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MEMOIRE DE FIN D’ETUDES
En vue de l’obtention du Diplôme d’Ingénieur Pétrolier
Intitulé
Présenté par :
RANDRIANASOLO Nasandratra Minosoa
PROMOTION 2013
UNIVERSITE D’ANTANANARIVO
ECOLE SUPERIEURE POLYTECHNIQUE
D’ANTANANARIVO
DEPARTEMENT INGENIERIE PETROLIERE
« TRAITEMENT DES DONNEES DIAGRAPHIQUES EN VUE DE L’EVALUATION
DU POTENTIEL PETROLIER DU BLOC 3108 DE MANJA »
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MEMOIRE DE FIN D’ETUDES
En vue de l’obtention du diplôme d’Ingénieur Pétrolier
Intitulé
Présenté et soutenu publiquement le 30 Avril 2014 par :
RANDRIANASOLO Nasandratra Minosoa
Devant le Jury composé de :
Président : Mr. ANDRIANARY Philippe Antoine
Rapporteurs : Mr. RAFARALAHY
Mr. RANJATOELINA Willy
Examinateurs : Mme. RAKOTOVAO Soatsitohaina Ravaonjalitera
Mr. RAHARIJAONA Tovo Robin
Promotion 2013
UNIVERSITE D’ANTANANARIVO
ECOLE SUPERIEURE POLYTECHNIQUE
D’ANTANANARIVO
DEPARTEMENT INGENIERIE PETROLIERE
« TRAITEMENT DES DONNEES DIAGRAPHIQUES EN VUE DE L’EVALUATION DU
POTENTIEL PETROLIER DU BLOC 3108 DE MANJA »
~ i ~
REMERCIEMENTS
Je ne saurais exprimer ma profonde gratitude à DIEU Tout Puissant pour son amour
incomparable en me révélant chaque jour : « Je t’instruirai et te montrerai la route à suivre ;
Je te conseillerai, j’aurai le regard sur toi » Psaume 32,8
C’est également avec joie que je veux adresser mes plus vifs remerciements à toutes
les personnes et organisations suivantes :
Monsieur ANDRIANARY Philippe Antoine, Directeur de l’Ecole Supérieure
Polytechnique d’Antananarivo (ESPA), de m’avoir autorisé à présenter ce mémoire
et d’avoir accepté de présider le jury ;
Monsieur RAJEMIARIMIRAHO Manitriniaina, Chef de Département Ingénierie
Pétrolière ;
Monsieur RAFARALAHY, Enseignant Chercheur à l’ESPA, mon encadreur
pédagogique, pour m’avoir accompagné non seulement pour la réalisation de ce
mémoire mais aussi durant mes années universitaires à l’Ecole Supérieure
Polytechnique d’Antananarivo (ESPA). Vos commentaires, vos encouragements et
ainsi que votre patience m’ont permis d’accomplir ce travail dans les meilleures
conditions ;
Monsieur RANJATOELINA Willy, Directeur de la société MOCOH , mon encadreur
professionnel, de m’avoir prêté toute son attention et d’avoir consacré son précieux
temps pour me guider et m’instruire ;
Les examinateurs Madame RAKOTOVAO Soatsitohaina Ravaonjalitera et Monsieur
RAHARIJAONA Tovo Robin d’avoir accepté à compter parmi les membres de jury,
ainsi que d’apporter des remarques et des suggestions visant à l’amélioration de cet
ouvrage ;
Tous les Enseignants de l’Ecole Supérieure Polytechnique d’Antananarivo, en
particulier ceux du Département Ingénierie Pétrolière, ainsi que le Personne
Administratif et Technique de l’Ecole ;
L’OMNIS et l’ensemble du groupe MOCOH ;
En terminant, je tiens à dire à mes parents que ces quelques lignes de remerciements
sont si peu à côté de ceux qu’ils ont faits pour moi, leurs sacrifices, leur amour et leur
soutien. Mais également à Miora et Nambinina d’avoir toujours cru en moi. Je veux aussi
dire merci à toute ma famille sans exception et à ceux qui ont contribué de près ou de loin à
l’élaboration de ce présent mémoire. Enfin à mes ami(e)s, qui se reconnaîtront, votre
présence était pour moi un réconfort immense, merci beaucoup.
~ ii~
SOMMAIRE
REMERCIEMENTS
SOMMAIRE
LISTE DES ABREVIATIONS
LISTE DES FIGURES
LISTE DES TABLEAUX
INTRODUCTION
PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
CHAPITRE I: QUELQUES NOTIONS SUR LE PETROLE
CHAPITRE II: GENERALITES SUR LA FORMATION DE MADAGASCAR
CHAPITRE III: PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
PARTIE II : BASES METHODOLOGIQUES ET DISPONIBILITES DES DONNEES DE REFERENCES
CHAPITRE I: LA METHODE DIAGRAPHIQUE
CHAPITRE II: ETUDE PRELIMINAIRE DES PUITS
PARTIE III : TRAITEMENTS ET INTERPRETATION
CHAPITRE I: LOCALISATION DES ROCHES A CARACTERE DE RESERVOIRS
CHAPITRE II: LE POTENTIEL DES PUITS RESPECTIFS
CHAPITRE III: INTERPRETATION
CONCLUSION
REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES
~ iii~
REFERENCES WEBOGRAPHIQUES
ANNEXES
TABLES DES MATIERES
RESUME
~ iv ~
LISTE DES ABREVIATIONS
API : American Petroleum Institute
BD : Base de Données
C : conductivités
DH : Direction des Hydrocarbures
DST : Drill Stem Test
EDBM : Economic Development Board of Madagascar
FTM : Foiben-Taosaritanin’I Madagasikara
GR : Gamma-ray
IDE : Investissements directs étrangers
Kbbls/j : kilobarils par jour
LWD : Logging While Drilling
m : Mètre
Ma : Million d’année
Mg : Magnésium
NGS : Natural Gamma Ray Spectrometry
NNE : Nord Nord Est
OMNIS : Office des Mines Nationales et des Industries Stratégiques
PCIAC : PETRO-CANADA INTERNATIONAL Assistance Corporation
PS : Polarisation Spontanée
R : Résistivités
RAN : Radioactivité naturelle
RAN-S : Radioactivité naturelle sélective
SERP : Syndicat des Etudes et Recherches Pétrolières
SP : Spontaneous Potential
~ v~
SPM : Société des Pétroles de Madagascar
SQC : Schisto-Quartzo-Calcaire
SWC : Sidewall cores
~ vi~
LISTE DES FIGURES
Figure 1 : Début de l’exploitation de pétrole en Pennsylvanie ............................................ 4
Figure 2 : Activités d’exploration à Madagascar durant la période coloniale ..................... 6
Figure 3 : Activités d’exploration à Madagascar de 1960 à 1975 ........................................ 7
Figure 4 : Les blocs pétroliers depuis 2009 ........................................................................ 11
Figure 5 : Principales étapes de la formation des hydrocarbures ..................................... 17
Figure 6 : Piège anticlinal ................................................................................................... 20
Figure 7 : Piège par faille .................................................................................................... 21
Figure 8 : Piège par discordance ........................................................................................ 21
Figure 9 : Piège entourant un dôme de sel ........................................................................ 22
Figure 10 : L’ensemble de Gondwana, incluant Madagascar dans la zone centrale,
d’après BESAIRIE....................................................................................................................... 23
Figure 11 : Démantèlement de Gondwana entre 170 ma à 60 Ma ..................................... 24
Figure 12 : Situation des sutures possibles entre l’Est et l’Ouest-Gondwana (d’après
Abdelsalam et Stern) ................................................................................................................ 25
Figure 13 : Les systèmes de fractures de Madagascar, d’après Norbert Rabe en 1956 ...... 26
Figure 14 : Hypothèse sur l’origine de Madagascar, d’après Kovisars ................................ 27
Figure 15 : Carte géologique de Madagascar, d’après Besairie ........................................... 31
Figure 16 : Les bassins sédimentaires malgaches ................................................................ 32
Figure 17 : Le Bassin de Morondava .................................................................................... 34
~ vii ~
Figure 18 : Localisation de la zone d’étude .......................................................................... 35
Figure 19 : Reconstruction schématique de l’évolution structurale de la zone d’étude ..... 36
Figure 20 : Schéma général d’un matériel de diagraphie .................................................... 42
Figure 21 : La radioactivité de quelques roches en unité A.P.I ............................................ 45
Figure 22 : Exemple de diagraphies de radioactivité naturelle sur plusieurs forages ......... 46
Figure 23 : Exemple d’enregistrement sonique en signal complet ...................................... 48
Figure 24 : Sonde de résistivité normale .............................................................................. 50
Figure 25 : Exemple d’un film de résistivité à un graphe ..................................................... 50
Figure 26 : Exemple de film de résistivité à trois graphes ................................................... 51
Figure 27 : Les cinq (05) puits du bloc 3108 ......................................................................... 52
Figure 28 : Résistivités de quelques roches ......................................................................... 96
Figure 29 : Axe principale du bloc 3108 ............................................................................... 98
Figure 30 : Distance en mètre (m) entre les puits ................................................................ 97
Figure 31 : Inventaire des réservoirs pétrolifères dans les puits………………………………………99
~ viii ~
LISTE DES TABLEAUX
Tableau 1 : Les activités de l’exploration à Madagascar de 1 976 vers l’année 2 000 ........... 9
Tableau 2 : Age des unités géologiques de Madagascar ...................................................... 30
Tableau 3 : Les coordonnées Laborde des cinq puits du bloc 3108 ..................................... 53
Tableau 4 : Liste des carottes dans le puits SIKILY-1 ............................................................. 54
Tableau 5 : Liste des « log » dans le puits Sikily-1 ................................................................ 58
Tableau 6 : Liste des « log » dans le puits Manja-1 .............................................................. 61
Tableau 7 : Type de « log » dans le puits Kazo-1 .................................................................. 63
Tableau 8 : Types de « log » dans le puits West Kirindy-1 .................................................... 66
Tableau 9 : Types de « log » dans le puits Betsimba-1 ......................................................... 67
Tableau 10 : Les déflexions dans le puits Sikily-1 ................................................................ 83
Tableau 11 : Les déflexions dans le puits Kazo-1 ................................................................ 85
Tableau 12 : Les déflexions dans le puits West Kirindy-1 ................................................... 87
Tableau 13 : Les déflexions dans le puits Betsimba-1 ......................................................... 87
Tableau 14 : Les réservoirs dans le puits Sikily-1 ................................................................ 90
Tableau 15 : Les réservoirs dans le puits Kazo-1 ................................................................. 91
Tableau 16 : Les réservoirs dans le puits West Kirindy-1 .................................................... 93
Tableau 17 : Les réservoirs dans le puits Betsimba-1 ......................................................... 94
Tableau 18 : Les intervalles porteurs d’hydrocarbures pour les puits ................................ 95
1
INTRODUCTION
Le monde pétrolier amont est en perpétuelle évolution dans la Grande Ile. Depuis des
années, divers travaux ont été effectués dans le but d’extraire de l’or noir du sous-sol
malgache. Quelques résultats de ces études antérieures révèlent un avenir prometteur pour
le secteur pétrolier. L’ambition de devenir un des pays producteurs de pétrole favorise les
recherches et attire de plus en plus l’attention des experts à viser loin dans le domaine.
Au cours des dernières décennies, l’exploration et la prospection se font en
proportion croissante tant en offshore qu’en onshore sur le plan international. La demande
de pétrole ne cesse d’augmenter du fait qu’il reste un produit stratégique et qu’il a un poids
important sur les équilibres commerciaux. En effet, l’usage du pétrole dans la vie
quotidienne reste incontestable. Ce qui justifie le fait que les recherches pétrolières
connaissent toujours des essors.
Plusieurs étapes sont à franchir depuis l’exploration jusqu’à la phase de production,
dont la justification de l’existence d’un gisement en est la plus importante. Malgré
l’avancement des technologies, il n’existe jusqu’ici aucune méthode qui permet d’identifier
avec certitude la présence d’un gisement sur une zone vierge d’exploration. Seul le forage
donnera le diagnostic sur la présence d’une accumulation de pétrole ou de gaz. La méthode
diagraphique effectuée comme méthode d’investigation permettra d’avoir un aperçu sur
l’aspect probable du gisement.
De ce fait, pour cette étude les données utilisées sont essentiellement celles
provenant des mesures faites par diagraphie. Ainsi, en se fixant sur les données disponibles,
les résultats dégagés se focaliseront sur des hypothèses corrélatives. Le présent ouvrage
s’intitule alors : « Traitement des données diagraphiques en vue de
l’Evaluation du potentiel pétrolier du bloc 3108 DE MANJA ». L’objectif
principal est de localiser les roches à caractères de réservoirs pétrolifères dans l’ensemble du
bloc.
Pour ce faire, le travail se divise en trois grandes parties :
2
La première partie se consacrera tout d’abord sur la notion de pétrole, de son
historique mais surtout de son origine jusqu’à son accumulation dans un réservoir. Ensuite
on parlera des généralités sur Madagascar en passant par sa formation, sa géologie et ses
bassins sédimentaires. Enfin on parlera de la zone d’étude monographiquement et
géologiquement ;
Dans la deuxième partie, l’étude entrera dans les détails de la méthode utilisée et
aussi décrira les diverses opérations pour les puits ;
La dernière partie s’étalera sur le traitement et les interprétations au terme
desquelles les perspectives et intérêts de notre zone d’étude seront révélés.
PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET
PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
4
CHAPITRE I: QUELQUES NOTIONS SUR LE PETROLE
I.1. Historique du pétrole [22]
I.1.1. Les grandes phases de découvertes
L’usage du pétrole remonte à l’Antiquité (3ème millénaire avant Jésus Christ jusqu’à
environ 500 ans après). Le pétrole avait eu déjà sa place dans la vie des hommes à cette
époque. Il était employé comme produits pharmaceutiques ou cosmétiques, matériaux
d’étanchéité, lubrifiant pour les roues des chars romains et armes de guerre (feu grégeois,
mélange enflammé de bitume, soufre et salpêtre en Byzance, Grèce). L’approvisionnement
était limité aux affleurements naturels de pétrole et au pétrole trouvé en creusant des
puits pour trouver de l’eau potable ou de la saumure.
C’est seulement à partir des années 1850, suite à l’industrialisation, que le pétrole
fait l'objet d'une exploitation et d'une utilisation industrielle aux États-Unis, dans l'État de
Pennsylvanie.
Figure 1 : Début de l’exploitation de pétrole en Pennsylvanie
C’est en 1901 que le premier puits dans le gisement de Spindletop au Texas inaugura
une ère nouvelle. Creusé dans un réservoir profond et non indiqué par des affleurements, il
produisit 80 kbbls/j après son percement. Vers la même époque, le moteur à explosion se
PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
5
généralise, créant une nouvelle demande pour les carburants liquides. La production
augmente de façon soutenue jusqu’à la Seconde Guerre Mondiale.
La période entre 1920 et 1970 est imprégnée d’une série de grandes découvertes de
gisements, principalement au Moyen-Orient, qui font la convoitise des grands pays
consommateurs de notre ère. De plus, mis à part les carburants comme l'essence et le diesel
qui génèrent l'essor des transports dans leur ensemble, l'industrie pétrolière engendre une
multitude de produits dérivés, parmi lesquels il y a les matières plastiques, les textiles et le
caoutchouc artificiel, les colorants, ainsi que les intermédiaires de synthèse pour la chimie et
la pharmacie. Ces différents marchés permettent d’utiliser la totalité des composants du
pétrole.
La période 1973-1980 est marquée par les premier et deuxième chocs pétroliers
caractérisés par l’envolée sans précédant des cours mondiaux du pétrole. Cependant, à
partir de 1985, avec le contre-choc pétrolier, c’est plutôt un effondrement du prix du baril de
pétrole qui se produit.
En 2003, à cause de la spéculation sur les matières premières, le prix du baril
remonte, et ce, malgré une production soutenue et une relative paix internationale. Lorsque
cette spéculation s'arrête subitement en 2008, le prix du baril chute avant de se stabiliser en
2009 et 2010.
I.1.2. Historique de l’exploration à Madagascar [9] [14]
Le sous-sol malgache a connu les premiers indices de l'existence de pétrole au début
du XXème siècle. L’historique de l’exploration pétrolière de notre pays se fait de façon
chronologique suivant les régimes politiques rencontrés depuis la première découverte
jusqu’à nos jours.
De 1900 à 1975
Cette période est surtout marquée par la période coloniale et l’indépendance en
1960.
PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
6
Au début, plus exactement entre 1902 et 1906, les premières concessions pétrolières
furent ouvertes dans la région de Tsimiroro. Puis les compagnies britanniques firent les
premiers forages en 1909-1918.
Après, Madagascar est entré dans la période de colonisation française, les
compagnies britanniques ont été remplacées par les opérateurs français du Service des
Mines et du Syndicat des Etudes et Recherches Pétrolières (SERP) entre 1920 et 1930.
A partir de 1945 et durant la période de l'après seconde Guerre Mondiale, des cartes
complètes de la géologie de Madagascar furent établies. En 1950, l'entreprise française
Société des Pétroles de Madagascar (SPM) succéda au SERP et assuma l'exploration durant
15 ans dans la région de Morondava et jusqu'à Toliara.
Figure 2 : Activités d’exploration à Madagascar durant la période coloniale
PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
7
Après la prise de l’indépendance, de 1966 à 1975 l'intérêt des multinationaux
pétroliers prit de l’ampleur. Le secteur a connu des réalisations au moyen des technologies
de pointe à cette époque comme la prospection sismique digitalisée. Ce qui a permis de
déterminer d’importants prospects de gaz et de pétrole. Puis, tout fut mis en « stand-by »
pour une longue durée car les compagnies occidentales s’étaient trouvées face à un régime
socialiste perçu comme hostile.
Figure 3 : Activités d’exploration à Madagascar de 1960 à 1975
Depuis 1976 à 2000
En 1976, c’est avec la création de l'Office Militaire National pour les Industries
Stratégiques (OMNIS) que commencèrent de vastes programmes de travaux d'exploration.
En 1980, l'OMNIS recevait l’aide de la Banque Mondiale pour le développement d’un
programme de promotion de l’exploration pétrolière. Ainsi, fut mises en place des bases de
données d'informations techniques, un nouveau code pétrolier ainsi que de nouveau cadre
fiscal et légal pour attirer les investisseurs étrangers. Dans cette optique, la rédaction du
PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
8
rapport géologique des prospections pétrolières et de gaz fut confiée à l'entreprise suisse
PETROCONSULTANTS.
