Chapitre XII

Bassins Sédimentaires

-Bassins Cratoniques

25- Bassins Cratoniques (A.2.1)

Ces bassins (synéclises des auteurs russes) sont comme les précédents, localisés dans une croûte continentale. Celle-ci est d'âge pré-mésozoïque (fig. 12.1) pour les bassins cratoniques post-Pangée. Dans le cas des bassins cratoniques du Paléozoïque, comme celui du Michigan, ils se développent au-dessus d'une croûte précambrienne.

Ces bassins ne sont pas, directement, associés à une expansion océanique. Le plus souvent, ils se développent quand la rupture de la croûte continentale et l'expansion océanique sont avortées. Le bassin cratonique de la Mer du Nord est, dans le genre, un magnifique exemple.

La genèse de ces bassins est encore très énigmatique. Les modèles géologiques proposés pour expliquer l'ampleur de leur subsidence et le soulèvement de l'arc cratonique (anticlésis dans la littérature russe) ne sont pas très satisfaisants.

Les bassins cratoniques peuvent se développer au-dessus :

- D'anciens bassins du type-rift (A.1.1), comme c'est le cas du bassin cratonique de la Mer du Nord, bassin du Michigan, bassin du Lac Tchad, etc.

- Des bassins de type "Basins and Ranges" liés au processus d'extension d'arrière-arc.

- D'anciens bassins d'arrière-arc du type pannonien (B.2.2.1), comme le bassin Ouest Sibérie (fig. 12.2), etc.

Figure 12.1- Les bassins cratoniques peuvent se développer au-dessous de bassins de type-rift (ouverture océanique avortée) ou au-dessus d'un substratum appartenant à un ancien supercontinent. Cependant, dans ce dernier cas, on constate, souvent, des grabens ou demi-grabens dans le substratum. Les failles normales associées à la formation des bassins de type rift n'affectent pas les sédiments cratoniques. La subsidence associée aux bassins cratoniques n'est pas différentielle, comme dans les bassins de type-rift. Elle est thermique et régionale.

Mis à part le bassin de la Mer du Nord, dont l'âge est, essentiellement, Tertiaire, la majorité des bassins cratoniques connus est d'âge mésozoïque ou paléozoïque (Lac Tchad, West Sibérie, Amazone, Maranhão, Paraná, Michigan, Baie d'Hudson, Surat, Cooper, etc.).

Bassin Pétrolier

Comme pour les bassins de type-rift, nous analyserons, uniquement, le potentiel générateur des sédiments déposés dans les bassins cratoniques eux-mêmes. Nous oublierons le potentiel générateur du substratum et de l'infrastructure, qui peuvent être très important, comme, par exemple dans la Mer du Nord.

Figure 12.2- La richesse du bassin cratonique de l'Ouest Sibérien est associée aux argiles transgressives kimméridgiennes. Sur ce profil géologique, ces argiles sont soulignées par la surface de progradation majeure du Crétacé (interface entre l'intervalle bleu et l'intervalle vert). Les rifts triasiques sous-jacents, qui ne sont pas indiqués sur cette figure, n'ont aucun potentiel générateur. La ligne sismique illustrée sur la fig. 12.3 est équivalente au rectangle noir.

Les bassins cratoniques ont une histoire sédimentaire qui démarre par le dépôt de sédiments continentaux (West Sibérie) ou des dépôts marins de faible profondeur d'eau. Par la suite, d'une manière générale, le remplissage du bassin se fait par des sédiments de faible profondeur d'eau. Il n'est pas rare de constater le passage graduel des sédiments continentaux aux sédiments marins dans le sens vertical et horizontal.

Le potentiel pétrolier est, directement, lié aux dépôts de plate-forme, en particulier aux systèmes de dépôts des cortèges transgressifs.

Figure 12.3- Cette ligne sismique, dont l'échelle est incertaine, a été horizontalisée à la base des progradations qui fossilisent la transgression Cénomanien -Turonnienne (environ 1.8 secondes). Au-dessus d'un bassin pannonien paléozoïque on reconnaît les rifts triasiques lesquels sont surmontés par les sédiments cratoniques jurassiques. La première surface basale de progradation souligne les argiles transgressives du Kimméridgien. Elles constituent les principales roches-mère de ce bassin (Bazhenov). La surface basale de progradation associée à la transgression albienne est visible à environ 1.8 secondes de profondeur.

