Bassins Sédimentaires
Bassins Sédimentaires de la Classe B
B) Bassins d'Arrière-Arc (B.2.1.2)
Plusieurs modèles géologiques ont été proposés pour expliquer la formation des bassins d'arrière-arc. Parmi ces modèles, celui de Bird suggère qu'il faut en moyenne 20-40 millions d'années entre le début de la subduction et le démarrage, en arrière-arc, d'une éventuelle expansion océanique. D'après cette hypothèse, un bassin d'arrière-arc, autrement dit, la phase d'étirement (phase de riftng) et la phase de subsidence régionale (phase d'effondrement ou de sag), qui précèdent une éventuelle océanisation (formation d'une mer marginale), ne peut pas dépasser cette période de temps.
Figure 16.1- Dans les bassins d'arrière-arc, il faut séparer ceux sans océanisation et ceux où il y a formation de nouvelle croûte océanique. Dans ces derniers, il y a formation de marges divergentes non-Atlantique au-dessus du bassin d'arrière-arc, comme il est montré dans la coupe inférieur de cette figure.
Certains géoscientistes ne sont pas d'accord avec la corrélation entre la subduction du type Benioff et la formation de ces bassins.
Pour les bassins d'arrière-arc avec océanisation, Atwater a remarqué que l'expansion océanique en arrière de l'arc volcanique, autrement dit, la rupture de la plaque chevauchante, se fait surtout quand la croûte océanique de la plaque plongeante est, en général, plus âgée que 50-100 millions d'années. La subduction d'une croûte océanique récente induit plutôt la formation de cordillères.
La croûte océanique des mers marginales (bassins d'arrière-arc avec océanisation) se forme par extension et expansion océanique provoquées par la subduction d'une croûte vieille et très dense. Une croûte vieille et dense produit une vitesse de plongement (vitesse de subduction) plus rapide que la vitesse de convergence de la plaque chevauchante.
Figure 16.2- En arrière-arc du massif volcanique, plusieurs centres de dépôt se sont individualisés. Ces centres de dépôt correspondent à des extensions induites par la subduction de la plaque océanique de l'océan Indien. Cette tentative d'interprétation partielle, illustre la géométrie d'un centre de dépôt de Sunda. La phase d'étirement, où se sont déposées d'excellentes roches-mère lacustres, est représentée par le demi-graben qui souligne la distension en arrière de l'arc.
Les bassins d'arrière-arc sans océanisation d'âge paléozoïque et mésozoïque sont relativement rares car :
(i) La majorité de ces bassins, encore aujourd'hui préservés, ont été initiés avant ou à l'Eocène-Oligocène.
(ii) Pendant le Néogène, ils ont subsidé par refroidissement et, souvent, ils se sont ouverts en bassins océaniques marginaux où se déposent des marges divergentes non-Atlantiques.
Figure 16.3- Ce bassin, qui est localisé à l'intérieur de la mégasuture Méso-Cénozoïque a, naturellement, été raccourci. Le raccourcissement varie d'une secteur à l'autre. Sur cette tentative d'interprétation géologique d'une ligne sismique de l'offshore de la Chine, il raccourcissement est à peine perceptible. Il est responsable du bombement des réflecteurs dans la partie Est, près de la faille qui borde le demi-graben. La fin de la période de raccourcissement est soulignée par la mise en place de coulées volcaniques et par les biseaux d'aggradation de l'intervalle sismique supérieur (en jaune).
Pour faciliter l'utilisation de la classification des bassins sédimentaires proposée, nous ne ferons aucune différence entre les bassins d'arrière-arc développés sur un substratum continental les ceux développés sur un substratum océanique.
D'autre part, aucune différence sera faite entre les bassins d'arrière-arc sans océanisation et ceux qui sont suivis d'une océanisation. En effet, la seule différence majeure entre ceux type de bassins est la présence de marges divergentes non-Atlantique au-dessus des bassins qui ont souffert une océanisation. L'évaluation pétrolière de ce type de marge sera traité dans d'autres notes.
Potentiel Pétrolier
Les bassins d'arrière-arc ont un potentiel pétrolier très variable :
(i) Il est excellent (0.9 / 1.0) dans les basins indonésiens, et
(ii) Très pauvre dans les bassins d'arrière-arc de Taiwan et du Japon.