En 1980, le premier appel d'offre international s'adressa à plus de 50 compagnies
pétrolières et concernait l'octroi de 40 000 km² de concessions. A cette époque, l'OMNIS
était aussi disposé à envisager des accords d'exploration visant des régions non inclues dans
cette superficie.
En 1981, MOBIL OIL et OCCIDENTAL OIL signèrent chacune un contrat d'exploration.
La zone revenant à la compagnie MOBIL, intéressée autant par l'exploitation du gaz que par
les différents types de pétrole, se situait dans la partie Nord et offshore du Bassin de
Morondava (36 000 Km²).
Le bloc d'OCCIDENTAL, exploré en consortium avec UNOCAL et selon des techniques
onshore, se trouvait au sud de Morondava (21 500 Km²).
En avril 1982, AGIP CORTEMAGGIORE signa un contrat d'exploration offshore et
onshore de la zone de Mahajanga.
La quatrième compagnie qui arriva à Madagascar fut AMOCO, qui s'engagea, la
même année, à prospecter en onshore dans la partie centrale du bassin de Morondava. Elle
avait pour sous-traitant BAWDEN et GEOSOURCE.
Après 1982, l'OMNIS procède à un second appel d'offres international concernant les
zones on shore du centre et du sud de Morondava ainsi qu'une région offshore, mais aucune
nouvelle compagnie n'y répondit. AMOCO étendit ses travaux à un des blocs onshore de
Morondava. Jusqu'en 1987, les résultats de l'exploration restèrent confidentiels. Puis,
subitement, toutes les compagnies plièrent bagages après avoir foré huit (8) puits. PETRO-
CANADA INTERNATIONAL Assistance Corporation (PCIAC) réalisa des travaux de forage pour
l'OMNIS dans l’ancien bloc d’AMOCO et y rencontra du gaz à West-Manambolo.
PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
9
Tableau 1 : Les activités de l’exploration à Madagascar de 1 976 vers l’année 2 000
PETROLE NON CONVENTIONNEL
Bemolanga
Sondage de puits carottés
Etudes pilote extraction
Etude de préfaisabilité & faisabilité syncrude (25000 à 50000bbl/j)
Tsimiroro
Sismique conventionnel
Sismique haute résolution
21 puits carottés
PETROLE CONVENTIONNEL
1er Code pétrolier 80-001 (06 Juin 80) : Convention d’association
Acquisition de données par AMOCO
Sismiques 2 321 km (onshore) et 23 310 km (offshore)
Aéromagnétisme 32 774 km
Magnétisme 6 947 km
02 Puits forés dont 01 découverte du GAZ WEST-MANAMBOLO 1(1987)
CONTRAT D’ASSOCIATION
MOBIL OIL (1983): PERMIS MORONDAVA offshore
Indice de gaz: 01 Puits MORONDAVA-1
AGIP(1985) : PERMIS MAJUNGA Offshore & Onshore
OCCIDENTAL OIL (1983): PERMIS SAKARAHA
Indice d’huile: 02 Puits VOHIBASIA-1 & AMBANASA-1
AMOCO(1983): PERMIS MORONDAVA central
Indice d’huile et de gaz: 01 Puits MANAMBOLO 1
SHELL(1988):PERMIS MANANDAZA
Indice d’huile: 01 Puits MAROVOAY-1
MAXUS(1990) : PERMIS AMBILOBE Offshore
BHP (1990) : PERMIS CAP SAINT ANDRÉ Offshore
2ème Code pétrolier 96-018 du 04 SEPT 1996 : Contrat de Partage de Production ou toute autre
GULFSTREAM (1996) : PERMIS MAHAJAMBA ET ANTONIBE Offshore
HUNT (1997): PERMIS TSIMIRORO, BEMOLANGA et MAJUNGA Central
TRITON ENERGY(1997 ): PERMIS AMBILOBE Offshore & CAP STE MARIE
Offshore
PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
10
Source : Historiques OMNIS 2010
En 1997, l’OMNIS est devenu Office des Mines Nationales et des Industries
Stratégiques. Ce changement de statut s’avérait nécessaire pour se conformer aux réalités
vécues par l'Office dans ses activités et s'adapter à ses nouvelles fonctions : « Promotion et
valorisation des ressources minières à Madagascar ». En l’an 2000, cinq compagnies
pétrolières travaillaient avec l’OMNIS : TRITON Energy Inc., VANCO Energy Company, HUNT
Oil Company, ANADARKO Petroleum Corporation, XPRONET Canal Profond Ltd, toutes ayant
leur siège à Houston ou à Dallas au Texas.
De 2002 à 2009
Après quelques années d’accalmie et par suite des évènements politiques de 2002,
c’est vers 2004 que les compagnies pétrolières sont revenues et de plus en plus nombreuses.
20 blocs onshore et 7 blocs offshore étaient alors explorés à Madagascar, opérés par les
compagnies suivantes (du Nord-Ouest au Sud-est) : EAX/CANDAX, STERLING Group,
MADAGASCAR NORTHERN Petroleum, EXXONMOBIL Group, WILTON Petroleum Ltd,
MAJUNGA OIL Sarl, MADAGASCAR PETROLEUM INTERNATIONAL Ltd, VARUN PETROLEUM
Sarl, ESSAR ENERGY, MADAGASCAR OIL Sarl, MAREX/ROC OI,
AMICOH,TULLOWMADAGASCAR SOUTHERN PETROLEUM, et PETROMAD.
PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
11
Source : Historiques OMNIS 2010
Figure 4 : Les blocs pétroliers depuis 2009
PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
12
De 2009 à aujourd’hui
En 2009, on peut compter 266 blocs pétroliers dans le cadre de l’exploration
pétrolière à Madagascar. Les blocs terrestres sont au nombre de 20 ; tandis que pour les
activités en Offshore, on dénombre 246 blocs dont la répartition est comme suit :
- Bassin d’Ambilobe : 1 bloc
- Cap d’Ambre : 24 blocs
- Bassin de Majunga : 4 blocs
- Bassin de Morondava : 96 blocs
- Cap Sainte Marie : 97 blocs
- Côte Est Nord : 23 blocs
- Côte Est Sud : 1 bloc
I.2. Nature, origine et genèse du pétrole [7] [21]
I.2.1. La nature du pétrole
Le pétrole est un produit constitué d'une multitude de molécules composées
d'atomes de carbone et d'hydrogène uniquement. On parle aussi d'hydrocarbures. Il se
forme au sein de certaines assises sédimentaires par transformation de la matière organique
qui y est incorporée lors du dépôt.
Au même titre que les minéraux des roches sédimentaires, le pétrole se distingue des
autres éléments par trois (03) caractères remarquables qui sont : sa nature complexe, sa
mobilité et le fait qu’il peut se décomposer par la chaleur.
a. Composition chimique
Hydrocarbures naturels
Ils sont essentiellement formés par des chaînes d’atomes de carbone et d’hydrogène.
Ces principaux éléments mais également l’oxygène O et l’azote N, présents dans le pétrole
sont aussi ceux des organismes biologiques. Une grande partie de l’oxygène O a été
transformée par des bactéries en CO2 ou H2O, progressivement expulsés lors de
PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
13
l’enfouissement. Il en est de même, pour une partie de l’azote N donnant du N2 et des
oxydes d’azote. Le soufre S proviendrait de sels de sulfate dissous dans la mer.
Il existe trois grandes familles d’hydrocarbures naturels :
(1) Les hydrocarbures acycliques saturés ou paraffiniques ou alcanes : CnH2n+2
Un exemple est le Propane C3H8 : CH3 – CH2 – CH
Pour n compris entre 1 et 4, nous avons du gaz et pour n compris entre 5 et 12, du
liquide, et il se présente sous forme pâteux ou solide pour n compris entre 16 et 70.
(2) Les hydrocarbures cycliques saturés ou naphténiques : CnH2n
Exemple : Cyclohexane C6H12
(3) Les hydrocarbures cycliques non saturés (ou aromatiques) : CnH2n-6
Exemple : Benzène C6H6
Les pyrobitumes
Les pyrobitumes sont des composés organiques de nature chimique qui se
présentent au microscope sous forme d’inclusions solides de teinte jaune intimement
associées à la trame minérale des roches qui les contiennent. Ils sont insolubles dans le
chloroforme et le tétrachlorure de carbone. Par distillation, ils fournissent des huiles brutes
de pétrole non saturées et l’on note la présence notable de phénols.
Les roches pyrobitumineuses sont des sédiments dans lesquels la matière organique
a évolué dans un sens différent de celui des huiles de pétrole soit par suite de la nature
propre de cette matière organique, soit par suite de conditions particulières de
sédimentation et de milieu.
PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
14
Autres constituants
D’autres éléments peuvent également être présents en petites quantités avec les
hydrocarbures. Ce sont essentiellement :
- l’azote sous forme dissoute ou à l’état de composés organiques ;
- le phosphore ;
- quelques substances minérales comme Ca, Mg, Si, Fe, Ni, V ;
- le soufre sous forme d’hydrogène sulfuré.
b. Propriétés chimiques
Comme on l’a déjà énuméré ci-dessus, le pétrole est formé de mélanges complexes
d’hydrocarbures presque en exclusivité. La composition fractionnée du pétrole s’établit par
distillation et dégagement de fractions s’évaporant à des intervalles de température bien
définies à :
- 100 °C, on a de l’essence de première qualité,
- 110 °C de l’essence spéciale,
- 130 °C de l’essence de deuxième qualité,
- 260 °C du kérosène ou météor,
- 270 °C du pétrole lampant.
c. Caractères physiques
La densité figure parmi l’une des caractères physiques la plus importante pour les
pétroles bruts. Certains bruts sont très légers, tandis que d’autres plus denses. « Plus un
pétrole est léger, plus son pouvoir calorifique est élevé ».
Les hydrocarbures peuvent se rencontrer sous différents états :
Gazeux : Ce sont les gaz naturels difficilement liquéfiables ou non liquéfiables ou gaz
secs comme le méthane et les gaz humides facilement liquéfiables comme le propane.
PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
15
Liquide : Ce sont les huiles brutes qui sont fluorescentes par réflexion dont leur
densité peut varier entre 0,83 et 0,96. Elles distillent généralement en dessous de 200 °C
Pâteux souvent appelé malthes : Ce sont les huiles qui ont perdu une partie de leurs
fractions légères et commençant à s’oxyder. Leur teneur en huile se situe entre 45 à 65 %.
Solide : Ce sont les bitumes et correspondent soit à des produits d’oxydation d’huiles
brutes comme les asphaltes et asphaltites que l’on rencontre soit à l’état libre, soit sous
forme d’imprégnation dans des roches poreuses comme le grès, sable, calcaire et dolomie,
ou bien des produits non oxydés tels que les paraffines naturelles se présentant sous forme
cristallisée assez rare nommée hatchettite, soit microbiologique plus fréquente l’ozocérite.
I.2.2. L’origine du pétrole
La présence de molécules caractéristiques d’une origine biologique a été constatée
dans tous les gisements de pétrole comme la porphyrine, dérivée de la chlorophylle. Ces
molécules, appelées fossiles géochimiques ou biomarqueurs, se retrouvent presque
inchangées dans des organismes biologiques (plancton, algues marines ou lacustres,
bactéries, plantes…). Elles permettent d’associer roches-mères et roches-réservoirs. Elles
caractérisent le pétrole d’une roche-mère en indiquant sa principale origine biologique et de
là son environnement (par ex. algue d’eau douce caractéristique d’un lac). Elles permettent
même de situer le début de l’enfouissement de la matière organique ; suivant les âges
géologiques les espèces dominantes ont changé. Les plantes ne sont apparues qu’au début
de la période carbonifère (360 à 285 millions d’années) et sont devenues majoritaires il y a
plus de 100 millions d’années. Ces données se recoupent bien avec l’étude de la formation
des différentes roches d’un bassin.
En effet, il y a plusieurs millions d'années, les restes de nombreux organismes marins
se sont déposés au fond des océans. Avec le temps, ils se sont accumulés et se sont
mélangés à la boue et au limon pour former des couches de sédiments riches en matière
organique : « le kérogène ». La matière organique est essentiellement constituée par le
plancton qui est un être vivant unicellulaire microscopique des milieux marins ou lacustres ;
ajoutés des végétaux terrestres apportés par les cours d’eau, surtout dans les zones de
PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
16
delta ; mais également des micro-organismes. Le plancton peut être d’origine animal ou
végétal, on parle de zooplancton et de phytoplancton.
Le kérogène est le résidu insoluble provenant de la décomposition des matières
organiques des sédiments marins ou lacustres par des bactéries. Il est disséminé dans une
masse minérale appelée la "roche mère" sous forme de petits filets. Les sédiments
s'enfoncent lentement dans le sol, sous l'effet de la tectonique des plaques. Sous l'effet de la
compression due aux fortes profondeurs, ces couches de sédiments se sont transformées en
roche. Avec l'augmentation de l'épaisseur de ces couches de sédiments et des apports de
chaleur géothermique, la température s'est élevée et a entraîné une décomposition des
matières organiques en substances plus simples : les hydrocarbures. Cette décomposition
d'origine thermique est nommée la pyrolyse. Le pétrole brut est formé.
I.2.3. Processus de transformation de la matière organique
Le kérogène se forme par dégradation thermique de la matière organique pendant
l’enfouissement au cours des temps. Il va tout d’abord perdre ses constituants oxygénés puis
s’appauvrir en hydrogène et produire alors les hydrocarbures. Ce processus se résume en
trois phases : la diagenèse, la catagenèse et la métagenèse.
PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
17
Source : Tissot et Welte, 1984
Figure 5 : Principales étapes de la formation des hydrocarbures
a. La diagenèse
La diagenèse se produit au-delà des premiers mètres de profondeur d’enfouissement
de la matière organique, environ 1 000 m. Les bactéries méthanogènes y ont été dissoutes
afin de donner du méthane biogénique. C’est aussi au cours de cette étape que l’on peut
remarquer la naissance de l’eau et du gaz carbonique.
b. La catagenèse
Pendant cette phase, deux choses importantes ont été mises en évidence. La
première est la formation d’huiles à une fourchette de température et de profondeur
correspondant à ce que l’on appelle « fenêtre à huile ». Ces huiles sont du pétrole liquide
situées à une profondeur inférieure à 3 000 m et à une température comprise entre 60 et
120 °C. Puis, viennent des hydrocarbures plus légers qui sont essentiellement composés de
gaz dits « gaz humides ».
PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
18
c. La métagenèse
Cette dernière est liée à des profondeurs et à des températures plus élevées. Les
grosses molécules d’hydrocarbures précédemment formés ont subi un craquage, processus
thermique, en les cassant, tout en augmentant leur teneur en produits plus légers. Il se
forme surtout du méthane (gaz sec).
I.3. Gisements d’hydrocarbures [7] [23]
Par définition, on appelle gisement une réserve pratiquement exploitable et
économiquement rentable voire viable. Ceci dit, pour avoir un gisement d’hydrocarbure qui
répond à ces derniers, des conditions géologiques bien précises doivent être présentes. Ces
conditions géologiques se présentent sous la forme d’une série sédimentaire composée
d’une roche mère, roche magasin, roche couverture ainsi qu’un piège. Ce type de série
sédimentaire est appelée aussi séries pétrolifères.
I.3.1. Les séries pétrolifères [25] [26]
a. La roche mère
Les roches mères sont des roches riches en matière organique dans lesquelles cette
dernière a pu se conserver et se transformer sans être détruite par des actions oxydantes.
La roche mère se trouve toujours dans un bassin sédimentaire. Elle a, en général, alimenté
des roches sédimentaires plus poreuses. Quelques roches ignées ou métamorphiques
suffisamment poreuses et proches ont pu recueillir du pétrole. La présence de la roche
mère est la première condition à l’existence d’hydrocarbures.
b. La roche réservoir
La fluidité et la mobilité des hydrocarbures rendent la nécessité de la présence d’une
roche poreuse et perméable dite roche magasin ou roche réservoir dans lesquelles ils
pourront venir se loger. C’est une condition nécessaire à son accumulation en gisement,
mais cette condition n’est pas suffisante pour autant à une formation de gisement. La
qualité d’un réservoir dépend essentiellement de sa porosité qui régit la quantité totale
PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
19
d’huile et de gaz en place dans la roche, de sa granulométrie où découle la quantité d’huile
pouvant être extraite du gisement compte tenue de la viscosité de l’huile et du mécanisme
de drainage, ainsi que sa perméabilité qui régit le rythme de production du gisement.
c. La roche couverture
La roche couverture est une roche imperméable, plastique et suffisamment épaisse
superposée à la roche réservoir et qui empêche le pétrole et le gaz de poursuivre leur
remontée vers la surface du sol. Ce sont les horizons argileux ou schisteux qui fournissent les
meilleures couvertures dans la plupart des séries pétrolifères.
I.3.2. La migration
Le passage du fluide à travers ces catégories de roches peut se présenter en plusieurs
étapes indépendantes les unes des autres.
Migration primaire : appelée parfois migration transverse due aux déplacements des
hydrocarbures entre la roche mère et la roche magasin qui sont généralement contigües.
Cette migration a pour cause principale, le tassement des sédiments et des phénomènes de
tension superficielle entre l’eau et l’hydrocarbure.
Migration secondaire : c’est la migration de l’hydrocarbure au sein même de la roche
réservoir. Cette nouvelle migration a pour cause, la différence de densité de tous les fluides
de formation qui se trouvent dans le réservoir, le tassement des sédiments, ainsi que la
capillarité.
Dysmigration primaire : arrivant à l’état diffus dans les roches magasin, les
hydrocarbures peuvent ne jamais rencontrer sur leur chemin de piège provoquant leur
accumulation, ils migrent ainsi jusqu’à la surface du sol où ils seront plus ou moins fortement
oxydés et détruits.
Dysmigration secondaire : c’est le cas particulier de migration des hydrocarbures,
cette dysmigration secondaire est due principalement à la fracturation ou à la diminution
d’épaisseur de la couverture du réservoir. Ainsi, les hydrocarbures déjà accumulés dans une
structure pourraient s’en échapper.
PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
20
I.3.3. Les pièges
La présence d’un piège par lequel l’hydrocarbure en voie de migration se trouvera
arrêté est la dernière condition nécessaire pour l’accumulation en quantités suffisantes de
ce dernier pour donner un gisement commercial. Ces pièges font suite à la combinaison de
plusieurs facteurs physiques qui favorisent l’accumulation et la conservation du pétrole.