Bien que leur potentiel soit très variable d'un bassin à l'autre, en fonction de l'évolution particulière de chaque bassin, il est, généralement, moyen (0.6 à 0.7). Même si l'histoire tectono-sédimentaire a permis le dépôt d'épaisses séries transgressives, leur enfouissement est, généralement insuffisant pour que la matière organique atteigne la maturation.,

Figure 12.4- Le Tertiaire de la Mer du Nord correspond à un bassin cratonique qui s'est installé au-dessus d'un rift mésozoïque. Le potentiel pétrolier est lié à la richesse des argiles transgressives, du bassin de type rift, déposées pendant la transgression kimméridgienne. Le bassin cratonique n'a aucun potentiel pétrolier car, même s'il y peut y avoir (localement,) quelques sédiments riches en matière organique, elle est, le plus souvent, immature.

Le degré géothermique et le temps géologique sont des facteurs importants pour que la matière organique puisse atteindre la maturation. Pour les bassins cratoniques récents, il est rare que la matière organique atteigne la zone de maturation de la fenêtre à huile. La matière organique peut provenir de sédiments à faciès argileux, comme dans les bassins de l'Ouest Sibérien, de la pré-Caspienne, du bassin de Paris, etc. ou à faciès carbonatés comme dans le bassin du Michigan.

Figure 12.5- Cette ligne illustre le bassin de type-rift mésozoïque et le bassin cratonique du Méso-Cénozoïque de la Mer du Nord. Les roches-mère sont associées à la transgression kimméridgienne (intervalle SB 138.5/SB 128.5 Ma). Comme tous les intervalles transgressifs, il s'épaissit vers le continent, au fur et à mesure que la ligne de côte se déplace vers l'amont, suite à la montée relative du niveau de la mer. Les argiles transgressives du Cénomanien-Turonien (MFS 91.5 Ma) peuvent être riches en matière organique, cependant elles n'ont jamais été, suffisamment, enfouies pour pouvoir générer des hydrocarbures

Réservoir

Dans les bassins cratoniques, les réservoirs ne sont pas, généralement, de bonne qualité (0.6 à 0.7) :

(i) Ils sont associés à des sables rétrogradants ou à des sables littoraux régressifs ;

(ii) Leur mise en évidence à partir des données sismiques est très difficile ;

(iii) L'empiétement côtier est, en général, très important, ce qui difficulte la mise en évidence des rapports géométriques entre les réflecteurs ;

(iv) Dans des cas favorables, les lignes sismiques régionales, quand anamorphosées, permettent la mise en évidence des rapports géométriques, en particulier, quand ils sont exagérés par la tectonique. Ceci facilite la prédiction de certains type de réservoirs (ex: des dépôts turbiditiques dans le Crétacé Inférieur de l'Ouest Sibérien et des cordons littoraux dans le bassin de Paris) ;

(v) Dans les environnements carbonatés, la détection des réservoirs est, directement, liée à la mise en évidence de constructions récifales et anomalies de vitesse sismique.

Figure 12.6- Le bassin cratonique du Paraguay, qui s'est installé sur un substratum paléozoïque, a une géométrie de remplissage parallèle. L'absence d'horizons sédimentaires mobiles (sel ou argile) et de pièges structuraux (avec fermeture propre) est évidente. Comme dans la plupart des bassins de ce type, le paramètre pétrolier piège est mauvais. En général, quand ces bassins ont des roches-mère, il faut chercher des pièges non-structuraux.

Dans l'absence d'horizons stratigraphiques mobiles (sel ou argiles sous-compactées), l'absence de pièges structuraux est une des caractéristiques importantes de ce type de bassins (fig. 12.6).

Piège

Au point de vue pétrolier, le paramètre piège est un des points faibles de ce type de bassins. La présence de pièges structuraux (à fermeture propre) est très rare.

Globalement, nous évaluons ce paramètre entre 0.5 et 0.7. Les géoscientistes qui ont travaillé dans le bassin de Paris ou dans celui du Michigan (fig. 12.10) connaissent bien la difficulté de mettre en évidence des pièges. La majorité des pièges est associée aux points hauts de l'infrastructure qui, généralement, sont limités par des failles normales.

Dans l'exploration du bassin paléozoïque de l'Amazone, les compagnies pétrolières ont mis en évidence des prospects structuraux liées à la compaction différentielle induite par les intrusions doléritiques :

- Pecten et Pétrobras ont attribué à ces intrusions volcaniques, également, un rôle important dans la maturation de la matière organique de roches-mère potentielles (dès que celles-ci sont proches d'une intrusion, il semble que leur matière organique devient "overmature").

- L'absence d'intrusions doléritiques a permis une maturation normale des roches-mères ;

- Un champ d'huile, a été annoncé, il y a quelques années, dans le haut Amazone dans des conditions similaires.