Certains géoscientistes pensent que ces différences sont liées aux variations climatiques qui ont permis, ou non, le développement d'environnements lacustres, en particulier durant la phase d'étirement de la plaque chevauchante. D'autres facteurs, en particulier le taux de subsidence et de remplissage sont, également, invoqués pour expliquer la différence de potentiel pétrolier et en particulier du potentiel pétrolier générateur de ces bassins.
Figure 16.4- Cette carte montre de façon schématique les principaux demi-grabens développes en arrière de l'arc volcanique dans l'onshore de la Thaïlande. Le potentiel pétrolier générateur de ces demi-grabens est très variable. Il dépend, principalement, de l'évolution géologique de chacun d'eux. Ainsi, les demi-grabens A et B, qui ne sont séparés que d'environ 20 km ont des potentiels générateurs tout à fait différents. Le premier a environ 400 m de roches-mère lacustre, tandis que le deuxième n'a pas du tout de roches-mères (voir figures suivantes).
La plupart du potentiel générateur de ces bassins est à associer à des argiles lacustres déposées dans les demi-grabens développés durant la phase d'étirement. Les argiles ou les séries carbonatées déposées pendant la transgression, qui suit la phase d'étirement, peuvent contribuer à l'enrichissement du potentiel pétrolier.
Les sédiments des cortèges régressifs déposés dans des conditions de haut niveau marin, en général, ne forment pas de roches-mère majeures :
(i) Ils sont, souvent, riches en matière organique, mais leur enfouissement est presque toujours insuffisant pour que leur matière organique puisse atteindre la maturation ;
(ii) Leur matière organique est, en générale, à gaz.
En régions très particulières comme, par exemple, dans la partie Sud du Golfe de Thaïlande, et en particulier dans le champ de Bonkgot, le sous-système générateur pétrolier est composée par les argiles organiques de la phase de subsidence thermale (phase d'effondrement ou phase de sag) qui suit la subsidence différentielle de la phase d'étirement.
Figure 16.5- Dans le Golfe de Thaïlande, et particulièrement dans la partie Nord, le potentiel générateur des bassins d'arrière-arc est fonction de la présence ou non de roches-mère lacustres dans les demi-grabens développés durant la phase d'étirement. Les conditions de dépôt peuvent changer très rapidement (en très peu de kilomètres). Les demi-grabens A et B illustrés sur la figure 16.4 ont été reconnus par des puits d'exploration dont les résultats stratigraphiques sont résumés sur cette figure. Dans le demi-graben A, plus de 400 mètres de roches-mère lacustres ont été reconnus. Dans le demi-graben B, aucune roche-mère a été rencontré. Ces grabens ont une géométrie de remplissage très différente, comme on peut le constater sur la figure 18.6.
Figure. 16.6- Les demi-grabens auxquels appartiennent ces lignes sismiques sont localisés sur la fig. 16.5. La ligne sismique B est caractéristique du demi-graben B, tandis que la ligne A caractérise le demi-graben A. Sur ces lignes, on peut constater que l'hypothèse émise précédemment, c'est-à-dire qu'un remplissage avec une configuration interne des réflecteurs sismiques divergente souligne un faciès très sableux (absence de niveau organiques lacustres), et qu'une configuration parallèle est très, souvent, associée au dépôt de roches lacustres.
Les argiles lacustres, riches en matière organique, qui se déposent dans les demi-grabens, obéissent aux mêmes conditions géologiques que celles des demi-grabens développés dans les bassins de type-rift, autrement dit :
(i) Les demi-grabens doivent avoir des dimensions suffisamment grandes pour empêcher un comblement à prédominance transversal, c'est-à-dire, à partir des bords du bassin.
(ii) Le taux de remplissage ne doit pas être en équilibre avec le taux d'extension, autrement dit, les failles de bordure ne doivent pas toujours jouer comme des failles de croissance.
Figure 16.7- Les argiles à potentiel pétrolier générateur sont localisées vers la base de la série sédimentaire (jaune). Elles développent des interfaces qui donnent des réélections sismiques à amplitude très forte (fig. 16.8). La géométrie actuelle du demi-graben est très déformée par une intense inversion tectonique. Dans cette inversion tectonique, la majorité des anciens point structuralement bas est devenu des points structuraux hauts.
(iii) L'apport terrigène ne doit pas remplir tout l'espace créée par la subsidence (l'eustatisme joue ici un rôle très secondaire).
(iv) Les conditions climatiques doivent permettre le développement de la matière organique vivante.
