1 effectué

par STROM III. L’évaluation du champ a été réalisé en 1975 par le forage de puits KLM.2 et

KLM.3 (STROM VII). Ce gisement est situé dans l’Offshore camerounais, à l’embouchure du

Rio del Rey et qui se trouve à :

23 Km de la frontière nigériane ;

50 Km du cap Debunsha ;

78 Km de Victoria ;

Profondeur d’eau 18 à 20 m.

La structure de KOLE MARINE montre un piège pétrolier de type flanc de dôme en

deux secteurs séparés par une faille.

Secteur Nord : anticlinaux de compression ;

Secteur Sud : dôme d’argiles.


Source :(a ; MINEE, 2009) et (b ; Extrait de Dumort, 1968)

Figure 1 : Aperçues géologiques des bassins côtiers camerounais


Le gisement a la forme d’un triangle isocèle (sommet vers la côte camerounaise) dont

les dimensions sont d’environ 4 Km de base et de 2,5 Km de hauteur.

La structure pétrolière proprement dite s’étend sur une longueur de 3 Km environ et une

largeur de 0,6 à 1,5 Km. Les réservoirs productifs sont situés à une profondeur de 1 400 à 1 700

mètres.

La stratigraphie obtenue par le forage de reconnaissance KLM 1 montre les successions

des différentes formations rencontrées dans les deux milles premiers mètres

De 18 à -820 m : Formation du Benin formée essentiellement de sables grossiers.

Formation productrice d’eau pour l’injection.

De -820 à -1 700 m : Formation d’Agbada formée d’alternances d’argiles et de

sables grossier, moyens et fins. Le réservoir de Kolé est dans cette formation.

De -1 700 à -2 000 m : Formation d’Akata essentiellement argileuse constitue la

roche mère.

La Formation d’Agbada est constituée d’altérations argileuses (M) et d’altérations

sableuses (S) dont voici les appellations données par les géologues d’ELF SEREPCA :

M1 Couverture de l’Agbada

S1 Sables de Betika (G+H)

M2/M4 Couverture de S4

S4 Sables de Kolé (G+H+E)

M5 Couverture de S5

S5 Sables d’Ekundu

M6 Couverture de S6

S6 Sables de Bavo

Appelé S4, le réservoir de Kolé a été divisé en 4 niveaux : S4 I ; S4 II ; S4 III ; S4 V.

chaque niveau a ses caractéristiques propre, par contre le brut contenu est pratiquement le

même.


1.2 Connaissance actuelle sur la zone

D’après des études faites sur cette zone, il en ressort que le meilleur potentiel pétrolifère

du bassin du Rio del Rey en Offshore, se situe au centre, dans des formations appelées

"alternances deltaïques" datées du Miocène supérieur au Pliocène (environ 5 MA de dépôts).

Ces sédiments montrent des alternances de niveaux sableux deltaïques et d'argiles. Le

plissement de ces formations suggère l'existence de pièges stratigraphiques structuraux

potentiels. La présence de pièges en flancs de rides est également prouvée. D'autre part, les

rides argileuses intensément fracturées facilitent la migration d'hydrocarbures vers les pièges

potentiels. Mais il reste à savoir la vraie potentialité de ce gisement.

Figure 2: Étages stratigraphiques.


La matière organique présente une origine marine plus franche. La maturité des roches-

mères est estimé à partir de 3000 mètres de profondeur, et les principaux réservoirs découverts

se situent entre 1000 et 2000 mètres de profondeur. La figure ci-dessous nous montre une coupe

géologique du bassin sédimentaire de Rio del Rey.

Globalement, elle va nous montrer une succession des quatre formations géologiques,

à savoir : - le socle cristallin

- la formation d’Akata (nature argileuse)

- la formation d’Agbada (alternance d’argile et sables grossiers)

- la formation de Benin (sables grossiers)

Figure 3 : Coupe géologique du bassin du Rio del Rey.

1.3 Objectifs de ce travail

Notre projet consiste à faire une modélisation en 2D et 3D d’une partie du bassin du Rio

del Rey, qui est situé au Cameroun, suivant des profils. Le choix porté sur cette zone est dû à

l’implantation de diverses compagnies pétrolières, ce qui nous amène à la deuxième raison de

notre choix qu’est sa capacité de production pour le moins, la plus importante du Cameroun.

Ce projet est une étude de recherche dont, malheureusement, certaines données n’ont pu être

obtenues.

Il est à noter qu’avant toute forme de modélisation, le travail premier est de recueillir

des informations concernant les formations géologiques de la zone d’étude ainsi que les

données géophysiques, c’est-à-dire être en présence d’une bonne documentation. Les données


de forages grâce aux carottages ainsi que les données sismiques, sont d’une importance capitale

pour ce type d’exercice car, elles identifient les différentes formations souterraines rencontrées,

ce qui donnera les formes et les caractéristiques plus précises du réservoir.

1.3.1 Perspective

Le but de la modélisation est de pouvoir présenter une vue approximative du relief sous-

terrain de notre zone d’étude, afin de pouvoir ensuite déterminer des régions pouvant abriter de

potentiels gisements de pétrole (présence probable de piège, etc.) et déterminer, si cela s’avère

vrai, les réserves estimées.

Ce premier travail de modélisation pourra donc restreindre le large champ terrestre,

donnant ainsi une idée de lieux où des forages de prospection pourront être implantés. Le forage,

s’il s’avère productif, présentera les caractéristiques du gisement (perméabilité, porosité,

réservé prouvée, etc.).

La modélisation peut aussi par la suite déterminer la manière dont l’exploitation du

gisement se fera car elle présentera sa forme tridimensionnelle, dont les parties les mieux

accessibles pour optimiser la production.

Le but de ce travail est de montrer dans un premier temps, l’importance de la technique

de géophysique dans la recherche pétrolière, et en particulier les méthodes magnétiques et

gravimétriques. L’objectifs principale de ce travail est d’avancer des modèles (2D et 3D) du

bassin de Rio del Rey, ce qui permettra d’avoir une idée, non seulement des couches traversées,

mais aussi, et plus important, de savoir s’il existe ou pas, des formations diverses qui

permettront d’affirmer après examen d’autres analyses, s’il existe ou non des structures

(anticlinal, faille, dôme de sel, etc.) favorables à l’existence d’hydrocarbure.


Chapitre 2 : PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE

La localisation de notre zone d’étude nous permettra de mieux nous situer dans l’espace,

grâce à divers contextes.

2.1 Délimitation de la zone d’étude.

Le bassin du Rio Del est situé dans la péninsule de Bakassi (Sud-Ouest Cameroun),

ayant pour coordonnées: 3°36’N - 6°21N, et 8°29’E - 10°49’E. Ses limites géographiques sont

le fleuve Akwa-Yafé qui est dans le bassin de Douala, bordant la frontière Camerounaise avec

le Niger sur 35 km, et 60 km le sépare de la limite Est qu’est le Mont Cameroun. Elle a une

superficie de 45 000 km2, dont 2 500 km2 environ en onshore dans la partie Camerounaise.

Figure 4 : Présentation du bassin du Rio del Rey et du bassin de Douala.

La couche jaune correspond à la surface totale des permis de recherche et d’exploitation

accordée par le Cameroun en octobre 2010. Les deux bassins principaux sont

morphologiquement séparés par la "ligne volcanique du Cameroun".


2.2 Contexte géologique de la zone d’étude

Le contexte géologique est d’une importance capitale vue que sa connaissance est le

point de départ de toute exploration raison pour laquelle, ce chapitre figure dans notre travail.

Ceci étant, nous débuterons par une présentation de la géologie du Cameroun, suivit de celle

du bassin du Rio del Rey.

2.2.1 Géologie du Cameroun

L’histoire géologique du Cameroun commence avec l’ère archéen il y a entre 3,5 et 2,5

milliards d’années (Ga). Ses différentes phases de développement sont illustrées par des masses

géologiques formées au cours de la succession des cycles orogéniques caractérisés par la

formation de chaînes de montagnes et de phases d’extension ultérieure par le fractionnement

de la croûte continentale.

Le Cameroun est généralement considéré comme ayant subi trois cycles orogéniques:

Le cycle libérien, illustré par le complexe de Ntem, qui remonte à l’ère archéenne et à

environ 2,5 milliards d’années ;

Le cycle éburnéen ou transamazonien, avec le Nyong et Ayna, formations qui datent

de la période paléo protérozoïque (2,5 -1,8 milliards d’années) ;

Le cycle panafricain, qui comprend des formations de l’ère néo protérozoïque qui

remonte à 1000-600 millions d’années (Ma).

Les phases d’extension se composent de :

La période du paléozoïque inférieur, au cours de laquelle des séries de type Mangbaii

ont été déposées, il y a environ 580 millions d’années ;

L’ère du Crétacé, est illustrée par la fosse de Benue et ses homologues continentales et

côtières, qui se sont formées il y a environ 110 millions d’années ;

L’ère tertiaire, où les complexes volcaniques et plutoniques de la ligne du Cameroun

ont été formés, il y a environ 70 millions d’années.


La période quaternaire est principalement illustrée par l’érosion continentale et de

récents dépôts alluviaux, particulièrement sur les plaines inondables et dans les zones

de subsidence.

Cette géologie est favorable à la minéralisation de substances telles que les métaux

précieux (or, diamants), les métaux de base, les métaux rares, etc. et les hydrocarbures. On

pourrait ainsi retrouver par exemple ce que l’on retrouve :

Craton au Congo – ceinture rocheuse archéenne (Sud) : minerai de fer (Mbalam, Kribi),

uranium (Lolodorf), diamant (Mobilong).

Faille du centre du Cameroun – série Poli (Nord): saphir, uranium, or.

Zone de faille de Sanaga – Lom série (est) : or

Ceinture panafricaine mobile : (gisements aurifères)

Bassins sédimentaires : pétrole & gaz (Douala, Campo, Kribi) sel, saphir (Mamfé)

De 1960 à 1990, certains indices découverts lors d’explorations menées, ont donné lieu

de penser que des résultats étaient à portée de main. Ces études ont été menées en accord de

coopération bilatérale entre le Cameroun et les organismes internationaux comme le BRGM, le

PNUD, BGR et bien d’autres. Cela a permis de découvrir le minerai de fer à Mbalam & Kribi,

la bauxite à Minim Martap et à Ngaoundal et les diamants à Fongo Tongo, le nickel et cobalt à

Lomie, le titane à Akonolinga, l’étain à Mayo Darle, l’uranium à Poli & Lolodorf, l’or dans la

région de l’Est et la région du Sud-Est. Ces projets constituent l’axe actuel des activités

d’exploration et d’exploitation minières au Cameroun.


Figure 5: Carte géologique du Cameroun.


2.2.2 Contexte climatique

Il existe deux principales saisons à savoir la saison sèche (3 mois secs, de décembre à

février) et la saison pluvieuse (9 mois humides, de mars à novembre), avec une pluviosité

comprise entre 3000 et 6000 mm/an, tandis que les températures varient de 25 à 35°C.

2.2.3 Contexte socio-économique

La population de notre zone d’étude est d’environ 75 000 habitants repartie le long des

réseaux hydrographiques. Les activités économiques de la région sont la pêche (essentiellement

artisanale) et l’exploitation pétrolière.

2.2.4 Contexte géomorphologie

Le Rio del Rey est non seulement une zone deltaïque riche en biodiversité terrestre et

marine mais aussi une zone basse et marécageuse entre 100 m et 300 m, alimentée par les

fleuves Akwa-yafé, Cross river, Ndian, Moko, Sandje, Lokete et Meme, disposant

d’importantes ressources halieutiques. Cependant c’est une zone écologiquement fragile

(dégradation des écosystèmes de mangrove) vue la salinisation des eaux souterraines par les

intrusions d’eau salé, la pollution de l’eau et des sols par les hydrocarbures, l’exploitation

irrationnelle des ressources naturelles, et le non- respect de la réglementation environnementale

pour ne citer que ceux-là.

PARTIE II :

MATERIELS ET METHODES

APPLIQUES POUR LA

RECHERCHE PETROLIERE


Chapitre 3 : GENERALITES SUR UN GISEMENT DE PETROLE

Ce chapitre présentera le processus de formation du pétrole, la formation des gisements,

les différents pièges à pétrole; il nous donne aussi une idée sur les méthodes de production du

pétrole.

3.1 Définition

Le pétrole est un combustible fossile dont la formation date d’environ 20 à 350 millions

d’années. Aussi appelé « huile lourde» ou « pétrole brut », il provient de la décomposition

d’organismes marins (principalement de plancton) accumulés dans des bassins sédimentaires,

au fond des océans, des lacs et des deltas.