Les géologues pétroliers ont globalement classé les pièges à pétrole en trois grandes
catégories qui sont fonction de leurs caractéristiques géologiques.
a. Les pièges structuraux
Ces types de pièges sont créés suite aux déformations des strates de roches dans la
croûte terrestre.
Les pièges anticlinaux
Pièges pliés en forme d’arche, les anticlinaux sont les pièges les plus courants. L'huile
qui trouve son chemin dans la roche réservoir ira à la crête de l'arc et sera piégée.
Source : Microsoft Encarta
Figure 6 : Piège anticlinal
PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
21
Les pièges par failles
La rupture et le déplacement des roches stratifiées se produisent en raison de la
contrainte verticale et horizontale. C’est alors que le piège est formé suite au déplacement
ou glissement des roches le long de la ligne de faille.
Source : Microsoft Encarta
Figure 7 : Piège par faille
b. Les pièges stratigraphiques
Ce sont des pièges dont l’une au moins de leurs fermetures latérales est constituée
par un changement de faciès. Contrairement aux pièges structuraux, ces pièges ne se
produisent pas comme un résultat du mouvement des strates. On note parmi ces pièges le
piège par discordance.
Source : Microsoft Encarta
Figure 8 : Piège par discordance
PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
22
c. Les pièges mixtes
Ce sont des pièges qui résultent de la conjonction de facteurs structuraux,
lithologiques et stratigraphiques. Un des exemples est celui des pièges liés aux dômes de sel.
La formation de ce type de piège se passe comme suit : au cours des temps, durant
leur phase de maturation ou diagenèse, les roches sédimentaires augmente en densité, ce
qui n’est pas le cas pour les roches salines ou sel gemme qui conservent leur densité. Ainsi,
ce déséquilibre permet aux roches salines de monter au travers de la colonne
stratigraphique et redresse à son contact les couches traversées et créent ainsi des failles.
Source : Microsoft Encarta
Figure 9 : Piège entourant un dôme de sel
PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
23
CHAPITRE II: GENERALITES SUR LA FORMATION DE
MADAGASCAR
II.1. Tectonique et hypothèse sur l’origine de Madagascar [10] [12]
Madagascar est une vaste île située au cœur de l’Océan Indien qui occupait une
position largement tributaire au centre du paléo-continent Gondwana avant son
démembrement entre 170 et 60 Ma. Le Gondwana est le supercontinent qui comprenait
l'Amérique du Sud, l'Afrique, l'Antarctique, l'Inde et l’Australie. D’après plusieurs travaux, on
arrive à conclure que Madagascar appartenait à ce continent.
Figure 10 : L’ensemble de Gondwana, incluant Madagascar dans la zone centrale,
d’après BESAIRIE
De ce fait, avant la situation géographique respective actuelle des continents et celui
de Madagascar, le Gondwana a connu un démantèlement durant des millions d’années.
PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
24
Figure 11 : Démantèlement de Gondwana entre 170 Ma à 60 Ma
Les fractures et déplacements que l’île a connue sont à l’origine de sa formation, de
sa position actuelle jusqu’à même la détermination de sa géologie et sa datation. Les divers
paramètres caractérisant les structures de l’île découlent des facteurs ci-dessus.
II.1.1. La tectonique
L’importance qu’on attache actuellement à la tectonique aussi bien dans la recherche
des gîtes minéraux que dans la délimitation des zones favorables aux éventuelles
accumulations d’hydrocarbures ne cesse de s’accroître. En se basant sur ce domaine et en se
référant à quelques idées mises en place par des chercheurs auparavant, on aboutit aux
idées suivantes pour définir le détachement de Madagascar du Gondwana.
Dans le cadre de l’histoire tectonique du Gondwana oriental et son évolution,
l’ouverture du Canal de Mozambique (150 Ma), côté Afrique, s’est effectué progressivement,
avec formation de la marge active de la partie Ouest de Madagascar depuis le Karroo
(Permien), de grands bassins sédimentaires épicontinentaux. L’ouverture de l’Océan Indien
(80 Ma) a été brutale et avait provoqué une trace d’une faille affectant le socle cristallin
dans la côte Est subrectiligne de Madagascar.
PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
25
La loi de MOODY et HILL [11]
Cette loi stipule que, quand la croûte terrestre est soumise à une force de direction
bien déterminée, elle se fracture et se plisse suivant une certaine loi très simple de
compression et de traction. Une relation mathématique existe entre la direction des forces
et les directions des fractures et des plissements qui en résultent.
En observant la carte ci-après et en tenant compte de la loi de MOODY et HILL citée
ci-dessous comme concept de base, on peut dire que quatre (04) grandes directions de
fracture jaillissent sur la tectonique de l’île :
- La direction COTE EST
- La direction BONGOLAVA
- La direction EST-OUEST de TSIRIBIHINA
- La direction RANOTSRA-AMBOHIBOLA
Figure 12 : Situation des sutures possibles entre l’Est et l’Ouest-Gondwana (d’après
Abdelsalam et Stern)
PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
26
Dans cette hypothèse, on arrive à dresser la carte suivante, qui montre les systèmes
de fractures de Madagascar, avec les différents déplacements latéraux. Ces derniers sont liés
aux sources de la position de Madagascar ainsi que ses diverses compositions géologiques et
structurales.
Figure 13 : Les systèmes de fractures de Madagascar, d’après Norbert Rabe en 1956
PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
27
II.1.2. Origine de Madagascar
Sur son système de fracture, sa séparation avec l’Afrique peut être une hypothèse de
base pour déterminer son origine. Dans une forme plus simple, ce phénomène se définit
comme dans la figure suivante.
Figure 14 : Hypothèse sur l’origine de Madagascar, d’après Kovisars
A partir de ces concepts, l’origine de l’île peut être définie :
Au CALEDONIEN, Madagascar serait rattachée à l’Afrique par la côte orientale
et la côte méridionale somalienne ;
Flanquée de l’Inde, elle se serait déplacée vers le NNE, le long de la côte
somalienne, pour se trouver à la hauteur de la Somalie au JURASSIQUE, c'est-
à-dire à la fin de l’influence du Système ANTE-HERCYNIEN ;
Au début du CRETACE MOYEN, elle se serait séparée de la Somalie en se
déplaçant vers le Sud, en même temps que l’Inde se serait détachée d’elle en
se déplaçant vers le nord. En d’autres termes, la séparation de Madagascar
PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
28
avec l’Afrique (la Somalie) et le début de la séparation de l’Inde avec la côte
orientale seraient synchrones ;
Le Deccan Indien aurait terminé sa séparation avec Madagascar au début du
TERTIAIRE, il y a 84 Ma environ ;
Madagascar aurait atteint sa position d’équilibre à l’EOCENE ;
Le Système POST-HERCYNIEN qui aurait commencé à agir au CRETACE MOYEN
se serait terminé à l’EOCENE, période qu’on peut considérer comme étant
celle où l’île avait touché sa position actuelle ;
La détente finale de l’île se serait passée au PLEISTOCENE.
II.2. La géologie de Madagascar [13]
Depuis l’hypothèse sur son origine, la géologie de Madagascar résulte de plusieurs
facteurs. Les dispositions géologiques de Madagascar se rassemblent essentiellement en
trois (03) groupes de roches :
- Le Socle Précambrien
- Les Roches Volcaniques
- Les séries Sédimentaires
II.2.1. Le Socle Précambrien
Le Socle Précambrien occupe essentiellement les deux tiers (2/3) orientaux de l'île
soit environ 400 000 km2 et constitue le substratum. Il représente l'extrémité orientale d'une
chaîne orogénique panafricaine édifiée entre 800 et 500 Ma, le long de la marge orientale du
Continent Africain : la Chaîne Mozambicaine.
D'après la remise à jour de Hottin et Vachette (1976) sur la géochronologie du socle
cristallin malgache, la formation géologique cristalline malgache se regroupe autour de trois
périodes :
a. Le Katarchéen
D’âge supérieur à 3 000 Ma constitue le bouclier le plus ancien et comprend le
système Antogilien.
PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
29
b. L'Archéen
D’âge compris entre 3 000 - 2 600 Ma, comprend le système Manampotsy-
Andriamena constitués par :
- Les formations de Sahantaha-Ambatolampy-Manampotsy à dominance silico-
alumineuse.
- Les formations d'Andriamena-Alaotra à dominance calco-ferro-magnésienne.
- Des formations migmatitiques sont mises en évidence dans celles Archéennes.
- Le complexe basique et ultrabasique de type Andriamena-Alaotra-Ambodilafa.
c. Le Protérozoïque
D’âge compris entre 2600-550 MA comprend :
- Le groupe de Fort-Dauphin.
- Le groupe d'Ampandrandava.
- Les séries d'Amborompotsy et d'Ikalamavony.
- La série schisto-quartzo-calcaire (SQC).
II.2.2. Les Roches Volcaniques
Les Roches Volcaniques ne représentent qu'une fraction mineure de la superficie de
Madagascar dont la distribution est contrôlée par des centres d'émission, de la montagne
d'Ambre, Ankaratra et quelques autres, recoupant les 2 ensembles précédents. Elles sont
d'affinité alcaline ou intermédiaire alcaline à tholéiitique. La mise en place de ces édifices
volcaniques est récente, débutant à l'Oligocène et jusqu'au Pléistocène.
Les phénomènes volcaniques malgaches se sont produits à deux époques :
- Le volcanisme du Crétacé
- Le volcanisme du Tertiaire à Actuel
PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
30
II.2.3. Les séries sédimentaires
La plus grande partie de Madagascar a vu son accrétion se réaliser au travers de
plusieurs phases orogéniques sur plus de 3 milliards d'années, avant le dépôt des séries
sédimentaires continentales du Karoo de la fin du Paléozoïque au Jurassique.
Elles recouvrent presque la totalité de la partie Ouest de l’île. Les terrains
sédimentaires qui, à leur tour, sont constitués par une succession de couches, non plissées
et faiblement inclinées. Les pendages varient de 20° à 30° au contact du socle pour atteindre
moins de 1° prés du canal de Mozambique. Au cours de leur dépôt, le socle a subi des
mouvements, de surélévation et d’affaissement qui ont entraîné des régressions marines
avec alternance de sédimentations continentales et marines. Mais encore, l’ampleur inégale
de ces mouvements se traduit par des variations d’épaisseur souvent brusques.
Le tableau ci-dessous résume de façon simple les unités géologiques et leurs âges
respectifs dans la géologie de Madagascar.
Tableau 2 : Age des unités géologiques de Madagascar
UUnniittéé ÂÂggee
BBaassaalltteess PPlliiooccèènnee-- QQuuaatteerrnnaaiirree
SSééqquueennccee ssééddiimmeennttaaiirree ((KKaarrrroooo iinncclluuss)) PPeerrmmiieenn--MMiiooccèènnee
BBaassaalltteess CCrrééttaaccéé ssuuppéérriieeuurr
SSooccllee ccrriissttaalllliinn PPrrééccaammbbrriieenn
Ceci dit, la géologie de Madagascar, que nous résumons par la figure ci-après, connaît
plusieurs types de structures. Le fait que l’île s’est rattachée au Gondwana avant d’avoir sa
position actuelle implique qu’elle a subi plusieurs fractures et des traces de faille qui
pourront expliquer d’autant plus la diversité de sa formation géologique.
PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
31
Figure 15 : Carte géologique de Madagascar, d’après Besairie
PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
32
II.3. La division des bassins sédimentaires malgaches
Une étude pétrolière se passe essentiellement dans les terrains sédimentaires, d’où
la connaissance de ces derniers serait un atout pour bien assimiler le vif du sujet.
Les terrains sédimentaires malgaches occupent quatre (04) bassins posés au massif
cristallin central. Participant à la même histoire géologique, ces bassins présentent
néanmoins des caractéristiques distinctes.
Au Nord : Le Bassin d’Antsiranana occupe l’extrême nord de Madagascar. Il est limité
à l’ouest par la Presqu’île d’Ampasindava qui le sépare de Mahajanga et à l’Est par
l’Océan Indien.
Au Nord-Ouest : Le bassin de Mahajanga s’étend entre la Presqu’île d’Ampasidava et
à l’anticlinal cristallin du Cap St André.
A l’Ouest : Le bassin de Morondava s’allonge sur 1000 km2 entre le Cap St André et le
Cap Ste Marie au Sud
A l’Est : Le bassin de la Côte orientale
Figure 16 : Les bassins sédimentaires malgaches
PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
33
CHAPITRE III: PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE [3] [24]
Afin de mener à bien les recherches et de bien situer le contexte de notre sujet de
mémoire une brève présentation du Bassin de Morondava est nécessaire.
III.1. Structuration et cadre géologique du Bassin de Morondava
Le Bassin de Morondava est, du point de vue de l’exploration, l’un des bassins les
plus attrayants de Madagascar. Il offre une large opportunité pour l’avenir de l’industrie
extractive de l’ile, autant dans le secteur pétrolier que dans le secteur minier. Du point de
vue géographique, il se trouve au Sud, séparé du Bassin de Mahajanga par le dôme cristallin
et volcanique du Bekodoka, au droit du Cap St André.
Dans le Bassin de Morondava, les séries sédimentaires sont présentes depuis le
Carbonifère Supérieur. Elles constituent deux principaux ensembles litho stratigraphiques :
Les formations Karoo : Les différents dépôts dans le Bassin de Morondava
présentent un pendage faible orienté vers l’Ouest. La première phase de mise
en place des sédiments s’est faite durant le Karoo. L’épaisseur totale des
dépôts est d’environ 7 000 m. L’ensemble des formations du Karoo est adossé
au socle cristallin et est constitué de bas en haut par : la Sakoa, la Sakamena
et l’Isalo.
Les formations post-Karoo : qui vont du Jurassique à l’Actuel. Des caractères
marins y dominent dans les dépôts. Les faciès, bien développés tant au Nord
qu’au Sud du bassin, sont constants et peuvent être suivis sur des dizaines de
kilomètres.
La carte ici présente nous montre la localisation du bassin de Morondava et ses
environnants.
PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
34
Source : BD 500 (FTM)
Figure 17 : Le Bassin de Morondava
PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
35
III.2. Monographie du bloc 3108 de MANJA
Le bloc 3108 de Manja, un des 96 blocs situés dans le Bassin de Morondava, est un
bloc « onshore » qui se trouve dans la région de Menabe sur la zone côtière occidentale de
Madagascar.
En 2005, OMNIS, le représentant de l’Etat Malgache dans le secteur pétrolier amont a
accordé une licence à Amicoh Resources pour l’exploration du bloc 3108 à Manja. Si au
départ, Amicoh était détenue à parts égales entre Aminex et Mocoh, depuis juin 2008
Mocoh possède 100 % des intérêts d’Amicoh Resources.
Avec une superficie de 7 180 km² après le rendu de 30 % effectué au mois de
novembre 2009, le bloc 3108 semble intéressant au vu des résultats obtenus à ce jour. L’aire
de prospection est située à l’Ouest, à 40-50 km des régions côtières.
Figure 18 : Localisation de la zone d’étude
III.3. La géologie de la zone d’étude
Placé dans le Bassin de Morondava, le bloc 3108 présente à peu près la même
géologie que ce dernier.
PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
36
La sédimentation est essentiellement marine. Ces faciès, bien développés tant au
Nord qu’au Sud du bassin, sont constants et peuvent être suivis sur des dizaines de
kilomètres. Très variés dans l’espace, les sédiments sont d’origine marine ou continentale
suivant les régions.
Sources : AMICOH/ARCHIVES
Figure 19 : Reconstruction schématique de l’évolution structurale de la zone d’étude
PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
37
CONCLUSION PARTIELLE
Cette première partie nous a permis de comprendre l’importance pour Madagascar
du potentiel pétrolier de son vaste domaine sédimentaire et particulièrement celui
mondialement connu du Bassin de Morondava, dont notre zone d’étude en fait partie.
Depuis l’implantation du premier puits pétrolier en 1 901 au Texas, les recherches et
les méthodes d’investigations utilisées dans l’exploration pétrolière n’ont cessé de se
développer. L’exploration à Madagascar a bénéficié de ces progrès techniques.
En se référant aux principes sur l’origine de Madagascar, nous pouvons avancer que
le sous-sol malgache possède un réel potentiel pétrolier mais le pays reste notoirement
sous-exploré. Le fait que des autres pays avec lesquels il a été rattaché sont actuellement
des pays ayant fait des découvertes d’hydrocarbures accrédite cette hypothèse.
PARTIE II : BASES METHODOLOGIQUES
ET DISPONIBILITES DES DONNEES DE
REFERENCES
PARTIE II : BASES METHODOLOGIQUE ET DISPONIBILITE DES DONNEES DE REFERENCES
39
CHAPITRE I: LA METHODE DIAGRAPHIQUE [16] [17] [18]
Les diverses mesures faite en forage permettent de caractériser les réservoirs. Par
méthodes combinées, dont la méthode diagraphique en fait partie, on peut évaluer la
porosité, la saturation, la perméabilité, le contenu en hydrocarbures et la géométrie des
structures. Ceci se fait à partir des mesures de la résistivité, de la densité, du potentiel
naturel, de la radioactivité naturelle, de la température et de la pression.
I.1. Historique [6]
C'est le 5 septembre 1927, à Pechelbronn, en Alsace que, pour la première fois dans
le monde, des mesures géophysiques furent effectuées dans un sondage afin d'identifier les
formations traversées et de détecter les niveaux pétrolifères. Cette première diagraphie,
fruit des travaux de deux frères, Conrad et Marcel Schlumberger, consista en une succession
de mesures ponctuelles, espacées d'un mètre, de la résistivité des formations géologiques.
Ses auteurs lui donnèrent le nom évocateur et combien annonciateur, de « carottage
électrique », indiquant par là que cette méthode remplaçait en quelque sorte le carottage
des formations, opération coûteuse et dont le succès n'était pas toujours assuré, des pertes
de carotte pouvant intervenir par suite de la non-consolidation ou de la fracturation des
formations traversées. Aujourd'hui, les paramètres mesurés sont très nombreux et
concernent à peu près tous les domaines de la physique. L'utilisateur dispose ainsi d'une
grande quantité d'informations qui vont lui permettre d'analyser au mieux les formations
traversées par un forage, et cela de façon quasi continue.
I.2. Définitions et objectifs
On entend par diagraphies connues aussi sous le terme « logging », la technique des
enregistrements surtout dans les forages pétroliers. Ce sont des opérations d’investigation
qui consistent à mesurer continuellement les variations des propriétés physiques de roches
traversées afin de définir des propriétés pétrophysiques telles que la nature et les propriétés
pétrophysiques comme, la porosité et la perméabilité des roches ainsi que la nature et la
saturation de fluides de formation.