Figure 16.8- Les roches-mères de ce demi-graben, où Maxus a fait une découverte (> de 200 Mbbls), sont associées aux réflecteurs sismiques à forte amplitude de la base du basin. Avant forage, ces réflecteurs étaient inclus dans le substratum. Une analyse détaillée des rapports géométriques entre les réflecteurs et les discordances aurait suggéré que les terminaisons des réflecteurs correspondent à des biseaux d'aggradation. Ceci aurait obligé le géoscientiste en charge de l'interprétation à descendre la discordance pré-étirement et à inclure ces réflecteurs dans la phase d'étirement du bassin d'arrière-arc.
Dans ce type de bassins, les roches-mère potentielles associées avec la phase d'océanisation sont en général les argiles transgressives et éventuellement les argiles profondes déposées pendant les épisodes régressifs.
Les montées relatives du niveau marin déplacent vers l'amont les centres de dépôt et développent dans les parties les plus distales des conditions géologiques de faible taux de sédimentation qui caractérisent les bassins affamés ("starved conditions" des géoscientistes anglo-saxons).
La seule présence d'argiles transgressives avec de la matière organique n'est pas suffisante pour leur matière organique génère des hydrocarbures en quantités économiques:
- Ces argiles doivent avoir été suffisamment enfouies pour la matière organique puisse atteindre la maturation.
- Leur charge doit être assez significative pour que des accumulations économiques soient possibles.
Malgré le fait que des roches mères humiques puissent se développer dans la phase de "sag" des bassins d'arrière-arc, en général, quand un bassin d'arrière-arc est pétrolier, il le doit surtout à la présence de roches-mère des demi-grabens de la phase d'étirement, autrement dit roches mères de la phase de rift. Les demi-grabens sont en partie remplis par des roches organiques lacustres et leur évolution tectonique est très favorable à la maturation de la matière organique.
Figure 16.9- Cette tentative d'interprétation suggère que dans les bassins d'arrière-arc, la matière organique des roches-mère potentielles difficilement atteint un degré suffisant de maturation pour pouvoir générer des hydrocarbures. Cependant, ce sont les roches-mère déposées dans les demi-grabens de la phase d'étirement qui ont le plus de chances. Les sédiments transgressives déposés dans ce qu'on a l'habitude d'appeler la phase de sag, même s'ils sont très riches en matière organique, ont presque toujours un enfouissement insuffisant.
La subsidence thermique, souvent l'océanisation (dans le cas de la formation d'une marge divergente non-Atlantique) et un degré géothermique élevé, permettent un enfouissement suffisant des roches-mère et une maturation de la matière organique.
Généralement, cette évolution n'est pas suffisante pour que les argiles transgressives, qui sont, souvent, riches en matière organique et qui sont, stratigraphiquement, plus hautes que les roches-mère de la phase d'étirement, puissent générer des hydrocarbures. Ceci, c'est une caractéristique importante de ces bassins. Très souvent, les inversions tectoniques auxquels ils sont soumis, remontent les roches-mère potentiels, ce qui peut retarder ou empêcher la maturation de leur matière organique.
Pratiquement, aucun explorateur suggère de prend du domaine minier dans un bassin d'arrière-arc en considérant uniquement des roches mères potentielles associées aux séries transgressives.
Réservoir
Ce paramètre pétrolier (présence et caractéristiques pétrophysiques) est, en général, très bon (0.8 / 0.9). Les roches-réservoir se déposent non seulement durant la phase d'étirement (demi-grabens), mais, également, pendant la phase de sag et dans la marge non-Atlantique quand il y a formation d'une mer marginale.
Les réservoirs de la phase d'étirement sont des systèmes de dépôt non-marins, soit des éventails alluviaux, soit des grès fluviatiles, soit des sables deltaïques.
Figure 16.10- Comme le suggère cette ligne sismique, le remplissage des demi-grabens du bassin d'arrière-arc du SO Weizhou, est composée par la trilogie : (i) Éventails alluviaux ; (ii) Argiles lacustres et (iii) Sables fluviatiles. Les argiles lacustres correspondent à l'intervalle isopaque à géométrie de remplissage parallèle, sur lequel reposent, en discordance, les sables fluviatiles. L'intervalle à éventails alluviaux est caractérisé par une configuration géométrique ondulée, en particulier dans la partie sommitale.
