GROUPE LOKO, ABIDJAN COTE D’IVOIRE Institut Supérieur de Formation Professionnelle ISFOP PROGRAMME CHAPITRE I : GENERALITES SUR LA GEOLOGIE DU PETROLE CHAPITRE II : PROCESSUS DE FORMATION DES HYDROCARBURES CHAPITRE III : PROCESSUS DE REMPLISSAGE DES RESERVOIRS CHAPITRE IV : ETUDE DU BASSIN SEDIMENTAIRE DE LA CÔTE D’IVOIRE TANOH Yao Parfait, Technicien Supérieur en Mines-Géologie-Pétrole, 2012-2013 Email: [email protected]/ [email protected], Abidjan, Koumassi Facebook: Parfait Yao GROUPE LOKO, ABIDJAN COTE D’IVOIRE Institut Supérieur de Formation Professionnelle ISFOP CHAPITRE I : GENERALITES SUR LA GEOLOGIE DU PETROLE Introduction Notion de ressource énergétique : richesse ou moyen (ressource) dont on peut disposer. Tandis que le terme énergétique est relatif à l’énergie qui elle-même traduit une grandeur physique représentant la faculté que possède un système de corps de pouvoir fournir du travail mécanique. On distingue traditionnellement l’énergie primaire c'est-à-dire consommée à l’état brut et qui regroupe la totalité des combustibles minéraux (charbon, pétrole, gaz naturel) et l’énergie secondaire résultant de la transformation physique d’une source d’énergie primaire (englobant essentiellement le thermoélectricité et surtout les produits pétroliers raffinés et accessoirement les gaz de hauts fourneaux). Cette énergie revêt diverses formes qui peuvent se transformer entre elles. On distingue : - l’énergie mécanique fournie par le travail d’une force, -l’énergie géothermique fournie par une source de chaleur, -l’énergie électrique fournie par l’activité électrique, -l’énergie chimique fournie par les électrons, -l’énergie nucléaire fournie par les rayonnements des longueurs d’ondes variables. Sur le plan économique, la quantité d’énergie dont dispose l’homme pour ses besoins est un facteur important pour définir le degré de développement économique qu’il a atteint. L’utilisation de certaines sources d’énergie . L’énergie géothermique qui fait appel à la chaleur issue des profondeurs de la Terre est généralement utilisée dans les stations hydrothermales (Sauna). . L’énergie marémotrice est une énergie mécanique qui met à profit les mouvements de marrés pour le transport. . L’énergie nucléaire exploite la fission (division d’un noyau atomique lourd en plusieurs fragments légers) des noyaux lourds d’uranium ou de plutonium. . L’énergie solaire généralement utilisée dans les chauffages domestiques. Cette forme d’énergie est cependant difficile à capter, à concentrer et à conserver donc très chère. I- DEFINITION Le terme géologie du pétrole signifie au sens large géologie des hydrocarbures naturels qu’on rencontre dans de nombreux pays du monde sous forme de gaz, liquide, semi-liquide, solide. Le mot pétrole signifie huile de roche, qui était connu depuis l’antiquité. Les premiers puits de pétrole ont été creusés il y a environ un millier d’année en Chine, mais l’essentiel des TANOH Yao Parfait, Technicien Supérieur en Mines-Géologie-Pétrole, 2012-2013 Email: [email protected]/ [email protected], Abidjan, Koumassi Facebook: Parfait Yao GROUPE LOKO, ABIDJAN COTE D’IVOIRE Institut Supérieur de Formation Professionnelle ISFOP produits pétroliers qui étaient vendus sur le marché provenaient des suintements en surface (écoulement en surface). La production faible au départ qui servait à l’éclairage uniquement s’est vite développée avec l’avènement du moteur à explosion. Son importance et sa quantité produite n’ont cessé de croître depuis. A côté de son rôle comme source d’énergie, surtout peu après la seconde guerre mondiale, le pétrole est devenu la matière première la plus importante d’une industrie de croissance rapide qui est la pétrochimie. II- NOTION DE BASE DE LA GEOCHIMIE ET DE LA PHYSIQUE DU PETROLE 1- Chimie Du point de vue chimique, tout pétrole au sens large est un mélange très complexe d’hydrocarbures (H et C) avec des quantités mineurs d’azote(N), d’oxygène(O) et de soufre(S) considérés comme des impuretés. Le pétrole set un mélange d’hydrocarbures dans lesquels les atomes d’ hydrogènes (H) et de carbones(C) forment un grand nombre de structures moléculaires qui donnent naissance aux séries d’hydrocarbures dominantes. a- Classification On distingue généralement les paraffines, les aromatiques et les naphtènes. . Les paraffines ont toutes des chaines saturées ouvertes avec la formule générale CnH2n+2. Les gaz de la série paraffinique sont : le méthane CH4, l’éthane C2H6, le propane C3H8 et le butane C4H10. Les liquides de cette série sont : le pentane C5H12, l’hexane C6H14, etc. jusqu'à des molécules à 20 atomes de carbone.la série paraffinique peut continuer jusqu’à 70 atomes de carbone, ce sont des solides. Les paraffines solides peuvent poser des sérieux problèmes de production et de transport par oléoduc (pipeline) car elle obstrue les tuyaux en se déposant sur les parois. . Les aromatiques ont des chaînes fermées non saturées ou des anneaux avec la formule générale CnH2n-6. Exemple : le benzène C6H6. . Les naphtènes ont des anneaux polycycliques saturés avec la formule générale CnH2n-12. Exemple : La naphtaline C10H8 b- Structures moléculaires Un hydrocarbure est saturé lorsque toutes les valences d’un carbone sont occupées par un hydrogène. Les hydrocarbures saturés sont plus stables et moins réactifs. 2- Physique Le pétrole brut refroidit mais sans gaz dissout est presque toujours un liquide assez foncé (noir, brun, verdâtre) et visqueux à la surface. Sa viscosité souterraine est influencée par la chaleur géothermique mais également influencée par la quantité de gaz dissoute. TANOH Yao Parfait, Technicien Supérieur en Mines-Géologie-Pétrole, 2012-2013 Email: [email protected]/ [email protected], Abidjan, Koumassi Facebook: Parfait Yao GROUPE LOKO, ABIDJAN COTE D’IVOIRE Institut Supérieur de Formation Professionnelle ISFOP a- Viscosité C’est la capacité qu’a un liquide à s’écouler sur une surface plane. La viscosité d’une huile décroit lorsque la quantité de gaz dissout augmente et quand la température augmente. Cette viscosité croit lorsque le nombre d’atome de carbone augmente, elle augmente aussi avec la densité. Les huiles des réservoirs profonds ont tendance à être plus légères que celle des réservoirs superficiels. Plus il y a du gaz en solution, plus la température est élevée et moins basse est la viscosité. La viscosité se mesure avec un viscosimètre. b- La solubilité La solubilité des hydrocarbures dans l’eau est variable. Les hydrocarbures sont solubles dans d’autres hydrocarbures, mais sont très solubles dans le chloroforme, le tetrachloroforme de carbone et le disulfure de carbone. c- La fluorescence L’huile brute et les hydrocarbures sont fluorescents sous une lampe ultraviolette. La fluorescence des hydrocarbures naturels est