Chapitre XI

Bassins Sédimentaires

-Introduction

-Bassins de type-Rift

23- Introduction

Les valeurs que nous vous proposerons pour les paramètres pétroliers de chaque type de bassin défini dans la classification qui est ici adoptée, seront des valeurs moyennes régionales. Dans la pratique, il est évident que le géoscientiste doit, nécessairement, tenir compte des variations géologiques locales propres à chaque bassin.

Tous les géoscientistes savent, ou doivent savoir, que les bassins sédimentaires épisuturaux, en particulier ceux du type B.2.3.2 (associés à des cisaillements type californien) ont un potentiel pétrolier, généralement, faible. Cependant, dans le bassin de Californie, une série très particulière de circonstances géologiques ont permis le dépôt de la formation Monterey (argiles profondes à radiolarites) dont la richesse en matière organique est exceptionnelle. La mise en évidence de ces circonstances géologiques anomales a conduit certaines compagnies pétrolières à découvrir plusieurs centaines de millions de barils d'huile.

L'importance des variations géologiques locales ne concerne pas que le paramètre bassin pétrolier. Elles sont, également, très importantes pour les autres paramètres pétroliers, en particulier pour le réservoir (+ porosité) et pour le piège (+ couverture).

La connaissance de certaines variations géologiques locales a permis des découvertes importantes là où la majorité des géoscientistes "conventionnels" était très sceptique. Que les découvertes de:

- Lombo East (Total), dans l'offshore de l'Angola ;

- Cano Limon (Occidental), dans les "Llanos" colombiens ;

- Marlin (Pétrobras), dans l'offshore de Campos (Brésil) ;

- Carolyne (Shell). dans l'Alberta (Canada) ;

- Peciko (Total), dans l'offshore de Kalimantan ;

- Cuisiana (BP/Total), dans les contreforts des Andes ;

- Girassol (Elf), dans l'offshore profond angolais, etc ;

puissent servir d'exemple aux géoscientistes, qui ont des responsabilités dans la stratégie de l'exploration.

Les découvertes de réserves additionnelles importantes ne viendront plus de la simple application des vieux axiomes de la géologie d'exploration. Elles sont déjà aujourd'hui, mais surtout, elles le seront dans l'avenir, principalement, liées aux prospects à très haut risque, où les géoscientistes testeront des nouveaux concepts formulés sur des hypothèses géologiques très spéculatives, qui sont peu appréciés des ingénieurs et économistes. Comme disait un de mes vieux amis:

"L'argent vient des hydrocarbures découverts par les explorateurs et non des études économiques"

Dans le même sens, pour que l'exploration pétrolière de 1e ordre ne disparaisse pas dans la plupart des compagnies et pour que les géoscientistes travaillant dans l'exploration pétrolière ne deviennent pas des fonctionnaires de l'Exploration, il est urgent que les directions Exploration acceptent de tester de nouvelles idées et qu'elles ne marginalisent pas les géoscientistes qui les formulent.

Toutes les compagnies et particulièrement les majeures, savent, parfaitement, que depuis quelques années l'exploration pétrolière conventionnelle ne permettra le remplacement que de 10-20% des réserves produites. Les réserves restantes ne peuvent que être récupérées que:

(i) Par l'achat d'autres compagnies (cher et pratiquement plus de marché :

(ii) Par des affaires de troisième type (on peut survivre, mais cela rapportent peu), ou

(iii) Par une exploration à haut risque faite par des vrai géoscientistes où :

le succès d'une idée géologique farfelue supporte, largement, les 9 ou 10 idées qui ne se confirment pas.

A ce sujet, la remarque de Bally (1990) est assez pertinente:

Oil may well be found in the minds of explorers, but you also like to be able to map what is in the explorers' mind.

The issue mappability, i.e., seismic resolution.

24- bassins de type-rift (A.1.1)

Comme exemples de ces bassins (fig. 11. 1), qui sont directement liés à la formation de la croûte océanique, on peut citer les bassins suivants:

- Rifts Africains, - Mer Rouge, - Rhin, - Takutu (Brésil / Guyana), - Rio Grande, - Limagne, - Piber Post (Soudan), - Reconcavo (Brésil), etc.