PARTIE II : BASES METHODOLOGIQUE ET DISPONIBILITE DES DONNEES DE REFERENCES
40
Le terme diagraphie est justifié par le fait que dans les toutes premières applications,
la plupart des résultats sont enregistrés sous forme de graphes dont l’étude permet les
interprétations visées même si avec l’évolution de la technologie, cette méthode comprend
d’autres formes de représentation.
En général, les méthodes diagraphiques consistent à étudier la variation en fonction
de la profondeur, d’une ou de plusieurs propriétés physiques des formations. De ces
derniers on déduit les propriétés pétrophysiques nécessaires aux interprétations
géologiques ou aux calculs d’exploitation et sont appelées diagraphies de recherche-
évaluation. Et puisque les propriétés pétrophysiques recherchées sont dérivées à partir de
propriétés physiques, les diagraphies se présentent comme des méthodes d’investigation
indirecte.
Les mesures diagraphiques permettent alors d'estimer le contenu en eau et
en hydrocarbures des réservoirs traversés. Dans certains cas, elles permettent également de
déterminer le pendage des couches, la détermination des caractéristiques du puits de
forage, la comparaison des différents puits entre eux, et de repérer les couches productrices
des couches isolantes (non-productrices). Une fois le puits tubé et cimenté (cased hole), la
mesure diagraphique la plus fréquemment effectuée est celle de la qualité de l'étanchéité
verticale obtenue grâce au ciment. Elle est effectuée dans le but d'isoler les zones poreuses
(ou réservoirs) les unes des autres.
Les principaux objectifs des enregistrements diagraphiques sont :
le contrôle du processus de forage : mesure de déviation, vérification de la
qualité du ciment, localisation du point libre du train de sonde coincé,
la recherche-évaluation : étude du profil géologique, échantillonnage,
détermination de la productivité d’un gisement.
la mise en communication réservoir-puits : perforation du tubage-ciment.
D’autres opérations sont éventuellement restituées dans les diagraphies, à savoir les
échantillonnages, comme le carottage latéral et les opérations de perforation du tubage-
ciment de production d’un puits à mettre en production ou à soumettre à un test de
productivité.
PARTIE II : BASES METHODOLOGIQUE ET DISPONIBILITE DES DONNEES DE REFERENCES
41
I.3. Principes et outillages
Pour le principe de la méthode diagraphique, en se basant sur notre thème,
la « recherche-évaluation» reste le principal objectif de ce travail. De ce fait, le principe
fondamental d’une méthode diagraphique de recherche-évaluation appliquée en forage est
la différenciation des diverses formations traversées par le puits, du point de vue d’une ou
de plusieurs propriétés pétrophysiques telles que la nature, la porosité et la perméabilité des
roches ainsi que la nature et la saturation de fluides de formation. En l’absence
d’échantillons de la roche étudiée, très peu de ces caractéristiques peuvent être mesurées
directement.
En diagraphies, la plupart des propriétés pétrophysiques doivent être dérivées à
partir de propriétés physiques facilement mesurables comme la résistivité, le potentiel
électrique, la radioactivité, la vitesse de propagation du son, etc. Ce qui suppose une relation
entre les propriétés pétrophysiques recherchées et les propriétés physiques mesurées.
Les diagraphies sont réalisées à partir d’une sonde nommée aussi outils, conçue dans
le but d’être le matériel de base opérant pour les enregistrements des mesures. Elle est
descendue dans le forage et reliée à la surface du sol par l’intermédiaire d’un câble
s’enroulant autour d’un treuil en passant par une poulie posée sur un trépied à l’aplomb du
forage.
Généralement, on peut retrouver les matériels ci-dessous :
Un câble qui supporte le poids de la sonde pour pouvoir la faire descendre dans le
trou et assure ainsi la liaison avec les instruments de surface commandant les
opérations. Sa longueur doit être ajustée à la profondeur de l’investigation avec une
précision meilleure que 0,5 %. Le câble est un organe essentiel dont le rôle est à la
fois mécanique et électrique.
Un treuil volumineux et puissant, sur le tambour duquel sont enroulés plusieurs
milliers de mètres de câble. Il doit dans ce cas pouvoir enrouler et dérouler le câble
de manière continue à vitesse régulée ; il peut également comporter un dispositif de
mesure de la longueur du câble, sinon c’est la poulie qui porte un capteur « roue
codeuse ».
PARTIE II : BASES METHODOLOGIQUE ET DISPONIBILITE DES DONNEES DE REFERENCES
42
Une poulie qui sert juste à la descente du câble
Un laboratoire mobile ou camion laboratoire fréquemment une cabine qui englobe
les appareils de surface, les groupes électrogènes et les ensembles informatiques.
Figure 20 : Schéma général d’un matériel de diagraphie
Le film diagraphique est considéré parmi ces matériels, parce qu’il contient
l’enregistrement des données. C’est le support sur lequel sont accouchées les données
diagraphiques, graphe en général, obtenues lors d’une opération d’enregistrement.
I.4. Classification
Par type d’enregistrement et en dépit de la différence des objectifs visés, on
distingue deux catégories. Une diagraphie instantanée qui enregistre les caractéristiques de
la formation pendant le forage (logging while drilling soit LWD) et une diagraphie différée
qui détermine les caractéristiques de la formation après le forage, la garniture de forage
ayant été retirée du puits. Les outils de mesures sont alors connectés à un câble électrique
et descendus dans le sondage, la stabilité étant assurée par le fluide de forage.
PARTIE II : BASES METHODOLOGIQUE ET DISPONIBILITE DES DONNEES DE REFERENCES
43
I.4.1. Diagraphies instantanées
Les diagraphies instantanées peuvent enregistrer, lorsqu'elles traversent un
matériau :
la teneur en hydrocarbures et/ou eau du matériau ;
la vitesse d'avancement du trépan qui fore ;
la porosité et la densité des roches ;
la perméabilité des roches ;
Elles sont réalisées pendant le forage : durant le processus même du forage, on
réalise des mesures dont le résultat est fonction de la profondeur de l’outil de forage. Les
diagraphies instantanées sont soit l’enregistrement des paramètres de forage, soit des
diagraphies géophysiques.
a. La diagraphie de vitesse d’avancement
Elle se trouve être la plus fréquemment utilisée, elle donne une information sur les
propriétés mécaniques du terrain traversé par le forage. Plus le terrain est facile à forer, plus
le forage peut se réaliser rapidement. Naturellement, cette vitesse dépend aussi du type
d’outil, de la machine utilisée pour le forage et de la manière dont le foreur règle sa
machine. C’est pourquoi, la diagraphie de vitesse d’avancement doit être calibrée en
fonction du type de machine et d’outil utilisés.
b. Measurements while drilling (diagraphies en cours de foration)
C’est un autre type de diagraphies instantanées. Elle est employée dans le domaine
de l’exploration pétrolière et est actuellement en cours de mise au point pour la
reconnaissance dans d’autres domaines tel que le génie civil.
I.4.2. Diagraphies différées [27]
Les diagraphies différées peuvent enregistrer lorsqu'elles traversent un matériau :
la résistivité et le potentiel spontané ;
PARTIE II : BASES METHODOLOGIQUE ET DISPONIBILITE DES DONNEES DE REFERENCES
44
la radioactivité naturelle (contenu en Potassium, Thorium et Uranium radioactifs) à
différentier de celles d'éventuels traceurs radioactifs ajoutés dans la boue de forage ;
la vitesse du son dans ce matériau ;
la densité de la formation, sa porosité, sa perméabilité ;
la température de la boue de forage ;
des paramètres géométriques, comme le diamètre du sondage ainsi que la
déviation ;
le pendage (angle fait avec l'horizontale) de la formation ;
la constante diélectrique ;
les principaux minéraux constituant la matrice de la formation...
Elles consistent donc à mesurer depuis l’intérieur du forage l’une des grandeurs
physiques caractéristiques. Dans cette technique, on peut rencontrer des différents types de
diagraphies.
a. La diagraphie de radioactivité naturelle (RAN) ou gamma-ray
C’est la technique de diagraphie la plus largement utilisée et qui est d’ailleurs à
recommander systématiquement.
Dans le cadre de son application, la diagraphie de radioactivité naturelle met en
évidence les matériaux plus ou moins radioactifs naturellement. Parmi les matériaux
sédimentaires, l’argile est le matériau courant le plus radioactif ; c’est pourquoi la diagraphie
de radioactivité naturelle s’appelle parfois, un peu abusivement, « diagraphie d’argilosité ».
Parmi les matériaux cristallins, le granite (ou la rhyolite) est le plus radioactif. La
méthode RAN permet ainsi de distinguer le granite d’autres matériaux et, par exemple, lors
de la reconnaissance d’un gisement de roches massives destinées à être exploitées en
carrière, de distinguer entre différents types de granites.
Dans les séries sédimentaires de type alternances de calcaires, marnes,
marnocalcaires, argiles, etc., les différentes couches sont caractérisées par un profil de
radioactivité particulier nommé signature, que l’on retrouve d’un forage à l’autre à
l’intérieur du massif. La juxtaposition des diagraphies dans les différents forages, aide à
PARTIE II : BASES METHODOLOGIQUE ET DISPONIBILITE DES DONNEES DE REFERENCES
45
comprendre la structure géologique du massif (variation de l’épaisseur des couches, failles,
etc.).
Figure 21 : La radioactivité de quelques roches en unité A.P.I
L’exploitation de gisements de granulats alluvionnaires peut aussi être guidée par la
mesure de la RAN, qui peut servir d’indicateur en « propreté » de granulats. Dans les massifs
rocheux fissurés, les fissures sont ou non remplies d’argile. Lorsqu’elles le sont, la RAN les
met bien en évidence ; lorsqu’elles ne le sont pas, elles sont mises en évidence par d’autres
types de diagraphies qui lui sont donc complémentaires.
La RAN donnera des résultats contrastés si le terrain présente des contrastes de
radioactivité, mais cette absence de contraste est déjà un renseignement utile.
Une technique voisine est la diagraphie de radioactivité naturelle sélective (RAN-S)
encore appelée gamma-ray spectral. Elle permet de mesurer la radioactivité suivant
plusieurs bandes d’énergie et donc de différentier différents éléments des roches.
PARTIE II : BASES METHODOLOGIQUE ET DISPONIBILITE DES DONNEES DE REFERENCES
46
Figure 22 : Exemple de diagraphies de radioactivité naturelle sur plusieurs forages
Pour le graphe de la RAN, le graphe standard GR est le plus fréquent. C’est la
variante standard de la diagraphie de radioactivité gamma naturelle qui est enregistré sur la
plage de gauche du film diagraphique de résistivité, lorsqu’elle est enregistrée en guise de
corrélation. Mais on note aussi les graphes spectrométriques NGS qui constituent la
variante spectrométrique de la diagraphie de radioactivité gamma naturelle. Dans ce cas, le
film diagraphique est entièrement occupé par des graphes de radioactivité gamma naturelle
qui sont au nombre variables.
Le graphe GR peut être remplacé par un graphe SP (Spontaneous Potential) dite de
potentiel naturel qui consiste à mesurer la différence de potentiel électrique (potentiel
naturel) entre une électrode mobile se trouvant dans le trou et une électrode fixe implantée
à la surface.
b. Diagraphies acoustiques
C’est la technique de l'enregistrement des ondes soniques utilisée en diagraphie
différée depuis 1950 (SUMMERS & BRODING en 1952 ; VOGEL en 1952 et BOYER & MARI en
1994) afin de qualifier la lithologie, la porosité des terrains, les propriétés mécaniques, la
fracturation, et la cimentation des tubages. Elle enregistre" les ondes totales " et est équipée
de trois récepteurs nécessaires à l'interprétation des différentes méthodes applicables aux
multiples paramètres suscités.
Elle consiste à mesurer en place la vitesse de l’onde mécanique de compression,
celle-ci étant très sensible à l’état du rocher et à ses propriétés mécaniques en général.
PARTIE II : BASES METHODOLOGIQUE ET DISPONIBILITE DES DONNEES DE REFERENCES
47
La propagation du son dans les roches est régie par les lois générales relatives aux
ondes. En outre, cette propagation permet de détecter les fractures dans la formation qui
pourrait être un piège pétrolifère.
L'utilisation de la diagraphie acoustique pour déterminer la vitesse de l'onde de
compression dans les formations géologiques est une pratique courante. Les mesures du
temps de transit entre deux récepteurs permettent d'évaluer la vitesse de l'onde acoustique
P dans la formation ou leur lenteur ∆t.
Côté matériel, la sonde doit comporter deux sources symétriques par rapport au
couple de récepteurs. Ces deux sources fonctionnent alternativement et c’est la moyenne
des deux différences de temps de trajet entre les récepteurs qui constitue le résultat de la
mesure. Ce dispositif sert à compenser les éventuelles variations du diamètre du forage.
Le pointé des temps doit se faire en surface sur des signaux enregistrés. Le pointé
automatique, fondé sur la détection d’un seuil d’amplitude, est en effet une importante
source d’erreur, l’amplitude des signaux pouvant varier au cours de la remontée de la sonde.
Les diagraphies acoustiques où le signal sismique complet est enregistré dans un
intervalle de temps (à peu prés 10 minutes) sont dites «full waveform» (ou à signal sismique
complet).
Le résultat se présente sous la forme d’une coupe-temps où les signaux sismiques
sont juxtaposés. Ce type de diagraphie permet, en particulier, de mesurer la vitesse des
ondes de cisaillement en plus de celles des ondes de compression et de suivre des fractures
à l’intérieur même du terrain et par là d’avoir une idée de leur direction. L’interprétation est
assez délicate. Dans tous les cas, la sonde émet un type spécifique d'onde sonique qui
pénètre son environnement via un support aqueux (eau ou boue de forage).
PARTIE II : BASES METHODOLOGIQUE ET DISPONIBILITE DES DONNEES DE REFERENCES
48
Figure 23 : Exemple d’enregistrement sonique en signal complet
c. Diagraphies de résistivités ou « Lateralog »
C’est le type le plus utilisées à Madagascar dans le secteur pétrolier. La résistivité des
formations a été mesurée pour la première fois dès 1927 par Schlumberger.
L’opération se déroule en envoyant un courant d'intensité I dans un milieu considéré
à notre échelle comme isotrope et infini. Le courant se propage dans la formation plus ou
moins facilement en fonction de ses caractéristiques physiques.
Comme les roches aquifères sont conductrices, les roches sèches sont donc
résistantes. Dans les formations humides, les argiles sont les plus conductrices grâces à leurs
nombreuses liaisons intermoléculaires.
Les mesures de différence de potentiel permettent d'apprécier cette susceptibilité à
laisser passer le courant électrique :
PARTIE II : BASES METHODOLOGIQUE ET DISPONIBILITE DES DONNEES DE REFERENCES
49
La polarisation spontanée ou PS.
La résistivité mono électrode mesure la résistivité électrique entre une électrode de
surface et l’électrode de mesure descendue dans le forage et mesure donc la
résistivité globale des terrains.
Les résistivités normales : des points de mesure plus précis à distances variables
permettent d'intéresser une plus ou moins grande épaisseur de terrain. Ce sont les
8", 16", 32" et 64" qui permettent le mieux d'avoir une idée de la perméabilité du
matériau en place.
Comme avec la radioactivité naturelle, la juxtaposition de diagraphies de résistivité
réalisées dans un ensemble de forages dans un même massif géologique renseigne sur la
structure de ce massif, tant du point de vue de la stratigraphie que des accidents
tectoniques qui peuvent l’affecter.
Le matériel est assez simple : la sonde de diagraphie de résistivité est un cylindre fait
dans un matériau isolant qui porte des électrodes en forme d’anneaux métalliques.
Cette sonde peut être de type varié comme focalisant, inductifs, microsondes ou
duales en fonction des objectifs visées et le principe de mise en œuvre.
Dans les diagraphies de résistivité normales, la sonde porte une électrode d’injection
de courant A et deux électrodes de mesure de potentiel M1 (AM1 = 40 cm) et M2 (AM2=
1,60 m). L’autre électrode de courant B se trouve en surface à plus de 50 m de la tête du
forage, l’électrode de référence du potentiel N est aussi en surface à plus de 50 m du forage
dans une direction très différente de celle de B. Si I est l’intensité du courant et V1 et V2 les
potentiels mesurés respectivement en M1 et M2, on mesure deux résistivités apparentes R1
et R2 tel que :
R1=
≈
et R2 =
≈
PARTIE II : BASES METHODOLOGIQUE ET DISPONIBILITE DES DONNEES DE REFERENCES
50
Figure 24 : Sonde de résistivité normale
Pour le graphe, le support est appellé « film de résistivités » qui est agencé en deux
catégories selon leurs nombres :
Film à un graphe
Ce film présente un graphe de résistivité sur les plages de droite et un graphe de
corrélation sur la plage de gauche. Le graphe de résistivité s’appelle graphe principal, étant
donné que le film est enregistré dans le but d’étudier ce paramètre. Le graphe de corrélation
se rapporte soit au potentiel naturel (SP) soit à la radioactivité gamma naturelle (GR). Son
principal rôle est celui de corriger les éventuels défauts du graphe de résistivité.
Figure 25 : Exemple d’un film de résistivité à un graphe
PARTIE II : BASES METHODOLOGIQUE ET DISPONIBILITE DES DONNEES DE REFERENCES
51
Film à multigraphe
La différence se passe dans la plage de droite du film qui contient deux ou plusieurs
graphes de résistivité obtenus avec des sondes de longueurs différentes
Figure 26 : Exemple de film de résistivité à trois graphes
PARTIE II : BASES METHODOLOGIQUE ET DISPONIBILITE DES DONNEES DE REFERENCES
52
CHAPITRE II: ETUDE PRELIMINAIRE DES PUITS
II.1. Localisation des puits dans le bloc 3108 [3] [9]
Comme il a été noté dans la partie I, le bloc 3108 comprend 5 puits dont les études
respectives serviront de bases fondamentales. La figure ci après nous donne une vue globale
de leur localisation.
Sources : AMICOH/ARCHIVES
Figure 27 : Les cinq (05) puits du bloc 3108
Le choix de l’emplacement de ces puits a été décidé durant les études de
reconnaissance faite pour chaque puits tels que :
Reconnaissance régionale : étude aéromagnétique et étude géologique
Reconnaissance semi-détaillée : étude sismique 2D et étude géologique
Etude détaillé : étude sismique 2D détaillé et étude sismique 3D (Optionnel)
PARTIE II : BASES METHODOLOGIQUE ET DISPONIBILITE DES DONNEES DE REFERENCES
53
Ces études ont mis en évidence les différentes structures intéressantes à forer. En
complément de la carte ci-dessus, le tableau ci après nous donne une localisation exacte des
puits par l’intermédiaire des coordonnées Laborde qui constituent le système le plus utilisé à
Madagascar.