La transformation de la matière organique en pétrole s’échelonne sur des dizaines de

millions d’années, en passant par une substance intermédiaire appelée kérogène. Le pétrole

produit peut ensuite se trouver piégé dans des formations géologiques particulières,

appelées « roches réservoirs » constituant les gisements pétrolifères « conventionnels »

exploités de nos jours.

3.2 Matière organique au pétrole

3.2.1 Accumulation de la matière organique dans les sédiments

La matière organique est issue d’êtres vivants (plancton, végétaux, animaux, etc.).

Composée pour l'essentiel de carbone, d’hydrogène, d’azote et d’oxygène, elle forme ce que

l’on appelle « la biomasse ». Cette biomasse est généralement détruite par des bactéries mais

une faible partie (moins de 1 %) se dépose au fond de milieux aquatiques.

Dans cet environnement pauvre en oxygène, la matière organique est en partie

préservée. Elle se mélange ensuite à des matières minérales (particules d’argiles ou sables fins),

créant ainsi des boues de sédimentation. Celles-ci s’accumulent par couches successives sur des

dizaines voire des centaines de mètres.

http://www.connaissancedesenergies.org/fiche-pedagogique/petrole

http://www.connaissancedesenergies.org/quelle-est-la-difference-entre-une-roche-mere-et-une-roche-reservoir

http://www.connaissancedesenergies.org/quelle-est-la-difference-entre-petrole-conventionnel-et-petrole-non-conventionnel

http://www.connaissancedesenergies.org/fiche-pedagogique/biomasse


3.2.2 Formation du kérogène

Au début de la sédimentation jusqu’à une profondeur d’environ 1 000 mètres sous le

plancher océanique, la matière organique contenue dans les boues de sédimentation subit une

transformation sous l’action de bactéries anaérobies (vivant en milieu privé d’oxygène).

Elles en extraient l’oxygène et l’azote, aboutissant à la formation de kérogène. Il s’agit

d’un composé solide disséminé sous la forme de filets au sein des sédiments, contenant surtout

du carbone et de l’hydrogène.

3.2.3 Maturation du kérogène en pétrole

Par leurs propres masses et à la suite de leur couverture par de nouveaux dépôts, les

couches sédimentaires s’enfoncent naturellement dans la croûte terrestre. Au cours de ce

phénomène et au-delà de 1 000 mètres de profondeur sous le plancher océanique, les résidus

minéraux des boues de sédimentation se solidifient en une roche relativement imperméable.

Appelée « roche-mère », cette formation piège le kérogène.

La roche-mère subit également un enfouissement. Le kérogène est donc soumis à des

pressions et des températures géothermiques de plus en plus élevées, augmentant d’environ 3°C

tous les 100 mètres. À une température supérieure à 60°C, ce qui correspond à un enfouissement

d'environ 1 500 à 2 000 mètres, le kérogène subit un craquage thermique, appelé également

« pyrolyse ». Cette transformation chimique élimine l’azote et l’oxygène résiduels pour laisser

de l’eau, du CO2 et des hydrocarbures, molécules exclusivement composées de carbone et

d’hydrogène. Le mélange d’hydrocarbures liquides est appelé pétrole brut.

Des hydrocarbures sous forme gazeuse (méthane) sont également générés lors de la

transformation du kérogène. La proportion de gaz au sein de la roche-mère s’avère d’autant

plus élevée que la durée et la température de transformation du kérogène sont importantes :

entre 60° et 120°C (entre 2 000 à 3 000 mètres de profondeur), le kérogène produit

principalement du pétrole et une faible quantité de gaz ;

à partir de 120°C (soit 3 000 mètres), la production de pétrole à partir du kérogène

devient insignifiante. Les hydrocarbures liquides présents dans la roche-mère sont à leur tour

transformés en molécules de gaz sous l’effet de la température et de la pression ;

http://www.connaissancedesenergies.org/quelle-est-la-difference-entre-le-kerogene-et-le-kerosene-130320

http://www.connaissancedesenergies.org/quelle-est-la-difference-entre-une-roche-mere-et-une-roche-reservoir

http://www.connaissancedesenergies.org/fiche-pedagogique/gaz-naturel


au-delà de 150°C (soit un enfouissement supérieur à 4 000 mètres), il ne se forme plus

que du gaz.

Figure 6 : Types d'hydrocarbures générés à partir du kérogène en fonction de la

profondeur d’enfouissement.

3.2.4 Le cas des schistes bitumineux

Lorsque la roche-mère n’est pas suffisamment enfouie, le kérogène qu’elle contient ne

subit pas de pyrolyse. Appelé schiste bitumineux, il s’agit d’un combustible fossile arrêté au

stade d’« avant-pétrole » dans le processus de maturation du kérogène. Par un procédé

industriel, les schistes bitumineux peuvent être transformés en pétrole en subissant une pyrolyse

(à 500° C pour accélérer la maturation du kérogène).

Source : Connaissance des Énergies, Département de géologie de l’université Laval.

http://www.connaissancedesenergies.org/fiche-pedagogique/schistes-bitumineux

http://www.connaissancedesenergies.org/sites/default/files/hydrocarbures-generes_zoom.png


3.3 Formation des gisements de pétrole

Le pétrole est une matière première facilement exploitable lorsqu’il se concentre dans

un réservoir par des phénomènes de migration.

3.3.1 Migration primaire

Le pétrole brut est initialement contenu dans la roche-mère, compacte et imperméable.

Par un mécanisme encore mal élucidé (certainement lié à une augmentation de pression dans la

roche-mère au cours de son enfouissement) l’eau, le pétrole et le gaz issus du kérogène peuvent

être expulsés de leur formation d’origine, migrant alors éventuellement vers une future roche-

réservoir.

3.3.2 Migration secondaire

De faible densité, le pétrole expulsé (mélangé à de l’eau et du gaz dissous) a tendance à

remonter jusqu’à la surface de la Terre. Il s’échappe très lentement à travers les couches

sédimentaires perméables qui jouxtent la roche-mère :

en général, la migration secondaire du pétrole n’est pas arrêtée par un obstacle. Le

pétrole finit par atteindre les premiers mètres du sol, où il est dégradé en bitumes sous l'action

de bactéries. Les combustibles fossiles produits sont alors des pétroles dits « lourds » ou

« extra-lourds » et des sables bitumineux. Ils peuvent être utilisés comme des indices de surface

pour détecter un bassin sédimentaire susceptible de contenir du pétrole, lors de prospections

réalisées par l’industrie pétrolière ;

parfois, la migration du pétrole brut vers la surface est empêchée par une formation

géologique imperméable, comme une couche de sel par exemple, appelée « roche-couverture »

(également qualifiée de « roche imperméable »). Une accumulation de pétrole associé à de

l’eau et du gaz se forme dans la couche perméable sous-jacente créant ainsi une roche-réservoir

en dessous de la roche-couverture. Dans ce réservoir poreux, le gaz s’accumule au-dessus du

pétrole brut, lequel se retrouve au-dessus de l’eau en raison des densités respectives de ces

produits (le gaz naturel est plus léger que le pétrole, lui-même plus léger que l’eau).

http://www.connaissancedesenergies.org/pourquoi-et-comment-un-hydrocarbure-migre-t-il-vers-la-surface-140114

http://www.connaissancedesenergies.org/fiche-pedagogique/sables-bitumineux

http://www.connaissancedesenergies.org/fiche-pedagogique/prospection-exploration-gaziere-et-petroliere

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Figure 7: Migrations primaire et secondaire du pétrole conduisant à la formation d’un

gisement.

Seule une faible quantité de pétrole brut est concentrée dans les roches réservoirs. En

effet, 10 à 40% des hydrocarbures restent piégés dans la roche-mère, de manière disséminée.

Le pétrole de roche-mère est alors plus connu sous le nom d’« huile de schiste » ou de « pétrole

de schiste ». Moins facile à extraire que le pétrole sous forme de gisements, il requiert des

techniques d’exploitation particulières comme la fracturation hydraulique (des techniques

alternatives sont également à l'étude).

3.4 Différents « pièges à pétrole »

L’ensemble roche-réservoir/roche-couverture forme une structure dite de « piège à

pétrole ». Plusieurs types de pièges sont décrits, principalement en fonction de la déformation

des roches au cours de phénomènes géologiques.

3.4.1 Pièges structuraux

Le plus courant est le piège anticlinal, structure où les roches ont été plissées en forme

de voûte par les mouvements terrestres. Pour le géologue, la présence d’un anticlinal est un

indice en faveur de la présence de gisements. En effet, environ 80% des gisements de pétrole

sont de ce type.

http://www.connaissancedesenergies.org/sites/default/files/migration-primaire-et-secondaire-petrole_zoom.png

http://www.connaissancedesenergies.org/que-designent-les-hydrocarbures-de-roche-mere-130307

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http://www.connaissancedesenergies.org/fiche-pedagogique/fracturation-hydraulique

http://www.connaissancedesenergies.org/fiche-pedagogique/techniques-alternatives-a-la-fracturation-hydraulique

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Lors de la création d’une faille, un bloc terrestre peut également glisser vers le haut ou

vers le bas au niveau de la cassure. Une couche imperméable peut alors venir obstruer une

couche perméable et arrêter le pétrole dans sa migration.

3.4.2 Pièges stratigraphiques

Les dômes de sel (appelés diapirs) sont des masses de sel formées en profondeur qui

remontent sous l’effet de la température et de la pression. En s’élevant, elles traversent des

couches perméables et subdivisent les réserves de pétrole. En surplombant les roches réservoirs,

les dômes de sel imperméables constituent des roches-couvertures.

Figure 8: Principaux types de pièges à pétrole.

Les mouvements terrestres sont susceptibles de modifier les gisements formés. Le

pétrole peut être enfoui plus profondément : il subit alors à nouveau un craquage thermique et

donne alors un gisement de gaz naturel. Les gisements de pétrole peuvent également fuir. Dans

cette situation, le pétrole migre vers la surface ou vers un autre piège.


Chapitre 4 : METHODOLOGIES APPLIQUEES A L’EXPLORATION

PETROLIERE

Toute recherche pétrolière doit faire appel à la géophysique pour obtenir des

renseignements sur la constitution des structures profondes du sous-sol. Les différentes

méthodes de prospection géophysiques peuvent être classées en deux groupes : le groupe où

sont mesurés des phénomènes physiques naturels (gravité, magnétisme, courants telluriques) et

le groupe où les mesures concernent des phénomènes provoqués (ondes sismiques et courants

électriques). Dans la première, les géophysiciens mesurent des anomalies, positives ou

négatives, par rapport à la valeur théorique du paramètre étudié, dans la seconde les temps de

propagation des ondes élastiques provoquées ou la résistivité des terrains vis-à-vis des courants

émis. Les méthodes du premier groupe, qui intéressent des phénomènes naturels, sont rapides

et moins coûteuses, mais fournissent des indications d’ordre qualitatif plutôt que quantitatif.

Elles sont généralement utilisées comme méthodes de reconnaissance qui s’intéresse à des

régions de vaste étendue. Les méthodes du second groupe sont longues et coûteuses mais

apportent des renseignements d’ordre quantitatif dont l’interprétation est plus facile et qui sont

plus directement utilisables que les précédentes. Elles sont habituellement effectuées pour la

reconnaissance de détail ou de semi détail de secteurs ciblés.

Dans ce chapitre, on va décrire les trois méthodes géophysiques les plus utilisées en

prospection pétrolière.

4.1 Prospection magnétique

Parmi les méthodes géophysiques de grande reconnaissance, ou de grandes profondeurs

la magnétométrie est l'une des méthodes utilisées pour la reconnaissance des grands bassins

sédimentaires, reposant sur un socle basique ou ultra basique fortement dense ou fortement

magnétisé. La prospection magnétique est utilisée pour la reconnaissance des formations du

sous-sol, l’une des variations du champ magnétique terrestre sont provoquées par les

différences de « susceptibilité magnétique » des roches. La susceptibilité magnétique est un

coefficient dont les valeurs ne sont notables que pour les corps ferromagnétiques, tels la

magnétite et l’ilménite, mais deviennent faibles pour les roches cristallines et très faibles pour


les roches sédimentaires. Le tableau suivant montre quelques grandeurs des susceptibilités

magnétiques des roches.

Tableau 1 : Susceptibilité magnétique de quelques roches.