Tous les grabens et demi-grabens développés pendant la phase d'étirement des supercontinents, avant leur fracturation et formation des marges divergentes, font partie de cette classe de bassins. Ex: Les grabens et demi-grabens de Cabinda, Campos, Canyon de Baltimore, etc.

Figure 11.1- Ce schéma illustre les bassins de type-rift. Ces bassins sont induits par l'étirement de la croûte continentale qui se fait par le développement de failles normales. Le remplissage se fait, principalement, par des sédiments non-marins, généralement riches en matière organique (roches lacustres) ou de très faible profondeur d'eau. Au point de vue pétrolier, leur substratum peut être un socle, sans aucun potentiel pétrolier générateur, ou une infrastructure sédimentaire où dans des cas favorables, un sous-système générateur peut s'avoir développé.

Bassin Pétrolier

Ce paramètre est moyen à excellent. Il est étroitement lié à la possibilité de développement dans les grabens ou dans les demi-grabens de matière organique et à sa conservation. Ces conditions semblent se vérifier quand des environnements sédimentaires lacustres sont présents dans l'histoire géologique du bassin (fig. 11.2).

Fig. 11.2- Cette tentative d'interprétation géologique d'une ligne sismique de la Mer du Nord illustre un bassin de type-rift et le bassin cratonique sus-jacent. Le potentiel pétrolier générateur est associé au bassin de type-rift. Ce sont les argiles marines transgressives du Kimméridgien (colorées en vert sur cette tentative) qui forment le sous-système pétrolier générateur. Le bassin cratonique n'a aucun potentiel générateur. La matière organique des quelques niveaux stratigraphiques riches en matière organique qu'on y retrouve est immature.

Fig. 11.2- Cette ligne sismique de la Mer du Nord illustre un bassin de type-rift et le bassin cratonique sus-jacent. Le potentiel pétrolier générateur est asssocié au bassin de type-rift. Ce sont les argiles marines transgressives du Kimméridgien (colorées en vert sur cette figure) qui forment le sous-système générateur. Le bassin cratonique n'a aucun potentiel générateur. La matière organique des quelques niveaux stratigraphiques organiques qu'on y retrouve est immature.

Pour cela, il faut tout d'abord que:

"les dimensions des demi-grabens ou des grabens soient, suffisamment, grandes pour que la progradation sédimentaire longitudinale et l'aggradation soient plus importantes que la progradation transversale, c'est-à-dire, plus grande que le remplissage fait à partir des flancs"

Les résultats de l'exploration de l'onshore angolais (bassin du Kwanza) sont assez significatifs:

(i) Tous les bassins de type rift forés dans cet onshore ont de faibles dimensions (± 5 km par 10 km) ;

(ii) Les bassins de type rift sont remplis par des sédiments qui n'ont aucune caractéristique pétrolière, ni des roches- mère, ni des roches-réservoir ;

(iii) En grande partie, les bassins de type rift sont remplis par des grauwackes, c'est-à-dire, par des sables grossiers anguleux plus ou moins cimentés ;

iv) Les grains de quartz et feldspath des grès sont, partiellement, cimentés par une matrice constituée d'illite, séricite et de minéraux chloritiques ;

(v) Les horizons argileux riches en matière organique rencontrés dans les bassins de type rift de Cabinda, dont les dimensions sont d'environ 80 km par 130 km et connus sous le nom d'argiles lacustres de la formation Bucomazi (Fig. 11.3), n'ont jamais été rencontrés en aucun forage dans le bassin de la Kwanza ;

(vi) Les conditions de dépôt dans les bassins de type-rift doivent être calmes et restreintes pour permettre le développement et la préservation de la matière organique ;

(vii) La présence de niveaux salifères épais ou de sédiments à très faible influence marine, au-dessus des bassins de type-rift, confirme les environnements sédimentaires peu énergétiques et confinés de ces bassins qui sont très favorables à la formation de roches mères lacustres (Hibernia, Cabinda, Mer du Nord, etc.).