Tableau 3 : Les coordonnées Laborde des cinq puits du bloc 3108
NOM DU PUITS
CORDONNEES LABORDE
(Km)
X Y
SIKILY-1 471.240 162.750
MANJA-1 527.925 168.830
ANKAZOFOTSY/ KAZO-1 570.498 192.295
W.KIRINDY-1 560.787 167.306
BETSIMBA-1 211.467 590.449
Sources : OMNIS/DH/ARCHIVES
II.2. Travaux effectués et données disponibles par puits
II.2.1. Sikily-1
C’est une révision de l’exploration du puits Sikily-1, foré initialement le 18 Juin 1954
par la compagnie SPM et complété plus tard le 17 Mai 1955. Avec une profondeur totale de
2 832 mètres (9 289 feet), le puits présente des diverses caractéristiques.
Plusieurs travaux ont été effectués dans le but de faire des descriptions sommaires
des couches.
PARTIE II : BASES METHODOLOGIQUE ET DISPONIBILITE DES DONNEES DE REFERENCES
54
a. Carottage
C’est une opération qui consiste au prélèvement d’échantillons dit intacts de roches
appelé « carottes ». Cette méthode est classifiée selon la direction et la continuité des
prélèvements. L’opération est applicable dans tous les domaines d’activités liées aux études
du sol et du sous-sol.
Depuis le début du forage jusqu’à sa fin, on a pu prélever 45 carottes dans le puits qui
sont cités ci-dessous avec les profondeurs de prélèvement respectives ainsi que des
descriptions sommaires :
Tableau 4 : Liste des carottes dans le puits SIKILY-1
CAROTTES PROFONDEUR (m) DESCRIPTION SOMMAIRE
Carotte n°01 55.70 – 56.20 Grès argileux
Carotte n°02 70.80 – 72.30 Grès calcaire
Carotte n°03 72.80 – 74.80 Grès et calcaire
Carotte n°04 87.80- 90.20 Grès
Carotte n°05 110.40 – 111.40 Argile schisteuse
Carotte n°06 124.90 – 125.50 Calcaire gréseux
Carotte n°07 134.60 – 135.60 Calcaire gréseux
Carotte n°08 194.30 – 195.30 Calcaire gréseux et argileux
CAROTTE n°09 263.30 – 264.30 Grès calcaire et argileux
Carotte n°10 317.40 – 318.40 Grès calcaire
Carotte n°11 357.10 – 358.80 Marne calcaire
Carotte n°12 390.30 – 390.60 Grès calcaire
Carotte n°13 432.00 – 433.00 Grès
Carotte n°14 504.35 – 505.35 Grès
Carotte n°15 582.60 – 583.60 Argile indurée
PARTIE II : BASES METHODOLOGIQUE ET DISPONIBILITE DES DONNEES DE REFERENCES
55
CAROTTES PROFONDEUR (m) DESCRIPTION SOMMAIRE
Carotte n°16 et n°17 614.15 – 615.90 Marne indurée
Carotte n°18 670.60 – 671.80 Grès et argile
Carotte n°19 et n°20 724.50 – 727.00 Marne
Carotte n°21 et n°22 800.30 – 801.30 Argile
Carotte n°23 901.50 – 902.50 Argile indurée
Carotte n°24 938.00 – 940.00 Grès
Carotte n°25 964.40 – 966.40 Grès argileux et argile
Carotte n°26 1 012.75 – 1 014.75 Argile et Grès
Carotte n°27 1 083.50 – 1 084.40 Argile et pélite (de quartz)
Carotte n°28 1 163.40 – 1 164.30 Argile
Carotte n°29 1 231.70 – 1 233.20 Argile, pélite et grès
Carotte n°30 1 349.70 – 1 350.10 Argile
Carotte n°31 1 419.70 – 1 422.50 Grès et argile
Carotte n°32 1 486.00 – 1 488.00 Grès
Carotte n°33 1 707.40 – 1 708.70 Argile et grés
Carotte n°34 1 876.00 – 1 878.00 Argile, pélite et grès
Carotte n°35 1 896.70 – 1898.30 Argile et pélite
Carotte n°36 2 464.60 – 2466.60 Argile et marne
Carotte n°37 2 581.30 – 2 583.00 Grès fissuré et argile
Carotte n°38 Pas de prélèvement
Carotte n°39 2 584.90 – 2 588.00 Grès
Carotte n°40 2 588.00 – 2 591.40 Grès argileux
Carotte n°41 2 591.40 – 2 593.20 Grès et argile
Carotte n°42 2 593.20 – 2 594.60 Grès et argile
PARTIE II : BASES METHODOLOGIQUE ET DISPONIBILITE DES DONNEES DE REFERENCES
56
CAROTTES PROFONDEUR (m) DESCRIPTION SOMMAIRE
Carotte n°43 2 594.60 – 2 596.60 Grès argileux
Carotte n°44 2 606.60 – 2 608.00 Grès calcaire
Carotte n°45 2 704.80 – 2 707.40 Grès et schistes argileux
Sources : MOCOH/ARCHIVES
Au total, on a pu prélever 61,85 m de carottes dans le puits entre 55,70 m et 2 707,40
m de profondeur.
b. Test de productivité
Le test de productivité ou Drill Stem Test (DST) est une opération d’investigation qui
consiste à vérifier les hypothèses selon lesquelles une ou plusieurs formations seront jugées
éventuellement productives. On peut aussi dire que c’est une simulation de production de
courte durée.
Le travail se déroule d’habitude en quatre (04) étapes dont deux (02) phases
d’ouverture et deux (02) phases de fermeture.
Pour le puits Sikily-1, on a effectué 27 DST entre 936,10 m et 1 456 m de profondeur.
Ces tests ont pu révéler le potentiel gazeux du puits.
c. Etude stratigraphique
Elle consiste à la modélisation d’un bassin ou d’un bloc pétrolier. Ceci dit, l’étude
stratigraphique et l’établissement d’un log stratigraphique pour un puits foré permet
d’accéder aux relations géométriques et chronologiques à l’intérieur du bloc.
Ainsi un log stratigraphique est disponible pour le puits Sikily-1 qui définit les unités
sédimentaires limités par des surfaces et qui correspondent à des périodes particulières de
variation de niveau marin à l’échelle mondiale.
PARTIE II : BASES METHODOLOGIQUE ET DISPONIBILITE DES DONNEES DE REFERENCES
57
d. Opérations diagraphiques
Etant donné que ce travail se base sur l’interprétation des donnés diagraphiques,
l’accumulation de ces données semble en toute évidence très importante pour nous. Pour le
cas du puits Sikily-1, quelques travaux de diagraphie ont été élaborés spécialement afin de
combiner plus de détails pour l’interprétation.
Le diametrage
C’est l’enregistrement continu du diamètre d'un sondage en fonction de la
profondeur. On emploie fréquemment la diagraphie de diametrage pour calculer la quantité
de ciment nécessaire à la cimentation d'une colonne de tubage.
Pour le puits Sikily-1, le diametrage est réalisé 10 fois dans un intervalle de temps et
dans des sections de profondeurs différentes.
La thermométrie
Elle consiste à mesurer la température dans le puits en fonction de la profondeur.
Dans la plupart des cas, l’opération consiste à localiser les intervalles producteurs de gaz
dans le puits foré, on note ainsi la diminution de température due à la détente du gaz ; à
localiser les intervalles de perte de circulation ou de venues de fluide. Mais la thermométrie
sert aussi à étudier le profil d’injectivité car le changement du gradient de température
pendant l’injection peut être reliée au taux d’injection.
Elle se divise en deux (02) parties pour le puits Sikily-1, c'est-à-dire la thermométrie
de cimentation et de formation. De ce fait, deux différents logs ont été établis dont le
nombre total est de 11 logs.
La micrologie
Lors des études du puits Sikily-1, cinq (05) micrologs ont été réalisés. Les micrologs
sont des types de log de résistivités obtenus avec des microsondes.
La diagraphie de potentiel naturelle
PARTIE II : BASES METHODOLOGIQUE ET DISPONIBILITE DES DONNEES DE REFERENCES
58
Elle est représentée par le graphe SP dite de potentiel naturel dans le cas du puits
Sikily-1 et enregistrée en tant que graphe de corrélation.
La diagraphie de résistivité
L’étude de la diagraphie de résistivité plus précisément son graphe sera pour le puits
Sikily-1 l’objet des interprétations au dénouement de ce travail.
Tableau 5 : Liste des « log » dans le puits Sikily-1
Type de log Date Profondeur (m) Run
Diametrage 30.01.55 2 100 – 2 586 8
Diametrage 21.09.54 115 – 1 400 4
Diametreur 28.07.54 130 – 456 2
Diametreur 08.07.54 08 – 131 1
Diametrage 02.11.54 1 460 – 2 274 6
Diametreur 21.08.54 420 – 901 3
Diametrage 28.12.54 02 – 2 585 7
Diametrage 21.09.54 900 – 1450 4
Diametrage 09.10.54 1 235 – 1496 5
Diametrage 17.05.55 2 575 – 2 832 9
Microlog 17.05.55 2 575 – 2 832 5
Microlog 09.10.54 1 370 – 1 495 2
Microlog 21.09.54 900 – 1 150 1
Microlog 28.12.54 2 320 – 2 584 3
PARTIE II : BASES METHODOLOGIQUE ET DISPONIBILITE DES DONNEES DE REFERENCES
59
Type de log Date Profondeur (m) Run
Microlog 25.04.55 2 375 – 2 609 4
Thermométrie de formation 28.07.54 25 – 455 3
Thermométrie de formation 08.07.54 13 – 134 2
Thermométrie de formation 08.07.54 06 – 134 1
Thermométrie de formation 29.01.55 1 215 – 2 568 5
Thermométrie de formation 11.10.54 1 225 – 1 511 4
Thermométrie de cimentation 10.07.54 25 – 131 1
Thermométrie de cimentation 02.03.55 1 815 – 2 325 4
Thermométrie de cimentation 25.09.54 1 176 –410 2
Thermométrie de cimentation 05.09.55 1 423 – 150 5
Carottage électrique 09.10.54 1 471 – 1 495 5
Carottage électrique 21.09.54 900 – 1 150 4
Carottage électrique 21.09.54 2 575 – 2 831 10
Carottage électrique 27.12.54 2 243 – 2 584 7
Log électrique 0 – 2 832 0
Carottage électrique 22.09.54 338 - 400 4
Carottage électrique 17.06.55 2 831 – 2 575 10
Carottage électrique 29.01.55 1 208 – 2 578 8
Thermométrie de cimentation 06.03.55 70 – 1 418 6
PARTIE II : BASES METHODOLOGIQUE ET DISPONIBILITE DES DONNEES DE REFERENCES
60
Type de log Date Profondeur (m) Run
Thermométrie de cimentation 09.02.55 1 315 – 2 354 3
Log stratigraphique 0 – 2832
Log synthétique 17.05.55 0 – 2832
Sources : OMNIS/DH/ARCHIVES
II.2.2. Manja-1
C’est un puits foré le 30 septembre 1957 toujours par la SPM. Sa profondeur totale
est de 2 670 mètres (8 758 feet). D’octobre 1957 jusqu’au 27 février 1958, des divers travaux
ont été effectués dans ce puits. Malheureusement les données ne sont pas disponibles.
Même ceux de la diagraphie de résistivité qui fera la base de ce travail.
a. Carottage
Comme pour le puits Sikily-1, des prélèvements de carottes on été faits pour le puits
Manja-1. Au total, on a pu retirer 21 carottes dans l’intervalle de profondeur de 130 m à
2 522 m.
b. Test de productivité
On a pu effectuer six (06) tests entre 1 027 m et 2 387 m. Ces tests ont été élaborés
dans le but de recueillir des échantillons de fluides de formation afin d’évaluer le débit de
production et la pression de gisement.
c. Etude stratigraphique
Comme toute étude stratigraphique, celle du puits de Manja-1 avait aussi pour but
d’établir un log stratigraphique. Ceci permet d’étudier la succession des dépôts
sédimentaires qui sont organisés en couches de différentes épaisseurs, rencontrées dans le
puits foré.
PARTIE II : BASES METHODOLOGIQUE ET DISPONIBILITE DES DONNEES DE REFERENCES
61
d. Opérations diagraphiques
Des travaux tels que la diametrage et micrologie ont été faits dans le puits Manja-1.
On a pu établir quelques logs et même des coupes pour le puits Manja-1 que nous allons
citer dans le tableau ci-dessous.
Tableau 6 : Liste des « log » dans le puits Manja-1
Type de log Date Profondeur (m) Run
Log synthétique Février 1958 0 – 2 670 1
Log électrique 01.10.57 30 – 128 1
Log électrique 12.10.57 145 – 1 009 2
Log électrique 31.10.57 980 – 1 512 3
Log électrique 02.12.57 1 480 – 1 920 4
Log électrique 05.02.58 1 900 – 2 364 5
Log électrique 21.02.58 2 340 – 2 575 6
Diametreur 01.10.57 20 – 125 1
Diametreur 12.10.57 145 – 1 008 2
Diametreur 31.10.57 980 – 1 512 3
Diametreur 02.12.57 1 300 – 1 919 4
Microlog 12.10.57 350 – 1 008 1
Microlog 31.10.57 980 – 1 512 2
Microlog 05.02.58 1 500 – 2 325 5
Microlog 21.02.58 2 300 – 2 546 6
PARTIE II : BASES METHODOLOGIQUE ET DISPONIBILITE DES DONNEES DE REFERENCES
62
Type de log Date Profondeur (m) Run
Log synthétique habillé Février 1958 35 – 2 575
Coupe lithologique 0 – 2 670
Source : OMNIS/DH/ARCHIVES
Ainsi, l’évaluation du potentiel du puits Manja-1 par méthode diagraphique ne sera
pas possible, pour cela on se contentera des données par les quatre (04) autres puits.
II.2.3. Kazo-1
Le forage de ce puits date de 1958 par la SPM avec une profondeur totale de 2 346
mètres (7 695 feet). Plus exactement, le puits a été foré le 16 Mars 1958 et complété le 08
Juin 1958.
Comme les puits précédents, le puits Ankazofotsy noté Kazo-1 a été implanté à la
suite de travaux de prospection et d’investigation géophysique.
Cependant, les études faites dans le puits Kazo-1 avaient à cette époque des objectifs
tels que la reconnaissance en aval pendage de la zone de changement de faciès dans l’étude
du Jurassique Supérieur. Cela afin de repérer les éventuels magasins, les indices et aussi la
nature des eaux associées.
a. Carottage et étude stratigraphique
Le carottage est en quelque sorte utilisé comme un moyen de surveillance, avec la
prise de déblais de forage et le prélèvement de carottes.
Ces opérations ont visées l’étude stratigraphique et l’étude des magasins rencontrés
afin de les confronter avec les résultats ultérieurs.
Au total, 21 carottes ont été prélevées entre 150 m et 2 250 m de profondeur. Les
détails de ces carottes ne sont pas disponibles.
PARTIE II : BASES METHODOLOGIQUE ET DISPONIBILITE DES DONNEES DE REFERENCES
63
b. Test de productivité
Pour le puits Kazo-1, on a effectué cinq (05) tests entre 1 007 m et 1 892,6 m dont les
détails ne sont pas disponibles.
c. Opérations diagraphiques
Concernant les opérations diagraphiques, le puits Kazo-1 a connu plusieurs de ces
travaux.
Diametrage : le puits avait été affecté deux (02) fois par cette opération.
Micrologie : effectuée six (06) fois au cours des investigations.
Une autre opération a été réalisée spécialement pour le puits Kazo-1 vue l’objectif
visé pour ce puits qui est la pendagemétrie.
Pendagemétrie
C’est un enregistrement continu dans la paroi du trou qui permet une interprétation
quantitative des diagraphies de micro-résistivité plus ou moins décalées en termes de
pendage des structures.
Plus exactement, la pendagemétrie est la mesure dans les puits du pendage
(inclinaison et azimuth) des interfaces entre couches ou des fractures ou même des
discontinuités recoupées par un forage.
Pour compléter les travaux, des études électriques ont été aussi réalisées dans le
puits Kazo-1. Une diagraphie de résistivité et une diagraphie de radioactivité naturelle,
toujours en guise de corrélation, ont été élaborées.
Tableau 7 : Type de « log » dans le puits Kazo-1
Type de log Date Profondeur (m) Run
Diametreur 19.03.58 10 – 187 1
Diametreur 31.05.58 1 975 – 1 830 5
PARTIE II : BASES METHODOLOGIQUE ET DISPONIBILITE DES DONNEES DE REFERENCES
64
Type de log Date Profondeur (m) Run
Log de sonde 29.05.58 0 – 2 400 1-24
Log électrique 24.04.58 910 – 1 651 3
Log électrique 30.05.58 2 015 – 2 333 5
Log électrique 31.03.58 175 – 934 2
Log électrique 30.05.58 2 015 – 2 333 5
Log électrique 19.03.58 25 – 187 1
Log électrique 13.05.58 1 625 – 2 939 4
Log électrique 24.04.58 910 – 1 651 3
Log électrique 31.03.58 175 – 934 2
Log synthétique 08.05.58 100 – 2 300 0
Microlog 31.03.58 175 – 934 2
Microlog 24.04.58 905 – 1 650 3
Microlog 13.05.58 1 625 – 2 038 4
Microlog 31.003.58 175 – 934 1
Microlog 24.04.58 905 – 1 650 3
Microlog 13.06.58 1 625 – 2 038 4
Pendagemétrie 31.05.58 182 – 2 346 1
Source : OMNIS/DH/ARCHIVES
PARTIE II : BASES METHODOLOGIQUE ET DISPONIBILITE DES DONNEES DE REFERENCES
65
II.2.4. West kirindy-1
West Kirindy-1 a été foré le 21 Mars 1975 par la société CHEVRON puis complété le
04 mai 1975. Sa profondeur totale est de 2 783 mètres (9 128 feet). Durant cette durée, le
puits a connu plusieurs travaux.
a. Carottage
Des carottages latéraux notés aussi SWC (Sidewall cores) ont été effectués. On a pu
prélever 98 carottes entre 70 m et 2 746 m de profondeur.
b. Etude stratigraphique et géochimiques
Pour le puits West Kirindy-1, ces études ont été faites pour des raisons pas très
distinctives. A vraie dire, les études stratigraphiques du puits avaient pour principal objectif
l’établissement d’un log stratigraphique pour les corrélations avec les autres puits du bloc
plus tard.
