Bassins de la province occidentale Bassin de Béchar et ses marges Le bassin de Béchar au sens strict du terme se situe au nord-ouest de la plateforme saharienne (fig. 1.47). Il est limité au nord par l’accident sudatlasique, au sud et au sud-ouest par la chaîne de l’Ougarta. Il se prolonge à l’ouest audelà de la frontière algéromarocaine. Il est séparé du bassin de Timimoun au sud-est et à l’est par l’ensellement de Beni-Abbès et les voûtes de Méharez et de l’Oued Namous. Il s’agit d’un vaste domaine minier du Sud-Ouest algérien très peu exploré. Ce bassin est connu pour sa complexité tectonique, qui est l’une des causes de la mauvaise compréhension du système pétrolier et des résultats médiocres obtenus. Cependant, deux importantes découvertes récentes dans le Strunien, réalisées dans la partie nord de Gourara et la voûte d’Allal, font entrevoir des possibilités de prospection, aussi bien dans les marges orientales du bassin de Béchar que dans le bassin au sens strict. La région représente une superficie de plus de 70 000 km2, une densité de forage de 3 puits par 10 000 km2 et une densité sismique de 3 500 km par 10 000 km2. Les premiers puits d’exploration, TK-1 arrêté à l’Ordovicien et NM-1 arrêté au Siegénien, ont été réalisés respectivement à Taoudrara Kahla, au sud de la voûte de Méharez en 1953, et à Oued Namous en 1955. Les tests n’ont montré aucun résultat positif. De 1960 à 1961, quatre forages sont réalisés sur la voûte de Méharez et son flanc est, avec des indices de gaz dans les calcaires du Viséen supérieur (400 m3/h) et dans les grès du Siegénien. En 1970, trois puits ont exploré les bioconstructions carbonatées dans la cuvette de Nekheila sans atteindre le Dévonien. Les forages qui ont suivi ont exploré la voûte de l’Oued Namous, l’ensellement de l’Oued Gharbi et deux structures au sud qui longent la chaîne de l’Ougarta, sans résultats positifs. La série stratigraphique,16 illustrée sur la figure 1.48, montre les différences d’âges, de lithologies et d’épaisseurs notamment au niveau du Carbonifère entre le bassin profond de Béchar-Abadla et les marges de celuici, ainsi que les plays pétroliers possibles.17 Le bassin de Béchar-Abadla se distingue par la subsi dence intense18 durant le Carbonifère (fig. 1.49). Il est perturbé au cours de la phase hercynienne par l’anticlinal de Chebket Mennouna d’axe est-ouest qui le sépare en deux : le bassin de Kénadza au nord, avec une couverture méso-cénozoïque, notamment les sels du Crétacé, et le bassin d’Abadla au sud (fig. 1.47). Cette fosse est séparée brutalement de la zone haute d’Ioucha-Méharez vers l’est par un couloir de failles NNE-SSO d’un rejet normal dépassant les trois kilomètres.19 Néanmoins, le bassin est limité par des failles est-ouest à l’extrême nord, où elles se confondent avec l’accident sudatlasique. Dans cette zone, la tectonique alpine est très intense et des chevauchements des couches jurassiques sur celles du Viséen supérieur sont mis en évidence.19 Les données biostratigraphiques, les corrélations entre les puits et la sismique réflexion ont montré l’existence de plusieurs discordances17, 18, 20 dans les terrains paléozoïques, notamment dans les niveaux suivants : _ À la base du Paléozoïque (discordance panafricaine), entre le Cambrien moyen et l’Ordovicien, entre le Silurien et l’Ordovicien (discordance taconique), entre le Silurien et le Dévonien (fin du cycle calédonien), la phase bretonne à la fin du Dévonien (début de l’hercynien), les discordances intra-viséenne, intranamurienne, fini-moscovienne et hercynienne finale. _ Du Silurien jusqu’à la fin du Dévonien, le bassin de Béchar ne se distingue pas du reste de la plate-forme saharienne du point de vue géodynamique. Les dépôts de plate-forme prédominent dans un contexte intracratonique, à part qu’ici les sédiments sont plus distaux et donc plus fins. À partir du Carbonifère, le bassin de Béchar ne fait plus partie de la plateforme saharienne au sens géologique du terme. Un chevauchement à partir de Tamlalt marocain avec une composante décrochante crée une fosse profonde dans laquelle plus de 10 000 m de sédiments flyshoïdes (de type wildflysh)21 prennent place durant la période allant du Tournaisien au Viséen Bassins de la province occidentale supérieur. Durant tout le Carbonifère,18 le centre du bassin connaît une sédimentation sans discontinuité majeure (fig. 1.49). Bassins de la province occidentale Systèmes pétroliers Play Namurien Le réservoir est constitué de bioconstructions carbonatées coiffées par des niveaux oolithiques, mais dont l’extension est limitée à la zone de la cuvette de Nekheila et son prolongement nord-est.22 Ces niveaux sont très fracturés à Nekheila mais ne sont pas explorés ailleurs. Des incisions fluviatiles formant de bons niveaux réservoirs gréseux affleurent et s’enfouissent en direction du bassin profond de BécharAbadla (Tableau 1.19). Bassins de la province occidentale Play Viséen Le réservoir dans le play du Viséen22 est constitué de bioconstructions carbonatées dans la partie nord dont l’extension est limitée à la zone de la cuvette de Nekheila et son prolongement nord-est. Il est essentiellement gréseux au sud dans la Saoura, et flyshoïde en direction du bassin profond de BécharAbadla, à l’ouest, et de Ben-Zireg, au nord. Des