Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile

Université d’Antananarivo

Ecole Supérieure Polytechnique

Département Ingénierie Pétrolière

Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile lourde à Tsimiroro

Mémoire de fin d’études en vue de l’obtention du diplôme d’Ingénieur Pétrolier

Présenté par: RATIARISON Mamy Hubert Lucas

Encadreurs: Dr RAHARIJAONA Tovo Robin, Maître de Conférence à l’ESPA

Mr BOUTICOURT Frédéric, Geologist Supervisor, Madagascar Oil SA

07 Octobre 2014

Présenté par: RATIARISON Mamy Hubert Lucas

Président: Pr ANDRIANARY Philippe Antoine, Professeur Titulaire à l’ESPA

Encadreurs: Dr RAHARIJAONA Tovo Robin, Maître de Conférence à l’ESPA

Mr BOUTICOURT Frédéric, Geologist Supervisor, Madagascar Oil S.A

Examinateurs: Dr. R.S.TRIJANA Kartoatmodjo, Université TRISAKTI

Pr Lala ANDRIANAIVO, Professeur Titulaire à l’ESPA

Université d’Antananarivo

Ecole Supérieure Polytechnique

Département Ingénierie Pétrolière


Mémoire de fin d’études en vue de l’obtention du diplôme d’Ingénieur Pétrolier

October 7, 2014


i

REMERCIEMENT

La finalité de ce projet n’est jamais le travail d’une seule personne. Tout d’abord je tiens à

remercier Dieu tout puissant de m’avoir donné la force pour la réalisation de ce mémoire.

Je voudrais exprimer ma gratitude à l’égard de:

Monsieur ANDRIANARY Philippe Antoine, Directeur de l’Ecole Supérieure Polytechnique

d’Antananarivo, qui m’a autorisé à soutenir ce mémoire et qui préside cette soutenance;

Monsieur RAHARIJAONA Tovo Robin, enseignant à l’Ecole Supérieure Polytechnique

d’Antananarivo ; et Monsieur BOUTICOURT Frédéric, Geologist Supervisor à Madagascar Oil

S.A qui m’ont dirigé, soutenu et encadré pédagogiquement et qui ont voulu partager leurs

expériences tout au long de la réalisation de ce mémoire malgré leurs multiples occupations;

Pr ANDRIANAIVO Lala et Dr. R.S.TRIJANA Kartoatmodjo, les membres de jury qui ont bien

voulu apporter leurs remarques et critiques constructifs pour ce travail.

Mr AHMED Stewart, General Manager de Madagascar Oil S.A de m’avoir offert deux mois de

stage au sein de l’entreprise

Tout le corps enseignant qui a patiemment contribué à ma formation ;

Enfin, je ne saurais oublier ma famille pour leur soutien moral et financier ; les amis pour

leurs appuis et collaborations durant les études et tous ceux qui ont de près ou de loin contribué à

l’élaboration de ce mémoire, je vous adresse mes vifs remerciements.


ii

SOMMAIRE

REMERCIEMENT .................................................................................................................................................. i

SOMMAIRE ............................................................................................................................................................. ii

LISTE DES ABREVIATIONS ............................................................................................................................ iii

LISTE DES TABLEAUX ...................................................................................................................................... v

LISTE DES FIGURES .......................................................................................................................................... vi

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

Partie 1: GENERALITE SUR LA ZONE D’ETUDES .................................................................................. 2

Chapitre I: Monographie de Tsimiroro ................................................................................................. 3

Chapitre II: Caratéristiques du reservoir de Tsimiroro .............................................................. 13

Partie 2: GENERALITE SUR L’HUILE LOURDE .................................................................................... 24

Chapitre III: Caractéristiques de l’Huile Lourde ............................................................................ 25

Chapitre IV: Géochimie de l’Huile Lourde ......................................................................................... 40

Chapitre V: Etude Analogue: Peace River ......................................................................................... 49

Partie 3: ANALYSES GEOCHIMIQUES DE TSIMIRORO ..................................................................... 54

Chapitre VI: Méthodologie & Résultat de Laboratoires .............................................................. 55

Chapitre VII: Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile Lourde à

Tsimiroro ........................................................................................................................................................ 60

CONCLUSION ..................................................................................................................................................... 79

REFERENCES ..................................................................................................................................................... 80

ANNEXES .............................................................................................................................................................. vii

TABLE DES MATIERES .................................................................................................................................. 82


iii

LISTE DES ABREVIATIONS

API: American Petroleum Institute

atm: Atmosphère

CHOPS: Cold Heavy Oil Production with Sand

cm: Centimètre

cp: Centipoise

Cu.m/s: Cubic meter per second

CV: Canonical Variable

GC: Gas Chromatography

ISF: Injection well Steam Flood

K: Permeabilité

km2: kilometer carré

L: Longueur

m/z: Mass-to-charge

MS: Mass Spectrometry

MDBT: Methyl-dibenzothiophene

MD: Measured Depth

MAH: Monocyclic Aromatic Hydrocarbon

μ: Viscosité

NSO: Nitrogène, Sulphur and Oxygène

PAH: Polycyclic Aromatic Hydrocarbon


iv

P: Pressure

Φ: Porosity

ppm: Parts Per Million

PSF: Production well Steam Flood

PyGC: Pyrolisis-Gas Chromatography

Q: Flow Rate

SAGD: Steam Assisted Gravity Drainage

SARA: Saturate, Aromatic, Resin and Asphalthene

SFP: Steam Flood Pilot

SS: Sandstone

δ13Csat: Saturate Carbon 13 isotope

δ13Caro: Aromatic Carbon 13 isotope

TD: True Depth

TOC: Total Organic Carbon

TTZ: Top Transition Zone

VRo: Vitrinite Reflectance

%WT: Weight Percent


v

LISTE DES TABLEAUX

Tableau 1: Répartition de la pluviométrie annuelle dans la région de la zone d’étude ....... 5

Table 2: Répartition de la température annuelle moyenne ............................................................. 5

Table 3: Répartition des différents écosystèmes sur la zone d’étude .......................................... 8

Table 4: Variation des propriétés de l’huile avec le degré de biodégradation ...................... 27

Table 5: Diagramme de Fluorescence ..................................................................................................... 47

Table 6: Densité API dans le SFP ............................................................................................................... 55

Table 7: Données de composition de l’huile et de l’isotope de carbone dans les puits du

SFP .......................................................................................................................................................................... 56

Table 8: Taux des SARA à l’intérieur et autour du SFP .................................................................... 56

Table 9: Variation des SARA avec la profondeur dans le puits TW2 ......................................... 57

Table 10: Variation des SARA avec la profondeur dans le puits TF5 ........................................ 57

Table 11: Résumé des propriétés d’huile dans les puits de Tsimiroro .................................... 59


vi

LISTE DES FIGURES

Figure 1: Localisation de Tsimiroro ............................................................................................................ 4

Figure 2: Réseau Hydrographique de la zone d’étude ........................................................................ 7

Figure 3: Surface geologique du Bloc 3104 .......................................................................................... 13

Figure 4: Stratigraphie régionale du bassin de Morondava .......................................................... 14

Figure 5: Stratigraphie de Isalo II à Tsimiroro .................................................................................... 15

Figure 6: SFP Amboloando subdivision ................................................................................................. 16

Figure 7: Une pièce de roche sédimentaire poreuse ........................................................................ 20

Figure 8: Perméabilité de deux matériaux ............................................................................................ 21

Figure 9: Distribution des saturations en fluide dans un échantillon de roche réservoir 23

Figure 10: Huile Lourde ................................................................................................................................ 29

Figure 11: Relation entre viscosité et température .......................................................................... 30

Figure 12: Densités et viscosités d’hydrocarbures et d’autres liquides ................................... 31

Figure 13: Saturés ............................................................................................................................................ 33

Figure 14: Exemples d’aromatiques ........................................................................................................ 33

Figure 15: Asphalthènes et Résines ......................................................................................................... 34

Figure 16: Molécule possible de l’asphalthène ................................................................................... 35

Figure 17: Example of naphtenes ............................................................................................................. 36

Figure 18: Acides sulfuriques ..................................................................................................................... 37

Figure 19: Composés non-acidiques du soufres ................................................................................. 37

Figure 20: Nitrogène ....................................................................................................................................... 38

Figure 21: Composés Oxygénés Acides .................................................................................................. 39

Figure 22: Composés Oxygénés Non-Acide .......................................................................................... 39

Figure 23: Chromatogramme Type .......................................................................................................... 43

Figure 24: Hydromètre .................................................................................................................................. 46

Figure 25: Appareil Dean Stark .................................................................................................................. 47


vii

Figure 26: Variation de l’API à Peace River .......................................................................................... 49

Figure 27: m/z 105 et m/z 231 chromatogrammes de masse montrant l’alcylbenzènes et

du distribution de la triaromatique steroïde ....................................................................................... 51

Figure 28: Variations Compositionnelles de la colonne .................................................................. 52

Figure 29: Abondance de chaque Molécule dans le puits A .......................................................... 53

Figure 30: Variation de l’API dans le bloc 3104 .................................................................................. 60

Figure 31: Carte de densité à Tsimiroro ................................................................................................ 62

Figure 32: Projection de l’isotope de carbone ..................................................................................... 63

Figure 33: Variation Latérale des taux de SARA dans le SFP ........................................................ 65

Figure 34: Lateral variation of SARA content around the SFP ..................................................... 66

Figure 35: Diagramme Ternaire de la formation Ankaramenabe .............................................. 67

Figure 36: Distribution des SARA dans la formation Ankaramenabe ....................................... 68

Figure 37: Diagramme ternaire d’Amboloando .................................................................................. 69

Figure 38: Amboloando Saturation en huile > 60%.................................................................70

Figure 39: Amboloando Saturation en huile < 40%.......................................................................... 71

Figure 40: SAT/NSO+ASPH Distribution Spatiale ............................................................................. 72

Figure 41: Variation Verticale dans le puits T0-1 .............................................................................. 73

Figure 42: Log des Qualités d’huiles dans l’OBSF5 ............................................................................ 74

Figure 43: Variation des SARA dans le TF5 avec la profondeur .................................................. 75

Figure 44: Variation des SARA dans le puits TW2 avec la profondeur .................................... 76

Figure 45: Saturation en huile de plusieurs puits. ............................................................................. 78


1

INTRODUCTION

Dans l’industrie pétrolière, la géochimie est utilisée comme outil d’exploration. La géochimie

est aussi une science qui utilise les outils et principes de la chimie pour expliquer les mécanismes

géologiques comme la croûte terrestre et les océans.

Dans d’autres mots, la géochimie pétrolière est l’application de la chimie pour étudier

l’origine, la migration, l’accumulation et altération de l’huile. Pour trouver plus d’huile et de gaz,

nombreux méthodes géochimiques sont utilisés.

Le but de ce mémoire est de présenter les variations géochimiques latérales et verticales de

l’huile lourde à Tsimiroro. Toutefois, la biodégration est la principale cause qui affecte ces variations

latérales et verticales. La biodégradation affecte les propriétés de l’huile comme les composés

chimiques, la densité API, la viscosité et la saturation.

Pour ceux, le titre de ce mémoire est: « Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’huile

lourde à Tsimiroro », qui est divisé en trois parties :

Généralité sur la zone d’études;

Généralité sur l’huile lourde;

Analyses Géochimiques de Tsimiroro.


2

Partie 1: GENERALITE SUR LA

ZONE D’ETUDES


3

Chapitre I: Monographie de Tsimiroro

I.1 Localisation de Tsimiroro

Tsimiroro est le nom d’un grand gisement d’huile lourde dans le bassin sédimentaire de

Morondava, au sud de Bemolanga et de Morafenobe. Le présent projet est dans le bloc 3104 de

Tsimiroro, trouvé au nord-ouest de Madagascar et approximativement à 100 km ouest de la côte de

Madagascar. Ce projet est aussi localisé dans la région de Menabe, District de Miandrivazo. Ce bloc

couvre la superficie totale de 6670km². La délinéation précise de la zone d’étude est illustrée sur la

Figure 1. [1]

La Figure 1 montre la localisation du bloc 3104 de Tsimiroro.


4

Figure 1: Localisation de Tsimiroro

Madagascar Oil S.A

Block 3104

Capitale

Principaux Villes

Villes

Autres

Route National

Route Municipal

Route Provinciale

Source:

Madagascar Oil

Etude d’impact

Environnemental de

Tsimiroro BD 500 FTM


5

I.2 Environnement Physique

[1]

I.2.1. Climat

La zone d’étude appartient à la région climatique subhumide. Compte tenu de

l’indisponibilité de données précises concernant la zone touchée par le projet, les données

climatiques présentées ci-après concernent les zones les plus proches (de même domaine

climatique) sur lesquelles des données climatiques fiables sont disponibles à ce jour.

I.2.1.1. Précipitation

Les précipitations annuelles varient entre 1 300 mm et 1 800 mm. La saison des pluies est

concentrée sur environ 5 mois, de novembre à mars, dans les meilleures conditions. Le tableau 1

présente la répartition mensuelle des précipitations. La pluviométrie est maximale en janvier et

minimale en juin-juillet. Les précipitions en 24 heures décennales se situent entre 150 et 200 mm.

Tableau 1: Répartition de la pluviométrie annuelle dans la région de la zone d’étude

Source: Monographie regional de Menabe, 2003

I.2.1.2. Températures

Il s’agit d’une région chaude. Les températures les plus élevées correspondent à la période

pluvieuse la plus intense. La température varie entre 16 et 34°C. La moyenne la plus basse se situe au

mois de juillet (23.4°C), la moyenne la plus élevée au mois de novembre (27.9°C). Le Tableau 2

présente les températures moyennes enregistrées :

Mois J F M A M J J A S O N D

Tmax (°C) 31.8 32.1 32.3 33.1 31.8 30.6 30.6 31.6 33.4 34.3 34.1 33.0

Tmin (°C) 22.2 22.3 22.1 21.4 18.6 16.3 16.1 17.3 18.9 20.7 21.7 22.1

T (°C) 27.0 27.2 27.2 27.3 25.2 23.5 23.4 24.5 26.2 27.1 27.9 27.6

Table 2: Répartition de la température annuelle moyenne

Source: Monographie regional de Menabe, 2003

Mois J F M A M J J A S O N D

Précipitation (mm) 494 348 320 69 7 3 6 10 21 61 162 288


6

I.2.1.3. Vents et Cyclones

Située dans la région occidentale du pays, la zone d’étude est sous l’influence du vent chaud

de mousson apportant des pluies abondantes en été ; par contre, en hiver il fait sec. Le vent marin

chargé d'humidité souffle vers l'intérieur de la terre, et est arrêté par le massif du Bongolava, à l'Est

de la région. Ceci explique l'humidité optimale plus ou moins persistante de l'Ouest de la région bien

qu’elle soit dans le domaine du semi-aride. D’autre part, le climat du pays étant dominé par l’alizé du

sud-est, cette région occidentale est « sous le vent » de par l’existence du plateau massif dans le

centre de l’île. Ainsi, pendant la saison humide prédominent des vents d’ouest/nord-ouest

(mousson), porteurs de pluie ; pendant la saison sèche, c’est un régime de vents d’est (alizés).

I.2.2. Hydrologie et Hydrographie de Tsimiroro

I.2.2.1. Au Niveau Régional

La région est riche en cours d’eau. Le régime hydrologique est annuellement bien alimenté

faisant de la région un capital en eau inestimable. Dans cette région, les principaux cours d’eau sont :

le Manambaho, le Manambolomaty et le Mananambolo. Outre les fleuves et rivières qui

caractérisent la région, il faut noter aussi la présence de nombreux lacs et étangs, notamment aux

environs de Betsipolitra et d’Ankavandra.

I.2.2.2. Réseau Hydrographique de la zone d’étude

La zone du projet est traversée par la rivière Manambolomaty et le fleuve Manambolo. Le

fleuve Manambolo prend ses sources sur les hautes terres, sur le socle cristallin ancien du Bongolava,

et suit une direction générale Est – Ouest. Sur le massif de Bongolava, le fleuve suit une direction

cataclinale Est-Ouest. Sa direction générale devient orthoclinale Nord – Sud, au niveau de la

dépression de Betsiriry, où il est rejoint en rive droite par son principal affluent, la

Manambolomaty. Il suit ensuite la direction générale de cette dépression jusqu’au niveau de la

percée cataclinale que constituent les gorges du Manambolo, à Bekopaka. A l’entrée de ces gorges,

le Manambolo draine un bassin d’une superficie totale de 11 200 km².

La figure ci-dessous illustre le réseau hydrographique de la zone d’étude.


7

Réseau Hydrographique

Bassins Versants

Sous Bassins Versants

Figure 2: Réseau Hydrographique de la zone d’étude


8

I.2.3. Ecosystèmes de la zone d’étude

Les principaux écosystèmes qui couvrent la zone d’étude sont formés par:

les forêts denses sèches;

les savanes ;

les forêts galeries ;

les zones humides (lacs et mares).

Le tableau suivant montre la répartition de ces différents écosystèmes

Ecosystèmes Superficie (%)

Forêt sèche 4

Forêt galeries 2

Savanes 90

Zones humides 1

Autres (sol nu, mosaïque de cultures) 3

Table 3: Répartition des différents écosystèmes sur la zone d’étude

I.2.3.1. Forêts denses sèches

Cette forêt dense sèche caducifoliée n’occupe que 5% environ de la superficie de la

concession de Tsimiroro. Les blocs forestiers les plus importants sont situés au Sud-Ouest en

bordures des Tsingy à environ 10 km de la gorge de la Manambolo et au Nord-Est l’extrémité du

plateau de Bongolava. Ils sont composés de forêt dense sèche partiellement dégradée à cause du

passage répété de feux de brousse. Les forêts encore relativement bien conservées abritent des

lémuriens, des boas, des civettes, des fossa, des tenrecs, des potamochères et des chauves-souris

frugivores, auxquelles s’ajoutent des espèces de lémuriens nocturnes. Les oiseaux les plus

fréquemment rencontrés sont entre autres le coucal, vaza, newtonie, gobe-mouche, polyboroïde,

huppe, pintade, milan ainsi que les quelques espèces de coua présentes dans la région. En dehors

des forêts naturelles, de nombreux bosquets parsèment la zone. Ils sont composés majoritairement

de manguier avec quelques autres espèces telles que les goyaviers et kapokiers. Toutes les essences

présentes sont des espèces introduites et exploitées par l’homme. Ces forêts sont exploitées par les

populations locales pour le bois d’oeuvre tel que le palissandre ou la canarium. La zone la plus

touchée par la déforestation ces dernières décennies concernent les forêts du Nord-Ouest du site en

bordure du plateau de Bemaraha.


9

I.2.3.2. Forêts Galeries

Les écosystèmes de forêts galeries couvrent moins de 2% de la superficie de la concession. Ce

sont des bandes étroites, humides, forestières, longeant les cours d'eau et formant un réseau unique

boisé. Elles sont pluristratifiées et les individus émergeant peuvent atteindre jusqu’à 9 m. Elles sont

constituées, en particulier, de Breonadia microcephala. C’est une espèce indicatrice de la forêt

galerie. Les autres espèces comme le palmier Phoenix sont partiellement communes avec les autres

écosystèmes. Certaines forêts galeries comme celle d’Analamanjary à l’Ouest d’Ankisatra abritent de

petites populations de lémuriens. Les lémuriens, bien que protégés, semblent être chassés

localement pour la viande. Ces forêts constituent une ressource importante pour les populations

locales. Elles font l’objet d’une exploitation opportuniste en fonction des saisons et de la disponibilité

des produits. Les principales utilisations sont les suivantes:

Les plantes médicinales

Les bois de construction

Bois de chauffe

Chasse

Pêche: tilapia et bagnana.

Les fruits de mangiers

I.2.3.3. Savane

Les savanes couvrent la majeure partie de la zone d’étude (plus de 90% de la concession). Il

existe trois types de savanes: la savane herbeuse, la savane arbustive et la savane arborée.

La faune rencontrée dans ces trois types de savane est similaire. Les classes les plus

présentes sont les insectes et les oiseaux. Les plus fréquemment rencontrés sont des oiseaux très

communs comme le Foudia, l’alouette, le guêpier, le vaza, le coucal, la tourterelle à masque de fer, le

martin-pêcheur, le Souimanga ou la caille.