Dès que des horizons mobiles, et en particulier le sel, sont présents dans ces bassins, des pièges structuraux, autrement dit, des petites pièges à fermeture propre, peuvent se développer au sommet des structures antiformes créées par le fluage de ces horizons (fig. 12.7 et 12.8).

Figure 12.7- Ce bassin cratonique est caractérisé par la présence d'un important niveau de roches évaporitiques. Le fluage latéral et vertical des évaporites a créé de nombreux petits pièges structuraux au sommet des antiformes (régime tectonique extensif), comme on peut le constater sur la figure suivante (fig. 12.8).

Bien que les roches de couverture soient le plus souvent absentes, comme c'est le cas dans les bassins cratoniques brésiliens, qui sont caractérisés par une intense activité volcanique (laves, dykes et de nombreux sills), dans certains cas, les roches de couverture peuvent être de bonne qualité et très épaisses.

Fig. 12.8- Les pièges structuraux de ce bassin sont associés à la tectonique salifère. Ils sont localisés soit sur les flancs des dômes (pièges morphologiques par juxtaposition), soit au droit des antiformes (structures d'extension) associés aux apex des dômes.

Des dépôts salifères sont souvent présents dans des bassins cratoniques, comme, par exemple, Baie d'Hudson, Nord-Ouest Germanique, Amazone, Pré-Caspienne, etc., où :.

(i) Les évaporitiques assurent une bonne couverture des réservoirs infrasalifères (fig. 12.7 et 12.8) ;

(ii) La présence d'épais niveaux salifères crée, le plus souvent, des structures antiformes, au sommet desquelles on peut trouver des petites pièges structuraux ("four way dips" ou à fermeture propre) ;

(iii) Dans certains bassins salifères, des raccourcisements tectoniques renforcent le piégegage structural (c'est le cas du bassin Germanique) ;

(iv) Dans d'autres basins, en particulier, dans les bassins paléozoïques, des inversions tectoniques sont fréquentes ;

(v) Les inversions tectoniques peuvent créer des pièges structuraux de taille importante, comme c'est le cas, par exemple, dans les bassins de Cooper et Surat, en Australie (fig. 12.9).

Figure 12.9- Ces lignes sismiques de l'onshore Australien illustrent des bassins cratoniques qui ont été, légèrement, soumis à un régime tectonique compressif. Des faibles inversions tectoniques ont crée des pièges structuraux, qui sont, relativement, rares dans ce type de bassins. Malheureusement, les autres paramètres pétroliers clefs sont, fréquemment, absents.

Malheureusement, au point de vue pétrolier, l'absence fréquente d'un sous-système pétrolier générateur avec une charge importante, condamne la majorité de ces bassins.

Alimentation

Le paramètre pétrolier alimentation qui est compose par deux facteurs :

a) La migration des hydrocarbures,

b) L'âge de la migration par rapport à l'âge du piège,

n'est jamais une raison pour rejeter un prospect.

- Des failles normales à faible pression capillaire de fermeture accompagnent la subsidence générale du bassin.

- Ces failles facilitent le déplacement des hydrocarbures depuis les roches mères (souvent du substratum) vers les réservoirs. Elles sont utilisées comme des voies de migration.

- Il est très rare que les failles du substratum (bassins de type-rift, bassin pannonien, bassin d'arrière-arc, etc.,) n'affectent pas, au moins, les séquences sédimentaires inférieures du bassin cratonique.

- Dans les bassins qui ont été soumis à un régime tectonique compressif (_1 horizontal), les anciennes failles normales sont réactivées et rejouent comme des failles inverses ;

- Ces inversions tectoniques créent souvent des pièges structures importantes, mais elles posent, également, des problèmes pétroliers importants ;

- Les raccourcissement se développent, le plus souvent, dans les compartiments, originellement, effondrés ;

- Dans ces pièges, il est très important de connaître :

"l'âge de la migration par rapport à l'âge de l'inversion tectonique. La migration peut être plus ancienne que la structuration"

Figure 12.10- Cette coupe structurale du bassin cratonique paléozoïque du Michigan montre toutes les caractéristiques géologiques et géométriques de ce type de bassin. Remarquer la présence d'un bassin de type-rift précambrien au-dessous du bassin cratonique. La plupart des pièges sont associés à la tectonique du sel ou à des constructions carbonatées.

Rétention

Pour ce type de bassin, ce paramètre n'est, presque jamais, défavorable. D'une manière générale, les bassins cratoniques se développent dans des régions géologiques caractérisées par une tectonique stable. Les pièges structuraux, les plus fréquents, qu'on peut y trouver étant des structures antiformes, les phénomènes de remigration ou de fuite des hydrocarbures sont peu probables.

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