Des études géochimiques ont été faites afin d’analyser les caractéristiques des
sédiments du puits West kirindy-1 prospectés, mais aussi de déterminer les hydrocarbures
au cours des travaux dans l’histoire du bassin comprenant le puits.
c. Opérations diagraphiques
Pour les études diagraphiques, des diagraphies de résistivité et de radioactivité
naturelle ont été menées à bien pour le puits West Kirindy-1.
PARTIE II : BASES METHODOLOGIQUE ET DISPONIBILITE DES DONNEES DE REFERENCES
66
Tableau 8 : Types de « log » dans le puits West Kirindy-1
Type de log Date Profondeur (m) Run
Borehole compensated sonic caliper 03.04.75 63 – 847 1
Borehole compensated sonic caliper 04.05.75 2 450 – 2 752 3
Borehole compensated sonic caliper 04.05.75 63 – 2 752 123
Compensated formation
Density log gamma gamma
04.05.75 849 – 2 753 12
Compensated formation
Density log gamma gamma
04.05.75 2 450 – 2 752 2
Composite log
Diameter dip and azimuth dispaly
05.05.75 0 – 2 782 1
Diameter quality control Mai 1975 0 – 2 500 1
Gamma ray 04.04.75 70 – 848 1
Induction electrical log 03.05.75 63 – 846 1
Induction electrical log 04.04.75 63 – 846 1 bis
Induction electrical log 03.05.75 2 423 – 2 753 3
Sidewall neutron 04.06.75 849 – 2 752 1
Sources : OMNIS/DH/ARCHIVES
Pour le test de productivité, cette opération n’était pas au programme pour le puits
West kirindy-1.
PARTIE II : BASES METHODOLOGIQUE ET DISPONIBILITE DES DONNEES DE REFERENCES
67
II.2.5. Betsimba-1
C’est le puits le plus récent des cinq (05) puits forés dans le bloc pétrolier 3108. Il
date de 1986, le début de forage était le 26 Novembre 1986 qui est complété le 02 janvier
1987 avec une profondeur totale de 2 440,83 mètres (8 008 feet).
Pendant ces 38 jours de travaux sur le puits Betsimba-1, le puits a connu des travaux
comme ceux des quatre (04) puits précédents.
a. Carottage
Des carottages latéraux ont été effectués également pour le puits Betsimba-1. On a
pu prélever 62 carottes entre 1 489,2 m et 2 400 m de profondeur.
b. Etudes stratigraphiques et géochimiques
On a pu prélever 410 échantillons de cutting pour les analyses de suivies
géochimiques du puits Betsimba-1 par méthode rock-eval. Les buts de l’étude consistent en :
- L’établissement du niveau de maturité des sections stratigraphiques
- L’identification et la quantification du potentiel pétrolier des formations
- La caractérisation des roches-mères possibles
c. Opérations diagraphiques
Des opérations diagraphiques ont été effectuées pour le puits Betsimba-1.
Tableau 9 : Types de « log » dans le puits Betsimba-1
Type de log Date Profondeur (feet) Run
Composite well log 02.01.87 0 – 8 000 1
Coupe lithologique 02.01.87 0 – 9 000 1
Siderall cores 31.12.86 4 964 – 8 000 1
Source : OMNIS/DH/ARCHIVES
PARTIE II : BASES METHODOLOGIQUE ET DISPONIBILITE DES DONNEES DE REFERENCES
68
CONCLUSION PARTIELLE
La généralité sur la méthode diagraphique rencontrée dans le premier chapitre de
cette deuxième partie nous fournit la base pour la suite de cette étude. La connaissance des
différents types de diagraphies ainsi que leurs objectifs respectifs a permis de mieux cerner
les orientations prises pour le résultat visé au terme de ce travail. Dans le second chapitre de
cette partie, les études préliminaires des puits nous montrent que la méthode diagraphique
peut être prise en compte pour la suite de notre étude.
Ainsi, on a pu voir dans cette partie les différentes études effectuées pour les cinq (5)
puits et surtout spécifier les données diagraphiques dont nous sommes en possession afin
de continuer les traitements et les interprétations, objet principal de la troisième partie.
PARTIE III : TRAITEMENTS ET INTERPRETATION
PARTIE III : TRAITEMENTS ET INTERPRETATION
70
CHAPITRE I: LOCALISATION DES ROCHES A CARACTERES DE
RESERVOIR [1] [26]
La localisation se base sur l’interprétation des graphes de résistivités ou des valeurs
de tensions prises lors de la descente des appareils de mesures diagraphiques dans les puits.
Pour ce faire, la lecture des graphes s’avère indispensable. Mais la connaissance des
propriétés et des spécificités des roches à caractère de réservoirs est capitale.
I.1. Les roches à caractères de réservoir
Comme on l’a déjà vu, les roches à caractères de réservoirs sont des roches poreuses
et perméables où les hydrocarbures peuvent venir se loger. En d'autres termes, ces roches
doivent être douées de porosité et de perméabilité. La porosité, qui exprime la quantité de
vide dans une roche, en quelque sorte définit la quantité d’huile ou de gaz contenue dans le
réservoir tandis que sa perméabilité permet d’avoir un aperçu sur le débit de production
plus tard. La granulométrie des roches joue aussi un rôle important, vu que la capacité des
réservoirs en dépend. La saturation est aussi un des paramètres importants à étudier pour la
reconnaissance d’une réserve.
Pour constituer un réservoir exploitable, les roches doivent présenter les
qualités citées ci-dessus. Offrir conjointement aux hydrocarbures l'espace nécessaire pour
en accueillir un volume suffisant et la possibilité pour ces fluides de se mouvoir sans perte de
charge excessive.
Les deux grandes familles de roches réservoirs sont les grès et les roches carbonatées
(calcaires et dolomites). Sables et grès plus ou moins grossiers, calcaires fissurés plus ou
moins dolomitisés sont des cas typiques. Le volume intérieur, soit intergranulaire, soit
matriciel, est toujours occupé à la fois par les hydrocarbures et par de l'eau. Cette eau
interstitielle est minéralisée. Elle est fossile et généralement contemporaine des
hydrocarbures qu'elle accompagne. La roche est imprégnée par ces fluides, comme l'est une
éponge par l'eau. Il n'existe pas de poches indépendantes.
PARTIE III : TRAITEMENTS ET INTERPRETATION
71
Un réservoir peut être formé d'une seule couche imprégnée, mais il est souvent
constitué de plusieurs couches qui, alternativement le sont ou ne le sont pas. Outre l'eau
interstitielle, la plupart des gisements comportent un ou plusieurs niveaux aquifères. Ces
derniers sont dits ouverts ou fermés suivant qu'ils sont ou non en communication avec des
eaux de surface. Ces eaux peuvent entourer la base du réservoir ou être sous-jacentes à ce
dernier.
Ces deux dispositions sont souvent présentes simultanément. La partie supérieure de
certains réservoirs pétrolifères comporte une zone imprégnée exclusivement d'hydrocarbure
à l'état gazeux : c'est une calotte de gaz libre. Ce dernier est à distinguer du gaz qui, sous les
conditions de température et de pression du gisement, se dissout dans le pétrole.
Afin de détecter ou de localiser ces roches à caractères de réservoirs par
l’intermédiaire de la diagraphie, il est indispensable de bien maîtriser le décryptage des
graphes. Comme la plupart sont des graphes de résistivité, la relation étroite entre la
résistivité et les roches réservoirs doit être assimilée.
Par définition, la résistivité (R) d’un corps est sa résistance spécifique. Elle mesure la
capacité du corps d’empêcher ou d’atténuer le passage du courant électrique. Elle est donc
l’inverse de la conductivité (C).
R = 1 / C
La résistivité est un paramètre clé pour la mise en évidence des réservoirs et la
détermination de la saturation en hydrocarbures de ces roches.
La plupart des formations étudiées pour l’évaluation de leur potentiel pétrolier sont
constituées de roches sédimentaires qui ont une conductivité nulle (une résistivité infinie)
lorsqu’elles sont sèches.
Pour chaque log de résistivité, cette étape de localisation est la plus importante afin
d’éviter les fausses interprétations.
PARTIE III : TRAITEMENTS ET INTERPRETATION
72
I.2. Déchiffrement des graphes par puits [2] [4]
Dans le bloc 3108, on est en présence de cinq (05) puits mais comme on l’a déjà
mentionné en haut, pour le puits Manja-1, les données diagraphique dont nous avons besoin
ne sont pas disponibles.
Ainsi, les quatre (04) puits Sikily-1, Kazo-1, West Kirindy-1 et Betsimba-1, dont on
peut lire et interpréter les graphes, seront traités dans la suite de ce travail.
Généralement, les graphes dans les logs sont partagés par tranche de 50 m. Mais
pour raison de continuité et pour les calculs plus tard, des tranches de 150 m voire 200 m
peuvent être classés ensemble.
I.2.1. Sikily-1
Suite à des études faites antérieurement, les enregistrements diagraphiques ne
commencent qu’à partir d’une certaine profondeur. Même si le puits a une profondeur
totale de 2 832 m, les enregistrements se passent entre 900 m à 2 600 m environ pour des
raisons techniques prises par les responsables.
Trois (3) sondes de mesure ont été utilisées pour mesurer dans les différentes zones,
zone envahie, zone de transition et zone vierge.
900 m à 950 m
Dans cette première portion, de 900 m à 930 m les courbes progressent
parallèlement sans aucune variation remarquable et c’est à partir de 930 m que les courbes
connaissent une certaine déflexion.
950 m à 1 000 m
On a deux (02) déflexions majeures dans cette partie entre 955 m et 967 m puis entre
974 m et 983 m.
1 000 m à 1 050 m
PARTIE III : TRAITEMENTS ET INTERPRETATION
73
De 1 005 m à 1 010 m, les graphes connaissent des légers changements, c'est-à-dire
des déflexions sont vues dans cette partie. Puis entre 1 035 m et 1 045 m, deux pics distincts
sont notés avec une grande déflexion.
1 050 m à 1 100 m
Cette partie comporte le plus de variation de déflexions. On peut les subdiviser en
quatre (04) lots, entre 1 050 m à 1 058 m, entre 1 059 m à 1 065 m, entre 1 067 m à 1 085 m
et entre 1 088 m à 1 100 m. On remarque que les trois (03) premières tranches peuvent
avoir une certaine continuité, c'est-à-dire qu’elles peuvent être représentées ensemble voire
appartenir à une même couche.
1 100 m à 1 150 m
C’est seulement entre 1 100 m et 1 113 m qu’on remarque des petites déflexions qui
peuvent aussi être considérés comme la suite de la dernière tranche précédente. A partir de
1 114 m, les graphes restent presque collés et ne présentent aucune déflexion.
1 150 m à 1 400 m
Dans cette partie qui est assez longue, les graphes ne présentent aucune déflexion.
C’est une zone que l’on peut dire « sèche » dans le puits.
1 400 m à 1 450 m
Pour cette partie, on note la plus grande déflexion entre 1 415 m et 1 440 m. Mais
des petites déflexions pas très remarquables se situent entre 1 400 m et 1 415 m.
1 450 m à 1 500 m
De 1 440 m à 1 485m, les graphes restent inchangés avec aucune variation ni
déflexion. Entre 1 485 m et 1 500 m, des déflexions sont présentes.
1 500 m à 1 850 m
Comme sur l’intervalle 1 150 m à 1 400 m, les graphes restent inchangés dans cette
partie de 350 m, on ne note aucune déflexion.
PARTIE III : TRAITEMENTS ET INTERPRETATION
74
1 850 m à 1 900 m
On note deux (02) déviations des graphes entre 1 868 m et 1 875 m et entre 1 878 m
et 1 885 m. Ces déviations ne sont pas importantes.
1 900 m à 1 950 m
On note aussi une légère déviation comme les deux (02) intervalles précédents entre
1 907 m et 1 916 m. Dans cette partie, c’est entre 1 921 m et 1 932 m que la grande
déflexion est notée.
1 950 m à 2 100 m
A partir de 1 916 m, les graphes restent plus au moins constants. Dans une certaine
tranche de profondeur ils peuvent se présenter comme des oscillations surtout entre 1 954
m et 2 000 m, mais ces variations ne sont pas assez notables.
2 100 m à 2 150 m
De 2 123 m à 2 132 m, on remarque une grande déflexion pour cette partie.
2 150 m à 2 550 m
Dans cette portion qui est de 400 m, les graphes ne montrent aucun intérêt pour
notre étude. Comme on l’a déjà retrouvé dans les tranches ci-dessus, les graphes restent
inchangés dans cette partie.
2 550 m à 2 600 m
Cette partie constitue la dernière portion des enregistrements dans le puits Sikily-1.
On note une grande déflexion des graphes entre 2 575 m et 2 600 m. Mais le plus
remarquable se situe entre 2 577 m et 2 587 m.
PARTIE III : TRAITEMENTS ET INTERPRETATION
75
I.2.2. Kazo-1
Pour le puits Kazo-1 de profondeur totale de 2 346 m, les enregistrements se passent
dans tout le puits, c'est-à-dire, depuis la surface jusqu’au fond. On note dans ce passage de
diverses variations des graphes. Ceci dit, on espère y rencontrés de nombreuses roches à
caractères de réservoir.
Comme celui du puits Sikily-1, trois (3) sondes de mesure ont été utilisées pour
mesurer dans les différentes zones du puits Kazo-1, zone envahie, zone de transition et zone
vierge.
Surface à 50 m
Dans ce premier enregistrement, on ne voit pas de déflexions majeures. Les graphes
sont biens distincts entre eux et présentent tout de même des légères déviations entre 30 m
et 50 m.
50 m à 100 m
De même pour cette partie, la position des graphes restent invariables. On ne note
aucune variation importante.
100 m à 150 m
C’est entre cette tranche que se voient les premières déflexions qui ne sont pas très
remarquables mais quand même on remarque le grand changement de l’allure des graphes.
Ceci se situe entre 116 m et 131 m.
150 m à 200 m
Aucune variation de 150 m à 180 m.
200 m à 250 m
A partir de 180 m jusqu’à 225 m, on note une déflexion de taille moyenne dont la
plus grande se situe entre 210 m et 215 m. Puis de 230 m à 250 m, on remarque de nouveau
une légère déflexion.
PARTIE III : TRAITEMENTS ET INTERPRETATION
76
250 m à 300 m
On ne note aucune variation des graphes qu’à partir de 285 m et qui est suivie d’une
grande déflexion.
300 m à 400 m
Depuis la surface, on rencontre entre 285 m et 380 m la plus grande déflexion qui
peut être jugée à priori comme un grand réservoir. Mais seuls les calculs nous le prouveront
plus tard.
400 m à 450 m
De 405 m à 422 m, on a une déviation des graphes, plus exactement, une graphe
s’éloigne plus des autres et crée une grande déflexion.
450 m à 500 m
Dans cette partie, on note un grand écart entre les graphes avec des variations
notables. Ceci se passe dans presque la totalité de cette portion.
500 m à 650 m
Les déflexions continuent dans cette portion mais avec une allure assez faible
jusqu’en 530 m environ. A partir de 532 m, des déflexions majeures viennent ensuite et ne
prennent fin qu’à 620 m.
650 m à 700 m
On ne note pas assez de déflexion dans cette partie.
700 m à 750 m
De 710 m à 725 m, on est en présence d’une grande déflexion.
750 m à 800 m
Pas de variation notable.
PARTIE III : TRAITEMENTS ET INTERPRETATION
77
800 m à 850 m
Une grande déflexion se situe entre 825 m et 844 m pour cette partie.
850 m à 900 m
De 860 m à 887 m, on remarque des évolutions majeures des graphes. Une grande
déflexion est notée pour cette partie.
900 m à 950 m
Dans cette partie, on a une déflexion des graphes au début, entre 900 m et 918 m
environ.
950 m à 1 000 m
Dans cette partie, on a une grande déflexion. Ce qui peut être interprété comme un
important réservoir de 30 à 40 m d’épaisseur à peu près. Les plus grandes variations se
passent aux alentours de 940 m à 982 m.
1 000 m à 1 050 m
Pas trop de variation mais les graphes ne restent pas tout de même collés à
l’extrémité de la colonne d’enregistrement mais présentent des légers changements entre
1 015 m à 1 020 m.
1 050 m à 1 100 m
Une déflexion se passe dans seulement 3 m d’épaisseur de 1 091 m à 1 094 m. Mais
on remarque que malgré cette petite transition, les changements d’allure des graphes sont
très frappants.
1 100 m à 1 150 m
Les déflexions dans cette partie sont importantes. Les graphes présentent des
variations modérées. Les plus remarquables se situent entre 1 120 m et 1 124 m et entre
1 144 m et 1 150 m.
PARTIE III : TRAITEMENTS ET INTERPRETATION
78
1 150 m à 1 200 m
C’est entre 1 175 m et 1 200 m que les changements d’allure des graphes sont plus
remarquables dans cette tranche. Vers 1 190 m, on note les déflexions majeures.
1 200 m à 1 250 m
De 1 204 m à 1 212 m, on a deux (02) déflexions qui pourraient être jugées comme
une même couche. Entre 1 215 m à 1 230 m, les graphes sont presque confondues et
présentent les mêmes allures pour marquer une grande déflexion.
1 250 m à 1 300 m
La déflexion se situe entre 1 260 à 1 275 m.
1 300 m à 1 350 m
Pas de très grand changement dans cette partie.
1 350 m à 1 400 m
Les graphes restent très serrés et ne présentent aucunes déflexions majeures.
1 400 m à 1 600 m
La déflexion des graphes se passe entre 1 424 m et 1 453 m. Puis les graphes restent
sans variation majeure ou même sans déflexion jusqu’à 1 600 m.
1 600 m à 1 650 m
Les déflexions reprennent naissance dans cette partie. De 1 600 m à 1 619 m, on a la
première déflexion de cette partie qui est assez grande. Puis entre 1 620 m à 1 627 m il y a
une petite déflexion. Et vient ensuite une troisième déflexion entre 1 628 m et 1 645 m.
1 650 m à 1 750 m
L’écart entre les graphes est considérable dans cette partie qui est assez longue, qui
marque une déflexion entre eux.
PARTIE III : TRAITEMENTS ET INTERPRETATION
79
1 750 m à 1 800m
Pour cette tranche, c’est entre 1 770 m et 1 800 m que l’on note une grande
déflexion.