10

I.2.3.4. Zones Humides

Les zones humides (environ 3% sur le bloc 3104) sont constituées de lacs et de mares.

Certaines zones humides sont transformées chaque année en rizière lorsque le niveau de l’eau

baisse. En fonction de leur taille, ces zones abritent certaines espèces de tortues dont, les espèces

présentes sont chassées de manière opportuniste pour la viande.

I.2.3.5. Aires Protégées

Aucune aire protégée n’est répertoriée dans le bloc 3104-Tsimiroro. Cependant, deux aires

protégées existent en bordure du bloc:

Le Parc National et la Réserve Naturelle Intégrale de Bemaraha : Les Tsingy de Bemaraha

couvrent 230 000 ha et sont inscrits au patrimoine mondial de l’humanité.

La Réserve Spéciale d'Ambohijanahary : Elle couvre une superficie de 24 750 ha et se trouve

à la limite de la région Ouest du plateau de Bongolava. Cette Réserve est surtout caractérisée

par la présence d'un des écosystèmes les plus rares et les plus menacés de Madagascar.

I.2.4. Contexte Humain et Socio-économique

I.2.4.1. Contexte de la zone d’étude

Tsimiroro se trouve dans le District de Miandrivazo, Région Menabe. Cette region compte

300 000 habitants pour une surface de 48 650 km². Les deux districts les plus peuplées de la région

sont : Morondava et Belo-sur-Tsiribihina, avec, respectivement, une densité de 11,6 et 10,8 hab/km².

C’est une population jeune dont l’âge moyen est de 23 ans.

I.2.4.2. Communautés de la zone d’étude

La zone étudiée est composée de plusieurs communautés: Commune d’Ankondromena,

Betsipolitra, Soaloka, Ankavandra, Itondy, Antsalova and Bekopaka.

I.2.4.3. Us et Coutumes

a. Ethnie Principale

La zone d’étude est une zone d’immigration. Mais comme elle est une terre d’origine

Sakalava, les moeurs, les us et coutumes Sakalava prédominent largement dans la zone. L’ancienne

tradition sakalava avait pour coutume d’abandonner le village ou le quartier à la mort d’un roi, d’un


11

chef de clan ou d’un chef de quartier. Ce principe a valu aux Sakalava la réputation de semi-nomades.

Toutefois, cette tradition tend à être délaissée à cause des contraintes liées au milieu naturel.

Les principales coutumes de la zone d’étude sont: “doany”, “fitampoho”, “fady”.

Doany: C’est le "lieu", c'est-à-dire la case où reposent les reliques sacrées du fondateur du

Menabe et, par la suite, des autres souverains. Le « doany » constitue le lieu de culte où se

manifesteraient un ou des esprits.

Fitampoho: les rois emportèrent avec eux les reliques de leurs défunts parents-rois. Avant de

mener une guerre de conquête, les rois procédèrent à une cérémonie de bain des reliques

des Rois ou « les Ampagnito ». C’est une prière aux mânes des Rois afin de les garder et les

bénir dans leurs entreprises. C’est le «Fitampoha ».

Fady : nombreux en terre Sakalava. Globalement, ils ont trait: dans les lieux sacrés, en

particulier les "doany", les tombeaux des ancêtres, les arbres sacrés ou "Togny" ; et dans les

plans d’eau, notamment certains lacs et rivières. Ces lieux sont interdits à toute profanation.

b. Autres ethnies

Les deux ethnies majoritaires après les Sakalava sont les Betsileo et les Merina qui viennent

des Hautes Terres. Ankisatra est le seul village où les Merina et les Betsileo sont majoritaires par

rapport aux Sakalava, car Ankisatra a été fondé par des Merina employés d’anciennes compagnies

pétrolières.

I.2.4.4. Conditions de vie

a. Habitat

L’habitat classique de la zone d’étude est de type traditionnel, souvent une case qui ne

comporte qu’une pièce est constituée par :

Des toits en feuilles de « badika » séchées

Des poutres et traverses en différentes espèces ligneuses Forestières

Des murs en feuilles de « satrana » ou en terres battues.

Enfin, des maisons en dur avec des murs en brique et des toits en tôle peuvent se rencontrer,

plus rarement, mais surtout au niveau des chefs-lieux de commune


12

b. Source d’énergie

Seuls les chefs-lieux des districts sont desservis par l’électricité du JIRAMA, et sa qualité laisse

encore à désirer. Les autres communes utilisent comme éclairage les lampes à pétrole. Certains

foyers, rares, utilisent des bougies. La population utilise le plus souvent du bois mort, et plus

rarement du charbon comme combustible pour la cuisson.

c. Eau de consommation

La disposition d’une eau potable constitue un problème majeur dans la zone d’étude. Il est à

noter que la quantité de l’eau ne satisfait pas les besoins de la population. Le système d’alimentation

en eau est constitué par:

De sources et de rivières situées aux alentours des villages, la plupart de ces ressources

tarissent en saison sèche;

Des puits d’eau.

De puits améliorés et de bornes fontaines faisant suite à des projets de développement, ces

puits et bornes fontaines se situent la plupart du temps dans les chefs-lieux de commune et

dans les gros villages.

d. Activités Economiques

Sur le plan économique, le district est composé en majorité d’agriculteurs (73%), puis

d’éleveurs (10%), de fonctionnaires (10%), de pêcheurs (4%) et de commerçants (3%). Les principales

cultures sont le riz, l’ambérique, le manioc, le maïs, le tabac, l’arachide.

D’autre part, les Zebus sont les principales richesses dans la zone étudiée. Un ménage ayant

plus de 1000 zebus est considéré riche. Le chef de cet ménage est localement appelé « Mpanarivo».

La description de la zone étudiée a pour but d’avoir un vu général de Tsimiroro. Pour la suite,

la description des caractéristiques du réservoir de Tsimiroro sera décrite.


13

Chapitre II: Caratéristiques du reservoir de

Tsimiroro

II.1 Geologie de la zone d’étude

II.1.1. Surface Geologique

La surface géologique de la zone d’étude est divisée en: socle de Bongolava, Sakamena

(argile et grès), Isalo I et II, et le jurassique de Bemaraha. Le Steam Flood Pilot ou le pilote se trouve

dans l’Isalo II qui est principalement composé de grès intercalé par des argiles. [33]

Steam Flood Pilot (SFP)

Figure 3: Surface geologique du Bloc 3104

[33]

Jurassique (calcaire)

Isalo II

Isalo I

Sakamena

Socle


14

II.1.2. Stratigraphie

[33]

La stratigraphie de Tsimiroro appartient au groupe du Karoo

La Figure 4 illustre cette stratigraphie.

Figure 4: Stratigraphie régionale du bassin de Morondava

[33]

D’après la figure 4, le groupe Isalo est divisé en formations Isalo I et II. Ces formations sont

encore subdivisées (de l’ancien au plus jeune) en Isalo inférieur, Isalo I, Argile de base, grès

d’Amboloando, argile du Mokara et le Mokara Supérieur qui est daté au milieu du Triassique

supérieure. La figure 5 illustre ces subdivisions.


15

Figure 5: Stratigraphie de Isalo II à Tsimiroro

[33]

Dans le SFP, l’Amboloando est aussi subdivisé en: Amboloando1, Amboloando2-1,

Amboloando2-2, Amboloando2-3, et Amboloando3.

La figure 6 illustre ces subdivisions.


16

Figure 6: SFP Amboloando subdivision

[33]

Pour la comprehension des différentes formations à Tsimiroro, le Socle, le Sakamena groupe,

l’Isalo et les activités volcaniques seront abordées.

II.1.2.1. Socle

Le socle est composé de gneiss granitique et de schistes avec quelques intrusions. Il affleure

à l’Est de Tsimiroro et forme une barrière de la zone d’étude.


17

II.1.2.2. Sakamena Groupe

Les Sakamena Groupes sont des dépôts fluviatiles et lacustrines venant du socle Précambrien

métamorphique à l’Est. Ce groupe est subdivisé en trois unités : le Sakamena Inférieure, le Sakamena

moyen et le Sakamena supérieure.

II.1.2.3. Isalo

En général, les groups Isalo sont composes surtout de grès fluviatile avec quelques

intercalaires. Ils peuvent aussi être divisés lithostratigraphiquement en deux groupes :

Formation Isalo I: principalement des grès.

Formation Isalo II: succession de grès et d’argile.

a. La formation Isalo I

Isalo I inférieur

L’Isalo I inférieur est composé de fine grains de grès intercalé par des argiles et d’argile

sableuse. L’épaisseur de l’Isalo I inférieur varie nettement à l’affleurement (300 – 700m) et

dans la subsurface.

Isalo I

La formation Isalo I est composée de grès clastique intercalé par des schistes subalternés et

des conglomérats mineurs. Les grès de l’Isalo I sont similaires à l’Isalo I inférieur par laquelle

on ne peut pas toujours les distinguées. L’épaisseur de l’Isalo I varie dans l’affleurement et

dans la subsurface à environ 300 – 550m.

b. La formation Isalo II

Argile de base

L’argile de base couvre directement les grès de la formation Isalo I. Cette argile est plus hétérogène

que celle du Mokara. A Tsimiroro, l’argile de base est une argile carbonée, de couleur gris sombre à

noir, contenant des lits de charbons ainsi que des unités de sables. L’argile est riche en matière

organique avec abondance de lignite et de plante (supérieure à 13 WT% en TOC), donc

potentiellement une roche mère.


18

Grès d’Amboloando

Amboloando est le principal réservoir de la zone d’étude. Le grès d’Amboloando est un large dépôt

formant des systèmes de chenaux et aussi des formes de feuilles de sables avec une épaisseur

moyenne de 5 m.

D’après la figure 5, le grès d’Amboloando peut être divisé en trois unités: top, supérieur et inférieur.

Le Top Amboloando contient de l’argile et du sable et représente un faciès de transition entre le

sable d’Amboloando supérieur et l’argile du Mokara.

L’Amboloando supérieur est dominé par des grès que l’on croit être déposé dans des chenaux.

L’Amboloando inférieur contient des dépôts d’argile, de silt et de sable. C’est interprété comme

représentant de l’environnement fluviatile et lacustrine. Les dépôts argileux peuvent former des

barrières contre le mouvement vertical des fluides et séparant latéralement continue le réservoir.

Argile du Mokara

L’argile du Mokara joue comme la verticale couverture du reservoir d’Amboloando, le séparant ainsi

du sable d’Ankaramenabe au-dessus. Il est caractérisé par de l’argile massif, qui peut être rangé en

couleur de marron grisâtre, marron rougeâtre, vert, gris violacé. L’épaisseur varie de 0 à 150m,

s’amincit et devient silteux vers le nord de la zone d’étude. L’épaisseur moyenne est de 40m.

Ankaramenabe Member

La formation Ankaramenabe est exposé à la surface et qui couvre le plus la structure de Tsimiroro.

II.1.2.4. Activité Volcanique

Tout Tsimiroro est composé par de dense réseau d’intrusion de dykes. Les dykes peuvent

être observes par des images satellites, et en surface, on peut les identifier par des profils

d’altérations riche en fer. Le profil des dykes peut être négatif et positif pour les roches de la région.

L’épaisseur des dykes peut varier de quelques mètres à des dizaines de mètres et en général

les dykes peuvent être tracés à de grandes distances.

II.1.2.5. Origine du réservoir de Tsimiroro

Les grès d’Amboloando sont les principaux réservoirs d’hydrocarbure de Tsimiroro. D’autres

intervalles du réservoir incluent l’Isalo I et l’Ankaramenabe inférieur.

La formation Sakamena est considérée comme roche mère.

Le piège du SFP est interprété comme un doux anticlinal faillé associé avec la bordure du horst de

Tsimiroro.

La principale phase structurale se produit pendant la separation du bloc Inde-Madagascar de

l’Afrique durant le Jurassique moyen. Les activités tectoniques durant le début du Crétacé moyen


19

résultent des intrusions de nombreux dykes associés avec la séparation de l’Inde de Madagascar.

Après ce temps, Tsimiroro a été relativement tectoniquement stable.

II.1.3. Paramètres Pétrophysiques

Les mesures pétrophysiques sont dans les forages et sur des carottes dans des laboratoires

pour déterminer les majeurs propriétés du réservoir comme : la lithologie, la porosité, le

perméabilité, les saturations en fluides et la capillarité.

Les paramètres pétrophysiques obtenues par des carottes sont utilisés pour calibrer les

calculs du forage. Ces mesures du forage sont plus tard utilisées pour calculer le volume de

l’hydrocarbure présent dans le réservoir, quels taux peuvent-ils produire, et quelles quantités

d’hydrocarbures sont extraites du réservoir après que la production soit achevée. [2]

Les paramètres pétrophysiques sont aussi utilisés pour aider les ingénieurs de réservoir et les

géoscientistes pour la compréhension des propriétés de la roche réservoir, particulièrement,

comment les pores de la subsurface sont interconnectés, contrôlant ainsi l’accumulation et la

migration des hydrocarbures.

Finalement, les études pétrophysiques peuvent être utilisés par les ingénieurs pétroliers,

géologue, minéralogie, exploration géophysiques et autres études relatives.

Les paramètres pétrophysiques comme: la lithologie, la porosité, la perméabilité, les

saturations en fluides et les principaux caractéristiques pétrophysiques de la zone d’étude seront

expliqués.

II.1.3.1. Lithologie

L’identification de la lithologie est fondamentale pour tout réservoir parce que les propriétés

physiques et chimiques de la roche qui retiennent les fluides affectent les réponses de plusieurs

outils utilisés pour la mesure des propriétés de la formation. La compréhension de la lithologie du

réservoir est la base pour laquelle d’autres calculs sont faits.

Les géologues donnent les descriptions des lithologies des roches dans : l’affleurement,

cuttings, carottes et les mesures minéralogiques.


20

II.1.3.2. Porosité

Le pétrole ne se trouve pas dans des rivières souterraines ou des cavernes, mais dans des

pores entre les grains des roches sédimentaires poreux.

Le roche réservoir semble être solide à l’œil nu. L’examen microscopique révèle l’existence

de petites ouvertures dans la roche. Dans les roches réservoirs, ces pores sont les seules pour

laquelle le pétrole est présent et stocké, et qui ressemble le plus à de l’éponge avec de l’eau. Cette

capacité de stockage du roche réservoir est appelée porosité. D’après la perspective de l’ingénierie

du réservoir, la porosité est probablement une des plus importantes propriétés de la roche réservoir.

La définition spécifique de la porosité est le ratio entre le volume des pores dans la roche

réservoir par rapport au volume total, et exprimé en pourcentage. Le volume des pores se réfère

fondamentalement à la somme ou à la combinaison des volumes de tous les pores dans une roche

réservoir donnée. L’illustration suivante donne un exemple de roche sédimentaire poreux.

Figure 7: Une pièce de roche sédimentaire poreuse

[3] Les pores sont les sections blanches entre les grains sombres. C’est dans chaque pore que les fluides

comme l’huile, le gaz naturel et l’eau peuvent être trouvés dans la subsurface.

Cette propriété de la roche réservoir est dénotée par φ et mathématiquement exprimé par la

relation ci-après.

Φ =𝑃𝑜𝑟𝑒 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒

𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑜𝑟 𝐵𝑢𝑙𝑘 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒∗ 100 (1)

Φ: Porosité (%)

[4]

La porosité d’un réservoir commercial peut être rangée d’environ 5% à 30% du volume total. La

porosité du réservoir peut être classifiée par :

Porosité < 5%: faible

Porosité : 10 – 20 %: moyenne

Porosité : 20 - 30 %: bonne

Porosité > 30%: excellente


21

[5]

II.1.3.3. Perméabilité

Ayant une large porosité dans la roche réservoir n’est pas suffisant parce que le pétrole

contenu dans les pores doit s’écouler pour qu’on puisse le produire et le drainer vers la surface.

Cette propriété particulière de la roche réservoir, dénoté par k, est appelée perméabilité. Il dépend

en quoi les pores dans cette roche est interconnectée. La perméabilité d’une roche réservoir

pétrolier est l’un des plus influents paramètres pour la détermination de la capacité de production

d’une accumulation d’hydrocarbure.

C’est le travail d’Henry Darcy, ingénieur civil français, qui a mené au développement de

l’expression mathématique, encore utilisée de nos jours dans l’industrie pétrolière et d’autre part, le

calcul de la perméabilité absolue d’après les expériences exécutés en dehors du milieu poreux. La

relation suivante illustre la loi générale de Darcy:

𝑄 = −𝑘

𝜇𝐴

𝑑𝑃

𝐿 (2)

Q: Débit (cu.m/s)

k: perméabilité (darcy)

μ: viscosité de fluide (cp)

A: section (cm2)

P: Pression (atm)

L: Longueur (cm)

[4]

Figure 8: Perméabilité de deux matériaux

[3]

La perméabilité du réservoir peut aussi être classifiée comme :


22

K < 1 mD: très faible, réservoir étroit

K = 1 – 10 mD: faible

K = 50 – 200 mD: moyenne

K = 200 – 500 mD: bonne

K > 500 mD: excellente

[5]

II.1.3.4. Saturation en Fluides

La porosité représente la capacité maximale de la roche réservoir à stocker les fluides. La

saturation en fluide ou saturation de pore quantifie la capacité disponible pour contenir plusieurs

fluides; dans d’autres mots, comment est cette capacité de stockage, volume des pores ou

distribution des pores parmi les trois types de fluide dans le réservoir, c’est-à-dire : le gaz, l’huile et

l’eau.

Pour déterminer la quantité d’hydrocarbure accumulée dans une formation de roche poreux,

il est nécessaire de déterminer individuellement chaque saturation.

Généralement, la saturation en fluide est définie comme le ratio entre le volume de chaque

phase dans une roche réservoir donnée par rapport au volume de pore de l’échantillon. Dans

d’autres mots, la saturation en fluide est définie comme la fraction ou le pourcentage du volume des

pores occupé par une phase particulier (gaz ou huile ou eau) exprimée par une expression

mathématique généralisée :

𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑒 𝑠𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛 = 𝑆 =𝐹𝑙𝑢𝑖𝑑𝑒 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒

𝐸𝑓𝑓𝑒𝑐𝑡𝑖𝑣𝑒 𝑅𝑜𝑐𝑘 𝑃𝑜𝑟𝑒 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 (3)

Toutefois, la saturation en fluide est généralement rapportée comme une fraction du volume

effective des pores plutôt que le volume total des pores car c’est plus significatif comme fluide

présent dans des pores complètement isolés et ne peut être produit. L’équation (3) peut être

appliquée pour chaque phase spécifique :

𝑆𝑔 =𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑑𝑒 𝑔𝑎𝑧

𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑑𝑒 𝑝𝑜𝑟𝑒 (4)

𝑆𝑜 =𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑑′ℎ𝑢𝑖𝑙𝑒


𝑆𝑤 =𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑑′𝑒𝑎𝑢


Où Sg, So, et Sw sont les saturations respectives du gaz, de l’huile et de l’eau.

La saturation en fluide peut être exprimée par la fraction ou le pourcentage du volume des pores. Il

est clairement indiqué que les saturations en fluide peuvent être rangés de 0 à 100% ou 0 à 1, et dès


23

que ces valeurs se réduit au volume des pores, leurs sommes devraient toujours être égale à 100%

ou 1, conduisant à :

𝑆𝑔 + 𝑆𝑜 + 𝑆𝑤 = 1 (7)

Figure 9: Distribution des saturations en fluide dans un échantillon de roche réservoir

[4]

II.1.3.5. Les propriétés pétrophysiques du réservoir de Tsimiroro

Le réservoir dans le SFP présente quelques valeurs moyennes de porosité et de perméabilité

respectivement pour des formations différentes.

Amboloando3: faible perméabilité avec de mince barre de grès et de canal avec de bonne

perméabilité et porosité.

Amboloando 2-3: présente une bonne qualité du réservoir. La perméabilité varie de 150 à

200mD, dégradé par la présence d’argile avec quelque carbonate, augmentant dans la partie

supérieure de l’unité (25 – 40 mD) et dans la base où les conglomérats sont fréquents.

Amboloando 2-2: la perméabilité entre 2000-3000mD, porosité entre 28-29%. Probablement

à des taux élevés dans les grès très friable, avec une barrière locale causée par les

écoulements des débris avec des clast et des conglomérats.