jaune à marron tandis que celle des produits raffinés est bleue à verte. d- Caractère des mélanges Le gaz naturel est en général un mélange de plusieurs hydrocarbures dont le plus prédominant est le méthane. Ce gaz existe en subsurface soit comme une accumulation indépendante soit en association avec de l’huile ou encore en solution dans l’eau de formation. Les hydrocarbures solides sont relativement rares bien qu’en de nombreux endroits on en rencontre en grandes quantités variables (sable bitumeux à Eboinda) e- Kérogène C’est un minéraloïde bitumeux, solide qui désigne les constituants organiques des roches sédimentaires insolubles dans les solvants organiques et alcalins. C’est la forme la plus répandue à la surface de la matière organique. Il est mille fois plus rependu que le pétrole et le charbon et 50 fois plus que les bitumes dispersés dans les sédiments. Du point de vue chimique, le kérogène est un complexe macromoléculaire composé de noyaux cycliques condensés. C’est une matière intermédiaire entre le pétrole et le charbon. Il peut se transformer partiellement en hydrocarbure sous l’effet de la chaleur pyrobitume. Chimiquement, il diffère de l’huile brute par sa très forte teneur en oxygène et en azote qui doit être éliminée avant que le kérogène puisse devenir du pétrole. Ce kérogène peut être une substance primaire dans le processus de formation du pétrole ou un résidu après la genèse de ce pétrole. TANOH Yao Parfait, Technicien Supérieur en Mines-Géologie-Pétrole, 2012-2013 Email: [email protected]/ [email protected], Abidjan, Koumassi Facebook: Parfait Yao GROUPE LOKO, ABIDJAN COTE D’IVOIRE Institut Supérieur de Formation Professionnelle ISFOP III- ORIGINE DU PETROLE Le pétrole et le gaz ont été découvert dans les terrains allant du début de l’ère primaire jusqu’au milieu de l’ère tertiaire. Dans un champ ou gisement pétrolifère, les hydrocarbures imprègnent sous une pression pouvant atteindre 175 kg /cm2 et à des températures pouvant atteindre 150°C, les interstices (vides) des sables ou des pores des calcaires ou des grès. Un gisement pétrolifère est toujours localisé en un point singulier ou dans une anomalie naturelle permettant au pétrole de se rassembler en un point haut sous une couverture imperméable formant un piège. Le plus souvent il est surmonté d’une couche d’hydrocarbures gazeux et surnage au dessus d’une couche d’eau salée. La couche de terrain sédimentaire à explorer peut atteindre 15000m, mais les puits productifs les plus profonds ne vont pas au delà de 7000m. L’épaisseur d’un gisement dépasse rarement une trentaine de mètre. La plupart des gens pensent que la source principale est la matière organique enterrée dans les sédiments à grains fins (argile) et la diagenèse de cette matière organique mène à la formation d’un protopétrole. Marne Grès Argile Couche imperméable (piège) Roche réservoir Roche mère (matière organique enterrée) Ce protopétrole est une sorte de kérogène résultant de l’action biologique (bactéries) et thermocatalytique. Cette substance sera modifiée par l’environnement physique et chimique avant et pendant jusqu’à devenir finalement du pétrole. Les milieux oxydants sont très peu favorables à la conservation de la matière organique et dont à sa transformation en pétrole. Des observations montrent que la matière organique végétale aboutit à des huiles cireuses (paraffiniques) tandis que la matière organique animale aboutit à des huiles non paraffiniques. La présence d’huile ou de gaz dépend de l’histoire diagénétique de la matière organique, la température jouant un rôle important. Le problème de l’origine du pétrole n’est pas une condition préalable à l’exploration pétrolière. TANOH Yao Parfait, Technicien Supérieur en Mines-Géologie-Pétrole, 2012-2013 Email: [email protected]/ [email protected], Abidjan, Koumassi Facebook: Parfait Yao GROUPE LOKO, ABIDJAN COTE D’IVOIRE Institut Supérieur de Formation Professionnelle ISFOP IV- LES ENJEUX DU PETROLE Les enjeux liés au pétrole sont à la fois économiques, sociaux, environnementaux et géostratégiques. Ressource stratégique devenue extrêmement lucrative, le pétrole attise les convoitises. Certains Etats se font la guerre pour acquérir les gisements de pétrole et de gaz. Les grands Etats cherchent à contrôler les réserves pétrolières et les grandes routes d’approvisionnement. 1- Enjeux économiques Le pétrole étant le plus gros commerce international de matières de la planète en valeur et en volume, il a un poids important dans les équilibres commerciaux. Les grands pays producteurs disposent de recette telle que leur gouvernement ont souvent un excédent public à placer qui leur donne un poids financier important. Les fluctuations du prix du pétrole ont un impact direct sur le budget des ménages, donc sur la consommation dans les pays développés. Elles influent aussi en proportion variable sur le prix de tous les biens et services car tous sont produits en utilisant du pétrole. La découverte de réserves de pétrole dans un pays est souvent perçue comme bénéfique pour son économie. 2- Enjeux sociaux Devenu indispensable à la vie quotidienne dans la plupart des pays développés, le pétrole a un impact social important. On a vu des émeutes parfois violentes suite à des hausses du prix du pétrole. Dans les pays développés, une augmentation du prix du pétrole se traduit par un accroissement du budget consacré à la voiture mais dans les pays les plus pauvres elle signifie moins d’éclairage et moins d’aliments chauds. Outre que le pétrole est utilisé dans toutes les industries mécanisées comme énergie de base, ses dérivées chimiques servent à la fabrication de toute sorte de produits, qu’il soit hygiénique (champoing), alimentaire, de protection, de contenant, de tissu, etc. se faisant, le pétrole est devenu indispensable et par conséquent très sensible stratégiquement (parce qu’il rentre dans la fabrication de plusieurs produits). 3- Enjeux environnementaux L’impact environnemental le plus inquiétant du pétrole est l’émission de dioxyde de carbone CO2 résultant de sa contribution comme carburant. La combustion libère dans l’atmosphère d’autres polluants comme le dioxyde de soufre SO2. L’extraction pétrolière elle-même n’est pas sans impact sur les écosystèmes locaux même si, comme dans toute industrie les risques peuvent être réduits par des pratiques vigilantes. Néanmoins, certaines régions fragiles sont fermées à l’exploitation du pétrole, en raison des craintes pour les écosystèmes et la biodiversité. Enfin les fuites de pétrole et de production peuvent être parfois désastreuses, l’exemple le plus spectaculaire étant celui des marrées noires. TANOH Yao Parfait, Technicien Supérieur en Mines-Géologie-Pétrole, 2012-2013 Email: [email protected]/ [email protected], Abidjan, Koumassi Facebook: Parfait Yao GROUPE LOKO, ABIDJAN COTE D’IVOIRE Institut Supérieur de Formation Professionnelle ISFOP 4- Enjeux scientifiques et techniques L’exploration et l’exploitation pétrolières ont exigées le progrès de nombreuses sciences et technologies pour leur développement. La gravimétrie, la sismique, la diagraphie, la géophysique ont été développées pour l’exploration pétrolière dès les années 1920. La production a exigée de la sidérurgie des matériaux résistants aux gaz acides, aux pressions et températures. 