La succession stratigraphique, qui, normalement, se déposée dans les demi-grabens de ces bassins est, le plus souvent, composée de la base vers le sommet par:
- Éventails alluviaux ; - Argiles lacustres ; - Grès fluviatiles.
Figure 16.11- Le remplissage divergent et régulier de ce demi-graben (bassin d'arrière-arc de l'offshore Vietnam) suggère une absence de roches mères. Les puits d'exploration ont corroboré cette hypothèses et ils ont montré que les réservoirs sont de mauvaises qualité. La discordance angulaire (surface d'érosion) entre la phase d'étirement et la phase de subsidence régionale est bien marquée par les rapports géométriques des réflecteurs sous-jacents.
Quelque fois, les sables de base peuvent être absent, au moins sismiquement. Dans ces cas, on voit directement sur le substratum les argiles lacustres roches-mère, comme, par exemple, sur les lignes sismiques du bassin d'Asri (fig. 16.8).
Les qualités pétrophysiques des grès fluviatiles sont, normalement, meilleures que celles des éventails alluviaux. Les réservoirs associés aux épisodes sédimentaires transgressifs de la phase post-étirement sont :
(i) Des sables rétrogradants et, quelque fois,
(ii) Des constructions récifales.
Les sables rétrogradants à glauconite authigène ont, en générale, des caractéristiques pétrophysiques assez bonnes. Les sables associés aux épisodes régressifs de la phase de subsidence régionale (sag) sont, en générale, des réservoirs de deuxième ordre :
- Leurs caractéristiques pétrophysiques sont médiocres ;
- Stratigraphiquement, ils sont très éloignés des roches mères ;
- Leur alimentation est difficile ;
- Le plus souvent, les voies de migration ne sont pas très favorables ;
- Il est rare que des productions significatives d'hydrocarbures leurs soient associées.
Piège
L'abondance de pièges structuraux (avec fermeture propre) et non-structuraux est l'une des caractéristiques de ce type de bassins, car ils se développent dans un contexte géologique, globalement compressif, puisqu'ils se localisent à l'intérieur des mégasutures.
Figure 16.12- Les pièges structuraux (avec fermeture propre) sont très abondants dans presque tous les bassins d'arrière-arc. Ces bassins sont localisés à l'intérieur des mégasutures, où les régimes compressifs produisent des inversions tectoniques. Les failles normales pré-existantes sont réactivées en failles inverses. Les points structuraux bas deviennent des points hauts avec formation de belles structures anticlinales.
En plus des pièges développés pendant la phase d'étirement (blocs basculés, plis d'entraînement, etc.), il faut ajouter les pièges structuraux, avec fermeture propre, développés pendant la réduction de volume des demi-grabens. Suite aux régime tectoniques à un ellipsoïde des contraintes effectives tridimensionnel allongés (
_1 horizontal) :
- Les anciennes failles normales sont réactivées et rejouent en failles inverses ;
- Les sédiments se raccourcissent par plissement ;
- Le raccourcissaient est plus marqué dans les anciens blocs faillés les plus effondrés, où les problèmes de volume sont les plus importants.
Comme la réactivation des failles pré-existantes est fonction de l'angle entre le
- Cylindriques (fermeture propre importante) quand l'angle approche le 90° et
- Coniques (pratiquement pas de fermeture structurale) quand l'angle est inférieur à 60° - 50°.
Figure 16.13- Le contexte géologique régional suggère que les inversions visible sur cette ligne sont obliques. La direction du
Figure 16.14- Quand l'angle entre le
Dans ces bassins, il est déconseillé de prédire des pièges structuraux importants avec peu de données sismiques. Une cartographie exhaustive montre, souvent, que la plupart des pièges sont par juxtaposition et non structuraux, autrement dit, ils n'ont sans une fermeture propre (Ex: Bassins d'arrière-arc du Vietnam et du Golfe de Tonkim).
Les pièges non-structuraux et, particulièrement, les pièges stratigraphiques se développent surtout dans les cortèges sédimentaires transgressifs, déposés dans des conditions géologiques de niveau marin haut. Les sables rétrogressifs sont, le plus souvent, fermés, verticalement et en aval par les argiles marines transgressives, alors que des argiles lagunaires assurent la fermeture en amont.