Amboloando 2-1: a une important variation pétrophysique causée par de l’empilement de

séquences et d’abondant argile laminé avec du carbonate. La perméabilité varie de 20-

600mD et la porosité entre 13-25%.

Amboloando 1: principalement de grès massif avec K~250-450 et Ø~22-25 diminuant dans

des faciès dans la zone supérieure. Grès cimenté massif (abondance de Kaolinite et

carbonate) avec faible K~30-90mD, Ø~19-24 et une couche d’argile silteux imperméable,

dans la zone médiane. Finalement, bonne K~530-840mD, Ø~22-23 dans la zone inférieure.


24

Partie 2: GENERALITE SUR

L’HUILE LOURDE


25

Chapitre III: Caractéristiques de l’Huile Lourde

III.1 Définition de l’huile lourde

L’huile lourde ou l’extra huile lourde est un huile qui est très visqueux, et ne peut facilement

circuler vers les puits de production sous les conditions normales du réservoir. Il est considéré

comme lourd car sa densité ou gravité spécifique est plus élevée que celle de l’huile légère.

L’huile lourde ou l’extra huile lourde est défini comme non récupérable dans son état

naturel. Nous pouvons le définir comme huile qui ne s’écoule pas ou ne peut être pompé sans le

chauffé ou le dilué avec des produits chimiques.

La biodégradation est la principale cause de la formation de l’huile lourde.

III.2 Origine

La majorité des géologues acceptant que le brut devienne lourd après la biodégradation,

dans quoi, les fractions légères sont consommées par les activités bactériennes dans le réservoir.

Cette hypothèse se penche fortement sur les techniques de la géochimie pétrolière. Peu de

couverture du réservoir expose l’hydrocarbure aux contaminants de surface, incluant la vie

organique (bactérie) et contribue à ce processus.

L’huile lourde peut être trouvée à de faible profondeur, réservoir jeune, avec des roches du

Pleistocène, Pliocène et Miocène. Dans certains cas, il peut aussi être trouvé dans les plus anciens

comme le Crétacé, Mississipien et le réservoir Dévonien. Ces réservoirs tendent à être faiblement

couvert, résultant la formation de l’huile lourde et du bitume.

III.2.1. Biodégradation Pétrolière

Sous certaines conditions, la vie micro organique (bactérie) peut altérer ou métaboliser

différents classes de composés dans l’huile, ces processus sont appelés biodégradation. La

biodégradation affecte les flaques d’huile et les suintements de surface. En outre, comme à plus de

30 ans passé, la biodégradation peut aussi altérée l’accumulation d’huile dans la subsurface. Les

accumulations d’huiles peu profondes sont dégradées à certains degrés. En effet, la vaste majorité du

monde pétrolier est sévèrement dégradée dans les zones peu profondes, comme les bitumes

supergrands d’Orinoco et d’Athabasca dans respectivement le Venezuela et le Canada. Un peu petit

mais aussi géant, les accumulations d’huile dégradées se produisent d’ailleurs partout dans le

monde.


26

III.3 Condition favorable de la biodegradation

La biodégradation de l’huile par les bactéries peut se produire sous un environnement

aérobie ou anaérobie. Dans la subsurface, la biodégradation se produit premièrement sous des

conditions anaérobiques, appuyé par les bactéries réductrices de sulfate où les sulfates dissouts sont

présents, ou les bactéries méthanogéniques où les sulfates dissouts sont faibles.

Bien que la biodégradation de l’huile dans la subsurface ne requière d’oxygène, l’huile a

besoin de certains éléments comme le nitrogène, le phosphore et le potassium, qui peuvent provenir

de la dissolution ou altération de minéraux dans de l’eau. Ce processus est aussi dominé par des

réactions complexes d’altération dans le réservoir sous conditions anaérobiques dirigé par la réaction

eau-huile. Parce que de large volume d’hydrocarbure léger est consommé par les activités

bactériennes au contact eau-huile ou la zone de transition, signifiant des gradients verticaux et

latéraux dans la composition de l’huile et aussi la viscosité. Les contrôles ultimes dans l’élévation de

l’altération de l’huile et de l’augmentation de la viscosité sont reliés par la composition de l’huile et

l’histoire du taux de charge, mélange d’huile dégradés et frais, l’expansion de la zone d’eau et

l’apport d’éléments, et enfin l’historique des températures du réservoir.

Empiriquement, il est à noter que les accumulations d’huiles dégradés sont trouvés dans des

réservoirs à des températures inférieures à 80°C, et la viscosité peut s’élever jusqu’à 100 fois à

travers une épaisseur de 40m du réservoir. La biodégradation pétrolière se produit

préférentiellement au contact eau-huile.

A température élevé, il apparaît que beaucoup de microorganismes dans la subsurface

disparaissent. Toutefois, pas toutes les accumulations d’huile à des températures inférieures 80°C

sont dégradés. Wilhlms et al. Proposent une explication pour cette observation. Ces auteurs

suggèrent que si un réservoir d’huile a été chauffé à plus de 80°C à tout point depuis sa déposition,

puis, si le soulèvement a réduit la température à inférieure à 80°C, le paléopasteurisation ou la

stérilisation du réservoir qui s’était produit à de température élevée aurait tué les organismes

causant la biodégradation après le soulèvement du bassin. Donc, les réservoirs d’huiles qui ont subi

des soulèvements peuvent contenir des huiles non dégradés, en dépit des faibles profondeurs et des

faibles températures de réservoir.


27

III.4 Effet de la Biodégradation

Graduellement, la biodégradation détruit les suintements d’huiles par des métabolismes

séquentielles de diverses classes de composés présents dans de l’huile. La biodégradation ne peut

être limitée parce qu’elle peut prendre jusqu’à des milliers d’heures. Quand la biodégradation se

produit dans un réservoir, ce processus affecte dramatiquement les propriétés des fluides et d’où les

valeurs de productibilité de l’accumulation. Spécifiquement, la biodégradation :

Augmente la viscosité de l’huile: qui réduit la productivité de l’huile

Réduit la densité API: qui réduit la valeur de l’huile produit.

Augmente les asphalthènes: relatives à ceux des saturés et des aromatiques

Augmente la concentration de certains métaux.

Augmente le taux de soufre

Augmente l’acidité de l’huile

Ajout de composés comme les acides carboxyliques et les phénoles.

Pour exemple des huiles dans l’Oklahoma, quelques auteurs constatent des changements des

propriétés de l’huile avec l’augmentation du niveau de biodégradation dans le tableau ci-après.

Type d’échantillon Densité API Soufre (WT%) Vanadium (ppm) Nickel (ppm)

Huile non dégradé 32 0.6 30.6 16.4

Huile modérément dégradé 12 1.6 224 75.1

Très dégradé (bitume) 4 1.5 137.5 68.5

Type d’échantillon Saturé (%) Aromatique (%) Polaire (%) Asphalthène (%)

Huile non dégradé 55 23 21 2

Huile modérément dégradé 25 21 39 14

Très dégradé (bitume) 20 21 41 21

Table 4: Variation des propriétés de l’huile avec le degré de biodégradation

[6]

Les variations verticales et latérales des propriétés de l’huile (ex: densité API et viscosité)

causés par des variations spatiales avec l’extension de la biodégradation de l’huile peuvent être

projetés dans un champ donné par l’utilisation des outils géochimiques.

Les variations verticales et latérales peuvent être divisées en deux catégories :

Variations par rapport à la distance du contact eau-huile. Parce que les colonnes d’huiles

dégradées sont compositionnellement évalués, où l’huile le plus dégradé se trouve près du

contact eau-huile.


28

Variations dues à la nature de l’impulsion du réservoir. La durée de la biodégradation est

souvent similaire à celle du chargement d’huile du réservoir. La colonne d’huile peut être un

mélange d’huile venant d’un premier chargement ou migration primaire et plus tard de

l’huile venant d’un chargement secondaire ou recharge. Le premier chargement peut être

plus dégradé que la recharge, car l’ancien chargement est sujet d’une biodégradation

pendant une longue période. Donc, dépendant des voies de migration vers le réservoir, les

variations verticales peuvent être causées par les chargements primaires et secondaires (ex :

Densité API, Viscosité). [6]

L’identification du niveau de biodégradation est faite à l’aide de la comparaison avec l’échelle de

biodégradation. L’échelle de biodégradation est illustrée dans l’Annexe 12.

III.5 Propriétés de l’Huile Lourde

L’huile lourde est définie comme un hydrocarbure ayant une densité API inférieur à 20°. Les

propriétés physiques qui diffèrent l’huile légère et l’huile lourde incluent la viscosité élevée et la

densité spécifique, si bien que la composition moléculaire lourde. En 2010, le World Energy Council a

défini que l’extra huile lourde a une densité API inférieure à 10° et une viscosité du réservoir

supérieure à 10000 centipoises.

L’huile lourde est étroitement parent au bitume. Les géologues pétrolières catégorisent les

bitumes comme extra huile lourde car leurs densités sont inférieures à 10°API. Le bitume est le plus

lourd et le plus épais forme du pétrole.

Les méthodes de récupération de l’huile lourde sont divisées en deux grands types en

fonction de la température. C’est pourquoi que les propriétés du fluide, la viscosité dépendent

fortement de la température. Quand on chauffe, l’huile lourde devient moins visqueuse.

III.5.1. Densité API

Le pétrole est moins dense que l’eau, et en 1916, le gouvernement des Etats Unis à instaurer

l’échelle de Baumé comme la mesure standard pour tout liquide moins dense que l’eau, dans la

majorité des cas, de l’huile. La valeur utlisée dans cette échelle est 141,5, mais des tests ont montré

que la valeur actuelle est de 140 à cause d’une erreur. Le gouvernement a changé l’échelle à 140,

mais l’utilisation de 141,5 devenait indélogeable dans l’industrie pétrolière, d’où l’API a décidé de

créer la densité API utilisant l’ancienne valeur 141,5.

La densité API est calculée en utilisant la densité spécifique de l’huile, qui n’est rien d’autre

que le ratio entre sa densité et celui de l’eau (densité de l’huile/densité de l’eau). La densité


29

spécifique est le ratio de la densité d’une substance à la substance de référence, habituellement

l’eau. L’huile moins dense ou huile légère est plus préférable au plus dense car elle contient de

grande quantité d’hydrocarbures et peut être convertie en carburant.

La densité spécifique pour le calcul de l’API est toujours à 60° Fahrenheit. L’API est calculé

par :

API =141.5

SG− 131.5 (8)

SG: Densité spécifique

L’API est la mesure du poids du pétrole comparé à l’eau :

Si l’API est supérieur à 10, l’huile flotte sur l’eau;

Si l’API est inférieur, l’huileplonge sous l’eau.

La densité API est utilisée à classifier l’huile comme légère, moyenne, lourde ou extra lourde.

Comme le poids de l’huile est largement déterminant pour sa valeur, la densité API est très

importante. Les valeurs de l’API pour chaque poids sont les suivantes :

Légère: API > 31.1

Moyenne: API entre 22.3 et 31.1

Lourde: API < 22.3

Extra lourde: API < 10.0

Figure 10: Huile Lourde

Parce que la densité est la mesure du poids par volume, l’API peut être utilisé pour calculer le

nombre de baril d’huile qui peut être extraite par tonne métrique. Le calcul est :

𝐵𝑎𝑟𝑟𝑒𝑙𝑠 𝑝𝑒𝑟 𝑇𝑜𝑛 = 1 {141.5

𝐴𝑃𝐼+131.5∗ 0.159}⁄ (9)

Barrels per Metric ton

[7]


30

III.5.2. Viscosité

La viscosité absolue fournit une mesure du résistance du fluide à s’écouler. Pour les liquids, la

viscosité correspond à une notion d’épaisseur. Par exemple, le miel a une viscosité élevé par rapport

à l’eau.

La viscosité est due au frottement entre les particules voisines dans un fluide qui circulent à

différentes vitesses. Un fluide qui n’a aucune résistance aux efforts de cisaillements est considéré

comme idéal. La viscosité zéro est seulement rencontrée à très faible température, en super fluides.

La viscosité est mesurée avec divers types de viscosimètres et de rhéomètre. [8]

Les huiles ayant une viscosité élevée (supérieur à 10 cP), et une densité inférieure à 22,3°API

sont classifiées comme huiles lourdes. Généralement, ces huiles requièrent des techniques spéciales

pour surmonter leurs viscosités élevées.

Jusqu’à maintenant, nous sommes limités à avoir du lourd et visqueuse. Ne rien faire n’est

pas une option, dès que la pression diminue entre la base du tubing de production et la tête de puits,

il faut limiter la production. Utilisé de la chaleur (vapeur) a quelques effets sur la réduction de la

viscosité ; mais a besoin d’intense énergie, couteux et requière de l’eau propre aussi bien que des

investissements en équipements et infrastructures. [9]

Le calcul de la viscosité requière de nombreuses étapes du processus impliquant la

corrélation des étapes séparées. La viscosité du gaz est déterminée en fonction de la densité API et

de la température.

Figure 11: Relation entre viscosité et température

En effet, le débit dépend de la valeur de la viscosité. La loi générale de Darcy l’explique :


31

𝑄 =𝑘𝐴

𝜇(

𝜕𝑃

𝜕𝐿) (10)

Q: Débit

K: Perméabilité

A: Section

μ: Viscosité

P: Pression

L: Longueur

Si la viscosité µ est élevée, le débit Q est faible; et si µ est faible, Q est élevé.

La figure ci-après montre les densités et viscosités de l’hydrocarbure et d’autres liquides.

Figure 12: Densités et viscosités d’hydrocarbures et d’autres liquides


32

III.5.3. Composé Chimique

L’huile lourde est asphaltique et contient de l’asphalthène et de résines. Elle est lourde due

au ratio élevé d’aromatique et de naphténique vers les alcanes linéaires, et une grande quantité de

NSO’s (Nitrogène, Soufre, Oxygène et métaux lourds). L’huile lourde à un pourcentage élevé de

composés à 60 atomes de carbones, et d’où un point d’ébullition et poids moléculaires élevés.

Le poids de l’huile lourde est initialement le résultat d’une proportion élevée de mélange

poids moléculaire élevé, composés non-paraffinique et une faible proportion de volatile. Les huiles

lourdes contiennent de très petites quantités de paraffine et peut ou ne peut contenir des niveaux

d’asphalthènes élevés.

Le mélange de l’huile lourde est compose des groupes suivantes:

Composés hydrocarbonés (constitués de carbone et d’hydrogène)

Composés non hydrocarbonés

Composés organométallique et de sels inorganiques (composés métalliques)

III.5.3.1. Composés Hydrocarbonés

Les composés hydrocarbonés sont essentiellement composés de : Saturés, Aromatiques, Résines,

Asphalthènes (SARA) et naphtènes.

a. Saturés ou Paraffines

Le paraffine, aussi appelé alcane, de formule général CnH2n+2, C étant un atome de carbone,

H un atome d’hydrogène et « n » nombre entier. Les paraffines sont les constituants majeurs du gaz

naturel et du pétrole. Les paraffines contenant moins de 5 atomes de carbones par molécule sont

habituellement gazeuses à température ambiante. Ceux ayant 5 à 15 atomes de carbones sont

habituellement liquides. Les longues chaines linéaires de paraffines avec plus de 15 atomes de

carbones par molécules sont solides. Les paraffines ramifiées ont un nombre d’octane élevé que ceux

des chaines linéaires, donc, les plus désirables constituants des carburants. Les hydrocarbures sont

non miscible avec l’eau mais sont solubles dans l’alcool, éther et de l’acétone. Les paraffines sont

incolores.


33

Figure 13: Saturés

b. Aromatiques

L’hydrocarbure aromatique ou arène est une molécule avec alternance de liaison double et

simple entre les atomes de carbones. Le terme aromatique a été assigné avant la découverte du

mécanisme physique déterminant l’aromaticité ; le terme a été inventé tout simplement parce que

plusieurs des composés ont des odeurs douces ou plaisantes. La configuration de six atomes de

carbones dans les composés aromatiques est connue comme l’anneau du benzène. Les

hydrocarbures aromatiques peuvent être monocycliques (MAH) ou polycycliques (PAH). Le Benzène,

C6H6, est l’hydrocarbone le plus simple, et il était le premier reconnu. Le Toluène (C7H8) et le Xylène

(C8H10) sont aussi des composés aromatiques mononucléaires trouvés à des quantités variables du

pétrole brut. La fraction aromatique est aussi visqueuse avec un liquide rougeâtre.

Figure 14: Exemples d’aromatiques


34

c. Résines et Asphalthènes

Les résines et asphalthènes sont des sous-classes des aromatiques, bien que quelques résines

peuvent contenir seulement des molécules naphténiques. Ce sont des larges molécules constitués

d’hydrogène et de carbone avec un à trois atomes de soufre, oxygène ou nitrogène par molécule. La

structure basique est composée d’anneau principalement aromatique, avec trois à dix ou plus

d’anneau par molécule. Les asphalthènes et les résines sont connus comme soluble, chimiquement

des fragments altérés du kérogène, et qui ont migrés du roche mère durant la catagenèse de l’huile.

Les asphalthènes et les résines se diffèrent en textures et couleurs. Les asphalthènes sont noirs,

brillant et des solides friables ; d’autres part, les résines sont marrons sombres, brillant et gommeux.

Figure 15: Asphalthènes et Résines

La stabilité du pétrole dépend sur les relations moléculaires de l’asphalthène et résine avec des

balances d’autres constituants du pétrole.

Asphalthènes

Les asphalthènes sont des substances moléculaires trouvés dans le pétrole brut, avec les

résines, aromatiques et saturés comme les alcanes. Les asphalthènes sous forme d’asphalte ou

bitume produit depuis le raffinage de l’huile sont utilisés pour les routes, bardeaux pour les toits et

d’enduit imperméable pour les fondations des buildings. Les asphalthènes sont considérés comme la

partie au fond des barils. Ils peuvent constituer les fractions non volatiles et de poids moléculaire

élevé du pétrole.

Les asphalthènes sont constitués primairement de carbone, d’hydrogène, nitrogène, oxygène

et de soufre ainsi que des traces de vanadium et de nickel. Le ratio C/H est approximativement 1/1.2,

dépendant de la source de l’asphalthène.

Les asphalthènes ont été supposés comme tenu en solution dans de l’huile par les résines,

mais des données récentes disent que c’est incorrect. En effet, il a été récemment suggéré que les

asphalthènes sont nanocolloidalement suspendu dans le pétrole brut et dans les solutions de

toluène.


35

Figure 16: Molécule possible de l’asphalthène

Résines

Il a été suggéré que les résines sont attachées à l’asphalthène fournissant ainsi un

stabilisateur stérique et empêche la floculation des asphalthènes. Donc, les asphalthènes qui existent

dans le pétrole brut dans un état dispersé sont maintenus dans ces conditions par les résines. Il est

généralement accepté que le rôle de la résine en pétrole est de stabiliser l’asphalthène.

Cette fraction appartenant aux molécules polaires est souvent contenu dans les

hétéroatomes comme le nitrogène, l’oxygène et le soufre. La résine est opérationnellement définie

comme fraction soluble dans les alcanes légers comme le pentane et heptane, mais insoluble dans le

propane. Dès que les résines sont définies comme une classe de solubilité, le chevauchement de

l’aromatique et de l’asphalthène a été prévu. En dépit de cet effet, la résine est très importante pour

les propriétés du pétrole brut. Toutefois, quelques caractéristiques générales peuvent être

identifiées. Les résines ont un ratio H/C élevé que les asphalthènes, 1.2 – 1.7 comparé à 0.9 – 1.2

pour les asphalthènes. Les résines sont structuralement similaires à l’asphalthènes, mais plus petit en

poids moléculaires (>1000g/mole). Les acides naphténiques sont généralement considérés comme

une partie de la résine. La résine a un couleur marron sombre.

[10]

d. Naphtènes

C’est un type de composé organique du carbone et de l’hydrogène que contient un ou

plusieurs structures cycliques des saturés, ou contient de tels structures comme la majeur portion de

la molécule. La formule générale est CnH2n. Les composés naphténiques sont quelques fois appelés

naphtènes, cycloparaffines ou benzènes hydrogénés. Le Naphta est une fraction raffiné du pétrole

qui contient un pourcentage élevé de ces types d’hydrocarbures. Dans les fluides de forage,


36

particulièrement à base de boues, la quantité et les types d’hydrocarbure dans une boue peuvent

être un paramètre important dans la performance globale de la boue.