5- Enjeux géostratégiques Depuis le tout début du XXesiècle, le pétrole est devenu une donnée essentielle de la géopolitique. La géopolitique du pétrole décrit l’impact des besoins en pétrole, matière première devenue essentielle à la vie économique mondiale, sur le comportement des pays les plus puissants. La dépendance des pays développés envers cette matière première est telle que sa convoitise a déclenchée ou influée sur le coût de plusieurs guerres. TANOH Yao Parfait, Technicien Supérieur en Mines-Géologie-Pétrole, 2012-2013 Email: [email protected]/ [email protected], Abidjan, Koumassi Facebook: Parfait Yao GROUPE LOKO, ABIDJAN COTE D’IVOIRE Institut Supérieur de Formation Professionnelle ISFOP CHAPITRE II : LES PROCESSUS DE FORMATION DES HYDROCARBURES I- GENERALITES Dans les profondeurs de la Terre, les hydrocarbures naissent à partir de la matière organique (MO) de plantes ou d’animaux morts. Leur genèse s’étale sur des dizaines de millions d’années et s’opère seulement dans les conditions physiques, chimiques et géographiques bien particulières. Les hydrocarbures (HC) sont constitués de molécules composés d’atomes se d’hydrogène (H) et de carbone (C). Lorsqu’elles sont exposées à l’air, ces molécules entrent en contact avec de l’oxygène (O) et servent de nourriture aux bactéries aérobies (microorganismes vivant dans les milieux où il y a de l’air). Cela déclenche diverses réactions chimiques : oxydé par l’oxygène, biodégradé par les bactéries qui les digèrent, les HC se en eau et en CO2. De ce fait il n’y a aucun gisement de pétrole et de gaz à la surface de la terre, zone en contact plus ou moins direct avec l’atmosphère. Pour trouver des gisements d’HC liquides ou gazeux, il faut s’enfoncer à plusieurs centaines de mètres sous la surface terrestre. Il se forme à plusieurs centaines de mètres sous la surface terrestre au moins à 1000m jusqu’à une profondeur de 10km. Au-delà de cette profondeur, les molécules d’HC sont détruites à cause de la température qui augmente dans le sous sol en moyenne 30°C/100m. Les différentes étapes de la formation des HC sont : _ Dépôt de la matière organique _ Action des bactéries _ Transformation de la matière organique II- DEPOT DE LA MATIERE ORGANIQUE Le pétrole et le gaz naturel sont d’origine organique. Les HC sont issus de la transformation de la MO de plantes ou d’animaux morts il y a des dizaines de millions d’années et accumulés dans les sédiments au fond des océans. La MO générant les HC est composée d’une infime partie de la masse organique (0,1%) provenant du continent et en grande partie de la MO provenant des océans. Quand un organisme vivant meurt à la surface de la Terre, la matière qui le compose est soit détruite (par les prédateurs, par les charognards ou par les bactéries aérobies), soit oxydé. Les atomes d’H et de C qu’elle contient se combinent avec les atomes d’O présents dans l’air. Ainsi la MO se transforme en H2O ou en CO2. Cependant une infime partie de cette masse organique échappe à ce destin. Accumulée dans les sédiments fins et transportée par les cours d’eaux cette matière se dépose parfois au fond des mers. Elle constitue la charge terrigène contenant la MO provenant du continent. Dans ce milieu peu oxygéné, peu agité par les courants marins, elle est en partie préservée. La MO transportée et déposée se mélange aussi aux planctons marins morts (débris de microorganismes animaux : zooplancton et végétaux : phytoplancton). Ces planctons marins accumulés dans les sédiments constituent la charge allochimique renfermant la MO produite sur place dans les TANOH Yao Parfait, Technicien Supérieur en Mines-Géologie-Pétrole, 2012-2013 Email: [email protected]/ [email protected], Abidjan, Koumassi Facebook: Parfait Yao GROUPE LOKO, ABIDJAN COTE D’IVOIRE Institut Supérieur de Formation Professionnelle ISFOP bassins marins. La MO pour être préservée et générer des HC, doit atteindre la fond du bassin sédimentaire et se déposer dans des environnements caractéristiques d’un : - Milieu réducteur ou pauvre en oxygène ou milieu anaérobie Milieu protégé de l’action des bactéries aérobies Milieu calme Milieu confiné (fermé) ou imperméable Charge terrigène + organique charge allochimique + organique Delta Offshore …………….………. O2 Eau O2 Glacis Sédiments+MO (CHNO) III- ACTION DES BACTERIES Au cours de la sédimentation, la MO déposée dans les sédiments est soumise à l’action des bactéries anaérobies. De ce fait, les sédiments se transforment en boue sombre et malodorante. Elles se convertissent alors (au cours de la diagenèse) en roche contenant de la MO susceptible de se transformer en HC. Cette roche est appelée roche mère. Ce sont les bactéries anaérobies dans la roche mère qui transforme la MO en kérogène qui deviendra plus tard des HC. La couche de sédiments dans laquelle se forment les HC est appelée roche mère. Les sédiments concernés sont les sédiments fins tels que les argiles, marnes, calcaires, vases,… . Ainsi dans ces sédiments imperméables qui constituent un milieu confiné, les conditions d’anaérobiose s’y installent définitivement et permettent la préservation de la MO. Le site concerné doit présenter une ou plusieurs caractéristiques exceptionnelles : - Un climat chaud favorisant le développement d’importantes quantités de plancton. La proximité de l’embouchure d’un grand fleuve charriant beaucoup de débris végétaux. TANOH Yao Parfait, Technicien Supérieur en Mines-Géologie-Pétrole, 2012-2013 Email: [email protected]/ [email protected], Abidjan, Koumassi Facebook: Parfait Yao GROUPE LOKO, ABIDJAN COTE D’IVOIRE Institut Supérieur de Formation Professionnelle ISFOP Pas de montagnes à proximité pour limiter le volume des sédiments minéraux au sein de la roche. IVTRANSFORMATION DE LA MATIERE ORGANIQUE - . Mécanisme de transformation En s’enfouissant dans le sol, la roche mère est soumise à des températures de plus en plus fortes. Dans la même temps la MO qui la compose se retrouve écrasée par le poids des sédiments qui s’accumulent, la pression augmente de 25bar tous les 100m. Ainsi à 1km sous la Terre, il fait déjà 50°C sous une pression de 1bar. Dans ces conditions physiques la MO évolue progressivement : Les atomes de C et de H se réorganisent et s’associent avec l’O encore