Types de roches Susceptibilité magnétique

Magnétite 0.1

Ilménite 0.03

Roche basaltique 10-2 a 10-3

Roche acide 10-4

Grès et argile 10-5

Calcaire et dolomie 10-6

En pratique, la susceptibilité magnétique des roches dépend essentiellement de leur

teneur en magnétite. Des chiffres du tableau précédent, nous retiendrons essentiellement que

les ordres de grandeur relatifs de cette susceptibilité varient de 100 pour les roches basiques

(basaltes, gabbros, etc.), à 10 pour les roches acides (granite, etc.) et à 1 pour les roches

sédimentaires.

4.1.1 Généralités de la méthode magnétique

Le champ magnétique terrestre est composé par des lignes de forces qui, sur de faibles

étendues, peuvent être considérées comme parallèles entre elles. La grandeur et la direction de

ce champ varient avec la position des points de mesure, c'est-à-dire avec la latitude (l) et la

longitude (L).

La magnétométrie présente un intérêt pour le pétrolier, la présence dans le sous-sol de

roches à susceptibilité magnétique élevée fait subir une distorsion aux lignes de forces du champ

magnétique et provoque des « anomalies» qui peuvent être présentées en courbes d’anomalies

magnétique sur des cartes (figure 11). Cette distorsion est fonction non seulement de la

susceptibilité propre des roches mais aussi de la profondeur plus ou moins grande à laquelle

celles-ci se situent, l'importance des anomalies variant suivant l'inverse du cube des distances

Source : Tiré du livre “le pétrole” de JAQUES FLANDRIN et Al


(1/d3). II s'ensuit que la présence, à très faible profondeur, de masses peu importantes de roches

à forte susceptibilité, peut masquer entièrement les anomalies résultant de l'hétérogénéité des

couches plus profondes.

On distingue, parmi les anomalies constatées, des anomalies régionales intéressantes

des zones extrêmement étendues, qui proviennent de différenciations du magma profond et

relèvent de la physique du globe et des anomalies résiduelles affectant des secteurs plus réduits.

Les anomalies régionales sont éliminées de façon à laisser ressortir les anomalies résiduelles

présentant un intérêt particulier pour le pétrolier.

4.1.1.1 Champ magnétique terrestre

Le champ magnétique terrestre ou champ géomagnétique est composé de trois termes:

Champ principal 𝐵𝑝(𝑠,t)

Champ d’anomalie crustal 𝐵𝑎(𝑠)

Champ transitoire 𝐵𝑡(𝑠,t)

Tel que: (𝑠,) = (𝑠,) + (𝑠) + (𝑠,)

Le champ transitoire 𝐵𝑡 : résulte de la superposition d'un champ externe 𝐵𝑒(𝑡) dont les

sources primaires proviennent de l'interaction entre les rayons solaires et l'environnement

terrestre et d'un champ interne induit Bi(s,t) dans le globe conducteur:

Bt(s,t) = Be(t) + Bi(s,t)

Champ primaire externe: il résulte d'un courant électrique circulant dans l'ionosphère.

La géométrie de ce champ est très complexe.

Le champ d’anomalie (source induit): des courants sont induits dans un corps

conducteur plongé dans un champ magnétique variable. Il y a donc apparition d'un champ

induit. Ce champ est présent dans tout l'espace, il décroît lorsqu'on s'éloigne du corps

conducteur.

Le champ d’anomalie 𝐵𝑎 (𝑠) : c’est le champ magnétique moyen engendré par les roches

aimantées des couches superficielles. Son intensité varie de quelques nT à quelques milliers de

nT.


Le champ principal : évolue très lentement dans le temps en quelque dixième de nT au

plus, sur sa composante. Les périodes des événements vont de quelques mois à 100 ans. La

description de sa variation et de sa distribution renseigne sur le mouvement possible du noyau.

Les longueurs d’onde sont comprises entre quelques dixièmes de mètres à quelques

milliers de kilomètres. Sa géométrie est très variable, liée aux structures géologiques à

l’aimantation des roches de la croûte terrestre. À cause du gradient thermique, toute aimantation

cesse au-delà de la température de Curie

4.1.1.2 Application au domaine pétrolier

Dans le domaine pétrolier, la méthode magnétique constitue un outil de reconnaissance

utilisé aux côtés des autres méthodes, notamment la gravimétrie, la sismique (réflexion) et la

magnétotellurique. Elle permet de donner approximativement la profondeur, la topographie et

les caractéristiques géophysiques des roches constituant le socle. La méthode magnétique peut

être utilisée lors des levées de reconnaissances à différentes échelles: 1:1 000 000; 1: 500 000;

portant sur des grandes surfaces et permettant d'étudier l'aspect général du champ magnétique

et la délimitation des zones pouvant faire l'objet d'une prospection de détail. La prospection

magnétique utilisée pour la recherche des gisements de pétrole (avec le variomètre) a connu

peu de succès, car les hétérogénéités très superficielles du sous-sol, le relief de la surface, ou la

présence de canalisations (métalliques) entraînant des anomalies locales mais assez intenses qui

empêchent de discerner l'anomalie large d'origine profonde liée au socle (utilisée le plus souvent

lors des études de bassins).

4.1.2 Mode prospection magnétique par satellite (MAGSAT)

MAGSAT est un satellite scientifique de la NASA (1979-1980), il a fait les premières

mesures précises, réparties dans le monde du champ magnétique de vecteur près de la Terre. Le

satellite a volé à une altitude de 300-550 km, dans une inclinaison quasi-polaire. Cette méthode

de levée permet d’obtenir une étude quantitative du champ magnétique terrestre.

Le satellite MAGSAT d’une masse de 180 kg est construit par le laboratoire de

l’Université Johns Hopkins. Il comprend deux parties bien distinctes : la plate-forme et le

module dédié à l’instrumentation. Ce dernier comprend le magnétomètre vectoriel et scalaire,

deux viseurs d’étoiles et le système ATS (Application Technology Satellite) qui détermine

l’orientation relative des manomètres par rapport aux viseurs d’étoiles. Pour mesurer le vecteur


du champ magnétique avec la précision de 0,01% attendue, la position du capteur du manomètre

doit être connue avec une précision de 15 secondes d’arc. La plateforme utilisée est une

plateforme de recharge du satellite SAS-3. Le satellite est stabilisé par 3 axes. Quatre panneaux

solaires fournissent en moyenne de 120 à 130 Watts. Les données sont enregistrées sur deux

bandes magnétiques et transmises à la terre avec un débit de 312 kilobits/seconde.


4.1.3 Traitement des données magnétiques

Comme on a dit plus haut, la prospection magnétique est basée sur l’interprétation des

anomalies du champ magnétique terrestre (ou champ d’anomalie Ba). Donc des traitements

s’imposent, comme l’élimination du champ d’anomalie principale (Bp) et du champ d’anomalie

transitoire (Bt), et aussi la réduction au pôle.

L’élimination du champ transitoire (Bt) est dite « réduction des observations » nécessite

de disposer d’une station fixe (appelée aussi station de réduction). Cette étape de traitement

ramène les différentes mesures des différentes stations à un même instant t1. Pour avoir le

champ principal (Bp) il faut la latitude et la longitude du point 0.

La réduction au pôle consiste à enlever l’effet de l’inclinaison magnétique ainsi mettre

l’anomalie à la verticale de la source. Dans le cas du Cameroun l’inclinaison magnétique et la

déclinaison magnétique sont négatives. Après la réduction au pôle, l’anomalie se trouve à

l’aplomb du corps responsable.

4.1.4 Interprétation des mesures magnétiques

4.1.4.1 Interprétation qualitative

L’interprétation qualitative permet la reconnaissance des tendances, des formes et des

motifs dans les données magnétiques. Les anomalies étroites qui s’étendent sur des grandes

distances sont des dykes. Des anomalies elliptiques avec des valeurs positives et négatives

avoisinantes sont des cheminées intrusives. Les plissements et la formation des failles

deviennent faciles à distinguer sur les cartes magnétiques en courbes de niveau, et se présentent

comme des plissements et des déplacements dans les contours magnétiques. On peut

reconnaître des types de roche en faisant des comparaisons entre l’effet magnétique dans les

zones couvertes et les zones où les roches affleurent. Une grande partie de l’interprétation

qualitative est réalisée par l’extrapolation des données d’une zone où le rapport entre les

données magnétiques et la géologie est bien établi à une zone d’intérêt où il n’y a que des

données magnétiques disponibles.

4.1.2.2 Interprétation quantitative

Dans le domaine de l’interprétation quantitative, nous essayons d’analyser une anomalie

en termes de chiffres. Quelle est la susceptibilité? Est-ce qu’elle peut nous donner une


indication quant au type de roche? Quelle est la profondeur? Est-ce que nous pouvons donner

une estimation chiffrée des dimensions? S’agit–il d’un corps en forme de cheminée ou est-il

captif dans la forme d’une lentille? Pourrait-il s’agir d’une intrusion de roche effusive et jusqu’à

quelle profondeur s’étend-t-il? S’agit-il d’un corps de minerai de fer? Il existe plusieurs

méthodes d’interprétations qualitatives des données magnétiques dont la méthode directe et la

méthode indirecte en font partie.

Méthode d’interprétation directe

Les méthodes directes sont utilisées lorsqu'on a une connaissance de la géologie de la

région d'étude et donc de la structure qui crée l'anomalie observée. Les paramètres physiques

tels que densité et la susceptibilité magnétique, et morphologique permettent de construire un

modèle et de calculer son effet. Cet effet est ensuite comparé avec l'anomalie observée. Le

modèle de départ est basé sur des structures de forme simple telles que les sphères, les cylindres

et les prismes. Les méthodes de simulation par ordinateur font partie de cette méthode.

Méthode d’interprétation indirecte

Les méthodes indirectes comportent un ensemble de techniques utiles pour la production

des cartes de gradients du champ de pesanteur ou du champ magnétique, de prolongation du

champ et autres cartes transformées, chacune fournissant une information sur les paramètres de

la géométrie de la source. Parmi ces méthodes on peut citer le prolongement vers le haut, la

dérivée verticale et le dé convolution d’Euler.

4.2 Prospection gravimétrique

La gravimétrie a pour objet la mesure de l'intensité de la pesanteur en un point donné,

et elle exploite les résultats de cette mesure, effectuée en un grand nombre de stations. Une

masse importante et profonde de roches basiques très denses, une remontée du substratum

cristallin d'un bassin sédimentaire ou un anticlinal peu profond de calcaires compacts

provoqueront, à des échelles différentes, des augmentations locales de la pesanteur. Au

contraire, l'existence d'une grande épaisseur de grès et de marnes ou celle d'un dôme de sel se

traduira par des diminutions locales de la pesanteur. Enfin, une faille à fort rejet séparant deux

compartiments constitués par des terrains de densités différentes sera matérialisée par une

anomalie alignée suivant cette faille.


4.2.1 Principe de la gravimétrie

Une variation de la densité du sous-sol induit une variation de la force d’attraction

gravitationnelle, selon la figure suivante :

Figure 9: Schéma du principe de la gravimétrie, montrant un contraste de densités ρ1 et ρ2.

La méthode gravimétrique n'est pas spécifique ; seuls les contrastes de densité entre

roches donnent lieu à des anomalies. Le sel, dont la densité est relativement faible, donnera des

contrastes négatifs avec les roches sédimentaires usuelles ; une roche métamorphique, au

contraire, se manifestera au contact des mêmes roches par un contraste positif ; d'où, en un

contexte géologique donné, des probabilités de présence, soit d'une structure salifère, soit d'un

bombement, d'une cuvette ou d'une faille du socle cristallin.

On utilise surtout la gravimétrie dans les phases préliminaires de la prospection des

hydrocarbures, dans le but d'avoir à peu de près une idée des mouvements du socle cristallin ou

de ceux d'une couche moins profonde, présentant un contraste suffisant avec les roches

environnantes.


Tableau 2 : Densité de roches.

Source: « Handbook of Physical Constants »

4.2.2 Mode de levés gravimétriques par satellite

Les anomalies de petite et moyenne étendue sont détectables facilement à l'aide de

gravimètres, mais les anomalies globales, à l'échelle d'un pays, d'un Continent ou d'un Océan,

sont beaucoup plus difficiles à appréhender de cette manière, non seulement parce que les

mesures classiques, dites de terrain, prennent beaucoup de temps à cette échelle et peuvent être

difficiles du point de vue accessibilité, mais aussi à cause de la difficulté que l'on rencontre à

séparer ces variations étendues de fluctuations à plus courte échelle et des dérives

instrumentales ; de ce fait, celles-ci rendent presque impossible l'utilisation des

gravimètres à ce type de détermination, en particulier en mer. Heureusement, les satellites

artificiels ont apporté une solution à la mesure globale et régionale des variations du champ de

gravité, définie comme étant le champ d’attraction dû à la partie gravitationnelle.