1 800 m à 1 950 m
Dans cette partie qui est assez longue, des déflexions majeures sont présents. De
1 845 m à 1 910 m, des grandes variations affectent les graphes.
1 950 m à 2 220 m
Aucune variation ni déflexion n’est présente dans cette longue section.
2 200 m à 2 250 m
Entre 2 226 m et 2 235 m on a une petite déflexion qui peut témoigner un petit
réservoir.
2 250 m jusqu’au fond du trou
Les graphes restent presque constants tout au long de cette partie. On ne note
aucune déflexion mais des petites oscillations sont présentes.
I.2.3. West Kirindy-1
Pour le puits West Kirindy-1 de profondeur de 2 783 m, les enregistrements se
passent de 100 m à 2 700 m.
Deux (02) sondes de mesure ont été utilisées et qui ont donné deux graphes pour les
résultats.
Pour le cas du puits West Kirindy-1, les données diagraphiques de résistivité se
présentent différemment que ceux des puits précédents. De ce fait, les descriptions ne se
feront pas par des tranches de 50 m.
Tout au long du puits, les graphes donnés suite aux enregistrements sont plus ou
moins collés. Ils prennent la même allure mais on y rencontre des écarts entre eux qui se
PARTIE III : TRAITEMENTS ET INTERPRETATION
80
présentent rarement. A première vue, on est en présence d’une alternance de roche
imperméable et de roche perméable. Une très longue distance est affectée par cette
alternance. On ne peut constater une déflexion nette qu’au-delà de 2 500 m par corrélation
avec le graphe SP.
100 m à 2 500 m
Pour cette partie assez longue, les graphes restent très serrés sauf dans quelques
tranches et se superposent même dans certains cas. Ce qui peut être interpréter par un
passage de couche d’argile. Entre 530 m et 561 m on remarque que les graphes se décollent
un peu.
Suite à la corrélation avec le graphe SP, on peut dire que cette tranche montre une
alternance de réservoirs avec des intercalations argileuses de puissance faible. Dans le terme
technique, on dit qu’il y a décalage de la ligne d’argile (par rapport à la ligne de base).
2 500 m à 2 600 m
Dans cette portion de 100 m, on note deux (02) déflexions. La première déflexion se
situe entre 2 545 m et 2 558 m et la deuxième est entre 2 584 m et 2 595 m.
2 600 m à 2 700 m
Entre 2 623 m et 2 665 m, un grand écart existe entre les deux graphes. Ceci est
accompagné d’une déflexion, cette partie peut être considéré comme un aquifère.
I.2.4. Betsimba-1
Pour le puits Betsimba-1, les enregistrements diagraphiques de résistivité se passent
à partir de 1 500 m vue que le puits est tubé jusqu’à cette profondeur.
Pour une raison de commodité, la lecture des graphes se fera par tranche de 100 m à
200 m pour le puits Betsimba-1.
PARTIE III : TRAITEMENTS ET INTERPRETATION
81
1 500 m à 1 600 m
On a une grande déflexion entre 1 526 m et 1 536 m. Puis les graphes se retirent
entre 1 536 m et 1 537 m mais la déflexion continue après jusqu’a 1 586 m. Entre 1 537 m et
1 586 m la déflexion n’est pas continue, elle présente une certaine oscillation.
1 600 m à 1 700 m
Dans cette partie, de 1 606 m à 1 634 m on note une déflexion des graphes avec
quelques variations d’allure. De 1 635 m à 1 680 m on note une déflexion nette qui pourrait
présenter un réservoir.
1 700 m à 1 800 m
De 1 682 m à 1 713 m, on remarque que les graphes ne présentent aucune déflexion.
Mais entre 1 714.5 m et 1 738 m on note une déflexion de taille moyenne avec des légers
oscillations. De 1 739 m à 1796 m, on n’a aucune déflexion.
1 800 m à 1 950 m
De 1 800 m, ou même à 1 798 m, à 1 808 m on a une déflexion nette pour cette
tranche. La prochaine déflexion, moins accentuée vient ensuite entre 1 871 m et 1 911 m.
1 950 m à 2 000 m
On ne note aucune déflexion majeure sur cette partie. Les graphes restent serrés
entre eux, voire superposés avec quelques variations d’allure.
2 000 m à 2 100 m
De 2015 m à 2 050 m, on a une déflexion nette. En dehors de cette portion de 35 m,
les graphes restent sans variation notable.
PARTIE III : TRAITEMENTS ET INTERPRETATION
82
2 100 m à 2 200 m
On ne remarque aucune déflexion.
2 200 m à 2 300 m
La déflexion dans cette tranche se situe entre 2 220 m et 2 245 m. C’est une déflexion
suffisamment grande qui pourrait bien être un réservoir gréseux.
2 300 m jusqu’au fond du trou :
Dans cette partie, la déflexion est presque absolue. De 2 303 m à 2 440 m, on est en
présence d’une déflexion nette.
PARTIE III : TRAITEMENTS ET INTERPRETATION
83
CHAPITRE II: LE POTENTIEL DES PUITS RESPECTIFS
Pour arriver à notre objectif final qui est une évaluation pétrolière du bloc 3108,
l’évaluation des puits respectifs est tout d’abord la principale tâche à achever.
L’évaluation des puits respectifs consiste principalement à repérer les déflexions
rencontrées dans les puits lors des enregistrements diagraphiques, plus précisément celui de
la résistivité. Les déflexions rencontrées dans les enregistrements indiquent les caractères de
roche réservoir.
L’amplitude de cette déflexion joue un rôle prépondérant dans l’interprétation. Plus
cette déflexion est énorme, plus on espère être en présence d’un réservoir de bonne
caractéristiques pétrophysiques.
II.1. Sikily-1
Pour le puits Sikily-1, les profondeurs où l’on a remarqué les déflexions dite
« nettes » sont les suivantes :
Tableau 10 : Les déflexions dans le puits Sikily-1
PROFONDEUR PUISSANCE DES INTERVALLES (m) TAILLE DE LA DEFLEXION
930 m à 950 m 20 MOYENNE
955 m à 967 m 12 MOYENNE
974 m à 983 m 9 MOYENNE
1 005 m à 1 010 m 5 PETITE
1 035 m à 1 045 m 10 MOYENNE
1 050 m à 1 058 m 8 MOYENNE
1 059 m à 1 065 m 6 MOYENNE
PARTIE III : TRAITEMENTS ET INTERPRETATION
84
PROFONDEUR PUISSANCE DES INTERVALLES (m) TAILLE DE LA DEFLEXION
1 067 m à 1 085 m 18 MOYENNE
1 088 m à 1 100 m 12 PETITE
1 100 m à 1 113 m 13 PETITE
1 415 m à 1 440 m 25 GRANDE
1 485 m à 1 500 m 15 GRANDE
1 868 m à 1 875 m 7 MOYENNE
1 878 m à 1 885 m 7 MOYENNE
1 907 m à 1 916 m 9 GRANDE
1 954 m à 2 000 m 46 MOYENNE
1 921 m à 1 932 m 11 MOYENNE
2 123 m à 2 132 m 9 GRANDE
2 575 m à 2 600 m 25 GRANDE
Ces intervalles présentent les roches qui peuvent être classées comme des réservoirs
dans le puits Sikily-1. Par classification, on note parmi eux cinq (05) intervalles remarquables
dite de bonnes caractéristiques en termes de déflexion.
Potentiellement, ces cinq (05) intervalles présentent pour le puits Sikily-1 les plus
grands roches à caractères de réservoirs. Trois (03) d’entre elles sont assez puissantes (15 m
à 35 m). Les deux (02) autres le sont moins (9 m). Mais le potentiel réel dépend encore des
valeurs de porosité, de saturation et de la perméabilité.
PARTIE III : TRAITEMENTS ET INTERPRETATION
85
II.2. Kazo-1
Pour le puits Kazo-1, les déflexions des graphes rencontrées en profondeur sont les
suivantes :
Tableau 11 : Les déflexions dans le puits Kazo-1
PROFONDEUR PUISSANCE DES INTERVALLES (m) TAILLE DE LA DEFLEXION
116 m à 131 m 15 PETITE
180 m à 225 m 45 MOYENNE
285 m à 380 m 95 GRANDE
405 m à 422 m 17 GRANDE
532 m à 620 m 88 GRANDE
710 m à 725 m 15 GRANDE
825 m à 844 m 19 GRANDE
860 m à 887 m 27 GRANDE
900 m à 918 m 18 MOYENNE
940 m à 982 m 42 GRANDE
1 015 m à 1 020 m 5 PETITE
1 091 m à 1 094 m 3 PETITE
1 120 m à 1 124 m 4 MOYENNE
1 144 m à 1 150 m 6 MOYENNE
1 190 m à 1 204 m 14 MOYENNE
PARTIE III : TRAITEMENTS ET INTERPRETATION
86
Pour le puits Kazo-1, en se référant aux amplitudes des déflexions, on note plusieurs
intervalles qui peuvent être jugés comme des roches réservoirs mais dont la quantité et la
nature reste à déterminer.
II.3. West Kirindy-1
Pour le puits West Kirindy-1 les déflexions des graphes rencontrés en profondeur
sont un peu particulières. On a des grandes déflexions presque dans toute la totalité des
enregistrements, mais les écarts entre les graphes ne sont pas fréquents.
PROFONDEUR PUISSANCE DES INTERVALLES (m) TAILLE DE LA DEFLEXION
1 260 m à 1 275 m 15 MOYENNE
1 424 m à 1 453 m 29 MOYENNE
1 600 m à 1 619 m 19 GRANDE
1620 m à 1 627 m 7 PETITE
1628 m à 1 645 m 17 PETITE
1 650 m à 1 750 m 100 GRANDE
1 770 m à 1 800 m 30 GRANDE
1 845 m à 1 910 m 65 GRANDE
2 226 m à 2 235 m 9 PETITE
PARTIE III : TRAITEMENTS ET INTERPRETATION
87
Tableau 12 : Les déflexions dans le puits West Kirindy-1
PROFONDEUR PUISSANCE DES INTERVALLES (m) TAILLE DE LA DEFLEXION
100 m à 2 500 m 2 400 PETITE
2 545 m à 2 558 m 13 GRANDE
2 584 m à 2 596 m 12 GRANDE
2 623 m à 2 665m 42 GRANDE
On note dans le puits West Kirindy-1 trois (3) intervalles remarquables en terme de
taille de la déflexion.
II.4. Betsimba-1
Comme pour les puits précédents, on a les déflexions des graphes pour le puits
Betsimba-1 dans le tableau suivant :
Tableau 13 : Les déflexions dans le puits Betsimba-1
PROFONDEUR PUISSANCE DES INTERVALLES (m) TAILLE DE LA DEFLEXION
1 526 m à 1 536 m 10 GRANDE
1 537 m à 1 586 m 49 GRANDE
1 606 m à 1 634 m 28 MOYENNE
1 635 m à 1 680 m 45 GRANDE
1 714.5 m à 1 738 m 23.5 MOYENNE
1 798 m à 1 808 m 10 GRANDE
PARTIE III : TRAITEMENTS ET INTERPRETATION
88
PROFONDEUR PUISSANCE DES INTERVALLES (m) TAILLE DE LA DEFLEXION
1 871 m à 1 911 m 40 MOYENNE
2 015 m à 2 050 m 35 GRANDE
2 220 m à 2 245 m 25 MOYENNE
2 303 m à 2 440 m 137 GRANDE
D’après le tableau, on note pour le puits Betsimba-1 six (6) intervalles avec des
déflexions de grandes amplitudes qui donnent des indications sur la roche du point de vue
qualitative que quantitative. Il reste à distinguer la nature des réservoirs afin de les classifier
comme étant un réservoir pétrolifère ou aquifère.
PARTIE III : TRAITEMENTS ET INTERPRETATION
89
CHAPITRE III: INTERPRETATION [5] [15]
III.1. INTERPRETATION PAR ROCHES [16] [20]
Parmi les roches qui sont à caractères de réservoir, on distingue des réservoirs
aquifères et pétrolifères. Ces deux types de réservoirs se différencient par la saturation en
eau ou en huile dans les roches.
Dans ce chapitre, nous allons distinguer ces deux (02) types de réservoirs que l’on
peut rencontrer dans les puits respectifs. Ceci afin d’éliminer les réservoirs purement
aquifères.
En terme de résistivité, les eaux sont conductrices tandis que les huiles ne sont pas
bonnes conductrices. Ces deux caractères opposés facilitent la distinction entre réservoirs
aquifères et réservoirs pétrolifères.
Soit les différentes résistivités suivantes
Rxo : Résistivité de la zone envahie
Rt, R0 : Résistivités de la zone intacte (dont Rt pétrolifère et R0 propre aquifère)
Deux (02) cas peuvent se présenter pour la détermination de type de réservoir à
partir de ces résistivités.
1er cas : Rxo ˂ R0 ou Rt ; on est en présence d’un réservoir pétrolifère
2ème cas : Rxo ˃ R0 ou Rt ; on est en présence d’un réservoir aquifère
En se référant à la distribution radiale de l’envahissement, Rxo est toujours mesuré par
la sonde la plus courte vue qu’elle est la résistivité de la zone envahie, zone la plus proche du
trou, et les deux autres Rt ou R0 par la sonde la plus longue vue qu’elles représentent les
résistivités de la zone intacte, plus éloigné du trou.
PARTIE III : TRAITEMENTS ET INTERPRETATION
90
III.1.1. Sikily-1
Pour le puits Sikily-1, Rxo est donné par AM1 avec 0,25 m et Rt ou R0 par AM2 avec 1
m. Dans le film diagraphique, Rxo est représenté par un trait continue et Rt ou R0 par un trait
discontinu.
Tableau 14 : Les réservoirs dans le puits Sikily-1
PROFONDEUR COMPORTEMENT DES RESISTIVITES TYPE DE RESERVOIR
930 m à 950 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE
955 m à 967 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE
974 m à 983 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE
1 005 m à 1 010 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE
1 035 m à 1 045 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE
1 050 m à 1 058 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE
1 059 m à 1 065 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE
1 067 m à 1 085 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE
1 088 m à 1 100 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE
1 100 m à 1 113 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE
1 415 m à 1 440 m Rxo ˂ Rt PETROLIFERE
1 485 m à 1 500 m Rxo ˂ Rt PETROLIFERE
1 868 m à 1 875 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE
1 878 m à 1 885 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE
1 907 m à 1 916 m Rxo ˂ Rt PETROLIFERE
PARTIE III : TRAITEMENTS ET INTERPRETATION
91
PROFONDEUR COMPORTEMENT DES RESISTIVITES TYPE DE RESERVOIR
1 954 m à 2 000 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE
1 921 m à 1 932 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE
2 123 m à 2 132 m Rxo ˂ Rt PETROLIFERE
2 575 m à 2 600 m Rxo ˂ Rt PETROLIFERE
Pour le puits Sikily-1, parmi les roches à caractères de réservoirs rencontrés, on a cinq
(05) couches qui possèdent les critères de réservoirs pétrolifères.
III.1.2. Kazo-1
Pour le puits Kazo-1, la résistivité Rxo est portée par la « micro inverse » représenté
par un trait continu, et Rt ou R0 par la « micro normal » représenté par le trait discontinu
dans le film diagraphique.
Tableau 15 : Les réservoirs dans le puits Kazo-1
PROFONDEUR COMPORTEMENT DES RESISTIVITES TYPE DE RESERVOIR
116 m à 131 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE
180 m à 225 m Rxo ˂ Rt PETROLIFERE
285 m à 380 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE
405 m à 422 m Rxo ˂ Rt PETROLIFERE
532 m à 620 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE
710 m à 725 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE
825 m à 844 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE
860 m à 887 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE
PARTIE III : TRAITEMENTS ET INTERPRETATION
92
Pour le puits Kazo-1, on a neuf (09) réservoirs jugés être des réservoirs pétrolifères de
tailles très différentes.
PROFONDEUR COMPORTEMENT DES RESISTIVITES TYPE DE RESERVOIR
900 m à 918 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE
940 m à 982 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE
1 015 m à 1 020 m Rxo ˂ Rt PETROLIFERE
1 091 m à 1 094 m Rxo ˂ Rt PETROLIFERE
1 120 m à 1 124 m Rxo ˂ Rt PETROLIFERE
1 144 m à 1 150 m Rxo ˂ Rt PETROLIFERE
1 190 m à 1 204 m Rxo ˂ Rt PETROLIFERE
1 260 m à 1 275 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE
1 424 m à 1 453 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE
1 600 m à 1 619 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE
1620 m à 1 627 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE
1628 m à 1 645 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE
1 650 m à 1 750 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE
1 770 m à 1 800 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE
1 845 m à 1 910 m Rxo ˂ Rt PETROLIFERE
2 226 m à 2 235 m Rxo ˂ Rt PETROLIFERE
PARTIE III : TRAITEMENTS ET INTERPRETATION
93
III.1.3. West Kirindy-1
Pour le puits West Kirindy-1, Rxo est représenté par un trait continu et Rt ou R0 par un
trait discontinu.
Tableau 16 : Les réservoirs dans le puits West Kirindy-1
PROFONDEUR COMPORTEMENT DES RESISTIVITES TYPE DE RESERVOIR
100 m à 2 500 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE
2 545 m à 2 558 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE
2 584 m à 2 596 m Rxo ˂ Rt PETROLIFERE
2 623 m à 2 665m Rxo ˂ Rt PETROLIFERE
Pour le puits West Kirindy-1, on a deux (02) réservoirs pétrolifères d’après les
comparaisons des résistivités dans les graphes.
III.1.4. Betsimba-1
Pour le puits Betsimba-1, Rxo est représenté par un trait continu et Rt ou R0 par un
trait discontinu.
PARTIE III : TRAITEMENTS ET INTERPRETATION
94
Tableau 17 : Les réservoirs dans le puits Betsimba-1
PROFONDEUR COMPORTEMENT DES RESISTIVITES TYPE DE RESERVOIR
1 526 m à 1 536 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE
1 537 m à 1 586 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE
1 606 m à 1 634 m Rxo ˂ Rt PETROLIFERE
1 635 m à 1 680 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE
1 714.5 m à 1 738 m Rxo ˂ Rt PETROLIFERE
1 798 m à 1 808 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE
1 871 m à 1 911 m Rxo ˂ Rt PETROLIFERE
2 015 m à 2 050 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE
2 220 m à 2 245 m Rxo ˂ Rt PETROLIFERE
2 303 m à 2 440 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE
Le puits Betsimba-1 comprend quatre (04) réservoirs pétrolifères au total.
