30) Systèmes Pétroliers
La majorité des classifications, et les études des bassins sédimentaires concernent surtout le comportement structural des sédiments qui les composent. Elles oublient souvent toute relation avec les hydrocarbures qu'on peut y rencontrer.
La classification que nous avons suivie est basée sur le nouveau paradigme de la Géologie moderne
- l'hypothèse de la Tectonique des Plaques-
Cette hypothèse explique en grande partie la subsidence et les variations eustatiques. Elles sont les responsables principaux de l'espace disponible pour les sédiments. Ces données géologiques permettent de mieux approcher et évaluer les paramètres pétroliers :
(i) Potentiel Pétrolier (roches mères matures) ;
(ii) Réservoir (présence et caractéristiques pétrophysiques) ;
(iii) Piège (piège et couverture) ;
(iv) Alimentation (migration et âge par rapport à l'âge des pièges) ;
(v) Rétention.
pour chacun des différents types de bassins sédimentaires considérés, ce qui est indispensable à l'étude des systèmes pétroliers.
Cependant, comme l'on dit les auteurs de cette classification (Bally et Snelson, 1980):
"The classification of basins does little to improve our hydrocarbon volume forecasting ability"
La prédiction et l'évaluation des hydrocarbures dans les bassins sédimentaires est beaucoup mieux approchée par l'étude des Système Pétroliers, autrement dit par
"l'étude des rapports génétiques entre une roche mère particulière et l'accumulation d'hydrocarbures associée" L.B. Magoon, 1988
Dans ce sensé, il est très important de ne pas oublier que l'exploration des hydrocarbures par l'étude des système pétroliers implique qu'un certain nombre d'hypothèses et de principes géologiques soient scrupuleusement respectés.
D'après la corrélation géochimique entre les hydrocarbures et les roches-mère (connues ou potentielles), L. B. Magoon (1988) a subdivisé les systèmes pétroliers en trois grandes familles qui soulignent trois niveaux de certitude:
A) Système Pétrolier Connu (!)
Un système pétrolier est connu quand il existe une bonne corrélation géochimique entre les accumulations et les roches mères.
Ex : Le système pétrolier La Luna/Aguardiente (!) dans le basin d'arrière-arc du Lac de Maracaibo.
B) Système Pétrolier Hypothétique (.)
Un système pétrolier est hypothétique quand les données géochimiques sont suffisantes pour identifier la roche mère, mais sans que pour autant il existe une corrélation géochimique sure (biomarqueurs) entre la roche mère potentielle et les accumulations.
Ex : Le système pétrolier Agua Clara/ Cauderalito (.) dans le bassin de Falcon dans l'onshore nord du Venezuela.
C) Système Pétrolier Spéculatif (?)
Un système pétrolier est spéculatif quand l'existence d'une roche mère et d'accumulations sont possibles, ou probables, à partir des études géologiques et sismiques, sans évidence géochimique.
Ex : Le système pétrolier Argiles Kimméridgiennes/Grès Tertiaires (?) dans le bassins de Kaithanimbar (Est de l'Indonésie).
Dans le cas des Systèmes Pétroliers Connus (!), le géoscientiste n'a pas besoin de s'appuyer sur la classification des bassins suivie ici car, par définition, un système pétrolier connu est nécessairement associé à un bassin sédimentaire mature, ou overmature au point de vue de l'exploration pétrolière.
Pour l'étude des Systèmes Pétroliers Hypothétiques (.) et surtout pour les Systèmes Spéculatifs (?), il est indispensable que les géoscientistes aient une bonne connaissance géologique non seulement du bassin sédimentaire, mais également de son infrastructure. Une telle connaissance doit tenir compte des évolutions géologiques dans l'espace et dans le temps. C'est pourquoi, commenous l'avons dit auparavant, nous avons changé, très légèrement, la classification originelle de Bally et Snelson.
Nous signalons une fois de plus, que la classification suivie n'a pas la prétention de classer les différents bassins sédimentaires en fonction de leur richesse en hydrocarbures. Elle les classe, dans le temps et dans l'espace, en fonction de leur position par rapport aux mégasutures et en fonction de l'origine de la subsidence. Rappelons, d'autre part, que tout basin dont l'épaisseur est inférieure à 1000 mètres a été exclu.
On peut dire que comme les basins ne sont pas classés en fonction de leur style structural, la classification suivie est très propice à l'étude des systèmes pétroliers, car, indirectement, elle prend en compte des considérations paléogéographiques, paléoclimatiques et paléogéothermales. Elle explique, relativement, mieux que toutes les autres classifications la distribution de certaines roches-mère, en particulier des roches-mère marines associées à la phase transgressive des Cycles Stratigraphiques d'Empiétement Continental :
- Ulmichek et Klemme (1990) ont signalé qu'environ 75% des réserves mondiales d'huile et 60% des réserves de gaz sont associées aux roches mères du Jurassique Supérieur et du Crétacé Moyen.