4.2.3 Principe de la mesure par satellite

L'étude du champ de gravité terrestre (qui dérive du potentiel de gravitation, appelé géo

potentiel) à partir des satellites artificiels est un domaine pluridisciplinaire, incluant des

méthodes de mécanique céleste, de géodésie spatiale et de géophysique. Le problème de

mécanique céleste consiste à décrire le mouvement du satellite perturbé non seulement par les

variations du géo potentiel, mais aussi par de nombreuses autres causes : attraction de la Lune

et du Soleil ; attraction résultant des marées océaniques ainsi que des déformations de marées

solides de la Terre (considérée comme corps élastique déformé dans son ensemble par la Lune

et le Soleil). D'autres forces, d'origine non gravitationnelle, doivent être prises en compte : la

Types de roches Intervalle de densité

[g/cm3] Densité moyenne [g/cm3]

Basalte 2.7-3.3 2.99

Granite 2.5-2.81 2.64

Schistes [o2.39-2.9 2.64

Marnes 2.3-2.5 2.4

Grès 2.2-2.5 2.35

Calcaires 2.5-2.7 2.55

Alluvions 1.9-2 1.95


force de frottement que le satellite subit presque continuellement et due à la haute atmosphère

qui, bien que très tenue, n'en exerce pas moins un effet non négligeable même à des altitudes

supérieures à 2000 km ; la force due aux radiations émises par le Soleil qui exercent une

pression sur la surface exposée du satellite, pour ne citer que les principales. Le problème de

géodésie spatiale est la comparaison du mouvement décrit par les équations de la mécanique

céleste avec la position observée du satellite, afin d'en déduire les divers paramètres de

gravitation ou autres, qui entrent dans les équations précitées et qui permettent de décrire les

forces en présence.

Figure 10 : Satellite Landsat 8 lancé le 11 février 2013.

4.2.4 Traitement des données gravimétriques

4.2.4.1 Anomalie de Bouguer

L’anomalie de Bouguer notée ΔgB, est l’anomalie du champ gravitationnel mesurée

plus ou moins la somme de toutes les corrections. Les anomalies de Bouguer sont

représentatives des anomalies de densité dans le sous-sol.

ΔgB= Δgmesuré ± Σcorrections


Avec : Δgmesuré = gmesuré- gthéorique

L’anomalie de Bouguer peut provenir de plusieurs niveaux :

à grande profondeur, telle des variations du socle métamorphique ou cristallin ;

à profondeur moyenne, telle une lentille de sel dans une colonne sédimentaire ;

à faible profondeur, telle les variations de l’épaisseur du mort-terrain.

Figure 11 : Variation de l’anomalie suivant la profondeur, a) source situant à une faible

profondeur, b) source à plus grande profondeur.

4.2.5 Interprétation des données gravimétriques

L'interprétation gravimétrique repose sur le choix de modèles représentatifs en première

approximation des structures géologiques généralement rencontrées. On étudie ainsi un certain

nombre de problèmes géologiques qui peuvent être résolus par la gravimétrie et les

approximations effectuées. À cause de l'impossibilité de mesurer les propriétés physiques des

roches sous la surface, l'interprétation des données gravimétriques est plutôt théorique. Dans le

cas général, le but des mesures est de connaitre la forme d'une discontinuité supposée de la

densité moyenne à partir des mesures de "g" en surface, en se donnant le contraste de densité.

Très souvent plusieurs interprétations sont faites à partir d'une même série de données, en

faisant varier le contraste de densité. Puisque toutes ces solutions sont correctes tant que l'on

considère uniquement les données géophysiques, on pourra ultérieurement choisir celle qui

s'accorde le mieux avec les données géologiques.

La carte d'anomalie de Bouguer et d’anomalie magnétique sont les résultats de la

superposition des effets de structures géologiques situées à des profondeurs grandes, moyennes

et superficielles. Cette carte renferme également des informations sur les discontinuités

présentes dans le sous-sol. Lors de l'analyse, pour associer les anomalies observées à des


structures particulières, plusieurs considérations seront prises en compte. Les anomalies

positives sont associées soit à des intrusions de roches lourdes dans la croûte, soit à un

relèvement du socle, soit à des roches sédimentaires denses. Les anomalies négatives sont

associées soit à des dépôts des roches légères dans la croûte, soit à un épaississement de la

croûte, soit à un effondrement du socle pour la gravimétrie. Les anomalies représentées par des

iso-anomales fermées, chaque courbe iso-valeur dessinant une figure proche d’un cercle, sont

caractéristiques des anomalies tridimensionnelles, sphérique. Ce modèle convient à l'étude des

dômes, cuvettes et amas. Les anomalies représentées par des iso-anomales dessinant

grossièrement des ellipses sont caractéristiques des structures cylindriques ; ce modèle convient

à l'étude des structures synclinale et anticlinale, filons et galeries.

4.3 Prospection sismique

La prospection sismique est la méthode géophysique la plus utilisée pour déterminer les

structures du sous-sol. Elle est basée sur l’observation en surface d'ondes élastiques ayant

pénétré dans le sol.

4.3.1 Généralités sur la prospection sismique

Les méthodes sismiques consistent à provoquer, en un point déterminé du sol, un

ébranlement et à mesurer les temps de propagation des ondes élastiques ainsi créées pour

traverser des épaisseurs plus ou moins grandes de terrains et revenir, à la suite de réflexion ou

de réfraction, à la surface du sol. Les temps de propagation des ondes ·étant fonction de

l'élasticité et de la densité des roches il est important de connaître ces deux facteurs.

Pratiquement on les traduit directement et conjointement en vitesses, celles-ci variant avec les

différents types de roches ainsi que l'indique le tableau ci-après :


Tableau 3 : Vitesse de pénétration d'onde sismique dans le sous-sol.

Types de roches et minéral Vitesse en m/s

Terrains altérés de surface 400 à 800

Sables humides 600 à 1800

Argiles 900 à 2800

Marnes 1800 à 3800

Gypses 3100 à 3600

Grès 1800 à 4000

Calcaire tendres 3200 à 3600

Calcaire compactes 4000 à 5000

Dolomie cristallines 6000 à 6600

Roches métamorphiques et éruptives 3000 à 7000

Les chiffres qui viennent d'être indiqués montrent que si les vitesses varient suivant la

nature des roches, elles peuvent également différer dans de très larges limites pour une roche

déterminée. Ces différences intéressant une même roche sont dues essentiellement aux

compressions auxquelles celle-ci a été soumise et, pratiquement, à la profondeur à laquelle elle

se situe. En générale, on admet que pour un même ensemble de roches les vitesses augmentent

avec la profondeur et cette règle permet, dans une première approximation, lorsque les vitesses

vraies ne sont pas encore connues, d'interpréter les résultats bruts fournis par la sismique

réflexion.

Dans la plupart des cas, l'ébranlement destiné à provoquer des ondes à travers les assises

du sous-sol est produit par l'explosion d'une charge de dynamite placée au fond d'un forage de

petit diamètre ayant quelques mètres ou dizaines de mètres de profondeur. Dans certaines

conditions l'explosion peut être provoquée au-dessus du sol (tir « en l'air») ou en mer.

L'ébranlement peut également être déterminé par la chute brutale d'un poids de plusieurs tonnes

sur la surface du sol (méthode dite du weightdropping). Les ondes de retour, réfléchies ou

réfractées, sont reçues par des appareils, appelés géophones (ou hydrophones pour l’exploration

en mer), placés sur le sol en nombre variable et à des distances plus ou moins grandes des lieux

d'explosion suivant la méthode sismique employée et la profondeur des assises que l'on cherche

à reconnaître.

Source : Livre “le

Pétrole” de

JAQUES

FLANDRIN et Al.


Figure 12 : Acquisition sismique marine.

Quelle que soit l'origine de l'ébranlement, celui-ci donne lieu à des impulsions qui se

propagent sous forme d'ondes sphériques dont l'amortissement est progressif au fur et à mesure

que l'on s'éloigne du point d’ébranlement. Ces ondes sont de différents types (compression,

cisaillement, de Rayleigh et de Love) mais en sismique appliquée on ne tient compte que des

ondes compression pour lesquelles les particules vibrent parallèlement à la direction de

propagation et qui sont les plus rapides. Ce sont à ces ondes de compression qui se rapportent

aux vitesses indiquées dans le tableau 4 de la page précédente.

Les vibrations produites lors de l'explosion de la charge de dynamite sont au voisinage

du point d'explosion, des fréquences variant de quelques unités à plusieurs milliers. Mais un tri

s'opère rapidement au fur et à mesure que les ondes pénètrent dans le sous-sol, les hautes

fréquences s'amortissant très vite par suite des frottements et les basses fréquences s'éliminant

par interférences lorsque les strates des couches sédimentaires ont des épaisseurs du même

ordre de grandeur que leurs longueurs d'onde. Le sous-sol fonctionne ainsi comme un vaste

filtre naturel qui ne laisse finalement passer que les ondes dont les fréquences sont comprises

entre 30Hz et 100Hz et les longueurs d'onde entre 50 et 160 m. Les ondes de choc provoquées

par les explosions. D’où la chute d'un poids qui arrive aux laboratoires de traitements est de

trois sortes:

Les ondes directes, ou superficielles qui suivent la surface du sol ;

Les ondes réfléchies qui, après avoir rencontré la surface de deux bancs de natures

différentes, sont en partie renvoyées à la surface du sol ;


Les ondes réfractées qui, après avoir atteint un horizon de vitesse V2 supérieure à la

vitesse V1 des terrains superposés, subissent une réfraction « totale » et parcourent un

certain trajet le long de cet horizon avant de revenir à la surface.

Les ondes directes n'offrent pas d'intérêt pour la prospection du sous-sol et doivent être

éliminées, notamment en sismique réflexion où les géophones ne sont pas très éloignés des

points d’explosion et où, malgré leur faible vitesse, les ondes directes parviennent au géophone

avant les ondes réfléchies. Pour obtenir cette élimination on met à profit le fait que les ondes

directes ont des fréquences basses de l'ordre de 5Hz à 20Hz. Les géophones étant reliés à des

amplificateurs permettant d'enregistrer les très faibles variations produites par les ondes

réfléchies ou réfractées, on construit ces amplificateurs de façon qu'ils ne fonctionnent que pour

des fréquences comprises entre 10Hz et 100Hz qui sont celles des ondes ayant parcouru un

certain trajet dans le sous-sol.

La sismique appliquée n'étudie donc que les ondes réfractées et les ondes réfléchies, les

unes et les autres étant à l'origine d'une méthode particulière: sismique réfraction pour la

première et sismique réflexion pour la seconde.

4.3.2 Sismique réflexion

La sismique réflexion commença à être appliquée en 1926 dans l'Oklahoma: depuis cette

date son importance dans la prospection pétrolière n'a pas cessé de croître en même temps que

se perfectionnait son appareillage et ses techniques d'emploi. Actuellement, c'est la méthode de

choix pour déterminer la profondeur et l'allure structurale du sous-sol.

4.3.2.1 Principe de la sismique réflexion

Les ondes incidentes sont renvoyées vers la surface du sol par un simple phénomène

d'écho chaque fois qu'elles rencontrent une surface de discontinuité entre deux couches de

nature différente, sans qu'interviennent les vitesses relatives de ces couches.

Les renseignements apportés sont uniformes, l'interprétation géophysique des résultats

obtenus consiste à corréler entre eux les « miroirs» correspondant à une même surface de

discontinuité et à en déduire la profondeur et les déformations de ces surfaces.


Figure 13 : Réflexion totale.

Dans une première approximation on considère l'ensemble des couches du sous-sol

comme constituant un milieu homogène et isotrope où les rayons sismiques sont rectilignes et

où la profondeur h des miroirs est donnée par l'égalité h=TV/2 où T représente le temps aller-

retour du rayon entre le point d'explosion et le sol et V la vitesse à laquelle les rayons ont

cheminé. Nous verrons que cette hypothèse initiale est malheureusement erronée et que des

corrections tenant compte des variations de vitesse en fonction de la profondeur et de la nature

des terrains doivent être apportées à cette égalité pour obtenir les profondeurs réelles des

miroirs.

Les dispositifs de réception comportent plusieurs stations de réception (entre 24 et 96

ou plus) constituées elles-mêmes de plusieurs récepteurs ou géophones (12 à 48). Une flûte

relie les stations de réception et le camion de laboratoire.

