Chapitre XIV

Bassins Sédimentaires

Bassins Sédimentaires de la Classe B

Dans la classe B de la classification des bassins sédimentaires, deux types sont à considérer :

(i) Les bassins périsuturaux et

(ii) Les bassins épisuturaux.

Ces deux types de bassins sont associés à la formation des mégasutures :

- Ils se développent dans un contexte géologique globalement compressif ;

- Des structures d'inversion sont, presque toujours, présentes ;

- Le paramètre pétrolier "alimentation" doit toujours être très bien évalué ;

- Il est impératif de bien dater l'âge de la migration des hydrocarbures par rapport aux inversions tectoniques.

27) Bassins Périsuturaux

Les bassins épisuturaux (B.1) sont adjacents aux mégasutures. Ils se subdivisent en :

B.1.1- Fosses océaniques,

qui sont crées par une subduction de type B (Benioff) ;

B.1.2- Bassins d'avant-fosse,

qui sont crées par une subduction de type A (Ampferer) et

B.1.3- Bassins de type Chinois,

qui sont associés à des intrusions felsiques.

Les fosses océaniques (B.1.1) et les bassins d'avant-fosse (B.1.2), bien que créées par des mécanisme différents, ont des géométries très similaires :

- Ils correspondent à des centres de dépôt qui se développent sur des monoclinaux qui plongeant vers les zones de subduction ;

- Ils sont des systèmes sédimentaires dynamiques ;

- Leurs centres de dépôt migrent avec le temps en s'éloignent de l'axe de la mégasuture.

Par contre,

- Les fosses océaniques se développent sur un domaine océanique (croûte océanique), et

- Les avant-fosses, sur un domaine continental (marge divergente, bassins d'arrière-arc, etc.).

Dans la terminologie géologique du début du siècle, les dépôts de base d'une avant-fosse, qui, normalement, sont des dépôts d'eau profonde, étaient connus sous le nom de flysch. Le terme molasse caractérisait les dépôts tardifs, généralement déposés sous faible profondeur d'eau, voire même continentaux.

A) Fosses Océaniques (B.1.1)

Comme signalé auparavant, le remplissage d'une fosse océanique (fig. 16.1), est fonction de l'apport terrigène et de la vitesse de convergence des plaques tectoniques associées, c'est-à-dire, de la plaque descendante et chevauchante.

Figure 14.1- Sur ce schéma, qui illustre une fosse océanique, on retrouve aussi un bassin d'avant-arc et un arc volcanique. Le remplissage de la fosse est relativement faible. Il traduit un apport terrigène faible et une vitesse de convergence importante entre les plaques lithosphériques.

Un apport terrigène fort et une faible vitesse de convergence des plaques donne des fosses avec des éventails turbiditiques épais comme ceux qu'on retrouve dans la fosse d'Astoria (USA), ou dans celle du Bengale.

Figure 14.2- Cette fosse est associée à la zone de subduction B, qui marque et caractérise l'offshore Est du Japon. Au point de vue pétrolier, l'amplitude de la tranche d'eau (entre 5 et 7 secondes, temps double), l'absence, très probable, de sédiments riches en matière organiques, et la faible épaisseur sédimentaire sont, largement, suffisants pour condamner les fosses océaniques. Dans ce contexte géologique, les autres paramètres pétroliers ne sont que des curiosités géologiques.

Bien qu'on puisse rencontrer de très bons réservoirs turbiditiques et des pièges structuraux importants, crées par le régime tectonique induit par la subduction B, tout particulièrement, dans le prisme d'accrétion, les fosses océaniques n'ont aucun intérêt pétrolier :

"Elles ont un manque total de roches-mère. Leur éventuelle matière organique est immature"

De surcroît, comme on peut le constater sur la fig. 12, la tranche d'eau est très importante. Elle dépasse le plus souvent 5 secondes (temps double).

Figure 14.3- Le plus souvent, dans les fosses océaniques, les pièges structuraux sont très fréquents, mais le sous-système pétrolier générateur est, pratiquement, toujours absent. Il n'y a pas de roches organiques et l'enfouissement sédimentaire est, de toute façon, insuffisant.

Cette évaluation pétrolière n'est pas partagée par tous les explorateurs. La présence sur des lignes sismiques de certaines fosses océaniques de réflecteurs à forte amplitude a amené des géoscientistes a y voir une énorme richesse pétrolière en association avec des hydrates (association minérale entre les hydrocarbures et l'eau). Ce problème est discuté dans les notes que nous avons écrit sur la Stratigraphie Séquentielle.

Figure 14.4- Schéma géologique d'un bassin d'avant-fosse (avant-pays) et de la chaîne plissée associée. Plusieurs unités tectonico-sédimentaires peuvent être mises mettre en évidence (voir fig. 14.7).