débits non commerciaux de gaz ont été obtenus dans les calcaires du Viséen à Ioucha (Tableau 1.20). ainsi que celles du Famennien (fig. 1.50). À la fin du Dévonien, de grandes quantités d’huile et de gaz sont expulsées par la roche mère silurienne située dans la dépression de Terfas, sur le flanc nord de l’Ougarta (fig. 1.51 et 1.52). La période allant du début du Tournaisien jusqu’à la fin du Viséen inférieur correspond à celle d’un maximum d’expulsion d’hydrocarbures. Pas moins de 50 % du total d’huile et de gaz sont expulsés durant cette période à partir des roches mères dévoniennes. Le reste des hydrocarbures est expulsé durant la période restante du Paléozoïque, et seules les régions du nord du bassin de Timimoun pouvaient être alimentées durant le Mésozoïque à cause d’une évolution thermique moins intense. Réservoir Dans la région de Méharez, les faciès gréseux se trouvent à la base du Famennien.24 Dans la partie centrale, au nord de la dépression de Terfas, les grès forment des bancs très épais qu’on retrouve tout au long de la série du Famennien-Strunien. Les grès appartiennent à des dépôts de bassin et de pente comme le suggèrent les figures de glissement, les contacts abrupts entre les grès et les argiles et des ichnofaciès de la famille zoophycos « outer shelf ». A ces dépôts de bas niveau marin succèdent parfois des dépôts moins profonds de l’avant-plage où des HCS et des SCS sont décrites. Les bonnes caractéristiques pétro physiques (fig. 1.53) sont démontrées par les découvertes commerciales de gaz enregistrées au nord du Gourara et sur la voûte d’Allal. De l’eau salée est récupérée à Ioucha sur le flanc est de la voûte de Méharez. Le réservoir StrunienFamennien a montré des indices dans 13 puits (Tableau 1.21). Play Famennien Roche mère Les roches mères23 sont constituées par les argiles du Silurien et du GivétienFrasnien qui ont le meilleur potentiel, Bassins de la province occidentale Play Siegénien-Gédinnien Les associations d’ichnofaciès, les structures sédimentaires, la texture fine des sédiments ainsi que l’évolution verticale des faciès montrent une succession de séquences argilogréseuses d’une avant-côte progradante allant de l’offshore à la base jusqu’à l’avant-côte supérieure au sommet.25 Les caractéristiques pétrophysiques sont montrées sur la figure 1.48. D'abondants indices de gaz sont obtenus sur 22 puits, aussi bien sur carottes que dans la boue de forage à travers toute la région allant de la voûte de Méharez à l'ouest jusqu'à la voûte d'Allal à l'est. La salinité des eaux de formation diminue de l'est (380 g/l sur la voûte d'Allal) vers l’ouest où elle n'est que de 60 g/l sur la voûte de l’Oued Namous et 80 g/l à Méharez (Tableau 1.22). Play Ordovicien C’est le play le moins étudié dans la région car il n’est pas l’objectif principal. Tout comme pour le Dévonien, les réservoirs gréseux sont fins et plus distaux que les niveaux productifs du reste de la plate-forme saharienne. Malgré d’abondants indices au niveau de treize puits, ce play n’a montré aucun débit (Tableau 1.23). Résultats et perspectives Les niveaux roches mères ayant le meilleur potentiel sont les argiles du Silurien et du Givétien-Frasnien et, localement, celles du Namurien dans la cuvette de Nekheila. Les roches mères de l’Ordovicien, du Dévonien inférieur et du Carbonifère inférieur sont d’une moindre importance, mais peuvent contribuer au potentiel global généré. Des pièges structuraux faisant partie des plays dévoniens sont décelés sous le Carbonifère peu déformé dans le bassin profond de Béchar-Abadla et sont en bonne position pour être alimentés en fluides durant le Carbonifère, qui est la période principale de génération et d’expulsion des hydrocarbures. Sur la voûte de Méharez et la cuvette de Nekheila, tous les réservoirs dévoniens et carbonifères sont envahis par les eaux douces d’infiltration.26 Bassins de la province occidentale type de fluides auxquels on peut s’attendre ainsi que le degré de « cracking » de la matière organique et du gaz en place. La voûte de l’Oued Namous est fortement affectée par la discordance hercynienne, atteignant le Dévonien inférieur, et la couverture mésozoïque est mince. Vers le sud de celle-ci, le plongement des terrains dévoniens sous le carbonifère crée des conditions favorables pour la conservation des hydrocarbures dans la région de Kerzaz, où plusieurs structures non forées sont décelées. Les plays dévoniens à Kerzaz sont la continuité de ceux situés plus à l’est et qui ont montré des accumulations de gaz à Hassi Tidjerane et Hassi Bahamou, notamment dans le Dévonien supérieur (Strunien). Quant aux plays carbonifères, ils sont à rechercher dans les incisions fluviatiles du Namurien dans le bassin de Béchar-Abadla, les grès du Viséen sur l’ensellement de Béni-Abbès au sud, et les bioconstructions carbonatées enfouies sur le prolongement nord-est de la cuvette de Nekheila. Ces plays ainsi que ceux de l’Ordovicien sont les moins étudiés de la région. Il reste à expliquer également le changement brutal du flux thermique très élevé de la partie ouest, comprenant le bassin de Béchar, Nekheila et l’ouest de Kerzaz, et le flux modéré de la partie est, allant de l’Oued Namous, Kerzaz, Gourara à la voûte d’Allal. Cette zonation thermique a une influence directe sur le