Figure 17: Example of naphtenes

III.5.3.2. Composés Non-Hydrocarbonés

Divers types de composés non-hydrocarbonés sont trouvés dans le pétrole brut. Les plus

importants sont : le soufre, le nitrogène et l’oxygène (NSO). Des traces de composés métalliques sont

aussi trouvées dans le pétrole brut. La présence de ces impuretés est nocive et peut causer des

problèmes à certaines réactions catalytiques. Les fiouls ayant un niveau de soufre et de nitrogène

élevé causent des problèmes de pollution en plus de leurs natures corrosives.

a. Soufre

Le soufre dans le pétrole brut est principalement présent sous forme de soufre organique. Le

sulfide d’hydrogène est le plus important composé inorganique du soufre trouvé dans le pétrole

brut. Sa présence, toutefois, est nocive à cause de sa nature corrosive. Les acides sulfuriques sont

des mercaptans.

Les huiles brutes acides contiennent un pourcentage de sulfure d’hydrogène élevées. Parce

que plusieurs composés de soufre organique ne sont thermiquement stables, le sulfure d’hydrogène

est souvent produit durant les processus de la formation du pétrole. Un taux de soufre élevé dans le

pétrole brut est moins désirable car des traitements pour les acides sulfuriques augmentent le coût

de production. La majorité des soufres peuvent être extrait du pétrole brut par des processus

d’hydrotraitement, où le sulfure d’hydrogène est produit correspondant à la libération des

hydrocarbures. Le sulfure d’hydrogène est alors absorbé dans des absorbants appropriés et ensuite

récupéré comme soufre.

L’huile lourde peut être aussi décrite comme acide ou douce dépendant de sa teneur en

soufre.

En général, il y a deux types d’huile lourde :


37

Ceux avec un taux de soufre plus de 1% sont « acides » : avec des aromatiques et

asphalthènes sont fréquemment localisés en Amérique du Nord (Canada, Etats Unis et

Mexique), en Amérique latine (Venezuela, Colombie et Equateur) et dans le moyen orient

(Koweit, Arabie Saoudite).

Ceux avec un taux de soufre moins de 1% « douces » : avec des aromatiques, naphtènes et

résines, majoritairement localisés à l’Ouest de l’Afrique (Tchad), Afrique centrale (Angola) et

à l’Est de l’Afrique (Madagascar).

En effet, le pétrole brut acide contient au maximum 1.99% de soufre et l’huile douce contient

au maximum 0.5%.

Le pétrole brut doux a un prix élevé que de l’huile acide. Les huiles douces sont désirables à

cause de leurs simplicités de traitements à la raffinerie et ne requière pas d’énergie intense et

sophistiqués. [11]

Exemples de quelques composés à soufre des deux types:

Figure 18: Acides sulfuriques

Figure 19: Composés non-acidiques du soufres


38

b. Nitrogène

Le nitrogène est très faible et ne dépasse 0.1% dans la plupart des huiles. Dans l’huile lourde,

toutefois, le nitrogène peut atteindre jusqu’à 0.9%

Le nitrogène est plus thermiquement stable que le soufre, en conséquence sont concentrés

dans les fractions lourdes du pétrole et des résiduels.

Le pétrole léger peut contenir des traces de nitrogène qui peuvent être extraites. Le

nitrogène peut être généralement classifié en deux catégories : basique et non basique. Les

nitrogènes basiques sont ceux ayant une chaine de pyridine, et les non basiques ont une structure

pyrrole. La pyridine et le pyrole sont des composés stables à cause de leurs natures aromatiques.

Figure 20: Nitrogène

c. Oxygène

L’oxygène, dans le pétrole est généralement entre 0.1% et 1.0%. Les oxygènes, dans le

pétrole, sont plus complexes que les soufres. Toutefois, leurs présences dans le pétrole ne sont pas

toxiques aux processus catalytiques. Plusieurs composés oxygénés dans le pétrole brut sont

faiblement acide.

Le taux d’acide dans la plupart des huiles sont généralement faible, mais peut atteindre

jusqu’à plus de 3%, comme dans le Californie.

Les acides naphténiques ont une importance spéciale dans le commerce et peut être extrait

par l’utilisation des solutions caustiques.

Les composés oxygénés non acide comme l’ester, cétones et l’amide sont moins abondants

que les composés acides. Ils n’ont aucune valeur commerciale.

La figure suivante montre quelques composés oxygénés trouvés dans le pétrole brut :


39

Figure 21: Composés Oxygénés Acides

Figure 22: Composés Oxygénés Non-Acide

III.5.3.3. Composés Métalliques

Plusieurs métaux sont trouvés dans le pétrole brut. Les plus abondants sont: le sodium, le

calcium, le magnésium, l’aluminium, le fer, le vanadium et le nickel. Ils sont présents comme des sels

inorganiques, comme le nickel et le Vanadium. Le calcium et le magnésium peuvent formés des sels

ou des savons avec de l’acide carboxylique. Ces composés agissent comme des émulseurs, et leurs

présences sont indésirables.

Bien que les métaux dans le pétrole brut soient trouvés en traces, leurs présences sont

nocives et devraient être enlevés.

Les processus d’extraction des solvants sont utilisés pour réduire la concentration de certains

métaux lourds dans le pétrole résuduels.


40

Chapitre IV: Géochimie de l’Huile Lourde

La géochimie est une science qui utilise les outils et les principes de la chimie pour expliquer

les mécanismes derrières les systèmes géologiques comme la croute terrestre et les océans. [12]

En exploration pétrolière, les principaux objectifs sont d’identifier: si une zone donnée

contient ou non des roches mères; si la zone est produit de l’huile ou de gaz ; et finalement, si le gaz

est trop cuit ou non et ne peut être produit, ou que l’huile est trop lourde à produire avec le forage

seulement. Donc, la géochimie est considérée comme un outil d’exploration pétrolière car elle peut

améliorer la découverte et le développement par l’identification et la caractérisation de ces buts,

soient dans le système conventionnel ou non conventionnel.

La géochimie pétrolière est aussi l’application des principes de la chimie pour l’étude de

l’origine, la migration, l’accumulation et l’altération de l’huile. Pour trouver de l’huile et de gaz, on

utilise de nombreuses techniques géochimiques pour : identifier la roche mère et déterminer sa

quantité, type, et le niveau de maturation des matières organiques ; évaluer la durée de migration du

pétrole de la roche mère ; estimer les chemins potentiels de migrations ; et corréler les composés du

pétrole trouvés dans le réservoir, les fuites, les suintements et de localiser les nouveaux groupes de

pétrole. [13]

L’huile lourde et le bitume sont formés par la dégradation microbienne de l’huile

conventionnelle sous un temps géologiques introduisant les variations latérales et verticales des

propriétés de fluides, et qui peuvent être exploités dans de nombreuses applications. [14]

La géochimie peut expliquer comment optimiser le développement et la prédiction de ces

variations latérales et verticales.

Les champs d’huiles lourdes, généralement, exposent des grandes échelles de variations, où

la géochimie du réservoir peut être définie. Une des applications est la prédiction des propriétés des

fluides (densité API, viscosité, SARA, …) par l’analyse de l’huile ou bitume produit d’un puits, ou

extrait d’une carotte ou encore des cuttings de forage. Les premières mesures de la viscosité au rig

peuvent être faites en 2 heures et peut produire des logs de viscosité.

Pour la suite, l’utilisation de la géochimie, les techniques de la géochimie pétrolière et une

étude analogue seront décrits.


41

IV.1 Utilisation de la Géochimie

IV.1.1. Roche Mère

Les roches mères peuvent être définies comme un sédiment par lesquelles les hydrocarbures

sont générés, et sont différenciées des roches réservoirs dans lesquelles les hydrocarbures sont

accumulés. Une roche mère type est sombre, riche en matière organique avec de fine lamelle de

schiste. Le type d’hydrocarbure généré (huile ou gaz) dépendra du type des matières organiques

présents dans la roche. L’identification de la roche mère a divers critères comme : la quantité, le type

et la maturité des matières organiques.

Les valeurs du carbone organique total ou TOC sont utilisées pour déterminer la quantité de

matière organique dans les sédiments. Il est déterminé, généralement, par la mesure de la

combustion CO2 après l’extraction du carbonate par de l’acide prétraité.

La roche mère peut être divisée en trois types :

Oil prone: capable de générer de l’huile.

Gas prone: capable de générer du gaz

Dead carbon: aucun potentiel générateur.

[13]

IV.1.2. Maturation

La maturation organique est une série progressive de changement physique et chimique qui

se produit dans les matières organiques sédimentaires durant l’enfouissement et la cuisson, et peut

aboutir à la génération d’hydrocarbure. [13]

IV.1.3. Migration

La migration est un processus de mouvement de l’hydrocarbure dans la subsurface. Elle est

définie de l’expulsion de l’huile de la roche mère à travers des grains d’argiles fins, jusqu’au

mouvement des gaz à travers des sables très perméable ou les failles. [13]

Le processus de la migration pétrolière est divisé en deux parties : migration primaire et

secondaire.

La migration primaire de l’huile et du gaz est un mouvement dans des portions de grains fins

de la roche mère.

La migration secondaire est un mouvement dans la roche réservoir en dehors de la roche

mère ou de mouvement le long des fractures dans la roche mère. [35]


42

IV.1.4. Hydrocarbures

L’étude des hydrocarbures, huile et gaz, peut apporter de grands bénéfices dans

l’exploration, en fournissant la preuve finale, c’est-à-dire, comment, où et quand les hydrocarbures

se déplace dans la subsurface. [13]

IV.2 Techniques d’Analyses Géochimiques

Le pétrole est un mélange de plusieurs composés organiques et généralement analyses des

points de vues organique et inorganique à travers des techniques variés. En particulier, le paramètre

optique de la Vitrinite Reflectance est largement utilisé pour obtenir les indications de la maturité et

des roches mères potentielles. Les composés organiques sont habituellement analysés par le Gas

chromatography et le Pyrolyse. Plus de détails sur l’analyse des composés organiques peuvent être

obtenus par le Gas Chromatography Mass Spectrometry. La Spectrometry est aussi largement utilisée

pour identifier les composés inorganiques à des niveaux de traces en concentrations. Le Mass

Spectrometry est utilisé pour des investigations isotopiques des pétroles brutes et des gaz naturels.

Les dispositifs particuliers, comme les renifleurs,… sont utilisés durant les prospections géochimiques

en surface. [15]

IV.2.1. Vitrinite reflectance

Le Vitrinite Reflectance (VRo) est généralement utilisé comme un indicateur thermique de

maturité. C’est une mesure du pourcentage de la lumière incident réfléchie d’une surface polie du

vitrinite. Le pourcentage maximum est de 15 pour le graphite. La réflectivité augmente largement

avec la température et le temps. C’est aussi une mesure de la maturité thermique d’une roche

sédimentaire contenant du kérogène. C’est un indicateur si une roche mère a été assez chauffée

pour produire de l’huile, huile et gaz, ou du gaz seulement. [16]

IV.2.2. Chromatographie en phase gazeuse, Pyrolyse et

Spectrométrie de Masse

IV.2.2.1. Chromatographie en phase gazeuse

La chromatographie en phase gazeuse (GC) est une technique de laboratoire qui sépare des

mélanges en des composants individuels comme les composés organiques du pétrole brut. Il est

utilisé pour identifier les composants et pour mesurer leurs concentrations.


43

Pour se faire, on passe le mélange vaporisé (ou gaz) le long d’un tube contenant un matériel

qui retarde des composants plus que les autres. Après détection, le résultat est un chromatogramme,

où chaque pics représentent les différents composants du mélange initial. Le temps peut être utilisé

pour identifier chaque composant ; la taille des pics (hauteur ou surface) est une mesure de la

quantité.

Figure 23: Chromatogramme Type

[17]

IV.2.2.2. Pyrolyse

La pyrolyse est simplement l’éclatement d’une grande et complexe molécule en plus petite,

plus analytiquement utile par l’application de la chaleur. Quand l’énergie calorifique appliquée à une

molécule est supérieur à celles des énergies des liaisons spécifiques, ces liaisons seront dissociées

d’une manière prévisible et reproductible. Les molécules plus petites produites par cet éclatement

de liaison sont identifiées à l’aide d'un outil analytique choisi, et aide à la compréhension du

molécule initiale.

En pyrolyse-chromatographie en phase gazeuse (PyGC) les fragments générés par la pyrolyse

sont passées à travers le GC pour la séparation et l’identification. Fréquemment, les pics

remarquables dans les résultats des chromatogrammes ou pyrogramme sont facilement identifiable

et fournissent des informations structurales directes à propos des matériaux en train d’être

pyrolysés. [18]

Retention time

Sign

al in

ten

sity


44

IV.2.2.3. Spectrométrie de masse

La chromatographie en phase gazeuse couplé avec la Spectrométrie de Masse est un outil

simple pour séparer, quantifier et identifier les composants organiques volatile et les gaz.

La Spectrométrie de Masse (MS) est utilisée à identifier de divers composants depuis leurs

spectre de masse. Chaque composant a son unique ou presque unique spectre de masse qui peut

être comparé avec des données de mass spectrales et ainsi les identifiés. Par l’utilisation des normes,

la quantification est aussi possible.

La spectrométrie de masse a été plus puissante prouvé pour la caractérisation moléculaire

détaillée des mélanges complexes menant à une compréhension de la chimie derrière les processus

et à la détermination de composition moléculaire des produits. La spectrométrie de masse est

employée pour la découverte des éléments, des isotopes et d’autres propriétés physiques. [19]

La géochimie peut également expliquer comment optimiser le développement en prévoyant

des variations verticales et latérales.

IV.2.3. Détermination des SARA

L'analyse de SARA est essentielle pour l'interprétation des variations latérales et verticales.

En fait, plus le contenu d'asphalthènes comparé au saturé est élevé, plus, le pétrole brut est

considéré comme lourd et biodégradé. Ainsi, les asphalthènes et les saturés peuvent montrer les

variations géochimiques latérales et verticales dans le champ de Tsimiroro.

Le principe de l'analyse de SARA doit précipiter l'échantillon dissous dans du n-pentane

pendant au moins 2 heures suivies de filtration. Les filtrats rassemblés après des séparations sont les

Asphalthènes et les Maltènes. Les trois fractions restantes du maltènes sont : les saturés, les

aromatiques et les résines. Ces trois fractions sont séparées en utilisant la chromatographie sur

colonne. Enfin, le pesage de chaque fraction peut donner leurs pourcentages en masses.

𝑊𝑡% =𝑤

𝑊. 100 (11)

w: poids de chaque fraction (g)

W: poids de l’échantillon (g)

[26]


45

IV.2.4. Isotope de Carbone

Des pétroles bruts peuvent être caractérisés sur la base de l’abondance relative de l'isotope

stable de carbone. Les rapports d'isotope de carbone dépendent de l'environnement de dépôt, du

type de kérogène, des voies de migration et des types d'huile, aussi bien que l'âge de la roche mère.

Ils permettent également à une corrélation entre les huiles et la roche mère d’où ils sont dérivés.

[27]

Les variations isotopiques entre les saturés et les aromatiques sont dues: (1) à l’origine de

l’huile ; (2) la valeur isotopique absolue de l’huile ; et (3) la maturité de l’huile.

Les huiles d’origine terrigène et les matières organiques marines ont un rapport isotopique

différent entre les saturés et les aromatique.

La variable canonique (CV) est un paramètre statistique utilisée pour différencier les huiles

d’origine terrigènes et marines, et peut être définie par :

𝐶𝑉 = −2.53𝛿13𝐶𝑠𝑎𝑡 + 2.22𝛿13𝐶𝑎𝑟𝑜 − 11.65 (12)

Généralement, la CV est 0.47 qui a été considérée comme référence. Les valeurs de CV moins

de 0.47 indiquent des huiles d’origines marines, alors que les valeurs supérieures à 0.47 sont des

huiles d’origines terrigènes. [28]

L’évaluation des isotopes de carbone peut aussi montrer les niveaux de biodégradation des

puits de Tsimiroro par la variation des valeurs de δ13Csat et δ13Caro.

IV.2.5. Détermination de l’API

La densité API est mesurée à l’aide d’un hydromètre, qui consiste à peser le flotteur avec une

petite tige indicateur de diamètre au-dessus, illustré dans la figure 24. La tige est graduée pour

chaque unité de densité (API dans l’industrie pétrolière). Selon le principe d’Archimède, quand un

corps est plongé dans un fluide, il perd du poids équivalent au volume du liquide déplacé.

L’hydromètre est un corps à poids constant (force de flottabilité constante), ce qui déplacera

différentes volumes de fluides pour chaque densité. Donc, la quantité de la tige plongée est un

indicateur de la densité du fluide.

[29]


46

Figure 24: Hydromètre

[30]

Arbitrairement, la densité API est mesurée à 60°F ou 15.56°C, relative à la densité de l’eau à 60°F.

IV.2.6. Fluorescence

Tous les minéraux sont capables de réfléchir la lumière. C’est ce qui les rend visible à l’œil nu.

Ces minéraux sont capables temporairement d’absorber une petite quantité de la lumière et un

instant plus tard, de dégager une autre quantité à des longueurs d’ondes différentes. Ce processus

est appelé la vie. La vie de la fluorescence se réfère à la durée moyenne que les molécules restent

dans ses états excités avant d’émettre des photons.

Le changement de couleur des minéraux fluorescents sont plus spectaculaire quand ils sont

illuminés dans l’obscurité par des rayons ultraviolets (ne sont pas visible à l’œil nu) et ensuite ils

émettent des lumières visibles.

La fluorescence est utilisée pour la détermination de l’identité des minéraux. Le fluoroscope

est une machine qui est utilisée pour obtenir la fluorescence.

A Tsimiroro, la fluorescence est une méthode pour obtenir un « oil show » qui expose le

niveau de la biodégradation en fonction de la profondeur dans le réservoir d’Amboloando.

Le tableau suivant montre les différentes fluorescences de l’huile en fonction des API.


47

Densité API Couleur de la Fluorescence

<10 Noir – Bitume

10 – 12 Marron sombre

13 – 16 Marron

17 – 20 Orange sombre

21 – 25 Orange

26 – 30 Jaune foncé

31 – 35 Jaune

36 – 40 Jaune pale

41 – 50 Paille

>50 Blanc bleuâtre

Table 5: Diagramme de Fluorescence

[31]

IV.2.7. Dean Stark

Cette méthode est utilisée pour mesurer les saturations de fluides dans un échantillon. La figure

suivante montre l’appareil utilisé.

Figure 25: Appareil Dean Stark

Le Dean Stark est une méthode précise mais prend beaucoup de temps. La vapeur du solvant s’élève

à travers la carotte et expulse l’huile et l’eau. Le eau est condensée et collecté dans un cylindre

gradué. Le solvant et l’huile continue leurs cycles à travers un cycle d’extraction. Le solvant type est

le toluène, miscible avec l’huile mais pas avec l’eau.

La formule suivante est utilisée pour mesurer les saturations en huile et en eau.

Water

Condenses

Hot toluene

distilled H2O Thimble – Sized

Sample Toluene Leaches

water and oil out of

sample

Toluene

CHALEUR


48

𝑆𝑜 =𝑊𝑤𝑒𝑡−𝑊𝑑𝑟𝑦−𝑊𝑤𝑡𝑟

𝑉𝑝.𝜌𝑜 (13)

So: Saturation en huile (%)

Wwet: Masse de l’échantillon saturé (g)

Wdry: Masse de l’échantillon sec (g): obtenu après séchage

Wwtr: Masse de l’eau (g) = saturation en eau*densité de l’eau

Vp: Volume de pore (cc): (Mass de l’échantillon resaturé – Wdry)/densité de l’eau

ρo: Densité de l’huile (g/cc)

𝑆𝑤 =𝑉𝑤

𝑉𝑝 (14)

Vw: Volume d’eau (l)


49

Chapitre V: Etude Analogue: Peace River

Les sables bitumineux de Peace River situés dans l’Alberta, Canada sont les plus petits des

quatre grands dépôts dans la formation sédimentaire canadienne occidentale de bassin tels que

celles d'Athabasca, Cold Lake et de Wabasco. [20]

Selon les économistes pétroliers, les sables bitumineux sont trouvés dans plus de 70 pays,

mais le volume trouvé dans ces quatre régions couvre ensemble une aire d’environ 77000 km² [21]

En 2007, le « World Energy Council » a estimé que ces aires de sables bitumineux

contiennent au moins deux tiers de la découverte mondiale de bitume. Ces réserves initiales d’huiles

de 260.000.000.000 mètres cubes sont comparable aux réserves mondial totales d’huile

conventionnelle. On utilise une méthode améliorée ou « Enhanced Oil Recovery » pour récupérer les

bitumes des réservoirs souterrains. Les dépôts de Peace River sont considérés comme trop profonds,

et sont exploités in situ en utilisant le « Steam Assisted Gravity Drainage » (SAGD) et le « Cold Heavy

Oil Production with Sand » (CHOPS).