B) Bassins d'avant-fosse (B.1.2)

Dans la classification originelle de Bally (1980), il englobait dans cette catégorie les basins d'avant-fosse sensu stricto, et aussi la plate-forme associée (rampe de l'avant-fosse), ainsi que parfois extension vers l'amont.

Comme dit auparavant, je pense qu'il est préférable de séparer l'avant-fosse s.s. de sont infrastructure, qu'elle soit une ancienne marge divergente, un bassin cratonique, un bassin d'arrière-arc etc.. Commenous l'avons fait pour les autres bassins, les avant-fosses seront classés dans le temps et dans l'espace.

Nous ne parlerons de bassin d'avant-fosse qu'à partir du moment où la plupart de l'espace disponible pour les sédiments est induit par la subsidence flexurale, autrement dit, quand la subsidence est principalement due à la charge des sédiments raccourcis par les chevauchements et les plis associés.

Dans l'onshore Est du Venezuela, par exemple, nous ne considérons pas le monoclinal de l'Officina (fig. 16.5) comme faisant partie de l'avant-fosse, mais plutôt comme faisant partie de la marge continentale divergente Crétacé du nord de l'Amérique du Sud,

Figure 14.5- L'histoire géologique de la région déduite de cette ligne sismique peut se résumer comme suit t: (i) Une subduction du type A s'est développée dans la marge passive du Nord de l'Amérique du Sud ; (ii) Ceci a induit la formation d'un bassin d'avant-fosse, car le poids des chevauchements et de la chaîne plissée ont produit une flexure de lithosphère qui a créée de l'espace disponible pour les sédiments de l'avant-fosse ; (iii) Les trois familles de failles visibles sur cette ligne ont des fonctions très différentes ; (iv) Les failles normales (en noir) ont allongé l'ancienne marge divergente mésozoïque au fur et à mesure que la subsidence flexurale a induit l'avant-fosse ; ces failles ont mis les réservoirs potentiels de la formation Officina en juxtaposition avec des roches de couverture, ce qui a permis la formation de nombreux piège pour juxtaposition ; (v) Les failles inverses (chevauchements), soulignées en rouge, ont raccourci les sédiments suite à la friction entre les plaques plongeantes et chevauchantes ; ceci a crée une chaîne plissée ; (vi) La faille sub-verticale, en vert, est une faille décrochante ; son mouvement (composante horizontale et verticale) a permis la formation de plis coniques, comme celui où a été implanté le puits de Florida (alignement de Florida). Les failles décrochantes soulignent un régime tectonique compressif. Ce régime, dont la direction de la contrainte effective intermédiaire est verticale, est localisé entre un régime tectonique extensif, au Sud, et un régime compressif, au Nord. Dans ce dernier la contrainte effective intermédiaire est horizontale.

Également, Los Llanos (Colombie, Venezuela) seront considérés comme un bassin d'arrière-arc et non comme faisant partie du bassin d'avant-fosse sus-jacent. La raison principale qui nous amène à faire cette différentiation est la genèse, mais elle a des conséquences pétrolières.

Ainsi, nous dirons que le potentiel pétrolier générateur de l'avant-fosse de Maracaibo (fig. 14.6), ou de Maturin, au Venezuela, est très faible. La richesse en hydrocarbures de ces régions est liée au potentiel générateur des sédiments sous-jacents, autrement dit, des argiles carbonatées transgressives du Cénomanien-Turonien, qui se sont déposées soit dans le basin d'arrière-arc de Maracaibo, soit dans la marge passive de Maturin. Aux critères pétroliers s'ajoute la genèse de la subsidence qui a produit la plupart de l'espace disponible pour le dépôt des sédiments. Nous rappelons que par des raisons similaires, dans l'offshore Ouest de l'Afrique, nous avons différencié les bassins de type-rift et la marge divergente sus-jacente.