Le dispositif de réception est étendu généralement de part et d’autre du point d’émission

en sismique terrestre (figure 19) : c’est ce qu’on appelle « tir à cheval ». Pour la sismique marine

ce dispositif se place d’un seul côté seulement appelé communément le « tir en bout ».

Figure 14 : Schéma de principe de la sismique réflexion. M1, 2, 3, 4 : Miroir ; g :

géophone; E: point de tir.


Figure 15: Mode de présentation en sismique réflexion : a) la partie positive du signal est

coloré en noire et la partie négative est laissée en blanc ;b) l’ensemble des parties positives

en noir très distinctes représente les réflecteurs.

4.3.2.2 Traitement des données

4.3.2.2.1 Première phase de traitement

Sommation

Cette étape de traitement consiste à condenser en une seule donnée les rayons de

réflexion sismiques passant par un point miroir commun M. Lorsque la sommation est réalisée

avec une bonne vitesse de correction, elle permet une démultiplication partielle des données.

Cette étape de premier traitement permet d’obtenir une section en couverture multiple.

Avant la sommation des corrections s’impose. La première correction dite correction

statique consiste à ramener tous les points d’émission et de réception à un niveau de référence

(Datum Plane). La deuxième correction dite correction dynamique consiste à aligner les

réflexions avant de les sommer. Cette correction nécessite une connaissance des vitesses de

correction. Inversement, l'optimisation des corrections permet de déterminer les vitesses de

correction qui offrent un moyen d'accéder aux vitesses de propagation nécessaires à la

restitution des sections en profondeur. Le choix de vitesse de correction peut provoquer le

renforcement des réflexions multiples, voire la destruction des réflecteurs primaires, ce qui rend

ce choix très délicat.


Filtrage

La section couverture multiple fournit des données condensées et épurées qui permettent

en général de distinguer et d'identifier le signal, ce qui n'est pas toujours le cas sur les documents

bruts, d'où l'application des filtrages.

Ces filtrages comporteront trois stades dont :

La correction de l'amplitude de la réflexion

L’identification et la suppression des bruits résiduels

La suppression des effets parasites du signal et de ses multiples

4.3.2.2.2 Deuxième phase de traitement

Pour convertir la section couverture multiple obtenue à la fin de la première phase en

une section sismique qui donne une réalité géologique, on fera intervenir pour l'essentiel les

vitesses de propagation des ondes sismiques. L'opération s'appelle la migration. On la complète

parfois par un habillage des sections par des paramètres physiques tirés du traitement antérieur

et destinés à éclairer l'interprétation, notamment en ce qui concerne les faciès.

On commence par évaluer les champs de vitesses pour les combiner avec les données

temporelles de la section somme.

Vitesse de propagation

Les vitesses de propagation sont mesurées dans les puits à l'aide d'outils de diagraphie

qui enregistrent en temps continu le temps simple de trajet Dt(z) d'une onde sismique entre deux

récepteurs distants de Dz. On obtient ainsi la vitesse instantanée en fonction de la profondeur:

V(z) = Dz /Dt(z)

Principe de l’estimation des vitesses de propagation

Ce principe consiste à estimer la vitesse de correction à partir des enregistrements, puis

à estimer les vitesses de propagation à partir de celles-ci.

Sur les regroupements PMC (Point Miroir Commun), la vitesse de correction (Vc) est

le paramètre qui permet par le biais de la correction dynamique Dt de redresser l'hyperbole de


réflexion et finalement de le rendre horizontale. Inversement, le critère d'alignement des

réflexions permet de déterminer la vitesse de Correction : c’est le principe de l’analyse de

vitesse.

Tableau 4: Relation entre vitesse de propagation et vitesse de correction selon le type de

sous-sol.

Source : Cours de géophysique sismique, pétrole 4 ESPA.

Analyse de vitesse

Les différents trajets sismiques du regroupement PMC (Point Miroir Commun) au point

M obéissent à l’équation : 𝑡2−𝑥2𝑣𝑐2=𝑡02

Cette équation représente, dans le plan (x,t) une famille d’hyperboles dont l’ordonnée

commune à l’origine est t0 c’est « le temps au centre » et dont le paramètre Vc détermine la

pente des asymptotes. À chaque vitesse de correction Vc correspond donc une hyperbole : parmi

celles-ci l’une d’elle coïncidera au mieux avec la réflexion. Elle aura pour paramètre optimal

Vc = V0 (V0 vitesse du modèle réel). Il est beaucoup plus simple d’additionner les amplitudes

le long des différentes hyperboles et de reporter la valeur de la somme AS en fonction du

paramètre Vc .Le maximum de la courbe (AS, Vc) donnera le paramètre V0 cherché.

Habillage physique des sections

Au cours des traitements qui précèdent, plusieurs paramètres ont été mis en évidence et

qui peuvent caractériser les faciès ou leurs variations : les amplitudes par exemple, qui reflètent

les coefficients de réflexion et les variations de vitesses d'intervalle. Parfois on peut utiliser une

présentation spéciale ou faire des traitements spéciaux pour obtenir d'autres paramètres:

fréquence ou phase instantanée dans le premier cas, impédance ou pseudo-impédance dans le

second avec les méthodes de pseudo-log ou d'inversion. On peut enfin, réaliser sur le terrain

des exploitations spéciales pour mettre en évidence des paramètres plus « pointus» : c'est le cas

Type de sous-sol Relation utilisé

Homogène et horizontale Vc = V

Homogène et en pente (pendage α) Vc = V/cos α

Stratifié horizontal Vc = V

Stratifié en pente Vc = Vcos α

Pendages quelconques Vc = Va


des ondes S, par exemple, qui fournissent des vitesses de cisaillement ou des mesures de

polarité. Les paramètres ainsi dégagés peuvent être reportés sur la section sismique: ils s'y

superposent généralement sous forme de couleurs codées en fonction de l’amplitude des

paramètres à représenter. On aura ainsi réalisé un habillage physique de la section qui fournira,

à l‘interprétateur, des éléments d'identification et de synthèse.

Figure 16: Organigramme montrant les étapes de traitements de données en sismique

réflexion.

Création de

l’ébranlement

Acquisition des

données

Traitement des

données

Explosif ou

Canon à air

Géophone ou

Hydrophone Et

Laboratoire

d’enregistrement

Sommation

Correction statique

Correction dynamique

Filtrage

Correction d’amplitude

Suppression des bruits

Suppression des parasites

Migration

Estimation de vitesse

Analyse de vitesse

Habillage physique Traitements spéciaux

Interprétation des données

Première phase

de traitement

Deuxième

phase de

traitement

PARTIE III :

MODELISATION 2D ET 3D,

INTERPRETATIONS DES

RESULTATS


Cette dernière partie sera consacrée au cadre pratique du travail. C’est dans cette

partie que se fera la modélisation 2D et 3D proprement dite avec ses interprétations du

point de vue pétrolier

Chapitre 5 : PROCESSUS DE LA MODELISATION 2D, 3D ET

LOGICIELS DE TRAITEMENT

Dans ce chapitre, nous présenterons brièvement les logiciels utilisés pour la réalisation

de notre travail ainsi que les étapes à suivre pour une modélisation.

5.1 Présentation des logiciels de traitement de données

Le traitement des données se fait par des logiciels bien spécifiques. Les données

géophysiques sont traitées avec le logiciel Geosoft (Oasis Montaj 6.4.2) tandis que les cartes

sont réalisées avec le logiciel ArcGis10.

5.1.1 Oasis Montaj 6.4.2

C’est un logiciel de traitement de données et de cartographie très performant et

répondant aux besoins spécifiques d’investigation et d’exploration dans le domaine des

Sciences de la Terre. Il permet une analyse rapide afin de contribuer à la résolution des

problèmes pour faciliter la prise de décision. Oasis Montaj est utilisé pour :

Le traitement, l’analyse et le contrôle qualité des données provenant de prospections

gravimétriques et magnétiques aéroportées, marines ou terrestres ;

La génération et l’évaluation de cibles en exploration minière ;

L’exploration de gisements potentiels pétroliers et gaziers ;

La détection de projectiles non explosés ;

La caractérisation géologique et hydrologique des sous-surfaces ;

La caractérisation des sites environnementaux ;

L’investigation sur sites archéologiques ;

L’océanographie.


Figure 17 : Présentation du logiciel Oasis Montaj 6.4.2

5.1.2 ArcGis 10

C’est un logiciel SIG permettant de visualiser, d’interroger, d’analyser et de mettre en

page les données. L’ArcGis est un système regroupant des logiciels clients tels qu’ArcView,

ArcEditor, ArcInfo et ArcExplorer et des logiciels serveurs ArcSDE et ArcIms. Il fournit des

outils interactifs pour explorer, sélectionner, afficher, éditer, analyser, symboliser et classifier

les données ou pour créer automatiquement, mettre à jour ou gérer les métadonnées grâce aux

composants ArcCatalog, ArcMap et ArcToolBox.

5.2 Choix des profils

Les profils suivent deux directions biens distinctes, à savoir : longitudinalement du

Nord au Sud et transversalement de l’Ouest vers l’Est, et ils sont placés pour bien couvrir

notre zone d’étude. Avant d’effectuer la modélisation en 3D, on a procédé à la modélisation

2D de la zone d’étude en effectuant un maillage suivant ces orientations afin d’obtenir le

maximum de données sous un format bien spécifique des éléments structuraux du bassin

sédimentaire de Rio del Rey.

5.3 Traitement des données et technique des modélisations

Ce travail est en majorité réalisé sur le logiciel Oasis Montaj, par le traitement des

données et la réalisation des cartes et profils, tandis que le logiciel ArcGis 10 permet la

modification des données téléchargées en format utilisable sur Oasis Montaj, et l’affichage des

cartes après traitement des données.


5.3.1 Technique de modélisation 2D

L’objectif de la modélisation est de mettre en évidence les structures et les formations

géologiques probables de la région. Elle serait possible seulement si on impose des contraintes

dans le but de bien ajuster nos courbes théoriques sur les points expérimentaux. La modélisation

des profils gravimétriques et magnétiques se fait simultanément. Le calcul des anomalies tient

exclusivement compte des masses comprises entre 0 et 15 km de profondeur, des structures et

des formations géologiques de la région.

5.3.2 Technique de modélisation 3D

Un modèle 2D est doté de points ayant des coordonnées XYZ sur une ligne donnée.

Cependant, un modèle 3D est doté aussi de points avec des coordonnées XYZ mais sur une

surface donnée. Le logiciel Oasis Montaj a la fonction d’interpolation des points de coordonnées

XYZ en une surface. Pour modéliser en 3D, il est donc nécessaire d’avoir des données de

plusieurs points d’une même surface de coordonnées XYZ. C’est la raison pour laquelle il est

impératif d’effectuer plusieurs modélisations 2D longitudinaux et transversaux, c’est-à-dire en

maillage et de les regrouper par surface ou marqueur dans une seule et même base de données

pour la réalisation du modèle tridimensionnel.

L’organigramme ci-après résume les étapes de traitement des données, de la

modélisation 2D jusqu’à la modélisation 3D :


Figure 18: Organigramme présentant le traitement des données, la modélisation 2D et 3D.


Chapitre 6 : PRESENTATION DES DONNEES

Nous présentons dans cette partie l'analyse des cartes des anomalies gravimétriques et

des anomalies magnétiques ainsi que leur interprétation correspondante

6.1 Données disponibles

Les données dont nous disposons et que nous présenterons par la suite, proviennent du

site web http://lithotheque.lyceesaviodouala.org/cameroun.

6.1.1 Investigations sismiques

La figure 19 présente 9 marqueurs subparallèles qui sont fragmentés par de multiples

failles. On note aussi l’installation de puis de forage.

Figure 19 : Profil sismique S-N du bassin du Rio del Rey.

Les figures 20 et 21 présentent des marqueurs subparallèles et des anomalies structurales

comme des failles.


Figure 20 : Coupe sismique montrant un réservoir de gaz.

Figure 21: Calibration des différents profils et recherche d’indices.

6.1.2 Mesures physiques au cours d’un forage

La diagraphie suivante nous révèle une superposition des éléments de gaz, d’huile et de

l’eau dans une roche réservoir. Dans cette diagraphie, nous constatons que les argiles sont des

roches-couvertures, tandis que les hydrocarbures se retrouvent dans les sables, qui sont des

roches réservoirs.


Figure 22: Diagraphie présentant la superposition gaz-huile-eau salée.