[22]

L’illustration suivante donne les variations de la densité API en fonction du temps dans les sables de

Peace River

Figure 26: Variation de l’API à Peace River

[23]

Durant l’exploitation des huiles Lourdes et bitumes par la chaleur, l’élévation des

températures et des pressions, et possiblement les effets catalytiques des matrices de roches,

peuvent conduire à des changements significatifs dans le pétrole brut, pas seulement physique, mais

aussi chimiques. L’influence de la biodégradation sur la composition du pétrole brut peut être vue

clairement par sa distribution moléculaire.


50

Les bitumes de Peace River montrent la disparition complète des n-alcanes, les alcanes

isoprénoides (Pristane et Phytane), qui sont des indicateurs d’un niveau de biodégradation d’au

moins 5 dans l’échelle de Peters et Moldovan (1993). En effet, les n-alcanes, si non dégradés, sont

généralement les plus abondants hydrocarbures saturés dans le pétrole brut.

Les caractéristiques des huiles lourdes sont définies par les variations des propriétés des

fluides résultant des divers niveaux de biodégradation du pétrole. Ces variations sont non seulement

importantes en aidant à prévoir les propriétés des fluides, mais peut aussi être employées pour

simuler la production le long du puits utilisant un compile de modèles simples et des données

géochimiques obtenus depuis les fluides produits.

Les méthodes d’analyses de l’huile lourde et du bitume sont similaires pour obtenir les

variations latérales et verticales dans la composition de l’huile et des propriétés de fluides. [24]

V.1 Variations latérales en huile et en fluide à Peace River

Les études des bitumes extraits des cuttings des puits horizontal de Peace River, suggèrent

que des variations subtiles du niveau de biodégradation et des propriétés des fluides existent le long

de la section du puits horizontal.

La figure ci-dessous illustre plusieurs m/z et m/z 231 chromatogrammes de masse (fraction

aromatique de l’hydrocarbure) montrant l’alcylbenzènes (en dessus du puits) et le triaromatique

stéroïde (en dessus du puits), respectivement, le long du forage horizontal pour des bitumes extraits

des cuttings à des distances du puits.


51

Figure 27: m/z 105 et m/z 231 chromatogrammes de masse montrant l’alcylbenzènes et du

distribution de la triaromatique steroïde

[24]

D’après la figure 25, les hydrocarbures résistants comme le triaromatique stéroïde, sont

largement inaltérés et ne montre pas des changements significatifs le long du puits horizontal.

D’autres parts, les hydrocarbures légers comme la distribution des alcylbenzènes montrent des

variations significatives, impliquant des variations de la biodégradation du pétrole. Ces variations de

l’huile peuvent assister à la prédiction des propriétés des fluides.

V.2 Variations Verticales en Huile et en Fluide à Peace River

Les variations des compositions du pétrole sont non seulement latérales, mais aussi verticale.

Les variations verticales peuvent être régionales ou locales.

Quelques auteurs suggèrent que le mélange des huiles fraiches et dégradés ayant atteint la

température maximale durant une certaine période, généralement, explique la plupart des variations

compositionnelles des réservoirs de pétrole.

On observe des gradients compositionnels verticaux dans la colonne d’huile, où l’huile moins

visqueux occupe la partie supérieure de la colonne avec une augmentation progressive de la viscosité

vers le contact eau-huile, comme le cas de Peace River, ont été démontrés. Les gradients

compositionnels dans les champs d’huile lourde sont observés parce que les composants facilement

dégradés et réactifs tels que les n- et isoprénoïde alcanes et des naphtalènes diminuent dans la


52

concentration, tandis que les nouveaux composés comme le 25-norhopanes tendent à augmenter

vers le contact eau-huile (OWC), où des nutriments sont fournis pour maintenir le métabolisme des

micro-organismes.

Pour étudier ce phénomène, l’analyse de bitumes de Peace River extraite des carottes des

puits verticales montre des variations en concentration des naphtalènes (ppm), viscosité (cp), densité

(API) et des chromatogrammes (TIC) à des profondeurs différents de 25 m d’épaisseur individuels de

colonne d’huile. Il peut être clairement vu que l’épaisseur totale de la colonne d’huile de 25 m a été

dégradée, avec un degré de biodégradation qui s’augmente avec la profondeur. Le top et la base de

la colonne affiche un niveau de biodégradation de 5 dans l’échelle de « Peters et Moldowan », mais

la partie supérieure contient encore du pétrole léger comme les naphtalènes. Les concentrations de

l’alcylnaphtalènes à Peace River diminuent de 3547 µg/g au top jusqu’à 247 µg/g vers la base de la

colonne, dues à la biodégradation au contact eau-huile. Similairement, la densité API décroît de 10° à

6° vers la base de la colonne. A une température de 20°C, la viscosité au top de la colonne est de

45000 (cp) et affiche une augmentation de 2.190.000 (cp) vers la base de la colonne d’huile.

Ces variations compositionnels de la colonne d’huile sont affichées dans la figure suivante.

Figure 28: Variations Compositionnelles de la colonne

[24]

Dans une autre vague de l’étude analogue du sable de Peace River, un réservoir

compartimenté étant produit à partir de deux zones productrices a été séparé par une barrière

d’argile expose des huiles dégradés dans la partie inférieure car en contact avec de l’eau. Des

gradients compositionnels verticale a montré des variations en composition des hydrocarbures. Le


53

rapport du 1-méthyle dibenzothiopène par du 4-méthyle dibenzothiopène (1MDBT/4MDBT)

augmente avec l’élévation de la biodégradation dû à la disparition rapide du 4MDBT. Le rapport

1MDBT/4MDBT a atteint sa valeur maximale dans la partie inférieure, indiquant que cette zone est

plus dégradée que l’autre. L’huile résiduelle dans la partie supérieure est plus préservée,

probablement à cause de la barrière qui agit comme sous couverture et ralentie la biodégradation

dans la direction verticale.

Figure 29: Abondance de chaque Molécule dans le puits A

Cette figure affiche que l’huile en dessus de la barrière est plus préservée à la biodégradation

comparée à la partie inférieure qui est en contact avec l’eau. Cette théorie est prouvée par le taux de

4DBT élevé dans la partie supérieure, en contraste avec la partie inférieure à cause de la

biodégradation en dessous de la barrière.

Similairement, le résultat du rapport 1MDBT / 4MDBT est maximum dans la partie inférieure.

[25]


54

Partie 3: ANALYSES

GEOCHIMIQUES DE

TSIMIRORO


55

Chapitre VI: Méthodologie & Résultat de

Laboratoires

L’évaluation des variations horizontales et verticales des fluides parmi des unités de réservoir

aide efficacement à la gestion de la production de pétrole.

L’objectif de ce mémoire étant de donner des interprétations à propos des variations

latérales et verticales à partir de plusieurs analyses du cas de Tsimiroro. Ces variations seront

démontrées en se basant sur des différentes analyses du pétrole brut incluant la détermination des

SARA, isotopes de carbone, fluorescence et la détermination de l’API.

En outre, les résultats de laboratoires seront décrits avant de donner les interprétations de

ces variations.

VI.1 Résultats de Laboratoires

Nombreux analyses de l’huile lourde ont été utilisés pour se focaliser sur les variations

latérales et verticales en qualité d’huile de Tsimiroro.

VI.1.1. Résultats pour les variations latérales

Le tableau suivant est utilisé pour tracer une carte de variation latérale en fonction de l’API

dans le SFP.

Sample ID API Gravity Labs

OBSF5 21.50 GHGEOCHEM LTD

OBSF6 22.00 GHGEOCHEM LTD

Well T4 15.44 Shell

Well TO-1 16.13 Shell

Table 6: Densité API dans le SFP


56

Le tableau suivant est dérivé des analyses d’huile lourde fait par GHGEOCHEM LTD. Il illustre

les valeurs des composés SARA et l’isotope de carbone du brut dans les puits du SFP à Tsimiroro.

Sample ID

Profondeur %Sats %Arom %NSO %Asph 𝛅𝟏𝟑𝐂𝐬𝐚𝐭 𝛅𝟏𝟑𝐂𝐚𝐫𝐨

PSF-1 A la tête de puits 45.63 42.46 7.93 3.98 -33.01 -31.01

ISF-3 A la tête de puits 48.48 35.5 11.69 4.33 -32.87 -30.99

ISF-5a A la tête de puits 50.76 30.3 15.15 3.79 -32.62 -30.98






PDF-15 A la tête de puits 35.14 31.84 23.58 9.44 -32.91 -31.25

AO36-01 Dans les suintements 35.96 41 13.81 9.23 -34.79 -31.34

AO59-06 Dans les suintements 37.95 35.54 12.8 13.71 -35.35 -31.04

Table 7: Données de composition de l’huile et de l’isotope de carbone dans les puits du SFP

[32]

Le tableau suivant est une moyenne des SARA de nombreux puits autour du SFP.

Sample ID Saturé % Aromatique % Résine % Asphalthène %

P1-1 36,62 27,47 12,96 22,96

P1-2 30,47 33,74 15,26 20,54

P1-3 35,05 19,20 13,09 32,67

TF5 28,27 17,56 25,87 28,29

TW2 25,93 37,27 36,80

TW9 26,63 40,77 32,60

ISF 49,62 32,9 13,42 4,06

PSF 45,05 32,59 13,60 8,76

SFP 47,34 32,74 13,51 6,41

Table 8: Taux des SARA à l’intérieur et autour du SFP


57

VI.1.2. Résultats des variations verticales

Les tableaux suivants illustrent les taux de SARA dans les puits TW2 et TF5. Ces tableaux sont

utilisés pour avoir les variations verticales de ces puits.

Profondeur (m) Saturés Aromatiques Résines & Asphalthènes

TW2

226.91 33.5 39.4 27.1

230.42 19.1 30.9 50

237.86 25.2 41.5 33.3

Table 9: Variation des SARA avec la profondeur dans le puits TW2

[36]

Profondeur (m) Saturés Aromatiques Résines Asphalthènes

TF5

177.37 – 178.10 29.17 15.68 32.84 22.31 178.78 – 181.20 38.76 22.35 28.95 9.94 203.22 – 203.65 27.07 23.75 13.87 35.31 209.36 – 209.76 23.58 9.30 21.90 45.22 216.93 – 217.7 22.79 16.73 31.81 28.67

Table 10: Variation des SARA avec la profondeur dans le puits TF5

[34]

Ensuite, le tableau suivant montrera les saturations en huiles et eau, le rapport

SAT/NSO+ASPH qui montre la qualité d’huile et les perméabilités de chaque couche.


58

Puits Profondeur

(m) Formation

K (mD)

Swater (%)

Soil (%) Saturé Aromatique NSO Asphalthène NSO+Asph 𝑺𝑨𝑻

𝑵𝑺𝑶 + 𝑨𝑺𝑷𝑯 Commentaires

P1-1

31.87 – 32.00 Ankaramenabe

Supérieure 878 4,2 - 25 0,1 - 27.6

20,58 19,4 13,15 46,87 60,02 0.34


Supérieure 0,31 40,3 36.1 35,05 26,44 10,14 28,37 38,51 0.91


inférieure 14 6-13 31-38 40,83 32 16,92 10,25 27,17 1.50 Ankaramenabe Inférieure

possible isolé avec une couche impermeable (1-14 mD)

152.97 – 153.08

Amboloando 105 1,7 57.4 50 32,03 11,62 6,35 17,97 2.78 Intervalle d’huile

P1-2 121,78-121,95 Amb3 86 ~10 ~61 32,59 37,4 15,07 14,94 30,01 1.09

Amboloando 3 possible isolé du réservoir

181,10-181,26 Amboloando 128 ~6 ~38 28,34 30,08 15,44 26,14 41,58 0.68 Zone de Transition

P1-3


Supérieure 262 52,6 26.8 26,83 13,81 14,81 44,55 59,36 0.45

81.23 – 81.33 Amboloando 117 44,4 16.9 43,27 24,58 11,37 20,78 32,15 1.35 Amboloando 3 possible isolé du

réservoir

OBSF5 187 Amboloando 37,44 16,86 22,53 23,17 45,7 0,82

OBSF6 119 53,11 34,25 10,5 2,14 12,64 4,20

175 Amboloando 51,15 30,92 14,45 3,48 17,93 2,85

SFP Oil Interval Amboloando 70 - 75 47,34 32,74 13,51 6,41 19,92 2.38 Intervalle d’huile

T4 97 – 160 Amboloando ~70 65,5 22,3 12,25 34,55 1.9 Intervalle d’huile

TF5

177,37-178,10 Amboloando 4.34 29,17 15,68 32,84 22,31 55,15 0.53

178,78-181,20 Amboloando 4.13 38,76 22,35 28,95 9,94 38,89 0.99

203,22-203,65 Amboloando 388 20.34 27,07 23,75 13,87 35,31 49,18 0.55

209,36-209,76 Amboloando 2300 29.02 23,58 9,3 21,9 45,22 67,12 0.35

216,93-217,7 Amboloando 23.86 22,79 16,73 31,81 28,67 60,48 0.38


59

TO-1 95.5 - ? Amboloando 129 ~25 ~70 36 34 21 9 30 1.2 Intervalle d’huile

TW2

226.91 Amboloando 32,4 60,5 39,5 33,5 39,4 27,1 27,1 1.24 Réservoir possible isolé par une

couche imperméable

230.42 Amboloando 19,1 30,9 50 50 0.38

237.86 Amboloando 432 27,5 72,5 25,2 41,5 33,3 33,3 0.76 Saturation en huile élevée

TW3 106 Amb3 6,96 97,7 0,3 41 36,9 22,1 22,1 1.86 Amboloando 3 possible isolé du

réservoir

TW9 64.92 Amboloando 210 38,2 61.8 29,9 46,3 23,8 23,8 1.26

84.6 Amboloando 476 39,3 60.7 28,1 46,9 25 25 1.12

TW10 115.03 Amboloando 3540 64 36 28,7 43,3 28 28 1.025 Structure de Maroaboaly

TF2

94.37 – 95.03 Amboloando 11.38 11,6 2,11 11,41 74,88 86,29 0.13

96.77 – 97.65 Amboloando 28.34 24,52 4,79 21,38 49,31 70,69 0.35

97.65 – 98.51 Amboloando 5.63 18,91 6,28 27,03 47,78 74,81 0.25

TF3 168.95 – 169.37

Amboloando 10.34 25,95 13,66 37,04 23,35 60,39 0.43

TF9B

111.99 – 112.38

Amboloando 505 5.87 31,55 19,97 15,49 32,99 48,48 0.65

122.75 – 123.44

Amboloando 2270 8.27 23,86 8,86 17,03 50,25 67,28 0.35

303.63 – 304.03

Isalo1 4.30 20,56 8,88 27,96 42,6 70,56 0.29

307.49 – 308.14

Isalo1 12.41 22,01 5,74 31,11 41,14 72,25 0.30

TF8 80.06 – 80.61 Ankaramenabe

? 77,1 18.17 30,13 11,06 33,17 25,64 58,81 0.51

TF10


? 77,2 70,9 29,1 39,59 11,08 24,7 24,63 49,33 0.80

238.43 – 238.85

Amboloando? 47,81 16,76 24,64 10,79 35,43 1.35

Table 11: Résumé des propriétés d’huile dans les puits de Tsimiroro


60

Chapitre VII: Variation Géochimique

Latérale et Verticale de l’Huile Lourde à

Tsimiroro

VII.1 Variation Géochimique Latérale à Tsimiroro

Les variations latérales en qualité d’huile à Tsimiroro peuvent être dues aux variations du

niveau du contact eau-huile. La variation du niveau de l’eau ou de la zone de transition peut être

causée par l’influence des activités volcaniques comme les dykes (parce que les dykes peuvent

compartimenter le réservoir et peuvent contribuer à la variation du niveau de l’eau.)

Pour la suite, les variations latérales des puits de Tsimiroro peuvent être définies par le degré

API, l’isotope de carbone et les taux de SARA.

VII.1.1. Variation de l’API

Figure 30: Variation de l’API dans le bloc 3104

INC

REA

SIN

G B

IOD

EGR

AD

ATI

ON


61

Cette figure montre la variation latérale de la densité API dans le bloc 3104 et dans

Bemolanga. Comme remarqué sur cette carte, du Nord au Sud, les sables de Bemolanga sont

fortement dégradés car leurs densités API varient entre 5 à 13.

Puis, dans le bloc 3104, spécialement à l’intérieur ou en dehors du SFP, la densité API est

rangée entre 13 à 16. Cette huile est considérée comme huile lourde qui a une valeur supérieure à

celle de Bemolanga. Finalement, dans le Sud du bloc, de l’huile légère a été enregistrée. L’huile

légère a été vue à Manandaza et considérée comme plus commerciale. La tendande de la

biodégradation est du Sud au Nord.


62

La figure suivante montre la variation latérale de la densité dans le SFP

Figure 31: Carte de densité à Tsimiroro

SFP 14.56 °API Storage

Well TO-1 16.13 °API

Amboloando SST

Well T4 15.4°API

Amboloando SST

Well P1-1 15°API Top

Amboloando

Well P1-3 15°API Top

Amboloando


63

Cette carte montre les variations de l’API à Tsimiroro. Les échantillons récupérés de P1-1 et

P1-3 viennent des grès du Mokara ou du Top Amboloando. Ces échantillons n’ont pas les mêmes

profondeurs mais de formation identique. Cela peut se produire à cause d’une faille probable entre

P1-1 et P1-3. Les densités API de ces puits sont similaires car la taille des grains des grès dans le

Mokara tend à être très étroite, qui signifie qu’ils sont capables de résister au rinçage de l’eau et

moins susceptible à la biodégradation.

Récemment, deux échantillons d’huiles collectés à la surface d’une carotte fraiche de l’OBSF5

– 6. Ces huiles circulent avec des densités API de 20 – 23 à partir des données de chromatographie en

phase gazeuse. Ces deux huiles sont essentiellement les mêmes, exceptées celui de l’OBSF5 qui

affiche des déficiences en saturés et aromatiques comparés à l’OBSF6. Les échantillons d’huile de

l’OBSF5 ont été collectés plus profond (187m) que ceux de l’OBSF6 (119m), et plus voisin de la zone

de transition. Ces échantillons d’huiles plus légères indiquent l’hétérogénéité de fluide dans le

réservoir d’Amboloando, avec une viscosité faible qui correspond à une probable migration

secondaire. L’huile moins visqueuse a été sélectivement expulsée de la carotte à cause de sa mobilité

élevée.

VII.1.2. Isotope du Carbone

D’après le paragraphe (IV.2.8.) du chapitre 4, l’isotope de carbone peut montrer la source de

l’huile mais peut aussi définir la localisation des puis plus dégradés. L’illustration suivante montre la

distribution spatiale de l’isotope de carbone dérivé du tableau 6.

Figure 32: Projection de l’isotope de carbone

CV=0.4

7

OBSF5

AO seeps

ISF

OBSF6

PSF wells


64

[32]

D’après cette figure, ces puits sont trouvés dans la zone non-marine, donc, considérés que

les échantillons viennent d’une roche mère terrigène.

Similairement, les valeurs du CV des huiles examinées dans le SFP est supérieire à 0.47 qui

indiquent que la source est terrigène.

𝐶𝑉 = −2.53𝛿13𝐶𝑠𝑎𝑡 + 2.22𝛿13𝐶𝑎𝑟𝑜 − 11.65

= −2.53 ∗ (−33.03) + 2.22 ∗ (−31.86) − 11.65 = 1.1867

𝐶𝑉 = 1.1867 > 0.47: Roche mère non-marine

D’autre part, les échantillons des AO seeps sont plus dégradés car leurs pourcentages en

δ13Csat sont inférieurs à ceux des autres échantillons. D’où, le processus de biodégradation

augmente avec la diminution de la valeur du δ13Csat.