Figure 14.6- Dans l'onshore Ouest du Venezuela, le bassin Miocène d'avant-fosse du lac de Maracaibo, s'est installé sur un bassin d'arrière-arc mésozoïque très riche en matière organique. Le potentiel pétrolier générateur est associée aux argiles transgressives de la formation La Luna, qui marquent le maximum de la transgression crétacée (Cénomanien-Turonien). En arriéré de l'arc volcanique, des demi-grabens et des grabens similaires aux bassins type-rift, comme par exemple le graben d'Espino, se sont développées en association avec l'étirement de la lithosphère. Ces structures extensives peuvent souvent se reconnaître sur certaines lignes sismiques. Cependant, la majorité de ces demi-grabens, qui, en grande partie, sont remplis par des sédiments volcano-continentaux, sont surmontées par le bassin d'arrière-arc crétacé. Ils ont été inversés pendant la formation de l'avant-fosse. Les failles normales qu'on voit sur ce profile se sont formées pendant le bassin d'arrière-arc. Par la suite, elles ont été réactivées pendant le développement de l'avant-fosse. A l'Ouest, elles ont été réactivées au Miocène et à l'Est au Paléogène. Les failles normales cénozoïques se sont développées au fur et à mesure de la subsidence flexurale afin de créer l'espace indispensable aux dépôts. Cette tentative d'interprétation géologique a été faite à partir d'une ligne composite. Elle est le résultat du collage de plusieurs lignes appartenant à des campagnes et sociétaire différentes.

Nous ne distinguerons pas les bassins d'avant-fosse en fonction du comportement structural de la rampe. De telles distinctions dépendent, uniquement, de la nature et du faciès de l'infrastructure ou du substratum, unités tectono-sédimentaires que nous préférons étudier séparément.

Plusieurs unités tectonico-sédimentaires sont à considérer dans une avant-fosse. Sans tenir compte de la chaîne plissée qui a induit le bassin d'avant-fosse, dans le schéma illustré sur la fig. 14.7, du bas vers le haut, on reconnaît la superposition de quatre ensembles tectono-sédimentaires :

1) Le substratum,

lequel souvent correspond à une chaîne plissée d'un cycle d'empiétement continental antérieur ;

2) L'infrastructure,

dans la quelle on distingue :

2.1- Trois bassins de type-rift, et

2.2- Une marge continentale divergente ;

3) Un bassin d'avant-fosse ;

4) Un bassin transporté.

Théoriquement, un bassin d' avant-fosse est associé à une subsidence flexurale et se localise en aval du chevauchement frontal. Au fur et à mesure du déplacement du système orogénique vers la marge, différents bassins d'avant-fosse se superposent. Par simplicité, ces bassins ont été omis sur la fig. 14.7.

Figure 14.7- Dans cette coupe géologique sont illustrés toutes les unités tectono-sédimentaires, qui, normalement, sont associées à une subduction du type A (Ampeferer). En superposition verticale et du bas vers le haut, on peut reconnaître: (i) Un substratum (qui peut être granitique, métamorphique ou sédimentaire) ; (ii) Des bassins de type rift (infrastructure profonde) ; (iii) Une marge divergente (infrastructure) ; (iv) Le bassin d'avant-fosse et (v) Au-dessus de celui-ci, le bassin transporté ("piggy back basin" des anglo-saxons). La marge divergente est limitée par deux discordances. La discordance inférieure souligne le soulèvement des bassins de type-rift (réajustement des plaques lithosphériques). La discordance supérieure marque le commencement de la subsidence flexurale.

Le bassin transporté ("piggy back" des certains auteurs anglo-saxons) se dépose en arrière du chevauchement frontal. Dans un système orogénique en séquence, le bassin transporté est contemporain de la mise en place de la rampe frontale et du bassin d'avant-pays associé (système orogénique en séquence).

Les unités tectonico-sédimentaires, qui forment un avant-pays, sont séparées par des discordances, plus au moins, angulaires, donc les origines sont très variables comme on peut le constater sur le modèle géologique idéalisé par A. Bally (fig. 14.8).

Figure 14.8- Sur cette figure, A. Bally a idéalisé les éléments géologiques les plus communs d'un bassin d'avant-fosse et des bassins associés. Il faut tenir compte que chaque bassin d'avant-pays a sa propre évolution. Ceci peut accentuer un ou plusieurs de ces éléments géologiques. Dans ce schéma, il faut commencer pour comprendre les discordances qui séparent les différentes unités.

Sur le modèle d'avant-fosse de A. Bally (fig. 14.8), quatre type de discordance sont à distinguer :

A) La discordance pré-rifting (a)

Cette discordance marque le début de l'étirement de la lithosphère, lequel peut être associé, ou non, à la formation d'une marge divergente.

B) La discordance associée à la fin de l'étirement de la lithosphère (b)

Cette discordance souligne la fin de la phase d'étirement ("rifting"). Elle annonce la rupture de la lithosphère et le début d'une marge divergente, ou en d'autres termes, la fin de la phase de rifting et le début d'une subsidence thermique (cas des bassins d'arrière-arc).

C) La discordance basale du bassin d'avant-pays (c)

Cette discordance marque le début de la subsidence flexurale. Dans la partie proximale, près de la chaîne plissée, cette discordance est caractérisé par les biseaux d'aggradation des sédiments d'eau profonde contre la marge basculée.