présent dans la roche. Par compte le peu d’O libre dans le sédiment est rapidement consommé par l’oxydation d’une partie de la MO. Cela entraine rapidement des conditions anoxiques dans le sédiment c'est-à-dire sans oxygène qui définit un milieu anaérobie. Les atomes de S, N et P finissent par disparaître. Dans ce milieu la MO composée de CHON est protégée de l’oxydation, mais non de l’action des bactéries anaérobies. Ces bactéries n’ont pas besoin d’O libre, mais viennent chercher dans les molécules organiques l’O et l’N dont elles ont besoin pour leur métabolisme. Elles soustraient alors les CHON, les O et les N, laissant les atomes de C et d’H, c’est la dégradation biochimique de la MO. Ainsi la MO se transforme en kérogène. Il s’agit d’un matériau intermédiaire composé d’eau, de CO2, de C et d’H qui se transformera ensuite en HC. . Phase de transformation de la MO La transformation de la MO en fonction de l’enfouissement, en fonction de la température et de la pression se résume en 3 phases : - La diagenèse C’est la première phase de l’évolution de la MO à la fin de laquelle le kérogène est généré. Au cours de cette phase la MO subit une dégradation biochimique, une hydrolyse et une polycondensation. Au cours de cette étape on obtient le kérogène et aussi le méthane. C’est la phase dite immature (T°<60°C). - La catagenèse C’est la seconde phase de l’évolution de la MO avec une température comprise entre 60°C et 120°C (60°C≤T≤120°C). Durant cette phase, les réactions de craquage thermique ont lieu et les HC liquides (pétrole) sont générés. A ce stade également il y a formation de gaz humide ou condensat. C’est la phase dite mature et détermine la ʽʽfenêtre à huileʼʼ. TANOH Yao Parfait, Technicien Supérieur en Mines-Géologie-Pétrole, 2012-2013 Email: [email protected]/ [email protected], Abidjan, Koumassi Facebook: Parfait Yao GROUPE LOKO, ABIDJAN COTE D’IVOIRE Institut Supérieur de Formation Professionnelle ISFOP - La métagenèse C’est la phase ultime de l’évolution du kérogène. La température augmentant avec la profondeur, on du gaz en abondance provenant du craquage du pétrole. On parle de ʽʽfenêtre à gazʼʼ situé de 3000m de profondeur. C’est la phase surmature de la transformation dont la température est au-delà de 120°C (T=120°C). . Horizon spécifique de formation du pétrole et du gaz Une des premières molécules à se former est le méthane. Ce méthane se forme dans les couches supérieures du sédiment, on dit qu’il s’agit de la dégradation biochimique d’un gaz biogénique car il est le produit de la dégradation biochimique de la MO. A mesure de l’empilement des sédiments sur le planché océanique, les molécules d’HC sont amenées à des températures et pressions de lus en plus élevées. C’est le processus d’enfouissement. Les molécules d’HC vont devenir de plus en plus complexes. La dégradation passera de biochimique à thermique. Profondeur en km MATIERE ORGANIQUE C-H-N-O 0 Dégradation biochimique 1000m kérogène 2000m dégradation thermique 3000m HUILE 4000m carbonatation GAZ Résidu de Carbone 70% Hydrocarbures générés TANOH Yao Parfait, Technicien Supérieur en Mines-Géologie-Pétrole, 2012-2013 Email: [email protected]/ [email protected], Abidjan, Koumassi Facebook: Parfait Yao GROUPE LOKO, ABIDJAN COTE D’IVOIRE Institut Supérieur de Formation Professionnelle ISFOP Le schéma ci-dessus résume le processus de formation de l’huile et de gaz en fonction de l’enfouissement de la roche mère. L’axe horizontal du diagramme exprime le pourcentage d’hydrocarbures générés. L’axe vertical exprime la profondeur d’enfouissement. Dans le premier 1000m, les bactéries continues toujours d’agir. Dans cette zone le processus de dégradation biochimique transforme les matières organiques en kérogène qui est une sorte de pétrole embryonnaire. Sous les 1000m, la dégradation biochimique est transformée par la transformation contrôlée par l’augmentation de la température : c’est la dégradation thermique des kérogènes. Entre 2000m et 3000m, le kérogène produit plus d’huile. En dessous des 3000m, la production d’huile devient insignifiante. Par contre à partir de 2500m ; la production de gaz devient importante. Il s’agit d’un gaz qu’on qualifie de thermogénique puisqu’il est le produit de la dégradation thermique du kérogène. A 3500m, on a plus la production d’huile mais une grande quantité de gaz. La dégradation thermique conduit progressivement à des phénomènes de carbonatisation qui transforment les kérogènes non transformés en huile ou en gaz en résidu de carbone. Si l’enfouissement continu au-delà de 4000m, le pétrole et le gaz sont détruits. Il y a donc des conditions spécifiques d’enfouissement pour former huile ou gaz. En langage pétrolier on appelle “fenêtre à huile" la zone de profondeur où se forme l’huile (2000m-3000m), et fenêtre à gaz le domaine de formation de gaz. Ce qui explique aussi que dans un champ de pétrole il y a toujours de l’huile et du gaz. Ces valeurs de profondeurs ne sont pas absolues. Elles sont indicatives car le gradient géothermique peut varier d’une région à une autre. Une région qui a connue du magmatisme récent aura un gradient géothermique plus élevé qu’une région où le magmatisme a cessé depuis longtemps. Par conséquent les hydrocarbures se formeront à de plus faibles profondeurs. - Proportion de liquide et de gaz formée Elle dépend de la nature de matière organique composant la roche mère. Si les débris organiques qui la compose sont principalement d’origine animale, elle donnera plus de pétrole que de gaz/ par contre si elle est constituée de débris végétaux, elle donnera plus de gaz que d’huile. NB : au bout d’un certain temps, la roche mère va épuiser tout son potentiel et ne produira plus d’hydrocarbures. Ainsi, avec une sédimentation moyenne de 50m/million d’année, il faut 60 millions d’années pour que les animaux morts se transforment en hydrocarbures liquides localisées aujourd’hui à 3000m de profondeur. Dès lors on comprend pourquoi le pétrole est classé parmi les énergies non renouvelables. TANOH Yao Parfait, Technicien Supérieur en Mines-Géologie-Pétrole, 2012-2013 Email: [email protected]/ [email protected], Abidjan, Koumassi Facebook: Parfait Yao GROUPE LOKO, ABIDJAN COTE D’IVOIRE Institut Supérieur de Formation Professionnelle ISFOP CONCLUSION Le pétrole et le gaz sont générés dans les roches sédimentaires appelées roches mères. Ce sont des roches riches en matières organiques constituées d’argile, de calcaire, et de ces roches mères sont sous l’influence des bactéries anaérobies, de la température et de la pression en milieu confiné. La matière organique contenue dans ces roches dans ces conditions se transforme en kérogène qui évoluera pour donner du gaz naturel et du pétrole. A ce stade de formation des hydrocarbures, on est