6.2Nature et origine des données magnétiques utilisées

Les données des anomalies magnétiques du globe terrestre sont fournies par EMAG2

(Earth Magnetic Anomaly Grid 2), gratuitement, sur le site web suivant : http://geomag.org.

EMAG2 fournit des données compilées des anomalies magnétiques obtenues par satellite,

bateau et avion. Les données d’EMAG2 sont déjà réduites au pôle donc on peut déjà les

interpoler.

L'interprétation qualitative qui est la phase initiale de l'interprétation nécessite un fond

documentaire indispensable, comprenant les diverses études réalisées auparavant; géologiques,

géophysiques, hydrogéologiques, etc.

http://geomag.org/

http://geomag.org/


6.2.1 Interprétation qualitative des données gravimétriques

La carte d’anomalie de Bouguer est dominée par des anomalies positives et négatives. La

valeur des anomalies de Bouguer varie en général de -150 à plus de 90mGal (Figure 24). La

forte valeur de l’anomalie montre la présence de corps à forte densité tandis que la faible valeur

de l’anomalie montre la présence de corps à faible densité comme le pétrole.

Deux lobes d’anomalie négative se trouvent dans la partie Nord Est de la zone d’étude,

ce qui signifie la présence d’un corps léger en dessous mais il reste à savoir si c’est de

l’hydrocarbure ou autres corps moins dense. Par conséquent, on s’intéresse aux anomalies

négatives

Le premier lobe négatif se trouve au niveau de Kumba, au Nord de la carte, qui s’allonge

de direction Nord-Est Sud-Ouest et qui s’étale sur une longueur de 85km environ. Le deuxième

lobe se situe dans le bassin de Rio Del Rey, il est centré aux coordonnées X=419 350m et

Y=461 200m, il est de forme circulaire de rayon 4km.

Deux secteurs d’anomalies positives dominent sur la carte, le premier se situe dans la

partie Nord du Nigeria et le second, se situe sur l’île de Bioko faisant partie de la ligne

volcanique du Cameroun et c’est dû à la présence des roches volcaniques dont, le basalte, le

granite ou encore les péridotites.


Figure 23 : Carte d’anomalie de Bouguer de la zone d’étude


6.2.2 Interprétation qualitative des données magnétiques

Les anomalies magnétiques sont dues à l’hétérogénéité de la partie supérieure de la

croute terrestre; c’est à dire qu’elles proviennent des contrastes magnétiques et structuraux du

socle et des éléments volcaniques éventuels. En effet, les contrastes magnétiques des roches

sédimentaires doivent être jugés négligeables si on les compare à ceux des roches intrusives,

effusives et métamorphiques, et elles vont dépendre surtout du taux des magnétites dans les

roches.

La carte de l’anomalie magnétique obtenue nous donne plusieurs anomalies, mais elle

varie de -20 à 40nT. Les anomalies très remarquables sont :

- des anomalies négatives, l’une est centrée au niveau de Kumba et s’étale sur un rayon

circulaire de l’ordre de 10km, l’autre plus au Sud se situe dans le bassin de Douala.

- Une forte anomalie magnétique est bien marquée dans la partie offshore du bassin

sédimentaire du Rio del Rey, elle s’étale sur une longueur de 80km. Une autre anomalie

fortement positive se trouve dans la partie Nord de Cameroun et le fort gradient

magnétique se traduit par le contact entre des formations géologiques différentes ou bien

des accidents structuraux comme des failles. Il est favorable à un piège pétrolier.


Figure 24: Carte d’anomalie magnétique de la zone d’étude


Chapitre 7 : MODELISATION 2D DE LA ZONE D’ETUDE

L'interprétation quantitative des données consiste à obtenir un modèle de structure du sous-

sol comportant différentes couches de terrain en précisant leurs paramètres physiques dont

vitesse de propagation d’onde, densité ou susceptibilité magnétique dans notre cas, et leurs

épaisseurs correspondantes. On détermine également la géométrie de l’interface entre les

différents terrains ainsi que des accidents éventuels. Pour ce faire, on procédera à une

interprétation directe des anomalies par une modélisation 2D.

7.1 Choix des profils

Normalement l'interprétation est effectuée à partir des profils exécutés

perpendiculairement à l'allongement principal d’une structure à étudier. Les profils choisis

doivent déborder largement de la zone où la structure supposée comme étant la source de

l’anomalie pour tenir compte de l'effet des roches proches ou éloignées.

L’objectif de cette modélisation est de voir la possibilité de rencontrer des pièges

pétroliers et de fournir un modèle de structure du sous-sol du bassin de Rio del Rey. Par

conséquent les profils choisis seront celles qui coupent les anomalies marquées dans les deux

cartes, anomalie de Bouguer et anomalie magnétique

L'interprétation d'un profil ne conduit pas à une solution unique et l'interprétation 2D est

rarement univoque. La confrontation des modèles gravimétriques et magnétiques avec la

géologie et des coupes sismique est donc indispensable pour déterminer un modèle réaliste.

Pour la gravimétrie, on adoptera les résultats du tableau 1 et on modélisera l’anomalie de

Bouguer en incluant dans le modèle la mer comme une couche de densité 1. Pour le magnétisme

on va reprendre le modèle issue de la méthode gravimétrique en gardant autant que possible la

géométrie, la dimension et la profondeur des formations mais on change la susceptibilité

magnétique jusqu’ à ce que la courbe d’anomalie observée soit la plus proche possible de la

courbe d’anomalie calculée.

7.2 Technique de modélisation

La modélisation du sous-sol est effectuée par le logiciel Oasis Montaj, grâce au

programme de modélisation 2D incorporé « GM-SYS ». La modélisation des profils

gravimétriques et magnétiques se fait simultanément. Le calcul des anomalies tient compte des


contrastes de densité et de susceptibilité magnétique des corps. Ils sont basés sur les structures

et les formations géologiques rencontrées.

Dans la pratique, l'interprétation s'effectue en quatre étapes :

Construction d'un modèle raisonnable du point de vue géologique,

Tracée de la courbe théorique des anomalies provoquée par ce modèle,

Comparaison entre la courbe expérimentale et la courbe calculée,

Modification du modèle pour améliorer la correspondance entre les anomalies

observées et calculées, et retour à l'étape 2.

Le processus est itératif et la bonne correspondance entre les anomalies observées et

calculées est progressivement améliorée.

7.3 Interprétation du profil sismique

Nous avons pris les résultats du profil sismique disponible dans le bassin de Rio Del

Rey (Cf. Figure 4). Il est de longueur 120km de direction Sud – Nord.

La première séquence est marquée par la couleur rouge, représentant la surface de

réflecteurs continus, de configuration chaotique qui marque probablement la limite du socle. Il

est évident que cette séquence plonge du Nord vers le Sud.

La deuxième séquence marquée par la ligne bleue claire, elle montre des réflecteurs à

horizon continu, de configuration sigmoïde à l’extrême Sud, devenant subparallèle par la suite.

On observe ensuite une petite zone de réflecteurs discontinus de configuration perturbée et

chaotique, séparées par deux failles.

La troisième, qui est une méga séquence, réunissant les lignes verte, jaune, bleue, violet

et rouge, présente des réflecteurs longeant faiblement du Nord vers le Sud, à horizon continu,

de configuration parallèle horizontale au Nord, et parallèle oblique du centre vers le Sud. Elle

représente une superposition des dépôts sédimentaires qui nous montre la possibilité des

gisements pétrolifères. On peut mentionner l’alternance des sables, grès et argile dans cette

méga séquence car elle est la représentation des formations géologiques du Bénin, de l’Agbada

et de l’Akata, avec peut-être quelques couches intrusives du socle.

Du point de vue structural, Plusieurs types de faille sont observés sur le profil, des failles

normales et inverses. Mais pour ne pas saturer la figure, on ne donne des noms qu’aux failles à

grand rejet et les failles qui coupent presque l’ensemble du profil. Dans le cas de notre figure,


les failles F1, F2, F3, F5, F8 et F9 sont des failles normales et F4 et F7 sont des failles inverses.

Au point de vue tectonique, le rejet des failles dans l’ensemble nous permet de séparer deux

zones :

- zone des rides d’argile, zone de compression,

- zone des failles de croissance, zone de distension.

7.4 Interprétation des modèles gravimétriques et magnétiques

On va voir dans la suite, des profils gravimétriques et magnétiques choisis parmi tant

d’autres et jugés les plus représentatifs du bassin de Rio de Rey. Le nom et plan de position de

ces profils sont tracés sur la carte d’anomalie de Bouguer de la Figure 24.

Afin de réaliser une modélisation en 2D plus ou moins précise, nous allons quadriller par

des profils de deux directions perpendiculaires à savoir trois(03) profils de direction Sud-Nord

et trois(03) autres profils de direction Ouest-Est.

Les interprétations sont modélisées à quatre terrains d’après les résultats des coupes

géologiques de notre zone d’étude (Figure 3). Les grandeurs utilisées sont données en gramme

par centimètre cube (g/cm3) pour les densités et en centimètre/gramme/seconde(CGS) pour les

susceptibilités magnétiques.

7.4.1 Modélisation du Profil 1

Le profil 1 s’étend du Sud vers le Nord sur une distance d’environ 76km.

La modélisation met en évidence quatre formations de densité et de susceptibilité

magnétique distinctes. Ces couches sont tabulaires et légèrement inclinées vers le Nord. La

première formation superficielle a une densité de 2.00 et de susceptibilité magnétique de 1201,

la formation la plus profonde à une densité de 2,4 et de susceptibilité magnétique 851.

Le toit de la couche 4 une inclinaison vers le Nord tout au long du profil. A l’abscisse

69km<X<71km, elle présente un pic de presque 1km de profondeur, ce qui pourrais

probablement indiquer la présence d’une faille

La couche 3 est caractérisée par une densité de 1,75 et une susceptibilité magnétique de

301. S’étendant sur la couche 4, elle s’épaissie progressivement du début à la fin du profil mais

son toit reste presque tabulaire jusqu’à l’abscisse 58 km<X< 61km ou il s’incline un peu plus

vers la couche 2 de façon concave et redevient tabulaire jusqu’à la fin du profil


La couche 2 de densité 2,2 et de susceptibilité magnétique 401, elle par contre est mince

du début du profil jusqu’à l’abscisse X=13km ou elle commence à s’épaissir progressivement.

Elle présente un léger pic à l’abscisse X=69km avant de retrouver sa forme initiale jusqu’au

bout du profil.

Pour la première couche, elle reste presque tabulaire et s’amincit entre l’abscisse

55km<X<65km avant de retrouver presque sa forme initiale jusqu’à la fin du profil.

Figure 25: Modélisation 2D du profil 1


Comme le profil 1, le profil 2 s’étend du Sud vers le Nord sur une distance de 76km

environ. La modélisation met en évidence 4 formations de densité et de susceptibilité

magnétiques distinctes. Les couches sont légèrement inclinées vers le Nord. La première

formation superficielle a une densité de 2,09 et de susceptibilité magnétique de 851. L’erreur

sur la précision de l’interprétation magnétique est peu élevée, c’est peut être due à la variation

latérale du taux de magnétite au niveau de la couche 2.



Le toit de la couche 4 présente une forte inclinaison vers le Nord jusqu’à l’abscisse

22km<X<31km ou elle devient presque horizontale. Entre l’abscisse 51km<X<61km, le toit de

cette couche présente une forte dénivelé de l’ordre de presque 1km ce qui pourrait probablement

indiquer la présence d’une faille.

La couche 3, caractérisée par une densité de 1,75 et de susceptibilité magnétique 301,

elle est également inclinée vers le Nord et s’épaissit considérablement de presque 1km au début

du profil jusqu’à presque 4,5km de profondeur a l’abscisse X=55km environ avant de rétrécir

légèrement jusqu’à la fin du profil. Cette variation d’épaisseur serait probablement due à la

présence d’une faille localisée dans la couche 4.

La couche 2 est caractérisée par une densité de 2,2 et de susceptibilité magnétique de

401. Cette couche reste presque tabulaire et ensuite s’amincit progressivement jusqu’à

l’abscisse 51km<X<56km ou son toit est presque confondu avec celui de la couche 3, ce qui

est probablement due à la présence d’une faille ou affectée par d’autres mouvements


tectoniques. Après l’abscisse X=56km, la couche 2 s’épaissit jusqu’à atteindre une profondeur

de presque 500 mètres vers la fin du profil.

Pour la première couche, elle s’épaissit légèrement suivant la même direction que celles

des précédentes.


Le profil 3 s’étend du Sud au Nord avec une longueur totale de l’ordre de 76 km.