Figure 14.9- A l'Ouest de Lac de Maracaibo, sur le flanc Périjanero, la discordance basale de l'avant-fosse est très visible. Elle est renforcée tectoniquement (discordance angulaire), comme on peut le constater sur tentative d'interprétation géologique. Un pointé sismique conventionnel, en continu, ne permet pas de mettre en évidence cette discordance. En effet, le profil d'impédance sismique le longue de la discordance change continuellement, ce qui oblige le géoscientiste interprétateur à changer plusieurs fois d'un pic à un creux sismique.

Dans la partie distale, près de la plate-forme, elle est caractérisée par les biseaux sommitaux des dépôts d'eau peu profonde. Les biseaux sommitaux sont la conséquence de l'érosion induite par la migration vers le continent de l'anomalie flexurale.

Très souvent, immédiatement, au-dessus de la discordance basale du bassin d'avant-pays, il y a une surface basale de progradation complexe marquée par les parties distales des progradations du bassin d'avant-pays.

D) Les discordances à l'intérieur du bassin d'avant-pays (d)

La majorité de ces discordances sont eustatiques. Elles sont crées par des chutes relatives du niveau marin dans lesquelles le facteur eustatique est prédominant. Ces discordances érodent les anticlinaux synchrones de la sédimentation et développent des discordances renforcés par la tectonique ("enhanced unconformities").

Les discordances a) et b) sont héritées et ne sont pas, directement, associées à la formation du bassin d'avant-fosse. Les séries stratigraphiques de la marge divergente ont des nombreuses autres discordances qui, comme la stratigraphie séquentielle le suggère, sont associées à des chutes relatives du niveau de la mer avec une composante eustatique plus au moins prédominante.

La plupart de ces types de discordances sont parfaitement identifiables sur les lignes sismiques régionales du "North Slope", comme celle illustrée sur fig. 14.10, où un bassin d'avant-fosse s'est développé pendant le Mésozoïque au-dessous d'une ancienne marge divergente d'âge Mésozoïque Inférieur.

Figure 14.10- Cette ligne sismique illustre l'onshore et la partie très proximale de l'offshore du "North Slope". La chaîne plissée de Brooks est localisée au Sud. L'avant-fosse de Collvile est au milieu de la ligne. La partie proximale de la marge divergente de Nuwuk est au nord de la ligne. La chaîne plissée est associée à un régime tectonique compressif. Les autres bassins sont associés à des régimes tectoniques en extension. Le bassin d'avant-fosse a été induit, mécaniquement, par la surcharge sédimentaire des chevauchements et des plis de la chaîne plissée. Le soulèvement périphérique (bulge) induit par la subsidence flexurale à crée l'arc structural de Borrow, au nord duquel s'est développée une marge divergente due à une subsidence thermique. La richesse pétrolière de cette marge, et surtout celle de l' arc de Borrow (Pruhdobay, par exemple, ne sont plus à démontrer. L'infrastructure de l'avant-fosse a un comportement structural calme. Les blocs faillés, si fréquents dans certains bassins d'avant-fosse, comme par exemple dans celui de Maracaibo, sont ici, totalement, absents.

L'origine de ces discordances pose un problème important pour la Stratigraphie Séquentielle, et en particulier pour la hiérarchie des cycles stratigraphiques. Pour un certain nombre de discordance mentionnées ci-dessous, il est probable que l'eustatisme et l'érosion ne soient pas le facteur géologique prédominant :

- Les discordances caractérisées par érosion et troncature des blocs basculés ;

- Les discordances eustatiques dans les sédiments d'eau peu profonde avec des troncatures, biseaux sommitaux et vallées incisées ;

- Les discordances sur les talus continentaux dues à des courants sous-marins ;

- Les discordances associées aux canyons des marges ;

- Les discordances des dépôts d'eau profond induites par des courants géostrophiques ;

- Les discordances associées avec les bassins affamés ("starved basins") ;

- Les discordances qui marquent le début de l'étirement ("rifting") ;

- Les discordances qui soulignent la rupture de la lithosphère ("breakup unconformity") ;

- Les discordances de la base des bassins d'avant-pays ;

- Les discordances liées à la relaxation associée aux bassins d'avant-pays ;

- Les discordances associées avec les failles de croissance ;

- Les discordances associées avec les fluages salifères

Il est important remarquer que beaucoup des discordances mentionnées ci-dessus ne correspondent pas à des chutes relatives du niveau de la mer, autrement dit, à des surfaces d'érosion, comme elles sont considérées dans la stratigraphie séquentielle.

Théoriquement, dans une avant-fosse :

A) L'espace disponible pour les sédiments est, principalement, celui crée par la subsidence, laquelle est dépendante des propriétés rhéologiques de la lithosphère et de sa surcharge (fig. 14.11).