VII.1.3. Taux des SARA

Les taux de SARA sont aussi des facteurs qui peuvent montrer les variations latérales. La

figure suivante montre les taux de SARA des puits du SFP. Ce graphe est dérivé de la distribution des

taux de SARA dans le tableau 6.

La figure ci-dessous ne montre pas les taux de SARA dans l’OBSF5 et OBSF6 car ces

échantillons viennent des huiles les moins dégradés.


65

Figure 33: Variation Latérale des taux de SARA dans le SFP

D’après cette figure, PSF-12 a l’huile le moins dégradé et PSF-8 est le plus dégradé parce

qu’ils présentent respectivement, un pourcentage élevé de saturé et d’asphalthène.

0

10

20

30

40

50

60

PSF-1

ISF-3

ISF-5a

PSF-13

PSF-14

PSF-2

PSF-8

PSF-12

PSF-15

Well TO 1


66

Figure 34: Lateral variation of SARA content around the SFP

Similairement à la figure 33, cette illustration montre les variations des SARA autours du SFP.

Cette figure expose que l’huile le plus intéressante se trouve dans les puits du SFP.

Pour la suite, les variations latérales des SARA seront présentées par des diagrammes

ternaires et des cartes.

Diagramme Ternaire

Le diagramme ternaire est composé des pourcentages en saturés, aromatiques, résines et

asphalthène. Leurs sommes donnent 100%.

Dans d’autres côtés, la saturation en huile est très importante pour montrer les qualités

d’huile. Si la saturation en huile est supérieure à 60%, la qualité de l’huile est considérée comme

favorable ; d’autre part, si la saturation en huile est inférieure à 40%, l’huile est considérée comme

dégradée.

Les diagrammes ternaires ci-après présenteront : la formation Ankaramenabe et les grès

d’Amboloando.

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

35,00

40,00

45,00

50,00

Saturate Aromatic Resin Asphalthene

TF5

TW2

TW9

P1-1

P1-2

P1-3

SFP


67

Ankaramenabe

Figure 35: Diagramme Ternaire de la formation Ankaramenabe

Cette figure expose les variations des SARA dans la formation Ankaramenabe. Les saturations

en huile trouvés à Ankaramenabe sont inférieures à 40% car cette formation est exposée à la surface

et subie des eaux d’infiltration météoriques.

D’autres part, quelques intervalles du puits P1-1 présentent de bonne huile car la

perméabilité est inférieure à 50 mD, donc, peut résister au rinçage des eaux.

Ces variations des SARA ci-dessus seront ensuite représentées par des cartes.

P1-1 (84,91-85,03m), K=14 mD

P1-1 (50,90-53,00m), K=0,31 mD

P1-1 (31,87-32m), K=878 mD

P1-3 (25,07-25,17m), K=262 mD

TF8 (80,06-80,61m), K=77,1 mD

TF10 (66,10-66,58m), K=77,2 mD

Saturation en huile < 40 % ;

avec K>50mD

Saturation en huile < 40 % ; avec K<50mD

100 0

100

0 100

0


68

Figure 36: Distribution des SARA dans la formation Ankaramenabe

P1-1 (52,90-53,00m) with low

K=0,31 mD

P1-1 (31,87-32m) with

K=878mD

P1-1 (84,91-85,03m) with low

K=14mD

P1-3 (25,07-25,17m) with

K=262mD

TF10 (66,10-66,58m) with

K=77,2mD

TF8 (80,06-80,61m) with

K=77,1mD


69

Amboloando

Figure 37: Diagramme ternaire d’Amboloando

Cette figure montre les taux de SARA dans le réservoir d’Amboloando.

Le réservoir d’Amboloando présente : une saturation en huile supérieure à 60% et moins de 40%.

Les huiles dans les puits TW2 et TW3 ont des faibles perméabilités et présentent de bonnes huiles.

Les cartes suivantes présenteront ces variations en SARA dans le réservoir Amboloando.

P1-1

SFP

TF10

TO-1

P1-2

T4

TW9

TW3

TW2

TW10

TW2

TF5

P1-3

TF9B

TF3 TF2

Amboloando Perméabilité faible

Amboloando Saturation n huile > 60 %

Amboloando Saturation en huile < 40 %

100 0

100

0 100

0


70

Figure 38: Amboloando Saturation en huile > 60%

TF10 (238,43-238,85m)

SFP (intervalle d’huile)

P1-1 (152,97-153,08m) avec

K=105mD

TO-1 (95,5-?m) avec K=129mD

T4 (97-160m)

P1-2 (121,78-121,95m)

Amboloando3, avec K=86mD

TW9 (84,6m) avec K=476mD TW9 (64,92m) avec K=210mD


71

Figure 39: Amboloando Saturation en huile < 40%

TF5 (216,93-217,7m)

TF5 (178,78-181,21m)

TF5 (177,37-178,10m)

TW2 (226,91m), K=32,4mD

TF5 (203,22-203,65m) avec

K=388mD

P1-2 (181,10-181,26m) avec

K=128mD

TF5 (209,36-209,76m) avec

K=2300mD

TW2 (230,42m)

TF2 (96,77-97,65m)

TF2 (97,65-98,51m)

TF2 (94,37-95,03m)

TF3 (168,95-169,37m)

TW2 (237,86m), K=432mD

TW3 (106m) , Amboloando3,

K=6,96mD

P1-3 (81,23-81,33m),

K=117mD

TF9B (122,75-123,44m) K=2270mD

TF9B (111,99-112,38m) K=505mD

TW10 (238,43-238,85m)


72

Figure 40: SAT/NSO+ASPH Distribution Spatiale

Well TF3 core 168.95-169.37m

Well TW1 crudes 210,65m

Well P1-1 core

Well P1-2 core

Well P1-3 core

TW9 crudes

Well TW3 crudes at 111.46 m

Well TF8 core 80.06-80.61 m

TW10 crudes

SFP, from Storage

TO-1, crudes

95,5- ?m T4, crudes

97- 160m

TF5, Core

TW2, crudes

230,78m


73

La figure 40 illustre la distribution spatiale de SAT/NSO+ASPH. Ce rapport est utilisé pour le

calcul des qualités d’huiles. Si ce rapport est élevé, la qualité d’huile est bonne ; d’autre part, si ce

rapport est faible, l’huile est dégradée à cause du pourcentage élevé en NSO+ASPH.

VII.2 Variation Géochimique Verticale à Tsimiroro

La variation géochimique verticale est définie par le processus de biodégradation. La figure

suivante montre les variations des densités API et des viscosités dans le puits T0-1.

Figure 41: Variation Verticale dans le puits T0-1

Cette figure montre que la qualité d’huile décroît vers la direction du contact eau huile ou la

zone de transition (TTZ) due à la biodégradation. D’après cette figure, la colonne d’huile lourde

apparaît vers le contact eau huile et que l’intervalle favorable pour l’exploitation est

approximativement entre 99 – 143 m. L’acquisition ces variations verticales dans d’autres puits dans

le SFP prouve que la biodégradation se produit dans le bloc 3104.

Pour la suite, les variations verticales des SARA est des saturations d’huiles seront exposés.


74

VII.2.1. Taux des SARA

VII.2.1.1. Variation Verticales dans l’OBSF5

La figure suivante est un log synthétique du puits OBSF5 qui montre les variations des

qualités d’huiles avec la profondeur par la méthode de fluorescence.

Figure 42: Log des Qualités d’huiles dans l’OBSF5


75

La qualité d’huile est figurée dans la partie gauche de cette figure par la méthode de

fluorescence. La qualité d’huile dans cette figure est classifiée de trace à excellent. La partie verte est

considérée comme huile lourde, et la partie sombre est du bitume. D’après ce log synthétique, la

qualité d’huile décroît avec la profondeur, spécialement dans la zone de transition en dessous du

niveau d’eau. L’huile la plus dégradée se trouve à 187 m de profondeur.

Nous pouvons aussi dire que quelques huiles bonnes sont présentes dans la zone d’eau en

dessous d’une couche imperméable. Ceci indique que des huiles non dégradées sont piégées par des

argiles dans l’aquifère.

VII.2.1.2. Variation Vertical dans le puits TF5

Figure 43: Variation des SARA dans le TF5 avec la profondeur

L’analyse des carottes prouve que les huiles enregistré dans le TF5 a une saturation en huile

entre 10-40% tandis que la saturation en eau est d’environ de 70%.


76

Cette faible saturation en huile se traduit par un processus de biodégradation élevé et qui

implique un faible taux de saturé et d’aromatique comparé à un pourcentage élevé de résine et

d’apshalthène. La partie inférieure du réservoir a subi une dégradation intense. Cette dégradation

dans la partie inférieure est causée par un rinçage intense avec de l’eau dans l’aquifère. La figure 43

illustre que le pourcentage d’asphalthène augmente dans la zone profonde.

VII.2.1.3. Variation Vertical dans le puits TW2

:

Figure 44: Variation des SARA dans le puits TW2 avec la profondeur

Cette figure montre les variations verticales dans le puits TW2. D’après cette figure, le TTZ est

loclisé à 230 m de la surface parce que les saturés décroît près de cette zone, tandis que les

asphalthènes augmentent. Ici, l’huile non dégradé est à 237.8 m à cause d’une mince couche d’argile

en dessus.


77

VII.2.2. Saturation de l’huile lourde

VII.2.2.1. Saturation en Huile Lourde < 40%

Plusieurs puits à Tsimiroro ont des saturations d’huiles inférieures à 40%.

D’après le tableau ci-dessous, les puits P1-1, P1-3 et TW9 ont des saturations inférieures à

40%. Tandis que, la colonne d’huile dans le puits TF5 (185-213m) plonge dans de l’eau, donc, l’huile

est très dégradée.

VII.2.2.1. Saturation en Huile Lourde > 60%

Dans le puits T0-1, la meilleure huile se trouve à 90 – 171 m de la surface avec une saturation

en huile supérieure à 60%. Soudain, la saturation en huile décroît en dessous de 171m due à la zone

de transition. Donc, le TTZ se trouve à 171m.

Similairement, la meilleure huile du P1-1 se trouve à 108-171m. En dessous de cette zone, la

saturation en huile diminue à cause de la zone de contact eau-huile.

La meilleure huile de TW9 se trouve à 63-93m.


78

Figure 45: Saturation en huile de plusieurs puits.

100,00

110,00

120,00

130,00

140,00

150,00

160,00

170,00

180,00

190,00

200,00

0 20 40 60 80

%

P1-1 So

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

80,00

90,00

100,00

0,0 20,0 40,0 60,0 80,0

%

P1-3 So

180

185

190

195

200

205

210

215

220

0

%

TF5 Sro

100

60

65

70

75

80

85

90

0

%

TW9 So

90

100

110

120

130

140

150

160

170

180

0

%

TO-1 So

So

MD (m) MD (m)

100

MD (m)

100

MD (m) MD (m)


79

CONCLUSION

Ce présent mémoire a exposé que Tsimiroro comme d’autres champs d’huiles lourdes est

sujet de variations latérales et verticales. Ces variations dans le bloc 3104 sont principalement

causées par la biodégradation. La biodégradation se produit quand l’huile est en contact avec l’eau

(météorique ou aquifère). Comme dit dans le chapitre 3, la biodégradation déclenche une

augmentation de l’asphalthène et relativement une diminution des composés saturés.

Les mesures des SARA ont été analysées et compilés. L’huile le plus dégradé est trouvée dans

la formation Ankaramenabe qui subit les eaux météoriques d’infiltration. Quelques huiles non

dégradées sont trouvées dans les grès avec une faible perméabilité et qui est sujet d’un faible

rinçage avec de l’eau.

Le réservoir d’Amboloando est protégé de l’eau d’infiltration par l’unité épais de la formation

Mokara, et qui agit comme la couverture du réservoir. Dans ce réservoir, la qualité de l’huile varie

avec la profondeur. Ici, la biodégradation est plus importante au niveau de la zone de transition dans

la partie inférieure de la colonne. Habituellement, les réservoirs avec une faible saturation en huile

contiennent des taux d’asphalthènes élevés et des saturés faibles, à cause de la biodégradation où la

saturation en eau est élevée. D’autre part, la meilleure huile est principalement trouvée dans le

réservoir d’Amboloando avec une bonne saturation en huile où le contact avec l’eau est mineur.

Quelques meilleures huiles sont aussi trouvées dans les grès à faible perméabilité, où,

probablement le rinçage avec l’eau est moindre. Ces faibles perméabilités dans le réservoir sont

spécialement trouvées dans la partie supérieure de la formation Amboloando aussi appelée « Top

Amboloando », relatif à la base du Mokara.

Des analyses d’huiles récentes entrepris des puits d’observations dans le SFP ont prouvé que

des huiles mobiles avec une densité élevée (estimées à 20-23°API) sont présentes dans le réservoir

d’Amboloando. Ces huiles récentes peuvent provenir de migration secondaire. Ici la biodégradation a

eu comme conséquence des pertes mineures des n-alcanes.

D’un autre volet, la meilleure huile dans le bloc 3104 de Tsimiroro est trouvée dans le SFP. Il

a la meilleure huile car son pourcentage en hydrocarbure léger est élevé avec un faible taux d’huile

lourde dans cette zone.

Finalement, la compréhension des variations latérales et verticales des qualités d’huile à

Tsimiroro est très importante pour l’optimisation de la production, reliée aux variations de la

viscosité et à la différence de la valeur marchande du pétrole brut. Ceci requière d’autres analyses

spécialement avec des échantillons d’huiles pris à des profondeurs différents. Donc, l’emploi de la

géochimie pour donner ces variations en qualité d’huile peut donner la localisation de l’huile

favorable et la profondeur de l’intervalle de la meilleure huile.


80

REFERENCES

[1]: Environmental Impact Assessment 2006.pdf, Madagascar Oil, August 6, 2014

[2]:http://www.tnw.tudelft.nl/fileadmin/Faculteit/TNW/Over_de_faculteit/Afdelingen/Imaging_Scie

nce_and_Technology/Research/Research_Groups/Quantitative_Imaging/Publications/PHD_The

ses/doc/thesis_fens.pdf

[3]: Fundamentals of Petroleum Engineering, Mohd Fauzi Hamid, Wan Rosli Wan Sulaiman

[4]: Petroleum Reservoir Rock and Fluid properties, Second Edition, Abhijit Y. Dandekar

[5]: The British University of Egypt, Review of Reservoir Rock and Fluid Properties.pdf, by Prof.Attia

M. Attia

[6]: http://www.oiltracers.com/services/exploration-geochemistry/oil-biodegradation.aspx

[7]: http://www.petroleum.co.uk/api

[8]: http://en.wikipedia.org/wiki/Viscosity

[9]: http://www.nalco.com/documents/Brochures/B-1161_ViscosityBrochure_low.pdf

[10]: http://www.iiste.org; SARA Separation and Determination of Concentration Levels of

Some Heavy Metals in Organic Fractions

[11]: http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=7110

[12]: Albarède, Francis (2003). Geochemistry: An Introduction. Cambridge University Press. p. 1.

ISBN 0-521-81468-5

[13] : Boky Geochem Ttn Robin

[14]:http://www.searchanddiscovery.com/pdfz/abstracts/pdf/2014/90174cspg/abstracts/ndx_benn

e.pdf.html

[15] : http://www.eolss.net/sample-chapters/c08/e6-193-04.pdf

[16] : http://www.searchanddiscovery.com/documents/2012/40928cardott/ndx_cardott.pdf

[17] : http://www.chem.agilent.com/library/usermanuals/public/g1176-90000_034327.pdf

[18]: http://www.ingenieria-analitica.com/LlocIA1/PDF/CDS/MANUALS/getting_started.pdf; August

20th 2014

[19]: http://link.springer.com/article/10.1007%2Fs11426-013-4896-7#page-1

[20]: http://albertacanada.com/files/albertacanada/AOSID_QuarterlyUpdate_Winter2013.pdf

[21]: http://www.marketwired.com/press-release/Premium-Petroleum-Corp-Increases-Lands-

Position-to-11520-Acres-PINK-SHEETS-PPTL-771517.htm

[22]:http://www.aer.ca/documents/applications/hearings/1769924-SUBMISSIONSVOLIV-

20131125.pdf

[23]: http://www.crudemonitor.ca/crude.php?acr=PH


81

[24]: http://theses.ucalgary.ca

[25]: http://www.searchanddiscovery.com/abstracts/pdf/2013/90171cspg/abstracts/ndx_benn.pdf

[26]: Syncrude; Omnis

[27]:http://www.academia.edu/553642/GEOCHEMISTRY_OF_CRUDE_OIL_SAMPLES_FROM_THE_IRA

NIAN_SECTOR_OF_THE_PERSIAN_GULF

[28]: http://kurdistan-geology.com/wp-content/uploads/2011/11/Sargelu-Formation-Source-Rock-

PhDThesis-by-Rzger-Abdulla-1.pdf

[29]: http://infohost.nmt.edu/~petro/faculty/Engler571/Chapter1-Density.pdf

[30]: http://en.citizendium.org/wiki/File:API_Hydrometer.png

[31]: http://www.SciOpticGeo.com; Oil fluorescence chart; August 21st 2014

[32]: Gareth Harriman; Geochem LTD; Geochemical evaluation of oils from the Tsimiroro field,

Madagascar; Oil geochemistry.pdf

[33]: Internal Document, Appraisal Report, Block 3104 Tsimiroro, May 2014

[34]: Evaluation of oils recovered from six wells from Tsimiroro Region of Madagascar, Hunt

International Oil Company, May 1999, Block 3104 Hunt-Evaluation of Oils Recovered from Six

Wells from the Tsimiroro Region May99.pdf

[35]:http://www1.uis.no/Fag/Learningspace_kurs/PetBachelor/webpage/tech%5CReservoir%5CDivP

df%5C46307.pdf

[36]: Tsimiroro Heavy Oil Accumulation, Shell Exploration and Development Madagascar B.V,

N.FERRAND, Shell Tsimororo Field Report ep91-1589vol1vs (3).pdf


vii

ANNEXES

Annexe 1

Source

Surface Seeps Tsimiroro Outcrop

Ambohidranomora Surface Seeps

Tsimiroro Tsimiroro Tsimiroro Tsimiroro

Lab

Shell CoreLab TS0096

CoreLab TS0096 Omnis Omnis Omnis Omnis

Depth MD (m)

Depth TVD (m)

Reservoir

Type Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes

Sample @ Method Unit

Reference

Tsimiroro

3SMR 21-10-10 TSM 3 18

Gravity 60F API Not Detectable 13,2 12,7 16,1

Specific Gravity 60F Not Detectable 0,9782 0,9812 0,9587

Density 60F kg/dm3 0,9774 0,9804 0,9579

Saturates

WT% 35

27 25 24,7

Aromatics

WT% 21

8,3 25 18,8

Resins

WT% 34 64,7 50 56,5

Asphaltenes

WT% 10

Insoluble asphaltenes C5

WT%

7,52

C7 -Asphaltenes IP 143 WT%

Sulfur

WT% 0,4

0,40

Con Carbon

WT%

8,31

Nickel

ppm 42

55

Vanadium

ppm 0

2

Softening Point

Deg C

12


viii

Pour Point

Deg C

36 50

Viscosity

60C

cSt

4804 14890

70C

cSt

863

80C

cSt

949,3 2818

100C

cSt

283,1 649 150

121,1C

cSt

56

Saturates Distrib

% Not Detectable

C7 Distribution

% Not Detectable

C15 Ring Compounds

% Not Detectable

C30 Ring Compounds

3 Ring

% 21

4 Ring

% 42

5 Ring

% 37

C29 VR/E

% 0,4

Carbon Isotope Ratio

Total Sample

-32,3

Saturates

-34,4

Aromatics

-31,9

Steranes/Triterpanes

Iso Steranes

% 34

Rearranged Steranes

% 66

Triterpanes

% 0

Steranes

Iso Steranes

% 37

Rearranged Steranes

% 49

Normal Steranes

% 14

Triterpane C30 Hopanes

% Not Detectable

Sterane Carbon No Distribution

C27

% 20

C28

% 32

C29

% 48

C29 Sterane Ratios 20S/20R+20S

0,75

Iso/Iso+Normal

0,64

Triterpane Ratios TS/TM

1,08

3R/3R+5R

0,5


ix

ANNEXE 2

Source

Tsimiroro Tsimiroro Tsimiroro Tsimiroro Tsimiroro Tsimiroro Tsimiroro Tsimiroro Tsimiroro

Date

Lab

Omnis Omnis Omnis Omnis Omnis Omnis Omnis Omnis Omnis

Depth MD (m)

Depth TVD (m)

Reservoir

Type Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes


Reference

15 16

17

TSM 4 TSM 13 TSM 17

Gravity 60F API

Specific Gravity 60F

Density 60F kg/dm3

Saturates

WT% 53,9 15,1 13,7 11,7 56,7 60,2

Aromatics

WT% 13,1 29,1 40,4 46,8 26,2 24,7

-35,96 -33,66 -34,79

-32,47 -31,86 -32,79

Resins

WT% 33 55,4 45,9 41,5 17,1 15,1

Asphaltenes

WT%

𝛅𝟏𝟑C-Saturates

𝛅𝟏𝟑C-Aromatics


x

Annexe 3

Source

Date

Lab

Omnis Omnis Omnis Omnis Omnis Omnis Omnis Omnis

Depth MD (m)

Depth TVD (m)

Reservoir

Type Core Core Core Core Core Core Core Core


Reference

20,3 20,4 20,5 20,6 20,7A 20,7B 16,8 16,9

Gravity 60F API


Density 60F kg/dm3

Saturates

WT%

Aromatics

WT%

-29,21 -29,28 -29,38 -29,6 -29,81 -29,38 -29,71 -29,99

-27,96 -28,09 -28,03 -28,26 -28,25 -27,94 -28,19 -28,36

Resins

WT%

Asphaltenes

WT%




xi

Annexe 4

Source

Well T4 Well T4 Well TO 1

Well TO 1

TW1 TW2 TW2

Date

1948 1948 1984

1984

Lab

Shell Shell Shell Shell Shell Shell Shell Shell Shell

Depth MD (m)

97 - 160 97 - 160 95,5-?