PARTIE III : TRAITEMENTS ET INTERPRETATION
95
III.2. INTERETS PETROLIERS DU BLOC [15] [17] [19]
III.2.1. Bases fondamentales
Compte tenue des distances entre les puits étudiés, et afin de voir l’intérêt pétrolier
du bloc à partir de ces puits, nous avons supposé la continuité des couches à travers ce bloc.
Pour l’étude de corrélation de la zone on se réfère aux données et interprétation
diagraphiques des puits afin de reconnaitre la dimension et l’étendue des couches dans la
zone. Par manque de données de pendagemétrie, on se contentera d’aligner les quatre (04)
puits et de corréler les roches à caractères de réservoirs sans tenir compte des autres
structures et aspects du sous-sol.
Suite aux résultats précédents, les intervalles porteurs d’Hydrocarbures sont :
Tableau 18 : Les intervalles porteurs d’hydrocarbures pour les puits
SIKILY-1 KAZO-1 WEST KIRINDY-1 BETSIMBA-1
INTE
RV
ALL
ES P
OR
TEU
R D
’HYD
RO
CA
RB
UR
ES
1 415 m à 1 440 m
1 485 m à 1 500 m
1 907 m à 1 916 m
2 123 m à 2 132 m
2 575 m à 2 600 m
180 m à 225 m
405 m à 422 m
1 015 m à 1 020 m
1 091 m à 1 094 m
1 120 m à 1 124 m
1 144 m à 1 150 m
1 190 m à 1 204 m
1 845 m à 1 910 m
2 226 m à 2 235 m
2 584 m à 2 596 m
2 623 m à 2 665m
1 606 m à 1 634 m
1 714,5 m à 1 738 m
1 871 m à 1 911 m
2 220 m à 2 245 m
La reconnaissance des différents types de roches s’avère indispensable pour la
corrélation des puits. Etant donné que le comportement des graphes change en fonction de
PARTIE III : TRAITEMENTS ET INTERPRETATION
96
la roche rencontrée en profondeur, on peut s’appuyer sur cette hypothèse afin de définir les
roches et leurs positions dans le sous-sol.
Par combinaison de diverses méthodes, mais surtout de l’électromagnétisme, on a pu
tirer des valeurs de résistivités de quelques roches qui serviront de référence pour notre
étude.
Source : Palacky, dans « Le P'tit Vert »
Figure 28 : Résistivités de quelques roches
Mais comme les roches calcaires sont rencontrés rarement dans les formations que
les grés, on considère les réservoirs rencontrés ici comme des grés.
Vu que les quatre (04) puits ne sont pas alignés dans le bloc, on est obligé de faire une
projection orthogonale afin de mener à bien la suite de la corrélation sans tenir compte des
dénivellations et des différences d’altitudes.
PARTIE III : TRAITEMENTS ET INTERPRETATION
97
III.2.2. La projection des puits sur un axe
L’objectif principal de cette projection est dans ce cas d’aligner les quatre (4) puits et
de connaître la distance entre eux afin de voir la possibilité de continuité de diverses
couches.
On prendra un axe principal qui passera par les puits Sikily-1 et Kazo-1, et les deux
(02) autres puits Betsimba-1 et West Kirindy-1 seront projetés sur cet axe.
Figure 29 : Axe principale du bloc 3108
PARTIE III : TRAITEMENTS ET INTERPRETATION
98
III.2.3. Le résultat de la corrélation
Suite à la projection faite par l’intermédiaire du logiciel « ARCGIS 10» pour les puits
West Kirindy-1 et Betsimba-1, on a pu tirer les distances en mètre (m) entre les puits qui est
représenté dans la figure ci-dessous :
Figure 30 : Distance en mètre (m) entre les puits
D’après la figure ci-dessus, on remarque l’importante distance entre les puits
respectifs. Il est alors très difficile de miser sur la continuité des couches entre les puits
respectifs.
PARTIE III : TRAITEMENTS ET INTERPRETATION
99
1 De ce fait, on peut dire que diverses formations sont présentes dans le sous-sol du
bloc mais que ces dernières ne sont pas déterminées par des méthodes diagraphiques
compte tenu du fait que les données stratigraphiques ne sont pas disponibles.
Figure 31 : Inventaire des réservoirs pétrolifères dans les puits
PARTIE III : TRAITEMENTS ET INTERPRETATION
100
III.2.4. Recommandations
Bien que l’évaluation du potentiel pétrolier du bloc 3108 soit l’objectif visé dans cette
étude, force est de constater qu’elle n’a pas été atteinte à cause de l’insuffisance des
données nécessaires.
D’abord les puits sont très nombreux et très éloignés entre eux. En effet, il n’y en n’a
que cinq pour une surface totale de 7180 km² du bloc et la distance moyenne entre
les puits est de 44 km.
Ensuite, les données diagraphiques sont trop restreintes, certains enregistrements
étant d’ailleurs obtenus avec des méthodes anciennes et s’avèrent difficiles
d’interprétation.
Toutes ces lacunes limitent les possibilités de corrélation qui aurait permis une
évaluation fiable. Il serait trop hasardeux d’élaborer une estimation de réserve étant donné
que la configuration des structures n’est pas connue. Face à cette situation, afin d’atteindre
l’objectif visé, nous recommandons les points suivants :
Intensifier l’exploration du bloc en forant d’autre puits dans les secteurs les
plus prometteurs comme la zone des puits Sikily-1.
Etoffer les investigations en effectuant des enregistrements diagraphiques
plus complet dans les puits.
PARTIE III : TRAITEMENTS ET INTERPRETATION
101
CONCLUSION PARTIELLE
Suite aux hypothèses antérieures, les intervalles localisés en profondeur sont
considérés comme étant des grès. Pour l’interprétation structurale du bloc toute entier
conformément aux puits étudiés et les données disponibles, des données stratigraphiques
voir géologiques sont indispensables.
Au terme de cette dernière partie, on a pu dégager les roches à caractère de
réservoir, ceci constitue le dernier stade d’interprétation auquel on peut arriver sur la base
des données disponibles. Certes, cela est peu face à ce que l’un doit effectuer, mais on peut
dire que le traitement des données diagraphiques nous a conduits à affirmer que le bloc
3108 de Manja possède effectivement des réservoirs pétroliers. Ainsi, la probabilité que ce
bloc renferme un important gisement est raisonnablement établie.
102
CONCLUSION
Au terme de ce travail, on peut dire que l’étude a permis de passer en revue la
méthode diagraphique très utilisée en exploration pétrolière à grande échelle. Cette
méthode constitue un outil de prospection efficace et important. Les données scientifiques
et techniques exploitées au cours de cette étude pourront modestement contribuer et
apporter un peu de lumière à la recherche pétrolière à Madagascar.
L’approche abordée dans ce travail, par l’utilisation des données diagraphiques
disponibles peut être étendue dans d’autres zones que celle de Manja. On peut ainsi
réévaluer la potentialité en hydrocarbures des autres blocs pétroliers du Bassin de
Morondava pour faire un pas de plus dans l’amélioration de la connaissance du système
pétrolier malgache.
En particulier pour le bloc 3108, les résultats obtenus à travers ce mémoire de fin
d’étude constitueront des outils pour compléter les études antérieures et éclairer les travaux
et études complémentaires pour les prochaines étapes.
Ce travail a permis de conclure sur l’existence de réservoirs dans le périmètre de
Manja(3108). Mais il reste à y démontrer par d’autres travaux l’existence d’un système
pétrolier actif.
Par ailleurs, il est important de souligner que dans la recherche pétrolière une
méthode ne peut se suffire à elle-même pour donner des résultats définitifs. De ce fait, il est
indispensable de les confronter et de les combiner avec d’autres méthodes. Ceci dit, afin de
répondre à la demande mondiale de pétrole, la technologie de recherche et l’amélioration
des méthodes, que ce soit pour les enregistrements des données que pour leurs
interprétations, ne cessent de connaitre des innovations du fait que beaucoup de secteurs
restent largement dépendants des hydrocarbures.
La non-accessibilité de certains documents due à leur caractère confidentiel a
constitué pour nous un grand handicap. Cependant, afin de continuer et de compléter cette
étude vers la phase suivante ces données sont nécessaires. Néanmoins, cette étude nous a
ouvert une porte pour la suite des recherches dans le bloc 3108.
~ a ~
REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES
[1] ADAMS, J.A.S., AND WEAVER, C.E., 1958, Thorium to uranium ratios as indications of
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Columbia University, Lamont-Doherty Geological Observatory.
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du pétrole et des moteurs. Centre d'études supérieures de prospection géologique et
géophysique. Rueil-Malmaison. Île-de-France.
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[9] OMNIS, 2012. Histoire de l’industrie pétrolière amont à Madagascar.
[10] PIQUE et al., 1999. Evolution géologique de Madagascar et la dislocation de Gondwana :
une introduction ; Journal of African Earth Sciences, Vol.28 (165-178).
[11] RABE Norbert, 1980, Le potentiel pétrolier des Bassins de Morondava et Majunga
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~ b ~
[12] RAHARIMANANIRINA C., 2011. Le Plateau Continental de l’Extrême Sud de Madagascar-
Etudes tectonique et géophysique. Thèse de Doctorat d’Université, Université
d’Antananarivo.151p.
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Africaine. Centre Géologique et Géophysique, Université des Sciences et Techniques du
Languedoc 3405-MONPELIER Cedex 5-France.204p.
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pétrolière. OMNIS. Journée du Pétrole Amont de Madagascar. Hôtel Carlton Anosy.
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[16] SCHLUMBERGER. Log Interpretation, Volume I – Principles. New York, N.Y.10 017. 1972.
[17] SCHLUMBERGER. Log Interpretation, Volume II – Applications. New York, N.Y.10 017.
1 972.
[18] SCHLUMBERGER EDUCATIONAL SERVICES. Log Interpretation. Principles/Applications.
Houston TEXAS 77 010. 1987.
[19] Tixier, M.P., Loveless, G.W., Anderson, R.A.: “Estimation of Formation Strength From the
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[20] WINSAUER, W.O., SHEARIN, H.M., Jr., MASSON, P.H., AND WILLIAMS, M., 1952,
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Petroleum Geologists Bulletin, v. 36, p. 253-277.
~ c ~
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[23] http://tpe-petrole.lo.gs/b-l-exploration-petroliere-p29086 (consulté le 07/12/2013)
[24] http://www.mocoh.com/ (consulté le 07/12/2013)
[25]http://www.gep-aftp.com/secteur/publicationsfiche.php?id=869 (consulté le
18/02/2014)
[26] http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=4030 (consulté le 20/02/2013)
[27] http://www. Planetseed.com/ Résistivité électrique (consulté le 09/03/2013)
ANNEXES
~ e ~
ANNEXE I : ECHELLE GEOLOGIQUE
MORONDAVA BASIN STRATIGRAPHIC CHART
Period Epoch-Age Formation Lithology Lithology Reservoir Source Seismic Pick
Cretaceous
Neo
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Sediments
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Eocene
Permo-Triassic
Red Beds &
Black Shale
Middle
Jurassic
Permo-
Triassic
Unconformity
Marine
Sediments
Marine to
Continental
SedimentsBase
Cretaceous
Unconformity
Seabed
Base Tertiary
Unconformity
MORONDAVA BASIN STRATIGRAPHIC CHART
Period Epoch-Age Formation Lithology Lithology Reservoir Source Seismic Pick
Cretaceous
Neo
gene
Marine
Sediments
SeabedPliocene
Miocene
Oligocene
Palaeocene
Tithonian
Kimmeridgian
Oxfordian
Callovian
Bathonian
Bajocian
Aalenian
Toarcian
Pliensbachian
Sinemurian
Hettangian
Upper TriassicIsalo
FormationSandstone
Middle Tiassic
Lower Tiassic
Lower
Sakamena
Group
sandstone
and shaleR
Coal
Measures &
Red Beds
Basement
Duvalia Marl
Bemaraha
Formation
Andafia
Formation
Mudstone
Carbonate
Platform
Sandstone
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Middle &
Upper
Sakamena
Group
Black Shale &
Glacial Beds
Sak
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Jura
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Tria
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Stephanian
Cre
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Marine
Sediments
Neo
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Permo-Triassic
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Black Shale
Middle
Jurassic
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Marine
Sediments
Marine to
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MORONDAVA BASIN STRATIGRAPHIC CHART
Period Epoch-Age Formation Lithology Lithology Reservoir Source Seismic Pick
Cretaceous
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Marine
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MORONDAVA BASIN STRATIGRAPHIC CHART
Period Epoch-Age Formation Lithology Lithology Reservoir Source Seismic Pick
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Marine
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Marine to
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Cretaceous
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Seabed
Base Tertiary
Unconformity
Over-mature
Immature
~ f ~
ANNEXE II : LOG STRATIGRAPHIQUE SYNTHETIQUE ET VARIATION DU REGIME DE DEPOT
DES SERIES SEDIMENTAIRES DU BASSIN DE MORONDAVA
~ g ~
ANNEXE III : LES ETAPES DE L’EXPLORATION PETROLIERE COURAMMENT UTILISEE A
MADAGASCAR
~ h ~
ANNEXE IV : LE CONTRAT DE PARTAGE DE PRODUCTION UTILISEE A MADAGASCAR
~ i ~
TABLES DES MATIERES
REMERCIEMENTS…………………………………………………………………………………………………………………..i
SOMMAIRE……………………………………………………………………………………………………………………………ii
LISTE DES ABREVIATIONS…………………………………………………………………………….……………………..iv
LISTE DES FIGURES…………………………………………………………………………………………….…………………vi
LISTE DES TABLEAUX…………………………………………………………………………………………………………viii
INTRODUCTION…………………………………………………………………………………………………………………….1
PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
CHAPITRE I: QUELQUES NOTIONS SUR LE PETROLE ......................................................... 4
I.1. Historique du pétrole ............................................................................................... 4
I.2. Nature, origine et genèse du pétrole ..................................................................... 12
I.3. Gisements d’hydrocarbures ................................................................................... 18
CHAPITRE II: GENERALITES SUR LA FORMATION DE MADAGASCAR ............................... 23
II.1. Tectonique et hypothèse sur l’origine de Madagascar ......................................... 23
II.2. La géologie de Madagascar .................................................................................... 28
II.3. La division des bassins sédimentaires malgaches ................................................. 32
CHAPITRE III: PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE ........................................................ 33
III.1. Structuration et cadre géologique du Bassin de Morondava ............................ 33
III.2. Monographie du bloc 3108 de MANJA .............................................................. 35
III.3. La géologie de la zone d’étude ........................................................................... 35
PARTIE II : BASES METHODOLOGIQUES ET DISPONIBILITES DES DONNEES DE REFERENCES
~ j ~
CHAPITRE I: LA METHODE DIAGRAPHIQUE .................................................................... 39
I.1. Historique ............................................................................................................... 39
I.2. Définitions et objectifs ........................................................................................... 39
I.3. Principes et outillages ............................................................................................ 41
I.4. Classification .......................................................................................................... 42
CHAPITRE II: ETUDE PRELIMINAIRE DES PUITS ................................................................ 52
II.1. Localisation des puits dans le bloc 3108 ................................................................ 52
II.2. Travaux effectués et données disponibles par puits ............................................. 53
PARTIE III : TRAITEMENTS ET INTERPRETATION
CHAPITRE I: LOCALISATION DES ROCHES A CARACTERES DE RESERVOIR ...................... 70
I.1. Les roches à caractères de réservoir .................................................................. 70
I.2. Déchiffrement des graphes par puits ................................................................. 72
CHAPITRE II: LE POTENTIEL DES PUITS RESPECTIFS ......................................................... 83
II.1. Sikily-1 ................................................................................................................ 83
II.2. Kazo-1 ................................................................................................................. 85
II.3. West Kirindy-1 .................................................................................................... 86
II.4. Betsimba-1 ......................................................................................................... 87
CHAPITRE III: INTERPRETATION ........................................................................................ 89
III.1. INTERPRETATION PAR ROCHES .............................................................................. 89
III.2. INTERETS PETROLIERS DU BLOC ............................................................................ 95
~ k ~
CONCLUSION…………………………………………………………………………………………………………………….102
REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES…………………………………………………………………………………………a
REFERENCES WEBOGRAPHIQUES…………………………………………………………………………………………c
ANNEXES
ANNEXE I : Echelle géologique……………………………………………………………………………e
ANNEXE II : Log stratigraphique synthétique et variation du régime de dépôt des
séries sédimentaires du bassin de Morondava……………………………………………………………..f
ANNEXE III : Les étapes de l’exploration pétrolière couramment utilisée à
Madagascar………………………………………………………………………………………………………………….g
ANNEXE IV : Le contrat de partage utilisé à Madagascar………………………………………h
TABLES DES MATIERES
RESUME
TITRE : « TRAITEMENT DES DONNEES DIAGRAPHIQUES EN VUE DE L’EVALUATION DU
POTENTIEL PETROLIER DU BLOC 3108 DE MANJA »
Nombre de pages : 102 Nombre de figures : 31 Nombre de tableaux : 18 Nombre des annexes : 04
RESUME L’objectif principal de cet ouvrage est de localiser les roches à caractères de
réservoirs pétrolifères du bloc 3108 de Manja dans le bassin de Morondava, permettant ainsi
d’avoir une image du sous-sol. Les données diagraphiques utilisées proviennent des mesures
faites par des compagnies pétrolières opérant entre les années 1950 et 1990.
Comme perspective, l’interprétation a permis d’éveiller des intérêts pétroliers dans
cette zone. Le présent mémoire pourrait donc être considéré comme guide de prospection
pétrolière pour tous travaux réalisés dans cette partie du bassin sédimentaire malgache.
Mots clés : bassin de Morondava, bloc, pétrole, diagraphie, corrélation.
ABSTRACT
The main objective of this work is to locate rocks characters petroleum reservoirs
3108 block Manja in the Morondava Basin, thus have a picture of the basement. Logging
data used come from measurements made by oil companies operating between 1950 and
1990.
As perspective, the interpretation has to awaken oil interests in this area. This
dissertation may be considered as a guide for all petroleum exploration work in this part of
the Malagasy sedimentary basin.
Key words: Morondava Basin, block, petroleum, logging, correlation.
Auteur :RANDRIANASOLO Nasandratra Minosoa Adresse :Lot II A 139 Ampandrana Ouest Téléphone :033 07 182 92 e-mail :[email protected]
Encadreurs : Dr. RAFARALAHY Mr. RANJATOELINA Willy