- Ces roches-mère culminent la phase transgressive du cycle stratigraphique d'empiétement continental post-Pangée.
- Durant cette phase transgressive, le niveau eustatique a monté puisque le volume des bassins océaniques a diminué, à la suite de l'expansion océanique qui a accompagné la dispersion des continents qui se sont individualisé après la rupture de la Pangée.
- Plus de 60% des réserves mondiales d'huile connues aujourd'hui ont été générés par les roches-mère déposées en association avec la surface basale de progradation du Turonien moyen, autrement dit, la MFS 91.5 Ma, c'est-à-dire, la surface basale des progradations majeures du cycle stratigraphique d'empiétement continental Méso-Cénozoïque (post-Pangée).
Toutes ces données géologiques, qui contrôlent en grande partie la distribution spatiale et temporelle des roches mères, sont contenues dans la classification adoptée :
a) Les bassins sédimentaires de l'Ouest de l'Amérique du Sud considérés dans la majorité des classifications (style structural prépondérant) comme des bassins "d'avant-fosse" ou de "foreland", sont ici considérés comme la superposition verticale de plusieurs bassins sédimentaires :
- des bassins de type rift, au Jurassique,
- des bassins d'arrière-arc, au Crétacé et Tertiaire inférieur, et
- des bassins d'avant-fosse, depuis le Tertiaire supérieur.
b) Les roches-mère sont associées avec la transgression du Méso-Cénozoïque qui a eu lieu dans les bassins d'arrière-arc volcanique et non aux régimes tectoniques.
c) Dans la plupart des exemples cités par Demaison (Demaison et Huizinga, 1991) pour illustrer les réserves des hydrocarbures, la distribution des roches-mère est, totalement, indépendante du style structural. Elle est dépendant de l'histoire géologique des bassins sédimentaires, ce qui souligne le besoin de classer les bassins sédimentaires dans le temps et dans l'espace. Ainsi :
(i) Pour les bassins de foreland des Andes, le potentiel pétrolier est, directement, lié aux bassins mésozoïques d'arrière-arc et non aux bassins tardifs Tertiaires (bassins d'avant-fosse).
(ii) Pour les bassins de l'offshore brésilien, où la richesse en hydrocarbures est très inégale (plus de 65% des réserves se trouvent dans le bassin de Campos), la classification proposée est très cohérente avec les systèmes pétroliers. L'offshore du Brésil, comme d'ailleurs l'offshore Ouest Africain, est le résultat de la superposition temporelle et spatiale de deux types différents de bassins.
A) Les roches-mère associées à la phase transgressive du cycle d'empiétement continental post-Pangée n'ont pas été, suffisament, enterrées pour que leur matière organique atteigne la maturation.
B) Le potentiel pétrolier générateur est celui des roches lacustres hypersalines (une partie de la formation Lagôa Feia).
- Ces roches mères se sont déposées au début de la marge divergente sous les évaporites.
- Les sédiments qui remplissent les bassins de type-rift, au contraire de ceux des bassins de type-rift sous-jacents à la marge divergente de l'Ouest Africain, n'ont pas trop de potentiel pétrolier.
(d) Pour les plate-formes carbonatées, Demaison et Huizinga (1991) signalent que la différence de richesse en hydrocarbures entre les bassins de Campeche-Reforma et le bassin de la Florida, qui ont à peu le même style structural, est due à des variations de la qualité des roches-mère et du paramètre géothermique des bassins. Bien qu'ils présentent un style tectonique très similaire, dans la classification que nous avons adoptée, ils appartiennent à des classes très différentes.
(i) Le bassin de Campeche-Reforma est pendant le Mésozoïque comme celui de Maracaibo, un bassin d'arrière-arc.
-Il a donc à priori une géométrie et un flux thermal élevé, qui sont très favorables au développement de roches-mère matures, même si l'enfouissement est limité.
(ii) Le bassin de la Florida est associé a la marge divergente de l'Atlantique Nord.
- Les roches-mère à potentiel pétrolier sont, probablement, associées à la phase transgressive du cycle continental.
- Les bassins sous-jacents du type-rift d'âge Triassique, n'ont pas de potentiel pétrolier.
- Les roches-mère potentielles sont très peu épaisses (sauf quelques petits centres de dépôt dans la plate-forme), mais aussi très peu enfouies pour générer des hydrocarbures.
En conclusion, nous pensons que la classification ici adoptée en association avec l'analyse séquentielle, et en particulier avec l'étude détaillé des différents cycles stratigraphiques (cycle empiétement continentaux, sous-cycles d'empiétement continentaux, cycle-séquence et paraséquence), sont des outils indispensables à la mise en évidence et à l'évaluation des différents systèmes pétroliers:
"Systèmes physico-chimiques, dynamiques, qui évoluent dans l'espace et dans le temps géologique sont capables de générer et concentrer des hydrocarbures"
Cette définition (Demaison et Huizinga) implique qu'un système pétrolier est composé par deux sous-systèmes majeurs :
(i) Un sous-système générateur, qui produit des hydrocarbures pendant un certain intervalle de temps géologique, et
(ii) Un sous-système migration-piégeage, qui concentre ou disperse les hydrocarbures générés par les roches mères matures.