95,5-?

210,65 226,91 237,86

Depth TVD (m)

71,3 - 134,3

71,3 - 134,3

? - 138,4

? - 138,4

4,25 7,89 -3,06

Reservoir

Amboloando SST

Amboloando SST

Amboloando SST

Amboloando SST

Amboloando SST

Amboloando SST

Amboloando SST



Reference

662 348 Van Grass 1988 BEICIP 1988 D&S TS0186

Van Grass 1988

SR1A SR18 SR31

Gravity 60F API 14,4 15,4 14,0 22,3 16,1

Specific Gravity 60F 0,97 0,963 0,9723 0,92 0,9585

Density 60F kg/dm3 0,9692 0,9622 0,9715 0,9193 0,9577

Weight Lost on topping

7 7

Saturates

WT% 58,9 65,5

36 43

21,6 33,5 25,2

Aromatics

WT% 34 22

33,2 39,4 41,5

Sat/Aro

0,65 0,85 0,61

Resins

WT% 25,6 22,3 21 32 45,2 27,1 33,3

Asphaltenes

WT% 15,5 12,25 9 3

Gasoline Fraction

%

0

Sulfur

% 0,31 0,6 0,3

0,3

Carbon

86,4 86,5


xii

TOC

WT%

2,28 1,49 2,63

Hydrogen

12,4 12,3

735,1 534,9 678,7

EOM

ppm

24567 14109 29886

HC

ppm

13463 10285 19934

Ox+N

0,9 -

HC/TOC

%

108 94,7 113,6

HC/EOM

%

59 69 75,8

Mercaptan Sulfur

ppm

54,8 72,9 66,7

Nickel

ppm

39

Vanadium

ppm

2

Viscosity

29,4C

cSt

16410

65,6C

cSt

863

80C

cSt

434,7

90C

cSt

204,5

121,1C

cSt

56,1

148,9C

cSt

25,2

176,7C

cSt

13,7

Water content

%WT 5,2 6,4 10,5

C7 Distribution

%

Not Detectable Not

Detectable Not

Detectable

C15 Ring Compounds

%

Not Detectable Not

Detectable Not

Detectable 1 Ring

%

13

2 Ring

%

65

3 Ring

%

22

C30 Ring Compounds

3 Ring

%

19

4 Ring

%

41

5 Ring

%

40

C29 VR/E

%

0,6

Carbon Isotope Ratio Total Sample

-31,9

Saturates

-32,9


xiii

Aromatics

-31,4

Steranes/Triterpanes

Iso Steranes

%

17

Rearranged Steranes

%

22

Triterpanes

%

61

Steranes

Iso Steranes

%

41

Rearranged Steranes

%

36

Normal Steranes

%

24

Triterpane C30 Hopanes

%

100

Sterane Carbon No Distribution

C27

%

21

C28

%

37

C29

%

42

C29 Sterane Ratios 20S/20R+20S

0,52

Iso/Iso+Normal

0,63

Triterpane Ratios TS/TM

1,22

3R/3R+5R

0,24


xiv

Annexe 5

Source

TW3 TW3 TW9 TW9 TW10 TW1 TW2 TW2 TW3 TW9

Date

Lab

Shell Shell Shell Shell Shell Shell Shell Shell Shell Shell

Depth MD (m)

95,8 132,6 64,92 84,6 115,03 262,75 227,94 230,42 106 60,45

Depth TVD (m)

187,1 150,3 150,18 130,5 99,07 -47,85 6,86 4,38 176,9 154,65

Reservoir

Amboloando SST

Amboloando SST

Amboloando SST

Amboloando SST

Amboloando SST

Lignitic Shale Amboloando

Shale Amboloando

Shale Amboloando

Shale Amboloando

Shale

Type Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes


Reference

SR2 SR17 SR7 SR29 SR14 SR3 SR20 SR24 SR8 SR2

Kerogen Type

Woody Woody Woody Woody Woody

Gravity 60F API


Density 60F kg/dm3

Saturates

WT%

29,9 28,1 28,7

19,1 41 21,9

Aromatics

WT%

46,3 46,9 43,3

30,9 36,9 29,1

Sat/Aro

0,65 0,6 0,66

0,62 1,11 0,75

Resins

WT% 23,8 25 28 50 22,1 49

Asphaltenes

WT%

Ro

%

0,55 0,54 0,56

0,61

TOC

WT% 0,43 0,2 1,49 1,61/1,66 3,38 4,28 0,72 1,04 0,73 0,64

Hydrogen

583,2 568,9 535,8 60,3 80,6 98,1 139,7 93,8

EOM

ppm

16495 18626 37406 195

384 2185 615

HC

ppm

12569 13970 26932

192 1702 314

EOM/TOC

%

0,5

3,7 29,9 9,6

HC/TOC

%

110,7 115,7 110,7

1,8 23,3 4,9

HC/EOM

%

84,4 86,8 79,7

50 77,9 51

Mercaptan Sulfur

ppm

76,2 75 72


xv

Annexe 6

Source

T4

T01 Well TF5 Well TF5 Well TF5

Date

04/05/1998 04/05/1998 04/05/1998 04/05/1998 04/05/1998 04/05/1998 May 1999 May 1999 May 1999

Lab

DGSI DGSI DGSI DGSI DGSI DGSI Hunt

Company Hunt

Company Hunt

Company

Depth MD (m)

75,16-76,73

79,38-80,15 84,79-85,53 115,3-117,8

177,37-178,10

203,22-203,65

209,36-209,76

Depth TVD (m)

116,1-118,6

53 - 53,73 27,45 - 27,88

21,34 - 21,74

Reservoir

Type Crudes Core Core Core Core Core Core Plug Core Plug Core Plug


Reference

T-4 Heavy Oil

Tsimiroro Heavy Oil

Core #2 Core #3 Core #4 T0-1 Core #10 646-002 646-028 646-042

Gravity 60F API


Density 60F kg/dm3

Saturates

WT% 29,3 42,3 28,3 21,3 25,6 41,3 29,17 27,07 23,58

Aromatics

WT% 16,8 25,3 2,1 1,5 6,3 21,7 15,68 23,75 9,3

-34,9 -34,9 -35 -36,1 -36,6 -34,6 -35,25

-32 -31,9 -31,6 -31,8 -32,1 -31,7 -32,18

Resins

WT% 16,4 23,2 31,1 32,2 36,3 25,7 32,84 13,87 21,9

Asphaltenes

WT% 37,5 9,1 38,5 44,9 31,7 11,3 22,31 35,31 45,22




xvi

Annexe 7

Source

Well TF10 Well TF10 Well TF8 Well TF9B Well TF9B Well TF9B Well TF2 Well TF5 Well TF3

Date

May 1999 May 1999 May 1999 May 1999 May 1999 May 1999 May 1999 May 1999 May 1999

Lab

Hunt Company

Hunt Company

Hunt Company

Hunt Company

Hunt Company

Hunt Company

Hunt Company

Hunt Company

Hunt Company

Depth MD (m)

66,10-66,58

238,43-238,85

80,06-80,61

122,75-123,44

303,63-304,03

307,49-308,14

97,65-98,51

178,78-181,20

168,95-169,37

Depth TVD (m)

179,32 - 179,8

7,05 - 7,47 237,19 - 237,74

160,66 - 161,35

(-19,93) - (-19,53)

(-24,04) - (-23,39)

153,59 - 154,45

49,9 - 52,32

57,55 - 58,13

Reservoir

Type Core Plug Core Plug Core Plug Core Plug Core Plug Core Plug Core Plug Waxed

Core Waxed Core


Reference

646-053 646-068 646-070 646-088 646-093 646-098 646-105 646-165 646-166

Gravity 60F API


Density 60F kg/dm3

Saturates

WT% 39,59 47,81 30,13 23,86 20,56 22,01 18,91 38,76 25,95

Aromatics

WT% 11,08 16,76 11,06 8,86 8,88 5,74 6,28 22,35 13,66

-34,5

-33,83 -35,65

-36,64

-33,82

-32 -32,49

-32,91

Resins

WT% 24,7 24,64 33,17 17,03 27,96 31,11 27,03 28,95 37,04

Asphaltenes

WT% 24,63 10,79 25,64 50,25 42,6 41,14 47,78 9,94 23,35




xvii

Annexe 8

Source

Well TF2 Well TF2 Well TF9B Well TF5 CSS Pilot

Well P1-1 Well P1-1 Well P1-1

Date

May 1999 May 1999 May 1999 May 1999 2006 20/11/2007 November 2007 November 2007 November

2007

Lab

Hunt Company

Hunt Company

Hunt Company

Hunt Company

JGC's Oarai Intertek RPS Energy RPS Energy RPS Energy

Depth MD (m)

94,37-95,03 96,77-97,65 111,99-112,38 216,93-217,7

31,87-32,00 52,90-53,00 84,91-85,03

Depth TVD (m)

157,07 - 157,73 154,45 - 155,33 171,72 - 172,11

13,4 - 14,17

203,2 - 203,33 182,2 - 182,3 150,17 - 150,29

Reservoir

Ankaramenabe Fm

Ankaramenabe Fm

Mokara Shale

Type Waxed Core Waxed Core Waxed

Core Waxed

Core Crudes Crudes Core Core Core


Reference

646-169 646-174 646-182 646-183

2007-MIS-044569-001

Oil yield

ppm 10935 1757 4165

Gravity 60F API 14,11 13,6 14-16

Specific Gravity 60F 0,9718 0,9753 0,9593-09725

Density

60F kg/dm3 0,9710 0,9745 0,9585-0,9717

60F ASTM D 1298-

99(05) kg/dm3

0,9745

60F ASTM D4052 kg/dm3

0,9718

Saturates

WT% 11,6 24,52 31,55 22,79

20,58 35,05 40,83

Aromatics

WT% 2,11 4,79 19,97 16,73

19,40 26,44 32,00

-35,27

-33,60 -33,89 -33,78

-32,78

-32,29 -32,39 -32,00

Resins

WT% 11,41 21,38 15,49 31,81

13,15 10,14 16,92

Asphaltenes

WT% 74,88 49,31 32,99 28,67

46,87 28,37 10,25

ASTM D3279-

97(01) WT%

0,4(0,3)




xviii

Sulfur

WT%

0,28 0,25 0,23

ASTM D4294

WT%

0,33

ASTM

D4294-03 WT%

0,318

Micro Carbon Residue ASTM D 4530-0

WT%

9,20

Ash Content ASTM D 482-03

WT%

0,134(0,113)

Iron Ash & ICP ppm

3370

Nickel IP 501/05 ppm

43(50)

Ash & ICP ppm

11,5

Vanadium Ash & ICP ppm

41

IP 501/05 ppm

2(1)

Sodium IP 501/05 ppm

39(30)

Aluminium IP 501/05 ppm

65(59)

Silicon IP 501/05 ppm

171(143)

Calcium IP 501/05 ppm

84(97)

Flash Point Procedure B ASTM D93-

02a Deg C

>84,0

Pour Point

ASTM D97-

05a Deg C

6

ASTM D5853-

95(00) Deg C

6

ASTM D 97 Deg C

6

Acid Number

ASTM D 664-06

mgKOH/g

5,781

ASTM D 974 mgKOH/g

1,97

Kin Viscosity @ 50C ASTM D 445-06

cSt

4240

Water Content ASTM D 95-05e1 %vol

4,4

Total Sediment Existent IP 375/99 %WT

0,05(0,04)

Sediment by Extraction ASTM D %WT

0,02


xix

473-02

Total Sediment Accelerated

IP

390B/94(04) %WT

0,05

Steranes

ST1

0,62

ST2

0,33

ST3

0,44

ST4

0,47

ST5

19;33;48

ST6

n.c

ST8

0,69

Triterpane

TT1

0,76

TT2

0,43

TT3

0,87

TT4

0,50

TT5

56,00

TT6

0,36

TT7

0,16

Carotane Index

0,77


xx

Annexe 9

Source

Well P1-1 Well P1-1 Well P1-2 Well P1-2 Well P1-3 Well P1-3 CSS Pilot

Containers

Date

November 2007 November 2007 November 2007 November 2007 November 2007 November 2007 April 2008 20/05/2008 15/03/2010

Lab

RPS Energy RPS Energy RPS Energy RPS Energy RPS Energy RPS Energy JGC's Oarai Intertek Petrotech

Depth MD (m)

116,09-116,21 152,97-153,08 121,78-121,95 181,10-181,26 25,07-25,17 81,23-81,33

Depth TVD (m)

118,99 - 119,11 82,12 - 82,23 122,85 - 123,02 63,54 - 63,7 210,33 - 210,43 154,17 - 154,27

Reservoir

Amboloando Sand

Amboloando Sand

Amboloando Sand

Amboloando Sand

Ankaramenabe Fm

Mokara Shale

Type Core Core Core Core Core Core Crudes Crudes Crudes


Oil yield

ppm

39490 15065 24826 4575 2301

Appearance

-

D/Black

Gravity 60F API 14-16 14,2 13,0 14,2

Specific Gravity 60F 0,9593-09725 0,9712 0,9790 0,9712

Density 60F kg/dm3 0,9585-0,9717 0,9704 0,9784 0,9706

60F ASTM D4052 kg/dm3

0,9709

Saturates

WT%

50,00 32,59 28,34 26,83 43,27

Aromatics

WT%

32,03 37,40 30,08 13,81 24,58

-33,67 -33,58 -33,48 -33,41 -32,33 -32,55


-32,30 -31,57 -31,50 -32,13 -31,34 -31,19

Resins

WT%

11,62 15,07 15,44 14,81 11,37

Asphaltenes

WT%

6,35 14,94 26,14 44,55 20,78

0,72

Sulfur

WT%

0,11 0,40 0,48 0,37 0,22

0,29

Sulfur ASTM D4294 WT%

0,19

Mercaptan Sulfur

ppm

22,0

H2S

ppm

<1

Nitrogen

ppm

4000

Basic Nitrogen

ppm

1655

Con Carbon

WT%

9,29



xxi

Ash Content

WT%

0,10

IP-4 WT%

0,17

Iron Ash & ICP ppm

43

ppm

35,8

Nickel Ash & ICP ppm

29

ppm

45,2

Vanadium

ppm

2,1

Ash & ICP ppm

<1

Sodium

ppm

63,9

Calcium

ppm

83,0

Copper

ppm

0,4

Flash Point D 93 Deg C

73

Wax Content

WT%

0,6

UOP 46-64 WT%

2,0

Pour Point

Deg F

70

IP-15 Deg C

21

ASTM D 97 Deg C

-2,5

Salinity

PTB

35,0

IP-77 ppm

207,0

Reid Vapor Pressure

psi

Not possible

D 323 psi

0

TAN

mgKOH/g

5,79/5,42

Acid number ASTM D 974 mgKOH/g

1,89


xxii

Annexe 10

Source

Tsimiroro

SFP Facility Tank 100 OBSF5 OBSF6

Date

08/05/2012 08/05/2012 12/10/2012 10/08/2013 10/08/2013 10/08/2013 09/10/2013 May 2014 May 2014

Lab

DNVPS DNVPS Champion

Technologies ADONIS ADONIS ADONIS

Saybolt Nederland

B.V.

GHGEOCHEM LTD

GHGEOCHEM LTD

Depth MD (m)

187 119

Depth TVD (m)

63,6 127

Reservoir

Amboloando

Type Crudes Crudes/Blend Crudes Crudes Crudes Crudes Crudes Core Sample Core Sample