- La surcharge est, principalement, due au poids des chevauchements (surcharge tectonique) et des sédiments déposés dans l'avant-fosse (surcharge sédimentaire) ;

-La flexure de la lithosphère créée un soulèvement périphérique, le bulge, lequel au point de vue pétrolier a un intérêt tout à fait particulier.

Figure 14.11- La subsidence de l'avant-fosse est associée aux propriétés de la lithosphère sous-jacente, autrement dit, (i) à la rigidité flexurale (D) ; (ii) À l'épaisseur élastique de la lithosphère (T'c) ; (iv) Au temps (T) (relaxation visqueuse) ; (v) À à la surcharge due aux chevauchements (P) et (vi) Au remplissage sédimentaire (P') du bassin d'avant-fosse lui même. Bassin d'avant pays, bassin molassique, bassin flexural, etc. sont, en général, synonymes de bassin d'avant-fosse.

B) La distance entre le soulèvement périphérique et la chaîne plissée, autrement dit, les dimensions d'une avant-fosse (fig. 14.12) sont fonction de :

a) l'épaisseur de la croûte,

b) l'amplitude de la surcharge.

- Quand la surcharge est importante et la lithosphère peu épaisse, c'est-à-dire, relativement jeune, la profondeur de l'avant fosse est assez grande. Cependant, sa largeur, raremen,t dépasse les 50 kilomètres.

Figure 14.12- La largeur et la profondeur d'un bassin d'avant-fosse sont fonction de l'âge de la lithosphère et de la surcharge induite par le poids des chevauchements de la chaîne plissée et des sédiments de l'avant-pays.

- Quand la lithosphère est épaisse, c'est-à-dire, vieille, pour une surcharge similaire, sa largeur sera beaucoup plus importante. Elle peut dépasser les 300-400 kilomètres.

En d'autres termes, on peut dire :

(i) L'épaisseur d'un bassin d'avant-fosse est, directement, liée à la surcharge totale.

(ii) La largeur d'un bassin d'avant-fosse est, directement, liée à l'épaisseur élastique de la lithosphère.

Potentiel Pétrolier

Le potentiel pétrolier des bassins d'avant-fosse est généralement faible (0.4 / 0.6). Le plus souvent, les hydrocarbures qu'on retrouve dans ces bassins sont générés par des roches-mère déposées dans les bassins sous-jacent s:

- Marges divergentes,

- Bassins d'arrière-arc,

- Bassins de type rift, etc.

Par exemple, dans les avant-fosses du Venezuela (fig. 14.5, 14.6 14.9, etc), les roches-mère sont, dans l'opinion de la majorité des géoscientistes, liées aux argiles transgressives du Cénomanien-Turonien du bassin d'arrière-arc (formation La Luna).

Figure 14.13- Le bassin d'avant-fosse de Timimoun s'est développé au-dessus de la marge divergente cambro-silurienne qui est associée à la rupture du supercontinent précambrien (Rodinia). La discordance angulaire visible à environ 0.5-0.6 secondes sépare le bassin d'avant-fosse du bassin cratonique du Sahara. La surface basale de progradation majeure MFS 500 Ma souligne les roches-mère de l'Ordovicien-Silurien, qui ont généré la majorité des hydrocarbures rencontrés en Algérie.

Figure 14.14- Sur cette tentative d'interprétation géologique d'une ligne sismique du Nord de la dépression du Caucase, on peut identifier : (i) Un bassin de type-rift d'âge Triasique, qui est associé à l'étirement de la Pangée ; (ii) La marge divergente du nord de Mer de Téthys et (iii) Le bassin d'avant-fosse du Caucase. Celui-ci est rempli par des intervalles sédimentaires progradants. Le potentiel pétrolier générateur est lié aux argiles transgressives du Kimméridgien et du Cénomanien-Turonien de la marge divergente. Des roches-mère lacustres tertiaires se sont, également, déposées dans l'avant-fosse à la base des séries progradantes. Cependant, le plus souvent, la matière organique de ces dernières est immature par manque d'enfouissement.

La richesse pétrolière des avant-fosses paléozoïques, comme, par exemple celles de l'Algérie, est lié aux roches mères des marges divergentes sous-jacentes.

Comme on peut le constater sur la fig. 14.13, dans le bassin d'avant fosse de Timimoum, les roches-mère sont les argiles transgressives du Silurien. Ce sous-système pétrolier générateur se reconnaît, aisément, par la surface basale de progradation majeure qui limite la phase transgressive de la phase régressive du cycle d'empiétement continental pré-Pangée.