Dans les interprétations géologiques des données sismiques, le géoscientiste en charge de l'interprétation doit, impérativement, séparer :

(i) Les bassins de type-rift à fort taux de sédimentation, lesquels sont, le plus souvent, dépourvus de roches mères, et

(ii) Les bassins à faible taux de sédimentation où la probabilité de développement d'environnements lacustres est plus forte.

Figure 11.3- Les dimensions des bassins de type-rift dans l'offshore de Cabinda sont tellement grandes que leur morphologie en demi-graben n'est pas du tout évidente sur cette ligne sismique qui a environ 30 kilomètres de long. La configuration interne du remplissage a une géométrie parallèle. Cette géométrie suggère un taux extension très fort par rapport au taux du remplissage, autrement dit, des conditions géologiques favorables au développement d'environnements lacustres. Sur toutes les données sismiques de cette région, il ne faut pas confondre la disharmonie tectonique induite par les évaporites de la marge divergente avec la discordance qui limite le sommet des bassins de type rift induite par la rupture de la lithosphère.

L'analyse des rapports géométriques entre les marqueurs sismiques qui remplissent les bassins de type-rift permet une telle séparation (fig. 11.4) :

a) Une configuration géométrique divergente des réflecteurs sismiques indique que la vitesse de comblement est en équilibre avec l'extension :

- Les failles (ou la faille cas des demi-grabens) sont synsédimentaires ou de croissance ;

- Ceci interdit ou limite la formation d'environnements lacustres ;

- Au fur et au mesure que l'accommodation augmente, l'espace disponible pour les sédiments est rempli tout de suite, empêchant la création ou l'augmentation de la tranche d'eau ;

b) Une configuration parallèle des réflecteurs sismiques à l'intérieur des bassins de type-rift indique que la vitesse d'extension de la lithosphère est plus forte que la vitesse de remplissage :

- Une profondeur d'eau de dépôt est créée, ce qui permet le développement d'environnements lacustres et le dépôt d'argiles lacustres à très forte teneur en matière organique.

Figure 11.4- La configuration interne des bassins de type-rift de Cabinda et de Marajó (embouchure de l'Amazone) corrobore le fait que la géométrie du remplissage et le développement d'environnements lacustres conditionnent le dépôt et la préservation des roches riches en matière organique. Un remplissage parallèle semble être beaucoup plus favorable qu'un remplissage divergent. Ce dernier suggère un apport terrigène très fort, tandis que le premier est, le plus souvent, associé à un apport terrigène faible.

Il y a quelques années, en utilisant des critères géométriques, nous avons rejeté une participation à l'exploration d'un bassin de type-rift de l'île de Marajó, qui est illustré sur la fig. 11.4. Les résultats des puits d'exploration ont confirmé que la non participation s'est avérée être une très bonne décision. En effet, l'opérateur (Texaco) a fait plusieurs puits secs, qui ont montré l'absence totale d'un sous-système pétrolier générateur. Le bassin est rempli par des sédiments avec un faciès très sableux (localement > de 95% de sédiments gréseux).

Figure 11.5- Dans ce bassin de type-rift de l'onshore du Soudan, trois grands ensembles stratigraphiques peuvent se distinguer: (i) L'ensemble inférieur, qui est interprété comme étant composé par des sédiments alluviaux (pied de falaise) ;L(ii) l'ensemble intermédiaire (configuration interne moins divergente), qui est interprété comme étant composé par des dépôts lacustres avec des caractéristiques de roches-mère et (iii) L'ensemble supérieur (en vert), qui est interprété comme étant composé par des grès fluviatiles. Cette trilogie se retrouvent, très souvent, dans ce type de bassin.

Réservoir

Dans ce type de bassin, la présence de réservoirs est presque certaine. Par contre, leurs caractéristiques pétrophysiques sont, généralement, mauvaises. Une valeur d'environ 0.7 pour l'évaluation de ce paramètre me semble, globalement, raisonnable.

- Les réservoirs sont, principalement, à faciès gréseux.

- Des carbonates lacustres ne sont pas à exclure.

- Les carbonates de la formation Toca, dans l'offshore nord de l'Angola, en sont un bon exemple.