Des pièges stratigraphiques beaucoup plus subtils, mais à fort potentiel pétrolier, sont possibles dans les demi-grabens, en particulier, dans le côté opposé à la faille bordière. Ces pièges peuvent se définir, souvent, par les biseaux d'aggradation des horizons réservoirs des dépôts fluviatiles ou deltaïques au-dessus des argiles lacustres roches-mère. Le plus souvent, ce type de piège est renforcé par un changement de l'inclinaison des réservoirs. Plus subtil est le piégeage, c'est-à-dire, plus faible est l'inclinaison du réservoir, plus il y a des réserves, avec une colonne d'hydrocarbures plus faible.
Pour terminer, on peut dire, que dans ce type de bassins, l'exploration pétrolière est fondamentalement structurale quand les inversions tectoniques sont présents, ou morphologique par juxtaposition. Cependant, la probabilité d'y avoir des pièges stratigraphiques n'est pas non plus négligeable.
Alimentation
Pour ce type de bassins, l'alimentation est un paramètre très important. Elle explique à elle seule la majorité des puits secs forés dans ces bassins.
Figure 16.15- Dans les bassins d'arrière-arc, les pièges stratigraphiques sont à rechercher en association avec les réservoirs alluviaux et ceux des prismes sédimentaires de bas niveau marin. Ceci est, particulièrement vrai, quand la couverture régionale est, importante, et surtout quand celle-ci couvre, directement, les hauts du substratum.
Les pièges structuraux sont plus récents que les pièges associés à l'extension. L'inversion tectonique est par définition postérieure à la phase d'étirement. Dans des cas très rares l'inversion a lieu avant la fin de la phase d'étirement. Avant de proposer un puits sur des structures compressives, il est impératif de dater la migration des hydrocarbures par rapport aux inversions tectoniques, c'est-à-dire, des pièges. Une telle datation n'est pas fondamentale pour les structures créées durant la phase d'étirement. Celles-ci se forment avant la migration des hydrocarbures, en particulier, la plupart des pièges stratigraphiques.
Les chemins de migration sont, le plus souvent, les zones de gouge des failles peu réactivées (migration verticale). Dès que les failles sont réactivées, elles vont jouer en failles inverses. De ce fait, la pression capillaire de déplacement dans la zone de gouge va augmenter, ce qui empêche, souvent, la migration des hydrocarbures.
Figure 16.16- La paramètre alimentation, voies de migration et l'âge de la migration par rapport à l'âge des pièges, peut interdire un puits d'exploration. Ceci est vrai même sur des magnifiques structures d'inversion associées aux failles bordières des demi-grabens. Les géoscientistes en charge de l'exploration doivent, aussi, tester les biseaux d'aggradation des réservoirs fluviatiles, où les hydrocarbures sont souvent pièges avant l'inversion. Il ne faut pas avoir peur de proposer ce type de prospects. Le potentiel pétrolier rémanent du SE Asiatique, et en particulier celui des bassins d'arrière-arc, est très, probablement, associé à ce type de prospects.
Il est difficile d'invoquer une migration à partir des roches-mère de la phase d'étirement pour alimenter des prospects localisés dans les plateaux, loin des grabens et des failles bordières. L'alimentation est beaucoup plus facile à partir des roches-mère potentielles transgressives, à condition, évidement, qu'elles soient riches en matière organique et que celle-ci ait atteint la maturation. Ces critères sont suivis par la majorité des géoscientistes. Ils doivent êtr,e systématiqueme,nt pris en compte dans le renouvellement du domaine minier.
Rétention
La rétention est, en général, bonne. Même si l'inversion tectonique est dans beaucoup de bassins, encore active, il lui est difficile de détruire les accumulations structurales. Cependant, il faut que la contrainte maximale effective soit à peu près orthogonale, autrement dit, que les structures associées soient des plis cylindriques.
À notre avis, si un prospect est associé une structure compressive développée par une inversion tectonique, le paramètre rétention ne tue jamais. Par contre, si un prospect est associée à une structure extensive (bloc basculé, par exemple) crée avant l'inversion, ce paramètre doit être étudié avec beaucoup d'attention. L'inversion tectonique peut, très facilement, détruire les anciennes accumulations. La majorité des indices de surface qu'on rencontre dans les bassins épisuturaux et d'arrière-arc, en particulier, sont due à un manque de rétention durant et après l'inversion.
to continue press
next
Envoyez des E-mails à carloscramez@gmail.com avec vos commentaires et suggestions pour améliorer ces notes.
Copyright © 2001 CCramez
Dernière modification : Juin, 2014