Il est également possible de voir de bonnes roches-mère potentielles dans les intervalles sédimentaires inférieurs d'une avant-fosse, en particulier dans les argiles déposées dans des environnements profonds restreints, qui permettent l'accumulation et préservation de la matière organique.

C'est le cas dans l'avant-fosse du Caucase (fig. 14.14), mais, probablement aussi, dans les avant-fosses (sensu lato) associées à la chaîne des Andes.

Réservoir

Dans ce type de bassins, la présence de réservoirs avec des bonnes caractéristiques pétrophysiques est presque une certitude. Ceci est particulièrement vrai quand l'avant-fosse est remplie par des sédiments gréso-argileux. Quand le bassin d'avant-fosse est pauvre en réservoirs, ceux-ci sont presque toujours présents dans l'infrastructure.

Figure 14.15- Ce schéma montre la migration des écailles, les centres de dépôt et l'emplacement des anomalies carbonatées durant le développement d'une avant-fosse. La migration vers le craton du bulge périphérique et la migration du bassin transporté ("piggy back basin") sont, facilement, reconnaissables.

Deux sources d'apport terrigène se développent dans une avant-fosse :

a) L'une à partir de la ceinture ou chaîne plissée adjacente à la subduction A.

b) L'autre à partir de la région adjointe au craton.

Ces deux sources clastiques et en particulier la deuxième sont à l'origine de très bons réservoirs, épais et avec des bonnes caractéristiques pétrophysiques. Dans les parties profondes de l'avant-fosse, ces réservoirs sont, principalement, turbiditiques, soit associées à des cônes sous-marins de talus, soit de bassin. Cependant, dans les parties moins profondes, les réservoirs sont de plate-forme ou deltaïques (sables de front de delta ou de plaine deltaïque).

Dans les séries carbonatées, les réservoirs potentiels avec des bonnes caractéristiques pétrophysiques sont plus rares. Leur mise en évidence est plus délicate surtout quand on ne connaît pas la localisation des zones les plus favorables au développement d'une porosité primaire.

- Pour cela, la localisation du "bulge" périphérique, et la reconnaissance de son déplacement, dans le temps et dans l'espace. sont, particulièrement, importantes. Dans les avant-fosses du Moyen-Orient, la localisation du bulge périphérique a augmenté la probabilité de mise en évidence d'hydrocarbures.

Le modèle proposé par Beaumont, en 1984, pour les avant-fosses, est très intéressant. Il admet dans la partie amont une anomalie topographique positive, ou "peripheral bulge", qui, le plus souvent, correspond à une rupture de pente qui est très favorable au développement de constructions carbonatées (fig. 14.15).

Dans ce modèle, au fur et à mesure que la flexure de la lithosphère augmente, l'anomalie topographique, autrement dit, le bombement migre vers le craton (fig. 14.15). Des anomalies morphologiques similaires, dues à la flexure de la lithosphère ont été proposées par différentes compagnies pétrolières pour expliquer les réservoirs de certaines accumulations dans les bassins d'avant-fosse, en particulier dans celui d'Oman (alignement structural de Margham-Sajaa).

Piège

Ce paramètre est très bon (0.8 / 0.9). Dans la partie raccourcie de l'avant-fosse, c'est-à-dire, dans le piedmont ("foothills"), des pièges structuraux (pièges avec une fermeture propre) ou "four way dips" sont associés aux plis et aux chevauchement (écailles). Leurs surfaces fermées sont importantes.

Figure 14.16- Dans la détermination de l'âge des structures associées à une avant-fosse, il faut être très attentif aux surfaces de décollement. Quand par rapport à une certaine surface de décollement, la migration des écailles se fait vers le craton, elle est considérée "en séquence". Dans le cas contraire elle est considérée comme "hors séquence".

Figure 14.17- Dans l'onshore SE du Venezuela, entre le bassin de Maturin et la Faja de l'Orénoque, les hydrocarbures pièges dans les réservoirs de la formation Officina ont migré depuis le Nord (roches-mère de la marge divergente). Ces roches-mère sont enfouies sous le bassin d'avant-fosse. La migration s'est faite le long des réservoirs et des failles normales créées pendant la flexure de la lithosphère (failles de direction Ouest-Est), ainsi que le long de celles de direction Nord-Sud qui ont été créées en réponse à l'amortissement de la contrainte tectonique vers le Sud. L'intersection de ces type de failles et leurs mouvements relatifs forment des pièges morphologiques par juxtaposition très riches en hydrocarbures.

Dans la partie amont de l'avant-fosse, près de ce que certains auteurs appellent la rampe, les pièges structuraux sont rares et les pièges non-structuraux sont subtils. Les pièges les plus fréquents sont les morphologiques par juxtaposition, associés à des blocs basculés. Cependant, il est très difficile d'assurer la couverture latérale, qui est indispensable pour qu'on puisse parler de fermeture.