encore bien loin d’un champ de pétrole. Il faut satisfaire encore à plusieurs conditions, seules les deux premières conditions ont été remplies : accumuler de la matière organique dans les sédiments protégés de l’oxygénation et avoir atteint les conditions d’enfouissement spécifiques à sa transformation en pétrole. On a seulement une certaine quantité d’hydrocarbures liquide et gazeux sous forme de gouttelettes disséminées dans la roche mère. Pour ce fait, il faut que les hydrocarbures se concentrent et soient piégés dans une roche réservoir en passant par des voies de migration. TANOH Yao Parfait, Technicien Supérieur en Mines-Géologie-Pétrole, 2012-2013 Email: [email protected]/ [email protected], Abidjan, Koumassi Facebook: Parfait Yao GROUPE LOKO, ABIDJAN COTE D’IVOIRE Institut Supérieur de Formation Professionnelle ISFOP CHAPITRE III : LES PROCESSSUS DE REMPLISSAGE DES RESERVOIRS Introduction Formé en milieu marin dans la plupart des cas, les hydrocarbures sont toujours contenus dans les roches mères imprégnées d’eau. Les hydrocarbures étant plus légers que l’eau, soumis à la pression hydrostatique ont tendance à remonter vers le haut à la surface de la Terre. En effet, les hydrocarbures sont expulsés de la roche mère vers des roches poreuses et perméables (roches réservoirs) pour être piégés ou jusqu’à aussi remonter une barrière. Il faut en arriver à ce que les gouttelettes d’hydrocarbures se concentrent dans les roches réservoirs en quittant la roche mère plus compacte et imperméable. Ce mouvement lent et continu est appelé migration. Gouttelettes d’HC •• • particules • • • •• • • Pétrole • Roche mère migration roche réservoir Ce phénomène de déplacement des hydrocarbures contrôlé par des facteurs se subdivise en 2 phases : la migration primaire et migration secondaire. I. FACTEURS DE LA MIGRATION La vitesse de migration des hydrocarbures dépend de la perméabilité de chaque roche qu’ils traversent c'est-à-dire de sa capacité à laisser circuler les fluides. En outre, les molécules de gaz ont une ascension plus rapide que les molécules de pétrole parce qu’elles sont plus petites et plus mobiles. Parfois les molécules d’hydrocarbures sont freinées dans leur progression par une roche moins perméable. Elles peuvent néanmoins poursuivre leur migration en pénétrant dans les failles éventuelles de cette roche ou en passant à travers une roche voisine plus perméable. Il arrive toute fois qu’une partie des hydrocarbures ne puisse poursuivre leur ascension : - Soit parce qu’ils se dissolvent dans l’eau contenue dans la roche traversée. Soit parce qu’ils restent collés aux grains qui composent la roche. Ce phénomène se nomme perte de migration. Ces pertes peuvent être très importantes surtout si l’huile et le gaz parcourent un long trajet au cours de leur progression. De ce fait TANOH Yao Parfait, Technicien Supérieur en Mines-Géologie-Pétrole, 2012-2013 Email: [email protected]/ [email protected], Abidjan, Koumassi Facebook: Parfait Yao GROUPE LOKO, ABIDJAN COTE D’IVOIRE Institut Supérieur de Formation Professionnelle ISFOP une certaine des hydrocarbures issue des roches mères ne pourra jamais faire l’objet d’une exploitation pétrolière. II. LES DIFFERENTES PHASES DE LA MIGRATION 1. Migration primaire Elle intervient après la formation des hydrocarbures et correspond au déplacement des hydrocarbures des roches mères vers les roches réservoirs. L’expulsion des hydrocarbures vers les roches réservoirs est due à 2 facteurs : - La microfissuration des roches mères La génération de roche mère naturellement imperméable, entraine une augmentation du volume de fluide pressent à l’intérieur de celle-ci. Cela va créer des microfissurations à l’intérieur de la roche mère par lesquelles les hydrocarbures sont expulsés vers les eaux de faible pression qui sont les roches réservoirs. - La pression ou le poids des sédiments sus-jacents Les sédiments sus-jacents exercent une pression continue sur les sédiments sous-jacents. L’augmentation de cette pression est proportionnelle à la solubilité des hydrocarbures dans l’eau. Cette pression entraine l’expulsion de l’eau et avec celle des hydrocarbures qui précipitent dans les niveaux réservoirs. 2. Migration secondaire Cette migration correspond au déplacement des hydrocarbures à l’intérieur de la roche réservoir. Les hydrocarbures dans la roche réservoir continuent toujours leur migration vers le haut jusqu’à rencontrer une barrière. Les hydrocarbures expulsés avec l’eau cherchent à se stationner plus haut que l’eau en fonction de leur densité sous l’action de la gravité et l’hydrodynamisme. De ce fait, dans un gisement les hydrocarbures occupent les parties hautes des réservoirs fermés tandis que l’eau occupe les parties basses. Ce schéma montre la superposition des composantes d’un gisement en fonction de leur densité. Du haut vers le bas nous avons : - Le gaz plus léger Le pétrole moins dense L’eau plus dense Les molécules d’hydrocarbure formées dans la roche mère se trouvent dispersées et mélangées à l’eau. Sous la pression hydrostatique, le fluide (pétrole+gaz) migre de la roche mère pour se concentrer dans une couche de roche perméable et poreuse qui lui sert de réservoir. Dans ce réservoir une séparation de phase au sein du fluide expulsé s’effectue en fonction de la densité respective de chaque composant. Cela se réalise de sorte que le gaz se TANOH Yao Parfait, Technicien Supérieur en Mines-Géologie-Pétrole, 2012-2013 Email: [email protected]/ [email protected], Abidjan, Koumassi Facebook: Parfait Yao GROUPE LOKO, ABIDJAN COTE D’IVOIRE Institut Supérieur de Formation Professionnelle ISFOP concentre dans la partie haute, le pétrole dans la partie moyenne et l’eau dans la partie basse. La migration permet en quelque sorte de concentrer les gouttelettes d’hydrocarbure disséminées dans la roche mère en gisement dans le réservoir. III. PIEGEAGE DES HYDROCARBURES Contrairement à ce qu’on pense, les hydrocarbures se trouvent rarement là où ils se sont formés. Expulsés des roches mères les hydrocarbures remontent vers la surface en se retrouvant dans des roches poreuses et perméables appelées roches réservoirs. Celles-ci sont affectées de pièges dans lesquels les hydrocarbures se concentrent. Ces réservoirs à pétrole sont hermétiquement fermés par des couches imperméables formant une couverture du gisement pour freiner la migration des hydrocarbures vers la surface. Les roches dites réservoirs ont la capacité d’accueillir une certaine quantité d’hydrocarbure. Quant aux roches couvertures qui surmontent ces réserves, elles ont le pouvoir de freiner le pétrole et le gaz dans leur migration vers la surface. 