- Les réservoirs gréseux sont, souvent, associés à des dépôts de pied de falaise. Les caractéristiques pétrophysiques sont, en général, franchement mauvaises.

- Des sables fluviatiles se déposent, normalement, au-dessus des argiles lacustres, quand celles-ci sont présentes. Les caractéristiques pétrophysiques peuvent être plus favorables, par contre, l'extension latérale des réservoirs et leur coalescence restent problématiques.

Figure 11.6- Bien que ce demi-graben soit associé à un bassin d'arrière-arc (B.2.1.2), il permet d'illustrer le changement de faciès à partir des failles qui bordent le demi-graben vers le centre du bassin. En moins de 10 km, l'épaisseur du réservoir principal s'est réduite d'environ un tiers. Ces changement de faciès ne se font pas toujours dans ce sens. Ils sont directement liés à l'évolution géologique de chaque graben. Note la configuration interne divergente des réflecteurs sismiques associé au remplissage du bassin.

Dans ce graben, qui correspond à un bassin d'épisuture (fig. 11.6), on constate :

- Que dans le puits Wan 11, localisé à 4 km de la bordure du demi-graben, la série gréseuse à une puissance d'environ 350 mètres.

- Qu'à environ 7.5 km de la bordure (vers le centre du graben , elle n'a que 250 mètres.

- Qu'enfin, elle n'est que de 50 mètres à environ 10 km de la faille bordière.

Il évident que :

- La faille est une faille de croissance ;

- Le faciès est gréseux ;

- La vitesse d'extension du demi-graben est, pratiquement, en équilibre avec la vitesse de remplissage.

C'est ce critère que plusieurs géoscientistes adoptent pour prédire le dépôt de roches-mèr lacustres ou marines si la mer transgresse avant que le bassin ne soit complètement comblé. Il faut cependant faire attention aux épanchements volcaniques (fig. 11.7).

Figure 11.7- Dans ce bassin de type-rift, une disharmonie tectonique, due, à la présence d'une horizon salifère, sépare deux style tectoniques extensifs. La géométrie des plans des failles est de translation, pour la partie sous-jacente au sel. L'inclinaison des blocs faillés est conforme à l'inclinaison des plans de failles. Dans la série supra-salifère, les failles sont listriques. La configuration interne parallèle de la partie inférieure de ce bassin est due à des épanchements volcaniques de la formation Apoteri et non à la présence de roches mères lacustres.

A ce sujet, il faut ajouter que contrairement à une idée très répandue, l'enregistrement du Gamma-ray n'est pas très fiable. En effet, il ne permet que de caractériser les roches-mère lacustres. Généralement, celles-ci ne sont pas radioactives, contrairement aux argiles marines transgressives qui ont une réponse typique, car elles sont très radioactives.

Piège

Dans les bassins de ce type, le piégeage est, généralement, mauvais (0.4) :

La majorité des pièges sont morphologiques par juxtaposition, autrement dit, associés à des failles normales. Il y a des rares cas où l'argilocinèse (Gabon), l'halocinèse (onshore de l'Angola), ou des intrusions volcaniques (Canyon de Baltimore) induisent des structures antiformes avec une fermeture propre. Les antiformes induits par compaction différentielle au-dessus des hauts fonds de l'infrastructure sont rares. Quand ils existent, au sommet, ils peuvent former des petits pièges à fermeture propre. Les pièges stratigraphiques, morphologiques ou par discordance sont possibles. Leur mise en évidence est toujours difficile.