Ce phénomène est bien connu des explorateurs qui travaillent dans le bassin de Monagas (onshore Est du Venezuela). La majorité des champs de la région d'Officina sont associés à des pièges morphologiques par juxtaposition, comme on peut le constater sur la figure 14.17. La présence d'une couverture latérale et verticale est déterminante.

Alimentation

Ce paramètre peut poser des problèmes pour les pièges structuraux, en particulier pour les prospects liés aux plis engendrés par les chevauchements. Il est nécessaire de bien déterminer l'âge des chevauchements par rapport à la migration des hydrocarbures.

Comme signalé auparavant, les chevauchements, qui ont des âges différents, peuvent migrer vers le craton (chevauchement en séquence), ou vers la chaîne plissée (chevauchements hors séquence). Ces derniers chevauchements prennent place à la suite d'un changement de la surface de décollement, ce qui peut être dû à la réactivation d'une faille préexistante ou d'une zone de fragilité ancienne.

Dans la partie en amont de l'avant-fosse, les structures distensives sont abondantes. Elles donnent, généralement, des pièges antérieurs à la migration des hydrocarbures, autrement dit, des pièges très favorables à l'accumulation des hydrocarbures. Cependant, il faut s'assurer de l'étanchéité des zones de faille ou de la présence d'une roche de couverture (pression capillaire de déplacement plus grande que celle des réservoirs) en juxtaposition aux réservoirs potentiels.

Figure 14.18- Dans la détermination de l'âge de la maturation de la matière organique, il faut séparer les roches-mère de l'infrastructure (marge divergente ou bassin d'arrière-arc) des roches-mère de l'avant-fosse. Comme on le constate sur cette figure, l'histoire de l'enfouissement est très différente. La subsidence induite par la surcharge peut se décomposer en deux phases majeures. Une phase en extension et un phase en compression. Dans ce diagramme, on reconnaît la phase de sédimentation maximale, la phase de compression, le soulèvement du bulge périphérique, l'érosion et le dépôt du bassin transporté.

L'âge de la maturation de la matière organique doit être déterminé avec le maximum de précision (fig. 14.18). Il faut:

a) Reconstituer la trajectoire de l'enfouissement des roches-mère au fur et à mesure du raccourcissement.

b) Déterminer l'enfouissement durant l'évolution du substratum, pendant la flexure de la lithosphère et, pour finir pendant la phase de raccourcissement et d'érosion.

Rétention

Pour ce type de bassins, ce paramètre est généralement très bon (0.8/0.9). Le plus souvent, les réservoirs sont couverts par des sédiments argileux de grande profondeur d'eau avec des caractéristiques de roches de couverture.

Ainsi, on peut dire qu'en aucun cas, le paramètre rétention peut tuer à lui seul un prospect d'exploration. Dans un bassin d'avant-fosse, les seuls paramètres qui peuvent tuer un prospect sont:

(i) Le manque de roches-mère matures, et ou

(ii) Une mauvaise chronologie de la formation du piège par rapport à la migration des hydrocarbures.

C) Bassins du type Chinois (B.1.3)

Ces bassins, très particulières, sont, fondamentalement, localisés dans la partie Est de la plaque lithosphérique Euro-Asiatique. Ils sont, étroitement, liés à l'évolution géologique de cette plaque, laquelle résulte d'accrétions successives suite à des collisions du type Continent-Continent ou Continent-Arc Volcanique.

Figure 14.19- Les principaux bassins sédimentaires chinois sont grossièrement localisés sur cette figure. Leur nom est, purement, géographique. Le plus souvent, ils correspondent, d'après la classification utilisée dans ces notes, à la superposition de plusieurs bassins sédimentaires.

Très schématiquement, l'évolution de cette plaque peut être résumé comme suit :

a) Trois micro-continents précambriens :

(i) Tarim,

(ii) Nord Chine et

(iii) Sud Chine,

s'ajoutent au continent asiatique pendant le Paléozoïque pour former le continent Laurasia de la Pangée.

b) Au début du Mésozoïque, à l'ossature paléozoïque s'ajoutent :

(i) Le bloc de Lut (Iran),

(ii) Le bloc du Tibet et

(iii) La plate-forme Indochinoise.

c) Le bloc Indien et le bloc de l'Arabie s'ajoutent pendant le Cénozoïque.