1. Réservoirs à hydrocarbure Pour qu’il y ait gisement de pétrole, il faut que les hydrocarbures aient été après leur formation rassemblés puis piégés dans des réservoirs. En effet, lorsque la migration continue jusqu’à la surface, les hydrocarbures risquent de se disperser (pour les gaz) ou s’oxyder (pour le pétrole liquide), ne laissant sur le sol que les résidus solides (bitume) inexploitables. Pour les conserver il faut donc un piège. Le piège idéal est un réservoir constitué de roches poreuses et perméables appelées roches réservoir où le pétrole va s’emmagasiner dans les interstices. Ces roches se comportent comme des éponges absorbant les hydrocarbures. Le réservoir est généralement poreux et perméable capable de récupérer et piger les hydrocarbures. Il se présente sous forme de formation sédimentaire dont la porosité permet de retenir de l’eau, des hydrocarbures. Quatre éléments essentiels caractérisent le réservoir. Ce son t : la nature lithologique de la roche constituant le réservoir, la porosité, le contenu en fluide et la perméabilité. 2. Roche d’un réservoir à pétrole Elle implique la nature lithologique du réservoir. C’est la partie de la roche poreuse renfermant des interstices qui peuvent contenir des hydrocarbures en grande quantité. Du point de vue lithologique, les roches réservoirs sont généralement constituées de roches sédimentaires non métamorphisées telles que les grès et les carbonates. Néanmoins dans des conditions exceptionnelles des schistes peuvent constituer des réservoirs. Les roches réservoirs peuvent être classées en 3 groupes qui sont : - Les réservoirs détritiques Les réservoirs chimiques et biochimiques Les réservoirs divers TANOH Yao Parfait, Technicien Supérieur en Mines-Géologie-Pétrole, 2012-2013 Email: [email protected]/ [email protected], Abidjan, Koumassi Facebook: Parfait Yao GROUPE LOKO, ABIDJAN COTE D’IVOIRE Institut Supérieur de Formation Professionnelle ISFOP Dans cette classification, on peut distinguer des réservoirs qui sont des complexes intermédiaires composés de roches de nature lithologique différente. Ils sont désignés sous le nom du constituant dominant accompagné du constituant mineur. EX : réservoir de sable calcaire, de calcaire argileux De gros champs pétrolifères connus et exploités dans le monde ont constitués de 60% de roches détritiques essentiellement composées de sables et de grès, 30% à 40% de ces champs sont des réservoirs chimiques et biochimiques et 1% ne concernent seulement les roches métamorphiques et volcaniques. 3. Nature du fluide dans un réservoir A l’intérieur d’un réservoir on trouve des hydrocarbures piégés mais aussi de l’eau résiduelle. Plus légers que cette eau, les hydrocarbures migrent au dessus des nappes aquifères. Ils sont alors arrêtés dans leur progression par les roches couvertures imperméables. Par ailleurs, les pièges à hydrocarbures peuvent contenir : - Seulement du gaz Seulement du pétrole A la fois du pétrole et du gaz Dans ce dernier cas le gaz plus léger que le pétrole est stocké dans la partie supérieure du piège. Néanmoins, même dans les accumulations de pétrole seul, on trouve du gaz dissout en quantité importante. De même qu’sein des réservoirs de gaz on constate toujours la présence d’une fraction d’hydrocarbures liquides légers, le condensât. Si ces réserves sont un jour exploitées, le gaz dissout dans le pétrole brut sera transformé en GPL (Gaz de Pétrole Liquéfié) employé notamment comme carburant. Quant aux condensats, ils seront raffinés pour donner du naphta (matière première en pétrochimie) ou en kérosène (carburant utilisé en aviation). 4. Caractéristiques physiques d’un réservoir Les roches réservoirs sont des roches combinant porosité et perméabilité qui intéressent beaucoup les pétroliers. En effet, elles sont potentiellement remplies de gaz ou de pétrole qui pourront se déplacer rapidement dans la roche lorsqu’on les pompera pour les exploiter. La qualité des réservoirs est donc caractérisée par sa porosité (plus la roche est poreuse plus le volume du pétrole contenu est grand) et sa perméabilité (possibilité d’extraire le pétrole). la porosité Dans une roche poreuse, les grains sont en contact les uns avec les autres mais des espaces vides subsistent entre eux. Ces espaces définissent la porosité de chaque roche. La porosité est l’ensemble des vides ou cavités qui subsistent entre les particules des sédiments consolidés de la roche réservoir. Elle correspond au rapport de ces espaces intergranulaires et le volume TANOH Yao Parfait, Technicien Supérieur en Mines-Géologie-Pétrole, 2012-2013 Email: [email protected]/ [email protected], Abidjan, Koumassi Facebook: Parfait Yao GROUPE LOKO, ABIDJAN COTE D’IVOIRE Institut Supérieur de Formation Professionnelle ISFOP total du sédiment. Désigné par ɸ, elle s’exprime en %. Plus le pourcentage de vide d’une roche est important plus celle-ci est poreuse. Porosité ɸ = (volume des vides Vv/ volume total Vt) × 100 La porosité varie de 5% à 40%. Il existe 3 types de réservoir en fonction de leur porosité : - réservoir de faille : ɸ<45% réservoir de porosité moyenne : 10%< ɸ<20% réservoir de bonne porosité : ɸ>20% En fonction de l’espace du fluide imprégné, on distingue la porosité totale ou brute et la porosité effective qui est le rapport entre le volume le volume des vides remplis (par l’eau et les hydrocarbures) et le volume total des vides. Porosité effective = (volume des vides remplis/ volume total des vides)×100 Perméabilité des réservoirs Les roches poreuses ont souvent une bonne perméabilité même si l’association de ces 2 qualités au sein d’une même roche n’est pas systématique. Ainsi, l’argile est poreuse car constituée de particules séparées par des vides importants. Cependant, elle est imperméable car ces particules constituent des feuillets empilés sérés les uns contre les autres qui limitent la circulation. Une roche poreuse n’est pas forcement perméable. Pour qu’elle le soit, il faut que les vides qui définissent la porosité soient en communication, laissant la libre circulation des fluides qu’ils peuvent contenir. La perméabilité est donc la capacité d’une roche à se laisser traverser par un fluide (liquide+gaz). Elle est composée par plusieurs variables qui sont : - La géométrie des pores La taille des pores Les forces capillaires entre les roches et les fluides imprégnés La pression hydrostatique. 