Figure 11.8- Le potentiel pétrolier générateur de ce bassin de type-rift est lié aux argiles lacustres déposées dans la partie la plus profonde des demi-grabens qui ont une géométrie de remplissage parallèle. Ces argiles sont couvertes par un intervalle à configuration interne divergente. Il est en grande partie composé par des niveaux réservoirs. Le potentiel pétrolier est associé aux pièges par juxtaposition qui sont induits par les déplacements relatifs des blocs faillés. La couverture latérale, qui est la principale responsable de la fermeture des réservoirs, est assurée par les roches mères lacustres

Comme illustré sur les fig. 11.8 et 11.9, dans la majorité des cas, les pièges sont associés à des blocs faillés basculés. Ainsi, avant de proposer un prospect dans ce type de pièges, il est nécessaire que le géoscientiste détermine :

1- La position stratigraphique exacte du réservoir potentiel qu'il désire tester par forage ;

2- La cartographie du réservoir potentiel à tester ( toutes les autres cartes ne sont pas significatives) ;

3- La cartographie de la couverture verticale ;

4- La présence d'une roche à forte pression de déplacement capillaire juxtaposée au réservoir à tester, autrement dit, une roche qui puisse piéger les hydrocarbures, c'est-à-dire une couverture latérale ;

5- La cartographie de la couverture latérale qui fait la fermeture.

Les failles normales qui forment les grabens et demi-grabens de ce type de bassins ont, en général, une faible pression de fermeture. Ceci est, également, vrai, même quand la géométrie des failles est opposée à celle des couches. Des zones de "gouge" peuvent se développer. Si elles ont une lithologie gréso-argileuse, elles peuvent servir de chemin de migration aux hydrocarbures. Une telle situation est défavorable. Il est difficile à une zone de "gouge" de servir à la fois de fermeture et de chemin de migration.

Figure 11.9- La phase d'extension des demi-grabens du bassin de Tchad a été, complètement, remplie par des sédiments gréseux. Ces demi-grabens ont une géométrie de remplissage très divergente (Crétacé Inférieur). L'espace disponible crée par la subsidence thermique, qui suit la formation des bassins de type-rift, a été rempli par des sédiments à faciès argileux. C'est à ce moment qui ce sont déposées les argiles lacustres dans le bassin cratonique (en jaune). Cet intervalle est caractérisé par une géométrie parallèle et par une forte amplitude de réélections sismiques associées (Crétacé Supérieur). Les roches-mère se sont déposées dans le bassin cratonique. Les sédiments gréseux à configuration divergente qui remplissent les bassins de type-rift forment le réservoir potentiel. Les pièges sont associés aux blocs basculés. Ils sont des pièges morphologiques par juxtaposition.

Dans ce type de bassin, les pièges, bien que difficiles à mettre en évidence, sont très fréquents. Pour l'histoire, signalons que la première découverte économique d'hydrocarbures, dans l'offshore brésilien, a été faite en 1968, dans une accumulation stratigraphique à l'intérieur d'un graben (Champ de Guaricema), où les lentilles de sables fluviatiles sont complètement enveloppées par les argiles lacustres roches mères (argiles de la formation Barra d'Itauba).

D'autres exemples sont connus dans l'onshore angolais, particulièrement à Cabinda, où Gulf Oil, dans les années 60, a mis en évidence plusieurs petites accumulations stratigraphiques dans des conditions géologiques similaires. Plus tard, nous reviendrons sur ce sujet, quand nous traiterons les bassins d'arrière-arc. En effet, dans ces bassins, qui se développent durant la phase de rupture en arrière de l'arc volcanique, les grabens et demi-grabens associés sont très similaires aux bassins de type-rift (A.1.1).

Alimentation

Dans ce paramètre sont inclus la migration et son âge. En général, celui-ci se fait par rapport à l'âge des pièges associés à la formation des grabens et des demi-grabens. Ce paramètre est le plus souvent excellent (0.9). Les pièges dans ces bassins sont presque toujours plus anciens que la migration. Les failles normales qui accompagnent l'extension sont des chemins de migration.

Le problème pétrolier dans ces bassins n'est jamais la migration. La maturation peut poser des problèmes. Sauf, une réduction extrême de la série sédimentaire, le paramètre alimentation ne condamne presque jamais un prospect.

Rétention

Ce paramètre est, généralement, très bon. Cependant, si les bassins ont été inversés par un régime tectonique compressif tardif, il peut être mauvais. Un tel régime tectonique fait rejouer les anciennes failles normales en failles inverses et, de ce fait, la géométrie de blocs faillés peut changer. Ce changement peut favoriser une dismigration des hydrocarbures.

to continue press next