Le détail de ces collisions est mal connu. Cependant, la majorité des géologues suivent Bally. Autrement dit, ils admettent qu'à l'Est et vers le Nord des montagnes du Pamir, aucun décollement ne suggère un processus de subduction de type A. La limite de la mégasuture Méso-Cénozoïque correspond à l'enveloppe des intrusions félsiques d'âge Mésozoïque et Tertiaire. Les bassins sédimentaires chinois d'Ordos, pre-Nanshan, Tsaidam, Tarim, Turfan et Dzungaria, etc., appartiennent à cette catégorie (fig. 14.19).

Cependant, commenous l'avons fait jusqu'à maintenant, ces bassins seront classés dans le temps et dans l'espace. En d'autre termes, la plupart des ces dépressions sédimentaires correspondent à la superposition verticale de différents type de bassins. Des marges divergentes paléozoïques sont souvent surmontées par des bassins de type chinois mésozoïques ou tertiaires (fig. 14.22).

Figure 14.20- Plusieurs champs d'huile et de gaz ont été rencontrés dans le bassin de Tarim qui correspond à un bassin du type chinois. Les roches-mère sont paléozoïques. Elles appartienent à l'insfrastructure du bassin (méso-cénozoïque). Les roches-mère potentielles du bassin de type chinois sont immatures. Leur enfouissement est faible, sauf dans les piedmonts et chaînes plissées du Nord (fig. 14.21), où elle semblent avoir généré des hydrocarbures.

Figure 14.21- Cette coupe géologique schématique illustre les principales unités structurales qui forment le Tarim. Plusieurs types de bassins sédimentaires se sont superposés dans l'espace et dans le temps. Cependant, comme Bally l'a souligné, il est difficile d'y voir des mécanismes géologiques de subduction de type A.

Les caractéristiques géologiques principales de ce type de bassin peuvent se résumer comme suit :

- Le remplissage sédimentaire est entièrement continental et d'âge Mésozoïque ou Tertiaire ;

- Les limites se font par des failles de cisaillement ou chevauchements qui, en grande partie, sont contrôlés par le socle ;

- Bien que leur potentiel pétrolier soit mal connu, plusieurs géoscientistes le considèrent comme faible à moyen ;

- Le potentiel pétrolier générateur est, directement, liée au développement ou, non, d'argiles lacustres riches en matière organique ;

- Le potentiel pétrolier générateur des bassins sus-jacents est, souvent, associé aux sédiments marins transgressifs déposés pendant le maximum d'empiétement.

Nous n'avons pas des données sismiques pour illustrer ces bassins, sur lesquels nous n'avons, pratiquement, aucune expérience personnel sauf pour le bassin de Tarim, que nous avons étudié au début des années 90, et où plusieurs petits champs d'huile et gaz ont été rencontrés par les géoscientistes chinois (fig. 14.20).

Dans la partie centrale et sud du Bassin de Tarim (fig.14.21), les systèmes pétroliers potentiels sont Paléozoïque-Paléozoïque, autrement dit, la roche-mère et les réservoirs potentiels sont d'âge paléozoïque. C'est le cas des champs de Tazhong et Shacan.

Dans la partie nord du Tarim, les systèmes pétroliers peuvent être Paléozoïque-Mésozoïque, ou Mésozoïque-Tertiaire, c'est le cas des champs de Donggiu et Ichkelik (fig. 14.21).

A l'exception du nord du bassin, où la superposition des chevauchements augmente l'enfouissement, les sédiments tertiaires riches en matière organique n'ont pas été, suffisamment, enfouis pour que leur matière organique puisse attendre la maturation, c'est-à-dire, qu'ils ne sont pas des roches-mère.

Figure 14.22- Cette figure, très schématique, illustre une tentative dînterprétation géologique d'une ligne sismique du Tarim (la localisation est, grossièrement, montrée sur la fig. 14.20). Elle m'a été montrée dans une "data room" à Beijing. L'échelle horizontale est approximative et l'échelle verticale est d'environ 7 secondes temps double. Malgré la distorsion évidente, ce schéma montre les marges divergentes paléozoïques, les chaînes plissées mésozoïques et le bassin type chinois tertiaire. Les systèmes pétroliers potentiels sont, relativement, faciles à reconnaître, vu que l'enfouissement des sédiments cénozoïques est, largement, insuffisant pour maturer un éventuelle roche-mère tertiaire.

L'histoire géologique pré-mésozoïque de ces bassins du type chinois est très mal comprise. Cependant, on peut dire que dans le bassin d'Ordos, comme dans celui du Tarim, un socle précambrien et une plate-forme paléozoïque forment le substratum et l'infrastructure du bassin (fig. 14.22), tandis que dans les bassins de Tsaidam, de Turfan et de Dzungaria, il semblent plutôt être liés à un socle paléozoïque métamorphique.

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