5. Pièges à hydrocarbure Le piège est une structure tectonique et stratigraphique qui affecte les sédiments permettant de maintenir les hydrocarbures dans le réservoir. Pour que l’exploitation du gisement soit économiquement viable, il faut qu’une grande quantité d’hydrocarbure soit accumulée dans un vaste volume fermé que l’on appelle piège à hydrocarbure. On peut définir un piège comme étant une anomalie géologique d’origine tectonique (faille, anticlinal) ou d’origine stratigraphique (biseau, récif) ou lithologique au sein d’une roche poreuse et perméable recouverte par une roche imperméable. TANOH Yao Parfait, Technicien Supérieur en Mines-Géologie-Pétrole, 2012-2013 Email: [email protected]/ [email protected], Abidjan, Koumassi Facebook: Parfait Yao GROUPE LOKO, ABIDJAN COTE D’IVOIRE Institut Supérieur de Formation Professionnelle ISFOP IV. FACTEURS LIMITANT LES PIEGES A HYDROCARBURE Une fois pris au piège, les hydrocarbures ne sont pas à l’abri d’éventuelles dégradations. Ainsi, si une accumulation d’hydrocarbures se trouve à moins de 1000 m de profondeur, elle risque d’être infiltrée par les eaux de pluie. Or ces eaux contiennent de bactéries et de l’oxygène qui rentrent en contact avec les particules de pétrole et de gaz. Cela déclenche des réactions chimiques qui transforment les hydrocarbures en eau et n dioxyde de carbone. Au bout d’un certain temps, le pétrole initial sera dégradé. Il ne restera dans le piège que des hydrocarbures solides, lourds et visqueux plus difficile à exploiter que le pétrole liquide ainsi que le gaz. Au delà de 1000 m de profondeur, la température est supérieure à 50°C et les bactéries responsables de cette dégradation ne survivent pas. Pétrole et gaz se retrouvent alors dans des conditions de conservation améliorée. Néanmoins, les accumulations situées en profondeur peuvent être perturbées. S’ils ne sont pas menacés par les bactéries ou l’oxygène, les pièges situés en profondeur peuvent être soumis à des mouvements tectoniques similaires à ceux qui les ont parfois engendrés. Les mouvements affectant les roches peuvent générer des fractures qui rendent le piège moins hermétique : parcourue de fractures, la roche couverture laisse les hydrocarbures s’échapper. Si elles sont plus violentes, les secousses tectoniques peuvent même détruire le piège en le réduisant ou n faisant disparaître sa fermeture. V. DIFFERENTS TYPES DE PIEGES Il existe plusieurs types de pièges avec de nombreuses variantes mais on les classe en 3 classes qui sont : - Les pièges structuraux Les pièges stratigraphiques Les pièges mixtes 1. Les pièges structuraux Ce sont les plus répandus et engendrés par des déformations de terrain. En effet, l’enveloppe rocheuse qui recouvre la Terre est agitée par le mouvement. Elle est fragmentée en 12 plaques tectoniques gigantesques qui se rapprochent les unes des autres entrant en collision. Sous l’effet de ces mouvements, les couches rocheuses se plissent et les failles apparaissent. L’organisation des roches peut alors être modifiée. De ce fait, les roches réservoirs plissées ou faillées se retrouvent parfois environnées de toute part par des roches couvertures formant un piège. Il existe 2 types de pièges structuraux : les pièges de type anticlinal et par faille. Piège de type anticlinal Né d’un plissement rocheux du fait de la pression latérale des couches environnantes, les pièges de type anticlinal ont une forme de dôme, de structure bombée. Ce sont les pièges structuraux les plus courants. Dans ce cas, le piège se trouve au sommet de plis anticlinaux ou alternent roches perméables et roches imperméables. Les fluides se déplacent des points de TANOH Yao Parfait, Technicien Supérieur en Mines-Géologie-Pétrole, 2012-2013 Email: [email protected]/ [email protected], Abidjan, Koumassi Facebook: Parfait Yao GROUPE LOKO, ABIDJAN COTE D’IVOIRE Institut Supérieur de Formation Professionnelle ISFOP plus forte pression aux points de plus faible pression c'est-à-dire du bas vers la haut. Ces fluides sont un mélange d’eau et de gouttelettes d’huile et de gaz. A cause de la barrière à la migration que forme la couche imperméable, les fluides s’accumulent dans la partie haute du pli. Il se fait une séparation des phases selon leur densité respective. Le gaz occupera la partie la plus haute suivi de l’huile et de l’eau. Piège par faille Une autre situation propice à la formation d’un piège est offerte lorsque les fluides circulant dans une couche perméable sont coincés sous des couches imperméables dans un biseau formé par le déplacement des couches en la faveur des failles. 2. Les pièges stratigraphiques Les pièges stratigraphiques sont composés de couches sédimentaires qui n’ont pas subit de déformation tectonique. Une roche couverture y enveloppe complètement une roche réservoir. Parfois ce sont des dômes de sel qui font office de roches couvertures dans ce genre de piège. Parmi ces pièges on peut distinguer les lentilles de sables, des biseaux sous discordance et des récifs. Les lentilles de roche ou de sédiments sableux Très perméables contenus dans les couches perméables peuvent aussi servir de piège (partie inférieure droite du piège C (voir figure ci-dessous)). Par exemple, c’est la situation sur le delta du Mississipi où les sédiments imperméables boueux, riches en matières organiques à l’origine servent de roche mère les lentilles de sable servent de réservoir. Les biseaux sous discordances angulaires Recouvert par des couches imperméables, ils constituent des pièges à hydrocarbures (partie supérieure droite du piège stratigraphique C (voir figure C)). Les récifs Les dépôts de récifs coraux scellés de toute part par une formation imperméable servent de piège à hydrocarbures. 3. Les pièges mixtes Il y a aussi des pièges qui sont associés aux dômes ou diapirs de sel (piège mixte d (voir figure ci-dessous)). Ce sont des couches plastiques plissées constituées de sels ou d’anhydrides mis en place par la compression des couches sédimentaires environnantes donnant lieu à des montées de sel par endroit. Dans ce schéma, lorsque les diapirs de sel se sont mis en place (un peu à la manière d’un intrusif), ils ont retroussés et créées des biseaux qui sont scellés par les couches imperméables et par le sel lui-même qui est imperméable. TANOH Yao Parfait, Technicien Supérieur en Mines-Géologie-Pétrole, 2012-2013 Email: [email protected]/ [email protected], Abidjan, Koumassi Facebook: Parfait Yao GROUPE LOKO, ABIDJAN COTE D’IVOIRE Institut Supérieur de Formation Professionnelle ISFOP Figure : LES DIFFERENTS PIEGES D’HYDROCARBURE VI. ROCHES COUVERTURES La formation des hydrocarbures dans la roche mère, leur migration et leur rencontre avec une roche réservoir ne suffisent pas pour former une poche de pétrole ou de gaz pour constituer un champ exploitable. En effet, si les molécules d’hydrocarbures ne sont pas stoppées dans leur migration, elles ne feront transiter dans la roche réservoir. Elles ne pourront s’accumuler dans cette roche. Pour former une réserve d’hydrocarbures, il faut une donc une roche réservoir qui fasse office de barrière au dessus de la couche réservoir en le fermant hermétiquement pour ne pas que le pétrole s’échappe. On l’appelle roche couverture. Les meilleures roches couvertures sont les plus imperméables à savoir les