Reference

HOU1204973 HOU1209432

Crude Sample 1 liter

Crude Sample 63bbl before

valuation

Crude Sample 63bbl after valuation

3083-001 3083-002

Gravity 60F API 13,9 18,7 15,3 15,07 20-23 20-23

Specific Gravity 60F 0,9734 0,9420 0,9640 0,9654 0,9159-0,9340

0,9159-0,9340

Density

60F kg/dm3 0,9726 0,9412 0,9632 0,9646 0,9152-0,9332

0,9152-0,9332

20C

kg/dm3

0,9600

60F ASTM D 1298 kg/dm3

0,9691

60F ATSM Table kg/dm3

0,9691

15C dry base ASTM D 1298 kg/dm3

0,9648

15C dry base ASTM D 1299 kg/dm3

0,9412

60F ISO 12185 kg/dm3 0,9726

77F

0,98 0,98 0,975

122F

0,97

158F

0,93

167F

0,95

Saturates

WT%

25,9

37,44 53,11

Aromatics

WT%

38,5

16,86 34,25

-33,03 -32,99 𝛅𝟏𝟑C-Saturates


xxiii

-31,86 -31,45

Sat/Aro

Resins

WT%

19,1

22,53 10,5

Asphaltenes

WT%

16,6

23,17 2,14

Insoluble asphaltenes C5

WT%

6

C7 -Asphaltenes

WT%

0,4

Composition upto C5

methane/ethane

WT%

<0,01

propane WT% <0,01

iso-butane WT% <0,01

normal butane WT% <0,01

iso-pentane WT% <0,01

normal pentane WT% <0,01

cyclo pentane WT% <0,01

2,2 dim.-butane WT% <0,01

2,3 dim.-butane WT% <0,01

2 met. pentane WT% <0,01

3 met. pentane WT% <0,01

normal hexane WT% <0,01

met. cyclo pentane WT% <0,01

2,2 dim. pentane WT% <0,01


benzene WT% <0,01


cyclo hexane WT% <0,01


2 met. hexane WT% <0,01

3 met. hexane WT% <0,01

3 ethyl pentane WT% <0,01

normal heptane WT% <0,01



xxiv

met. cyclo hexane WT% <0,01

toluene WT% <0,01

Composition upto C9

Methane WT%

<0,01

Ethane

WT%

<0,01

Propane

WT%

<0,01

Iso-Butane

WT%

<0,01

n-Butane

WT%

<0,01

NeoPentane

WT%

<0,01

Iso-Pentane

WT%

<0,01

n-Pentane

WT%

<0,01

2,2-DMC4

WT%

<0,01

CycloPentane

WT%

<0,01

2,3-DMC4

WT%

<0,01

2-MC5

WT%

<0,01

3-MC5

WT%

<0,01

n-Hexane

WT%

<0,01

2,2-DMC5

WT%

<0,01

MCyC5

WT%

<0,01

2,4-DMC5

WT%

<0,01

2,2,3-TMC4

WT%

<0,01

Benzene

WT%

<0,01

3,3-DMC5

WT%

<0,01

CycloHexane

WT%

<0,01

2-MC6

WT%

<0,01

2,3-DMC5

WT%

<0,01

1,1-DMCyC5

WT%

<0,01

3-MC6

WT%

<0,01

c-1,3-DMCyC5

WT%

<0,01

t-1,3-DMCyC5

WT%

<0,01

3-EC5

WT%

<0,01


xxv

t-1,2-DMCyC5

WT%

<0,01

2,2,4-TMC5

WT%

<0,01

n-Heptane

WT%

<0,01

MCyC6+c-1,2-DMCyC5

WT%

<0,01

2,2-DMC6+1,1,3-TMCyC5

WT%

<0,01

ECyC5

WT%

<0,01

2,5-DMC6+2,2,3-TMC5

WT%

<0,01

2,4-DMC6

WT%

<0,01

1,t-2,c-4TMCyC5

WT%

<0,01

3,3-DMC6

WT%

<0,01

1,t-2,c-3TMCyC5

WT%

<0,01

2,3,4-TMC5

WT%

<0,01

Toluene+2,3,3-TMC5

WT%

<0,01

1,1,2-TMCyC5

WT%

<0,01

2,3-DMC6

WT%

<0,01

2-M-3-EC5

WT%

<0,01

2-MC7

WT%

<0,01

4-MC7+3-M-3-EC5

WT%

<0,01

3,4-DMC6

WT%

<0,01

1c2t,4TMCyC5+1c,2c4TMCyC5

WT%

<0,01

c-1,3-DMCyC6

WT%

<0,01

3-MC7+1c,2t,3-TMCyC5

WT%

<0,01

3-EC6+t1,4-DMCyC6

WT%

<0,01

1,1-DMCyC6

WT%

<0,01

2,2,5-TMC6+t1,3-EMCyC5

WT%

<0,01

c1,3-EMCyC5

WT%

<0,01

t1,2-EMCyC5

WT%

<0,01

2,2,4-TMC6+1,1EMCyC5

WT%

<0,01

t1,2-DMCyC6

WT%

<0,01

1c,2c,3-TMCyC5

WT%

<0,01


xxvi

t1,3-DMCyC6+c1,4-DMCyC6

WT%

<0,01

n-Octane

WT%

<0,01

iPCyC5+2,4,4-TMC6

WT%

<0,01

c1,2-EMCyC5+2,3,5-TMC6

WT%

<0,01

2,2-DMC7

WT%

<0,01

c1,2-DMCyC6

WT%

<0,01

2,2,3-TMC6+Unid. C9 N

WT%

<0,01

2,4-DMC7

WT%

<0,01

4,4-DMC7+Unid. C9 N

WT%

<0,01

ECyC6+nPCyC5

WT%

<0,01

2M4-EC6

WT%

<0,01

2,6-DMC7+Unid. C9 N

WT%

<0,01

1,1,3-TMCyC6

WT%

<0,01

2,5-DMC7+Unid. C9 P

WT%

<0,01

3,5-DMC7+3,3-DMC7+ N

WT%

<0,01

EthylBenzene

WT%

<0,01

2,3,4-TMC6+Unid. N

WT%

<0,01

m-Xylene

WT%

<0,01

p-Xylene

WT%

<0,01

2,3-DMC7

WT%

<0,01

3,4-DMC7 STEREO-ISOM.+Unid. N

WT%

<0,01

3,4-DMC7 STEREO-ISOM.

WT%

<0,01

4-EC7 + Unid. N

WT%

<0,01

4-MC8

WT%

<0,01

2-MC8

WT%

<0,01

3-EC7 + Unid. N

WT%

<0,01

3-MC8

WT%

<0,01

o-Xylene+1,1,2-TMCyC6

WT%

<0,01

2,4,6-TMC7+Unid.N

WT%

<0,01

Unid.C8N

WT%

<0,01


xxvii

Unid.C9N

WT%

<0,01

Unidentified

WT%

<0,01

N-Nonane

WT%

<0,01

C10+

WT%

<0,01

Sulfur°

ISO 8754 WT% 0,33 0,26

ASTM D

2622 WT%

0,302

Mercaptan Sulfur UOP 163

ppm

<5

H2S UOP 163

ppm

<5

Total Nitrogen ASTM D 5762 ppm

3460

Micro Carbon Residue ISO 10370 WT%

8,94

Iron IP 501 ppm 32,00

20

Nickel IP 501 ppm 36

Vanadium

IP 501 ppm 1

Zinc IP 501 ppm 14

Sodium IP 501/05 ppm 63

148

Phosphorus IP 501 ppm 7

Potassium IP 501 ppm

9

LP 1101 ppm 12

Aluminum ISO 10478 ppm 49

Silicon ISO 10478 ppm 115

Calcium IP 501 ppm 85,0

Magnesium LP 1101 ppm 4,0

Lead LP 1101 ppm <1

Calorific value

Cal/g

10162 9778 9998


xxviii

Flash Point

Deg F

127 135 137

ASTM D 93

>100

ISO 2719-B Deg C >70,0

Wax Content

WT%

0,8

UOP 46 WT% 7,0

Wax Appearance Temperature

Deg C

n/a

Pour Point

LP 1304 Deg C <24

60C ASTM D 97 Deg C

7,6

max ASTM D 97 Deg C

21

min ASTM D 5853 Deg C

18

Salinity ASTM D 3230 ppm

438

Reid Vapor Pressure ASTM D323-

A kPa

0,3

Vapor Pressure ASTM D 5191 kPa

<10

Acid Number ASTM D 664 mgKOH/g

3,62

Viscosity

50C ISO 3104 cSt 4028 227,6

60C cSt 94,5

80C ISO 3104 cSt 463 77F

cSt

1000 1037 986

122F

cSt

909

158F

cSt

546

167F

cSt

670

Kin Viscosity @ 40C ASTM D 445 cSt

9295

60C ASTM D 445 cSt

1634

Water Content

%WT

16,06 3,21 0,051

ISO 3733 %vol 7

ASTM D

4006 %vol

11,750


xxix

Solid Content %WT

0,2

Total Sediment Existent ISO 10307-2 %WT 0,03

Sediment by extraction %WT

0,001 0,2 0

ASTM D 473 %WT

0,02

Simulated Distillation

Initial Boiling Point

188

2% recovered

229

4% recovered

257

6% recovered

280

8% recovered

300

10% recovered

317

12% recovered

332

14% recovered

348

16% recovered

364

18% recovered

380

20% recovered

394

22% recovered

406

24% recovered

416

26% recovered

424

28% recovered

431

30% recovered

438

32% recovered

446

34% recovered

457

36% recovered

469

38% recovered 482

40% recovered

493

42% recovered 504

44% recovered

517

46% recovered

530

48% recovered

542

50% recovered

554


xxx

52% recovered

564

54% recovered

575

56% recovered

586

58% recovered

597

60% recovered

609

62% recovered

620

64% recovered

632

66% recovered

644

68% recovered

656

70% recovered

669

72% recovered

682

74% recovered

695

76% recovered

706

78% recovered

717

80% recovered

727

82% recovered

737

84% recovered

749

86% recovered

>750

88% recovered

>750

90% recovered

>750

92% recovered

>750

94% recovered

>750

96% recovered

>750

98% recovered

>750

Final boiling point

>750


xxxi

Annexe 11

Source

PSF-1 ISF-3 ISF-5a PSF-13 PSF-14 PSF-2 PSF-8 PSF-12 PSF-15

Date

May 2014 May 2014 May 2014 May 2014 May 2014 May 2014 May 2014 May 2014 May 2014

Lab

GHGEOCHEM LTD GHGEOCHEM LTD GHGEOCHEM LTD GHGEOCHEM LTD GHGEOCHEM LTD GHGEOCHEM LTD GHGEOCHEM LTD GHGEOCHEM LTD GHGEOCHEM LTD

Depth MD (m)

Sample from Well head









Depth TVD (m)

Reservoir



Reference

3116-001 3116-002 3116-003 3116-004 3116-005 3116-006 3116-007 3116-008 3116-009

Gravity 60F API


Density 60F kg/dm3

Saturates

WT% 45,63 48,48 50,76 47,33 49,64 44,02 39,8 53,8 35,14

Aromatics

WT% 42,46 35,5 30,3 33,85 34,15 34,69 27,15 23,98 31,84

-33,01 -32,87 -32,62 -33,15 -33,56 -32,94 -33,24 -33,02 -32,91

-31,01 -30,99 -30,98 -31,43 -32,06 -31,28 -31,3 -31,4 -31,25

Resins

WT% 7,93 11,69 15,15 13,96 11,08 9,33 12,93 16,37 23,58

Asphaltenes

WT% 3,98 4,33 3,79 4,86 5,13 11,96 20,12 5,85 9,44

C7 -Asphaltenes IP 143 WT%

0,10

0,15




xxxii

Annexe 12

Source

OBSF-6 AO36-01 AO59-06

Date

May 2014 May 2014 May 2014 May 2014

Lab

GHGEOCHEM LTD

GHGEOCHEM LTD

GHGEOCHEM LTD Intertek

Depth MD (m)

175 Sample from ground seeps

Sample from ground seeps

Depth TVD (m)

71

Reservoir

Type Core Sample Sample Sample Crudes


Reference

3116-010 3116-011 3116-012

Gravity 60F API 14,56

Specific Gravity 60F 0,9688

Density 60F kg/dm3 0,9680

60F ASTM D 1298 kg/dm3

0,9680

Saturates

WT% 51,15 35,96 37,95

Aromatics

WT% 30,92 41 35,54

-33,3 -34,79 -35,35

-31,09 -31,34 -31,04

Resins

WT% 14,45 13,81 12,8

Asphaltenes

WT% 3,48 9,23 13,71

Sulfur ASTM D4294 WT%

0,329

Ash Content ASTM D 482 WT%

0,09

Vanadium IP 470 ppm

ND

Zinc IP 470 ppm

20




xxxiii

Sodium IP 470 ppm

19

Calcium IP470 ppm

4

Calorific Value ASTM D 4868 KJ/kg

40347

Compatibility ASTM D 4740

1

Flash Point ASTM D 93 B Deg C

104

Pour Point ASTM D 97 Deg C

24

Kin Viscosity @ 100C ASTM D 445 cSt

121

Water content ASTM D 95 %vol

1,75

Total Sediment Existent 5g ASTM D 4870 %WT

<0,01

Sediment by extraction ASTM D 473 %WT

0,02

Total Sediment Accelerated ASTM D 4870 %WT

<0,01


xxxiv

Annexe 13

Echelle de Biodégradation

82

TABLE DES MATIERES

REMERCIEMENT .................................................................................................................................................. i

SOMMAIRE ............................................................................................................................................................. ii

LISTE DES ABREVIATIONS ............................................................................................................................ iii

LISTE DES TABLEAUX ...................................................................................................................................... v

LISTE DES FIGURES .......................................................................................................................................... vi

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

Partie 1: GENERALITE SUR LA ZONE D’ETUDES .................................................................................. 2

Chapitre I: Monographie de Tsimiroro ................................................................................................. 3

I.1 Localisation de Tsimiroro ......................................................................................................... 3

I.2 Environnement Physique .......................................................................................................... 5

I.2.1. Climat ........................................................................................................................................ 5

I.2.1.1. Précipitation ...................................................................................................................... 5

I.2.1.2. Températures ................................................................................................................... 5

I.2.1.3. Vents et Cyclones ............................................................................................................ 6

I.2.2. Hydrologie et Hydrographie de Tsimiroro ............................................................... 6

I.2.2.1. Au Niveau Régional ........................................................................................................ 6

I.2.2.2. Réseau Hydrographique de la zone d’étude ........................................................ 6

I.2.3. Ecosystèmes de la zone d’étude .................................................................................... 8

I.2.3.1. Forêts denses sèches ..................................................................................................... 8

I.2.3.2. Forêts Galeries .................................................................................................................. 9

I.2.3.3. Savane .................................................................................................................................. 9

I.2.3.4. Zones Humides .............................................................................................................. 10

I.2.3.5. Aires Protégées ............................................................................................................. 10

I.2.4. Contexte Humain et Socio-économique .................................................................. 10

I.2.4.1. Contexte de la zone d’étude ..................................................................................... 10


83

I.2.4.2. Communautés de la zone d’étude ......................................................................... 10

I.2.4.3. Us et Coutumes .............................................................................................................. 10

a. Ethnie Principale ............................................................................................................... 10

b. Autres ethnies .................................................................................................................... 11

I.2.4.4. Conditions de vie .......................................................................................................... 11

a. Habitat ................................................................................................................................... 11

b. Source d’énergie ................................................................................................................ 12

c. Eau de consommation .................................................................................................... 12

d. Activités Economiques ................................................................................................... 12

Chapitre II: Caratéristiques du reservoir de Tsimiroro .............................................................. 13

II.1 Geologie de la zone d’étude ................................................................................................... 13

II.1.1. Surface Geologique .......................................................................................................... 13

II.1.2. Stratigraphie ....................................................................................................................... 14

II.1.2.1. Socle ................................................................................................................................... 16

II.1.2.2. Sakamena Groupe ........................................................................................................ 17

II.1.2.3. Isalo .................................................................................................................................... 17

a. La formation Isalo I .......................................................................................................... 17

b. La formation Isalo II ........................................................................................................ 17

II.1.2.4. Activité Volcanique ..................................................................................................... 18

II.1.2.5. Origine du réservoir de Tsimiroro ....................................................................... 18

II.1.3. Paramètres Pétrophysiques ......................................................................................... 19

II.1.3.1. Lithologie ......................................................................................................................... 19

II.1.3.2. Porosité ............................................................................................................................ 20

II.1.3.3. Perméabilité ................................................................................................................... 21

II.1.3.4. Saturation en Fluides ................................................................................................. 22

II.1.3.5. Les propriétés pétrophysiques du réservoir de Tsimiroro ....................... 23

Partie 2: GENERALITE SUR L’HUILE LOURDE .................................................................................... 24


84

Chapitre III: Caractéristiques de l’Huile Lourde ............................................................................ 25

III.1 Définition de l’huile lourde .................................................................................................... 25

III.2 Origine ............................................................................................................................................ 25

III.2.1. Biodégradation Pétrolière ............................................................................................ 25

III.3 Condition favorable de la biodegradation ...................................................................... 26

III.4 Effet de la Biodégradation ..................................................................................................... 27

III.5 Propriétés de l’Huile Lourde................................................................................................. 28

III.5.1. Densité API .......................................................................................................................... 28

III.5.2. Viscosité ................................................................................................................................ 30

III.5.3. Composé Chimique .......................................................................................................... 32

III.5.3.1. Composés Hydrocarbonés ...................................................................................... 32

a. Saturés ou Paraffines ...................................................................................................... 32

b. Aromatiques ....................................................................................................................... 33

c. Résines et Asphalthènes ................................................................................................ 34

d. Naphtènes ............................................................................................................................ 35

III.5.3.2. Composés Non-Hydrocarbonés ............................................................................ 36

a. Soufre ..................................................................................................................................... 36

b. Nitrogène .............................................................................................................................. 38

c. Oxygène ................................................................................................................................ 38

III.5.3.3. Composés Métalliques .............................................................................................. 39

Chapitre IV: Géochimie de l’Huile Lourde ......................................................................................... 40

IV.1 Utilisation de la Géochimie .................................................................................................... 41

IV.1.1. Roche Mère .......................................................................................................................... 41

IV.1.2. Maturation ........................................................................................................................... 41

IV.1.3. Migration .............................................................................................................................. 41

IV.1.4. Hydrocarbures ................................................................................................................... 42

IV.2 Techniques d’Analyses Géochimiques ............................................................................. 42


85

IV.2.1. Vitrinite reflectance ......................................................................................................... 42

IV.2.2. Chromatographie en phase gazeuse, Pyrolyse et Spectrométrie de Masse

42

IV.2.2.1. Chromatographie en phase gazeuse................................................................... 42

IV.2.2.2. Pyrolyse .......................................................................................................................... 43

IV.2.2.3. Spectrométrie de masse .......................................................................................... 44

IV.2.3. Détermination des SARA ............................................................................................... 44

IV.2.4. Isotope de Carbone .......................................................................................................... 45

IV.2.5. Détermination de l’API ................................................................................................... 45

IV.2.6. Fluorescence ....................................................................................................................... 46

IV.2.7. Dean Stark ............................................................................................................................ 47

Chapitre V: Etude Analogue: Peace River ......................................................................................... 49

V.1 Variations latérales en huile et en fluide à Peace River ............................................ 50

V.2 Variations Verticales en Huile et en Fluide à Peace River ....................................... 51

Partie 3: ANALYSES GEOCHIMIQUES DE TSIMIRORO ..................................................................... 54

Chapitre VI: Méthodologie & Résultat de Laboratoires .............................................................. 55

VI.1 Résultats de Laboratoires ...................................................................................................... 55

VI.1.1. Résultats pour les variations latérales .................................................................... 55

VI.1.2. Résultats des variations verticales ........................................................................... 57

Chapitre VII: Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile Lourde à

Tsimiroro ........................................................................................................................................................ 60

VII.1 Variation Géochimique Latérale à Tsimiroro ................................................................ 60

VII.1.1. Variation de l’API .............................................................................................................. 60

VII.1.2. Isotope du Carbone .......................................................................................................... 63

VII.1.3. Taux des SARA ................................................................................................................... 64

VII.2 Variation Géochimique Verticale à Tsimiroro .............................................................. 73

VII.2.1. Taux des SARA ................................................................................................................... 74


86

VII.2.1.1. Variation Verticales dans l’OBSF5 ...................................................................... 74

VII.2.1.2. Variation Vertical dans le puits TF5 .................................................................. 75

VII.2.1.3. Variation Vertical dans le puits TW2 ................................................................ 76

VII.2.2. Saturation de l’huile lourde .......................................................................................... 77

VII.2.2.1. Saturation en Huile Lourde < 40% .................................................................... 77

VII.2.2.1. Saturation en Huile Lourde > 60% .................................................................... 77

CONCLUSION ..................................................................................................................................................... 79

REFERENCES ..................................................................................................................................................... 80

ANNEXES .............................................................................................................................................................. vii

TABLE DES MATIERES .................................................................................................................................. 82

THEME DU MEMOIRE

“Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile Lourde à Tsimiroro”

Nombre de Pages: 81

Nombre de Figures: 45

Nombre de Tableaux: 11

Résumé

Les variations des propriétés de l’huile dans le bloc 3104 sont dues à la biodégradation. Le but de ce mémoire

est de donner les variations latérales et verticales de l’huile à Tsimiroro qui sont dues à la biodégradation. L’huile est

dégradée quand le pourcentage en asphalthène augmente relatif à la diminution des saturés. Chaque couches à

Tsimiroro ont leurs propres propriétés latérales et verticales. Ces propriétés inclues : les paramètres pétrophysiques, la

profondeur, le niveau d’eau, saturation en fluide, composés SARA et la densité API. Le niveau d’eau est l’une des

paramètres importante qui influence le processus de biodégradation. Nombreux puits à Tsimiroro présentent

différentes caractéristiques des propriétés de l’huile.

L’utilisation de la géochimie pour donner les variations latérales et verticales de la qualité d’huile peut donner la

localisation de la profondeur et l’intervalle de la meilleure colonne d’huile

Abstract

The variations of the oil properties in the block 3104 are due to the biodegradation. The topic of this thesis is to

give the lateral and vertical variation of oil properties. The variation of the oil properties is mainly due to the

biodegradation process. The oil is degraded when the asphalthene content increase which is due to the biodegradation.

Each layer at Tsimiroro has its own oil lateral and vertical properties. These properties included: the petrophysical

parameters, the depth, water level, fluid saturation, SARA content and API gravity. The water level is one of important

thing which influenced the biodegradation process. Numerous wells at Tsimiroro present different characteristic in oil

properties.

The use of geochemistry for giving the lateral and vertical variation of oil quality can give the location of the

most valuable area and to localize the depth where the highest yield oil zone occur.

Mots Clés: Biodégradation, Géochimie Pétrolière, Huile Lourde, Paramètres Pétrophysiques

Nom: RATIARISON

Prénoms: Mamy Hubert Lucas

Adresse: Lot VB 76 Ambatonakanga

Tél: +261 33 72 377 06 / +261 34 14 376 03

E-mail: [email protected]

Documents

Variation Géochimique Latérale et Verticale de l’Huile