L’erreur sur la précision de l’interprétation magnétique c’est peut être due à la variation du taux

de magnétite au niveau de la couche 3


La modélisation met en évidence quatre formations de densités et susceptibilités

magnétiques bien distingues, elles sont tabulaires et légèrement inclinées vers le Nord. ). La

première formation superficielle est de densité 2,00 et de susceptibilité 1201. La formation la

plus profonde de densité 2,40 et de susceptibilité 851.


Le toit de la couche 4 présente une forte inclinaison vers le Nord, du début de profil jusqu’à la

distance environ 36-38km ; au-delà de cette distance, il devient globalement horizontal avec

une légère ondulation. Toujours au niveau de cette abscisse X=36-38km, le toit de cette couche

a une dénivelée importante, de l’ordre de 1km, qui pourrait indiquer la présence d’une faille ;

La couche 3 est caractériser par une valeur de densité 1.75 et de susceptibilité magnétique 301,

s’étendant sur la couche 4, est également inclinée vers le Nord et s’épaissit aussi vers cette

direction. En effet, au début du profil, elle a une épaisseur moyenne de l’ordre de 1km pour

atteindre une épaisseur de plus de 2km au Nord. La probable faille, par contre a entrainé sur

cette couche un épaississement;

La couche 2 s’incline très légèrement vers le Nord. Elle a une épaisseur de l’ordre de 400m,

puis s’amincit au niveau de la faille probable et s’épaissit enfin après la faille pour atteindre une

épaisseur de l’ordre de 800m.

Pour la première couche de couverture. Pareille que les précédentes couches, elle s’épaissit

aussi vers le Nord, la faille a également affecté cette couche.


Comme les trois premiers profils précédents, le profil 4 s’étend sur une distance de

76km, mais se différencie par sa direction qui va de l’Ouest vers l’Est.

La modélisation met toujours en évidence 4 couches distinctes de densité et de

susceptibilité magnétique différentes. La première formation superficielle à une densité de 2,00

et une susceptibilité magnétique de 1201, et la formation la plus profonde est de densité 2,40 et

de susceptibilité magnétique de 851.



Le toit de la couche 4 présente une forte inclinaison vers l’Est et une forte déclinaison

de l’ordre de 2,5km entre l’abscisse 9km<X<16km. Ce qui pourrait indiquer la présence

probable d’une faille. Au-delà de X=20km, le toit de cette couche redevient presque tabulaire

jusqu’à la fin du profil, ceci avec une légère ondulation.

La couche 3, caractérisée par une valeur de densité de 1,75 et de susceptibilité

magnétique de 401, reste presque tabulaire en son toit le long du profil avec une légère

ondulation. En son fond, elle suit la forme du toit de la couche 4 tout le long du profil.

La couche 2 caractérisée par une valeur de densité de 2,2 et de susceptibilité magnétique de

481. Elle est très amincit au début du profil, ce qui montre probablement qu’elle a été affectée

par la faille, puis s’épaissit progressivement à partir de l’abscisse X=18km jusqu’à atteindre

une valeur de presque 700m vers la fin du profil.

La couche 1 est pareillement comme les autres couches, légèrement inclinée vers l’Est

et oscille légèrement entre 0 à 700m d’épaisseur.


Le profil 5 s’étend de l’Ouest vers l’Est sur une longueur totale de 76km.


La modélisation met toujours en évidence 4 couches distinctes de densité et de

susceptibilité magnétique différentes. La première couche superficielle a une densité de 2.09 et

de susceptibilité magnétiques de magnétiques de 1201, et la formation la plus profonde de

densité 2,67 et de susceptibilité magnétiques de 851.

La couche 4 a une épaisseur moyenne de l’ordre de 2km avec une légère ondulation en

son toit tout le long du profil.

Les couches 3 ; 2 ; 1 de densités respectives de 1,75 ; 2,2 ; 2,00 et de susceptibilité

magnétiques respectives de 301, 401,1021 sont légèrement inclinées vers l’Est et sont presque

tabulaire avec une légère ondulation tout le long du profil.



Le profil 6 s’étend de l’Ouest vers l’Est sur une distance de 76km.


Comme pour les profils précédents, la modélisation met en évidence 4 couches

distinctes de densités et de susceptibilités magnétiques identiques aux couches des profils

précédents.

La couche 4 à savoir celle la plus profonde a une épaisseur moyenne d’environ 4km et

est légèrement inclinée vers l’Est. Son toit est presque tabulaire et ondule légèrement tout le

long du profil.

La couche 3 a une épaisseur moyenne de 0,5km. Elle reste presque tabulaire et s’amincit

légèrement à la fin du profil. Son toit présente une forme convexe entre 38km<X<56km avant

de retrouver légèrement sa forme initiale jusqu’à la fin du profil.

La couche 2 reste tabulaire en son toit du début à la fin du profil et en son fond, elle

épouse la forme de la couche 3

La couche superficielle est très fine du début vers le milieu du profil, ou elle s’épaissit

progressivement jusqu’à la fin du profil.


7.5 Synthèse d’interprétation des profils


Les profils choisis ont été pris sur une distance de 76km environ. Les variations du taux

de magnétite et de densité calculées et observées ont permis d’avoir un modèle des formations

en deux dimensions sous les différents profils prédéfinis, on a subdivisé en 4 terrains. Ces

variations nous ont également permis d’avoir un aperçu sur la forme des différentes couches,

suivit de leur densité et leur susceptibilité magnétique. L’étude des modes 2D permet d’avoir

un aperçu sur les formations et les phénomènes qui les affectent à savoir les plissements, les

déformations, les failles (comme présentées dans les profils 1,2 et 3). Elle permet d’avoir un

aperçu global de l’épaisseur du profil de sa base à son toit et ceci tout le long du profil.

Les anomalies gravimétriques sont faibles. Les densités varient suivant la lithologie et

la profondeur des couches. On peut prendre par exemple les dernières couches avant le socle

cristallin donc la densité est 2,4 g/cm3 et essentiellement formées de grès. On sait que le grès a

une densité moyenne de 2,35g/cm3 mais avec une compaction des couches en profondeur, cette

densité peut s’accroitre.

Les différences de densité de ces différentes couches ont aidé à la mise sur pied des

formes presque identiques entre les sections sismiques interprétées et les modèles construits.

La modélisation est qualifiée comme une interprétation quantitative des données magnétiques

et gravimétriques. Cette ressemblance entre la modélisation et l’interprétation des données

sismiques peut confirmer les résultats exposes auparavant.

Hors mis le faite que les failles un rôle dans le transit des hydrocarbures de la roche

mère vers le roche réservoir, elles peuvent aussi favoriser l’enfouissement des roches

sédimentaires riches en matière organique où le processus de formation du pétrole pourra

commencer. Vu que le processus de formation et de migration du pétrole se passe entre 1000 à

5000 mètres de profondeur voir même plus, les failles permettent aussi de mieux localiser ou

déterminer le bloc (où se trouve un piège) où on peut implanter un forage quelconque. Ceci à

travers les images satellites, la gravimétrie, les photos aériennes, la géophysique, l’anomalie de

fuite etc… donc c’est aussi un outil de prospection.

La modélisation 3D, qui est une caractérisation volumique de l’objet surfacique du

model 2D, nous permettra à travers les différents marqueurs qu’elle présente d’avoir une vision

plus proche de la réalité de notre zone d’étude.


Chapitre 8 : MODELISATION 3D ET INTERPRETATIONS

Comme cité précédemment, la modélisation des anomalies tient compte des contrastes

de la densité et de la susceptibilité magnétique des corps compris entre 0 et 15 km de

profondeur. Ce sont les marqueurs de ces contrastes que l’on va modéliser en 3D. D’après les

modèles 2D, on peut en sortir trois (03) marqueurs dont leurs emplacements sont précisés dans

le tableau ci-dessous :

Tableau 5 : Présentation des marqueurs

Les couches numérotées de 1 à 4 sont communes aux six (06) profils.

8.1 Modélisation 3D

8.1.1 Marqueur 1

Le marqueur est celle de l’interface entre les couches 1 et 2, le résultat obtenu est donné

par la figure ci-après.

Figure 31: Modèle 3D du marqueur 1

Nomenclature

marqueurs

Couche

supérieure

Densité

[g/cm3]

Couche

inférieure

Densité

[g/cm3]

Marqueur 1 Couche 1 2,09 Couche 2 2,2




La profondeur des sédiments de ce marqueur est comprise entre -31 m à -636 m. ce

marqueur a une forme convexe légèrement arrondi aux extrémités. La profondeur maximale de

ce marqueur se situe au Nord-Est de la zone d’étude. Il constitue le toit de la roche de couverture

du système pétrolier dans notre zone d’étude. On remarque une diminution de la profondeur

des extrémités du model vers son centre.

8.1.2 Marqueur 2



Figure 32: modèle 3D du marqueur 2

Ce marqueur, de forme légèrement convexe, est l’interface entre la roche mère et la

roche réservoir. La profondeur des sédiments de ce marqueur est comprise entre -162 m à -1756

m. La partie la plus affaissée se trouve au Nord-Est et on remarque une diminution de

profondeur du Nord-Est vers le Sud-Ouest, et un linéament de même direction.

8.1.3 Marqueur 3




Figure 33: modèle 3D du marqueur 3

Contrairement aux marqueurs précédents, ce marqueur a une forme concave et est

beaucoup plus épaisse que les précédents. La profondeur des sédiments de ce marqueur est

comprise entre -872 m à -4400 m soit une épaisseur de l’ordre de 3000m environ. La partie

centrale de ce marqueur est la zone la plus profonde et on remarque une diminution de

profondeur du centre vers les extrémités.

Ce marqueur fait ressortir les différentes failles probables énoncées dans les profils

modélisés en 2D. Après corrélation des différentes failles énoncées et leur direction, nous avons

donc dans ce marqueur deux (02) grandes failles ayant pour directions respectives Sud-Est

Nord-Ouest pour la première et Sud-Ouest-Ouest Nord-Est-Est pour la seconde.


8.2 Modèle 3D de la zone d’étude

Après avoir effectué la modélisation individuelle de chaque marqueur qu’on peut

rencontrer dans le sous-sol de notre zone d’étude, on peut présenter un modèle tridimensionnel

qui n’est autre que la superposition des différents marqueurs. Ceci est fait afin d’en tirer une

interprétation convenable en tenant compte des données géologiques et géophysiques.

Figure 34: modèle 3D de la zone d’étude

8.3 Caractérisation du système pétrolier du bassin du Rio del Rey

D’après l’interprétation et la corrélation des différentes sections gravimétriques,

sismiques et les données géologiques, nous allons essayer de dégager dans les séries

sédimentaires : les différentes formations, sous-formations qui ont les possibilités d’être roche-

mère, roche réservoir et roche couverture.

Donc, le tableau ci-dessous synthétise les différents systèmes pétroliers dans la zone

d’étude.


Tableau 6 : Possibilité de système pétrolier de la zone d'étude

Possibilité Série

Quaternaire Tertiaire Crétacé Jurassique

Roche

couverture

Sédiments

d’argiles,

marnes du

crétacé

supérieur

Sous-formation argile de Lias

supérieur

Présente d’une bonne

perméabilité

Roche réservoir Formation

d’Agbada

formée

d’alternance

d’argiles et de

sable grossiers,

moyens et fins

Sous formation de grès-

sableuse avec une bonne

porosité

Roche mère Formation

d’Akata

essentiellement

argileuse

Formation marneuse


CONCLUSION

Cette étude a permis de donner une vision globale sur les principales méthodes

géophysiques les plus utilisées à la recherche pétrolière. Les cartes gravimétriques et

magnétiques donnent une perspective de la structure du sous-sol et les analyses des faciès des

sections sismiques permettent de reconstituer les évènements géologiques passés, du sous-sol.

La combinaison de ses trois différentes méthodes permet d’avoir un modèle approprié du sous-

sol.

Les informations obtenues par la modélisation est cruciale pour l’exploration pétrolière

car on peut évaluer la présence ou non de gisement de pétrole ou de gaz dans une zone et

d’estimer leur potentiel.

On a aussi vu que la méthode sismique 2D est un processus efficace pour l’exploration

pétrolière surtout quand elle est combinée avec la magnétique et la gravimétrie. Une intégration

de la technique de la modélisation en 3D nous a permis d’avoir une meilleure visualisation de

la structure du sous-sol et ce qui nous conduit à faire une interprétation beaucoup plus détaillée.