argiles et les couches de sel cristallisées qui sont des évaporites (le gypse ou l’anhydride). Cependant toute roche suffisamment TANOH Yao Parfait, Technicien Supérieur en Mines-Géologie-Pétrole, 2012-2013 Email: [email protected]/ [email protected], Abidjan, Koumassi Facebook: Parfait Yao GROUPE LOKO, ABIDJAN COTE D’IVOIRE Institut Supérieur de Formation Professionnelle ISFOP imperméable peut constituer une roche couverture à l’exception de certains carbonates très compacts, les siltites. CONCLUSION Quatre conditions doivent être réunies pour avoir des réserves de pétrole exploitables : - La présence d’une roche mère ; Des conditions favorables à la transformation de la matière organique qu’elles renferment en hydrocarbures ; Des voies de migration vers une roche poreuse et perméable et Un piège fermé hermétiquement par une roche couverture. TANOH Yao Parfait, Technicien Supérieur en Mines-Géologie-Pétrole, 2012-2013 Email: [email protected]/ [email protected], Abidjan, Koumassi Facebook: Parfait Yao GROUPE LOKO, ABIDJAN COTE D’IVOIRE Institut Supérieur de Formation Professionnelle ISFOP CHAPITRE IV : ETUDE DU BASSIN SEDIMENTAIRE DE LA CÔTE D’IVOIRE I. PRESENTATION GEOGRAPHIQUE ET STRUCTURALE La géologie de la Côte d’Ivoire se compose par un socle précambrien appartenant au craton Ouest africain et occupe 97% du territoire et par une couverture sédimentaire datant du crétacé à actuelle représentant 3% du territoire. Le bassin sédimentaire de Côte d’Ivoire est le plus occidental des bassins côtiers du golf de Guinée. Il s’étend le long de la côte ouest africaine du Libéria au Ghana entre les longitudes 3°05’W et 5°30’W et les latitudes 5°20’N et 5°40’N. C’est un bassin de type transformant né de l’ouverture de l’Atlantique Sud au crétacé inférieur. Il est sous la dépendance de 2 failles majeures transformantes de direction ENE-WSW. Ce sont : - La faille de Saint Paul au nord qui prolonge sur le continent par un accident majeur dénommé faille des lagunes. La fracture de la Romanche au sud qui se prolonge au Ghana. Le bassin comprend une partie terrestre (on shore) et une partie immergée (off shore). 1. Le bassin on shore Il est étroit et s’étire d’Ouest (Sassandra) en Est (frontière ivoiro-ghanéenne) sur environ 360 km. Sa superficie totale est de 800 km2 et son épaisseur 3 d’Ouest en Est atteignant 35 km maximum. La faille des lagunes subdivise l’on shore en 2 parties : Une partie Nord (5000 km2) caractérisée par une sédimentation peu épaisse. Une partie Sud (3000 km2) caractérisée par une sédimentation très épaisse supérieure parfois à 5000 m. 2. Le bassin off shore (partie immergée) - Très vaste (80 à 150 km de large), elle constitue l’essentiel du bassin sédimentaire ivoirien. Le bassin s’étend d’Est en Ouest depuis la côte jusqu’à des profondeurs d’eau supérieure à 3000m. L’off shore est subdivisé en 2 marges : - La marge de San-Pédro qui s’étend de la frontière libérienne jusqu’à Grand-Lahou. Elle se caractérise par un socle peu profond et un plateau continental abrupt. La marge d’Abidjan qui s’étend depuis Grand-Lahou jusqu’à la frontière ghanéenne. Son socle est plus profond, l’épaisseur des sédiments augment d’Ouest en Est (vers le bassin ghanéen). La marge d’Abidjan est la zone des principales découvertes d’hydrocarbures en Côte d’Ivoire. Elle renferme tous les champs pétroliers connus à ce jour. Le bassin sédimentaire de Côte d’Ivoire est affecté par 3 discordances majeures : TANOH Yao Parfait, Technicien Supérieur en Mines-Géologie-Pétrole, 2012-2013 Email: [email protected]/ [email protected], Abidjan, Koumassi Facebook: Parfait Yao GROUPE LOKO, ABIDJAN COTE D’IVOIRE Institut Supérieur de Formation Professionnelle ISFOP II. La discordance ost-albienne : elle correspond à la transition albienne-célomanienne. La discordance intrasénonienne : son origine reste encore mal élucidée. Cette discordance trompe par endroit des sédiments albiens. La discordance oligocène : présente dans tous les bassins de l’Afrique de l’Ouest, son origine serait due à une baisse générale du niveau de la mer. STRATIGRAPHIE La stratigraphie reconnue par les forages dans la marge d’Abidjan va de l’Albien au miocène récent. Les sédiments d’âge albien sont constitués par les dépôts argilo-carbonatés peu épais et de séries sableuses ou sablo-argileuses déposées dans un environnement marin peu profond. Les dépôts post-cénomaniens sont constitués de séries argileuses épaisses et des dépôts sableux dans les chenaux sous marins. III. RESERVOIRS DU BASSIN SEDIMENTAIRE IVOIRIEN Les réservoirs du bassin sédimentaire de Côte d’Ivoire sont en général gréseux à ciment argileux ou parfois argilo-calcaire et se localise dans les formations allant de l’Albien au maastrichtien. IV. CHAMPS ET PROSPECTS 1. Champs et prospects de l’Albien La série albienne renferme les plus importants réservoirs mis en évidence en Côte d’Ivoire. Les réservoirs sont en général de type structural découpés par des failles souvent modelés par la discordance post-albienne. On rencontre d’Ouest en Est : Le champ lion : C’est un champ off shore situé au large de Grand-Lahou. Le gisement est constitué d’huile et de gaz. Le champ panthère : Le gisement est constitué de gaz situé au large de Grand-Lahou. Le champ foxtrot : Situé à l’Est du champ panthère et est constitué uniquement de gaz. Le champ espoir : Situé au large de Jacqueville constitué d’huile et de gaz. Le champ baobab : Situé au Sud-Ouest d’Abidjan et constitué d’huile. 2. Champs et prospects du Cénomanien Le célomanien renferme de nombreux champs et prospects dont les plus importants sont à gaz. Il s’agit du champ panthère à l’Ouest du champ foxtrot et des prospects Eland, Kudu et Ibex à l’Est. Les réservoirs de la structure Gazelle sont d’âge célomanien et sénonien inférieur. TANOH Yao Parfait, Technicien Supérieur en Mines-Géologie-Pétrole, 2012-2013 Email: [email protected]/ [email protected], Abidjan, Koumassi Facebook: Parfait Yao GROUPE LOKO, ABIDJAN COTE D’IVOIRE Institut Supérieur de Formation Professionnelle ISFOP 3. Champs du sénonien inférieur Les pièges du sénonien inférieur sont généralement de type stratigraphique (lentille, chenaux, etc.), de taille modeste et difficile à explorer. Ils sont par contre très difficile est perméables souvent à huile. De nombreux prospects ont été mis en évidence dans le bassin. Certains ont été forés et d’autres ne le sont pas encore. Le principal champ sénonien inférieur est le champ Bélier. 4. Prospects du Campanien-Maastrichtien Le maastrichtien comporte de nombreux prospects non forés. Ils sont de type stratigraphique avec de grandes extensions. TANOH Yao Parfait, Technicien Supérieur en Mines-Géologie-Pétrole, 2012-2013 Email: [email protected]/ [email protected], Abidjan, Koumassi Facebook: Parfait Yao