La modélisation 3D des données géophysiques est donc un atout majeur pour la prospection et

l’exploration pétrolière car elle peut être utilisée à une échelle très locale à une échelle plus

régionale sans pour autant affecter la précision des résultats attendus de l’étude.

Enfin, les données géophysiques satellitaires en plus des profils sismiques de notre zone d’étude

ont permis d’atteindre notre objectif sur l’étude structurale de notre zone d’étude dont les

formations présentent des caractéristiques pouvant, probablement, constituer des gisements

d’hydrocarbure. C’est surement la raison de l’implantation des différentes compagnies

pétrolières internationales dans cette région. La roche mère constitue la formation d’Akata

essentiellement argileuse et d’une formation marneuse tandis que la roche réservoir constitue

la formation d’Agbada formée essentiellement d’argile et de sables grossiers, moyens et fins et

la roche couverture formée d’argiles et e marnes.

Nous proposons d’approfondir l’étude pour la connaissance des structures anticlinales

et nous suggérons de faire des profils sismiques avant d’entamer des forages de reconnaissance,

afin d’avoir une idée sur la potentialité de la roche réservoir.

MODELISATION 2D ET 3D DES DONNEES GEOPHYSIQUES DU BASSIN SÉDIMENTAIRE DU RIO DEL REY I

BIBLIOGRAPHIE

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[2]- CHOUTEAU Michel, Cours de « Géophysique Appliquée I - Gravimétrie », Montréal

2002, Ecole Polytechnique de Montréal ;

[3]- CHOUTEAU Michel, Cours de « Géophysique Appliquée I - Magnétisme », Montréal

2002, Ecole Polytechnique de Montréal ;

[4]- CRAVE Alain, PROUST Jean-Noël, RENAULT Mathieu, « Cartographie sédimentaire

du cours de la Vilaine Imagerie sonar et sismique », Rennes, 2007, UMR 6118 CNRS-

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gravimétrie » Bureau Gravimétrique International (BGI), Toulouse 2004, France ;

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CAMEROUN>>, Exposé d’Enseignant – Chercheur, Université de Douala, Cameroun du

16 au 19 Mai 2011, 33pages ;

[11]- Pierre GIRESSE, Jean-Philémon MEGOPE-FOONDE, Gabriel NGUEUTCHOUA,

Jean-Claude ALOISI, Martin KUETE et Jacques MONTEILLET, << CARTE

MODELISATION 2D ET 3D DES DONNEES GEOPHYSIQUES DU BASSIN SÉDIMENTAIRE DU RIO DEL REY II

SÉDIMENTOLOGIQUE DU PLATEAU CONTINENTAL DU CAMEROUN>>Edition

l’ORSTOM, Paris 1996, 46pages ;

[12]- TETIEU NESSE Patrick E. << IDENTIFICATION D’ÉVENTUELS GISEMENTS

PÉTROLIFÈRES DANS LE BASSIN SÉDIMENTAIRE DE RIO DEL REY PAR

MÉTHODES GÉOPHYSIQUES>>, mémoire de Master en Technologie Pétrolière,

promotion 2015, 85pages ; ISPM Antananarivo

[13]- VEEKEN Paul H.C., « Seismic Stratigraphy, Basin Analysis and Reservoir

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[14]- VERNEY Philippe, « Interprétation géologique de données sismiques par une méthode

supervisée basée sur la vision cognitive », Paris 2009, thèse de Doctorat de l’Ecole Nationale

Supérieure des Mines de Paris.

MODELISATION 2D ET 3D DES DONNEES GEOPHYSIQUES DU BASSIN SÉDIMENTAIRE DU RIO DEL REY III

WEBOGRAPHIE

(1)- http://geomag.org. Consulté en Avril 2017

(2)- http://lithotheque.lyceesaviodouala.org/cameroun. Consulté en Avril 2017

(3)- http://agencecofin.com>hydrocarbures. Consulté en Avril 2017

(4)- http://investiraucameroun.com > énergie. Consulté en Avril 2017

(5)- http://fr.wikipedia.org > wiki > rio del rey. Consulté en Avril 2017

(6)- http://geosoft.com. Consulté en Mai 2017

(7)- http://bgi.omp.obs-mip.fr. Consulté en Mai 2017

(8)- http://theses.recherches.gov.mg. Consulté en Avril 2017

(9)- http://pastel.archives-ouvertes.fr. Consulté en Avril 2017

(10)- http://www.geo.wvu.edu. Consulté en Mai 2017

(11)- http://www.geosoft.com. Consulté en Mai 2017

(12)- http://www.math.univ-paris13.fr. Consulté en Mai 2017

(13)- http://core2.gsfc.nasa.gov. Consulté en Mai 2017

(14)- http://wdc.kugi.kyoto-u.ac.jp . Consulté en Mai 2017

http://geomag.org/

http://lithotheque.lyceesaviodouala.org/cameroun

http://geosoft.com/

TABLE DES MATIERES

REMERCIEMENTS ................................................................................................................... i

SOMMAIRE ............................................................................................................................. iii

LISTE DES ABREVIATIONS ................................................................................................. iv

LISTE DES FIGURES ............................................................................................................... v

LISTE DES TABLEAUX ........................................................................................................ vii

INTRODUCTION ...................................................................................................................... 1

PARTIE I : PRESENTATION GENERALE DE L’ETUDE

Chapitre 1 : PRESENTATION DU PROJET ..................................................................... 3

1.1 Études bibliographiques ....................................................................................... 3

1.2 Connaissance actuelle sur la zone ........................................................................ 6

1.3 Objectifs de ce travail ........................................................................................... 7

1.3.1 Perspective .................................................................................................... 8

Chapitre 2 : PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE ................................................ 9

2.1 Délimitation de la zone d’étude. .......................................................................... 9

2.2 Contexte géologique de la zone d’étude ............................................................ 10

2.2.1 Géologie du Cameroun ..................................................................................... 10

2.2.2 Contexte climatique .......................................................................................... 13

2.2.3 Contexte socio-économique ............................................................................. 13

2.2.4 Contexte géomorphologie ................................................................................. 13

PARTIE II : MATERIELS ET METHODES APPLIQUES POUR LA RECHERCHE

PETROLIERE

Chapitre 3 : GENERALITES SUR UN GISEMENT DE PETROLE .............................. 14

3.1 Définition ................................................................................................................ 14

3.2 Matière organique au pétrole .............................................................................. 14

3.2.1 Accumulation de la matière organique dans les sédiments .............................. 14

3.2.2 Formation du kérogène ..................................................................................... 15

3.2.3 Maturation du kérogène en pétrole ................................................................... 15

3.2.4 Le cas des schistes bitumineux ......................................................................... 16

3.3 Formation des gisements de pétrole ................................................................... 17

3.3.1 Migration primaire ............................................................................................ 17

3.3.2 Migration secondaire ........................................................................................ 17

3.4 Différents « pièges à pétrole » ............................................................................ 18

3.4.1 Pièges structuraux ............................................................................................. 18

3.4.2 Pièges stratigraphiques ..................................................................................... 19

Chapitre 4 : METHODOLOGIES APPLIQUEES A L’EXPLORATION PETROLIERE

........................................................................................................................................... 20

4.1 Prospection magnétique ..................................................................................... 20

4.1.1 Généralités de la méthode magnétique ............................................................. 21

4.1.2 Mode prospection magnétique par satellite (MAGSAT) ............................ 23

4.1.3 Traitement des données magnétiques ......................................................... 25

4.1.4 Interprétation des mesures magnétiques ..................................................... 25

4.2 Prospection gravimétrique .................................................................................. 26

4.2.1 Principe de la gravimétrie ................................................................................. 27

4.2.2 Mode de levés gravimétriques par satellite ...................................................... 28

4.2.3 Principe de la mesure par satellite ................................................................... 28

4.2.4 Traitement des données gravimétriques .......................................................... 29

4.2.5 Interprétation des données gravimétriques ....................................................... 30

4.3 Prospection sismique .......................................................................................... 31

4.3.1 Généralités sur la prospection sismique ........................................................... 31

4.3.2 Sismique réflexion ............................................................................................ 34

PARTIE III : MODELISATION 2D ET 3D, INTERPRETATIONS DESRESULTATS

Chapitre 5 : PRINCIPE DE LA MODELISATION 2D, 3D ET LOGICIELS DE

TRAITEMENT ................................................................................................................. 39

5.1 Présentation des logiciels de traitement de données .......................................... 39

5.1.1 Oasis Montaj 6.4.2 ............................................................................................ 39

5.1.2 ArcGis 10 .......................................................................................................... 40

5.2 Choix des profils ................................................................................................ 40

5.3 Traitement des données et technique des modélisations .................................... 40

5.3.1 Technique de modélisation 2D ......................................................................... 41

5.3.2 Technique de modélisation 3D ......................................................................... 41

Chapitre 6 : PRESENTATION DES DONNEES ............................................................. 43

6.1 Données disponibles ............................................................................................... 43

6.1.1 Investigations sismiques .................................................................................. 43

6.1.2 Mesures physiques au cours d’un forage .......................................................... 44

6.2.1 Interprétation qualitative des données gravimétriques ..................................... 46

6.2.2 Interprétation qualitative des données magnétiques ......................................... 48

Chapitre 7 : MODELISATION 2D DE LA ZONE D’ETUDE ........................................ 50

7.1 Choix des profils ................................................................................................ 50

7.2 Technique de modélisation ................................................................................. 50

7.3 Interprétation du profil sismique ........................................................................ 51

7.4 Interprétation des modèles gravimétriques et magnétiques .................................... 52

7.4.1 Modélisation du Profil 1 ................................................................................... 52






7.5 Synthèse d’interprétation des profils .................................................................. 59

Chapitre 8 : MODELISATION 3D ET INTERPRETATIONS ....................................... 61

8.1 Modélisation 3D ................................................................................................. 61

8.1.1 Marqueur 1 ....................................................................................................... 61

8.1.2 Marqueur 2 ....................................................................................................... 62

8.1.3 Marqueur 3 ....................................................................................................... 62

8.2 Modèle 3D de la zone d’étude ............................................................................ 64

8.3 Caractérisation du système pétrolier du bassin du Rio del Rey ......................... 64

CONCLUSION ........................................................................................................................ 66

BIBLIOGRAPHIE ...................................................................................................................... I

WEBOGRAPHIE ..................................................................................................................... III

TABLE DES MATIERES

«MODELISATION 2D ET 3D DES DONNEES

GEOPHYSIQUES DU BASSIN SEDIMENTAIRE DE RIO DEL

REY, CAMEROUN »

Nombre de pages : 66

Nombre de figures : 34

Nombre de tableaux : 6

Résumé

Depuis sa découverte il y a de cela plusieurs décennies, le pétrole a jusqu’à nos jours

toujours eu une place très importante dans le développement des hommes. La recherche de

nouveaux gisements se fait de plus en plus pressante. Cette étude nous permet d’identifier le

gites pétrolifère dans le bassin sédimentaire de Rio Del Rey, au Cameroun, par l’intermédiaire

des données géophysiques disponibles et en utilisant les logiciels appropriés. Les cartes

d’anomalie de Bouguer et d’anomalie magnétique nous permettent de localiser les zones

favorables à l’accumulation pétrolifère et les sections sismiques et les modélisations des

données gravimétriques et magnétiques, permettent de faire sortir des modèles à deux

dimensions (2D) et trois dimensions (3D). Elles nous aident à la détermination du système

pétrolier dans le domaine d’exploration.

Mots Clés : Rio Del Rey, modélisation, géophysique, gisement pétrolifère, bassin

sédimentaire.

Abstract

Since its discovery several decades ago, oil has always had a very important place in the

development of men. The search for new deposits is becoming more and more urgent. This

study allows us to identify the oil deposit in the Rio Del Rey sedimentary basin, Cameroon,

through available geophysical data and using appropriate software. The Bouguer anomaly and

magnetic anomaly maps allow us to locate areas favorable to oil accumulation and the two-

dimensional (2D) and three-dimensional (3D) seismic and gravimetric sections help us to

determine Petroleum system in the field of exploration.

Key Words: Rio Del Rey, modeling, geophysics, oilfield, sedimentary basin.

Nom : TSAFACK ATEMEZEU

Prénom : Pacôme

Contact : +261 34 72 73 760 / +261 33 85

86 727

E-mail : [email protected]

Rapporteurs :

-RAZAFINDRAKOTO Boni Gauthier,

Maître de Conférences, ESPA

-ANDRIAMBOAVONJY Mamy Rija,

Géophysicien, SGDM

mailto:[email protected]

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diplôme de Master en Ingénieur Titre : Ingénieur Pétrolier