Si dans certains bassins sédimentaires il n'y a pas de sous-système générateur, l'étude du sous-système migration-piégeage devient superflue, ce qui est souvent oublié par beaucoup de géoscientistes.
Trois facteurs géologiques contrôlent les accumulations d'hydrocarbures en subsurface :
a) Une génération volumétrique importante d'hydrocarbures durant, ou après la formation des pièges.
b) Une géométrie favorable des voies de migration, autrement dit, des voies de migration qui amènent à une concentration des hydrocarbures dans des pièges stratigraphiques ou structuraux plutôt qu'à une dispersion ou à une perte en surface.
c) L'existence de pièges volumétriquement valables et capables de retenir les hydrocarbures après le remplissage.
Remarquer que le terme "volumétriquement valable" implique non seulement des surfaces fermées importantes mais également des réservoirs avec des caractéristiques pétrophysiques acceptables.
Ces facteurs géologiques doivent être cartographiés dans l'espace et dans le temps afin que les explorateurs puissent corréler les paramètres pétroliers qui constituent un système pétrolier, autrement dit :
- La roche-mère ;
- Le réservoir ;
- La couverture ;
- La migration ;
- Le piège et
- La rétention.
Cartographie d'un Système Pétrolier
Pour mieux illustrer les cartes qui permettent de définir un système pétrolier, j'utiliserai un exemple schématique(fig. 20.1) tirée de B. Magoon (1988).
Figure 21.1- Coupe géologique hypothétique d'un bassin sédimentaire, où sont marqués les éléments essentiels d'un système pétrolier.
1) Corrélation Géochimique
La première étape de la mise en évidence d'un système pétrolier est l'établissement d'une relation génétique, par une étude géochimique exhaustive (incluant les biomarqueurs), entre les hydrocarbures rencontrés en surface, ou en subsurface avec les roches mères potentielles. Ceci afin de mieux appréhender les roches mères qui composent le sous-système générateur, autrement dit "la mise en évidence de la roche mère".
2) Cartographie de la roche mère potentielle
A partie du moment où lles géoscientistes sont capable de prédire les roches-mères les plus probables, ils doivent les carter. Cette cartographie doit être faite non seulement horizontalement, mais aussi verticalement afin d'évaluer la charge du système. La charge d'un système pétrolier a été définie comme le volume d'hydrocarbures disponible pour le piégeage, c'est-à-dire, le volume d'hydrocarbures générés moins le volume perdu durant la migration (D. Sluijk, 1984).
Dans le cas du bassin sédimentaire représente par la coupe géologique illustrée dans la fig. 21.1, la cartographie des roches-mère pourrait ressembler à la carte illustrée dans la fig. 21.2.
Figure 21.2- Carte des isopaques des roches mères illustrées sur la fig. 21.1. Les roches-mère sont présentes dans le bassin d'avant-fosse. Cependant, elles s'amincissent vers le craton et terminent par des biseaux d'aggradation.
Le volume d'hydrocarbures ("régional charge") dépend de la richesse de la roche-mère et du volume de la roche-mère capable de générer des hydrocarbures.
Il faut donc carter les zones de maturation, autrement dit carter la fenêtre à huile et la fenêtre à gaz.
3) Cartographie des zones de maturation
La cartographie des zones de maturation, où la roche-mère potentielle génère des hydrocarbures dépend de la profondeur de la roche-mère, de son âge et du flux de chaleur.
Dans l'exemple choisi, cette cartographie serait à peu près celle illustrée sur la fig. 21.3.
Figure 21.3- La cartographie des zones de maturation est superposée à l'isopaque des roches mères.
Une valeur approximative de la quantité d'hydrocarbures générés dans un système pétrolier peut être obtenue en connaissant :
a- Le volume des roches-mère matures ;
b- La densité des roches-mère ;
c- Le potentiel des roches-mère et
d- Le taux de transformation.
Le potentiel générateur d'une roche mère, ou SPI, est défini comme la quantité maximum d'hydrocarbures (en tonnes métriques) qui peut être générée par une colonne de roche mère de 1 m^2 de surface (fig. 21.4).
Figure 201.4- Formule permettant de calculer le potentiel générateur connaissant l'épaisseur, le potentiel thermique (S1) et potentiel pyrolithique (S2) d'une roche mère.
4) Cartographie du réservoir
Dès que le géoscientiste a mis en évidence le réservoir (fermé) le plus probable, celui-ci doit le carter horizontalement et verticalement.
Dans l'exemple choisi, la cartographie horizontale ressemblerait à la carte illustrée sur la fig. 21.5.
Figure 21.5- L'extension latérale du réservoir potentiel est superposée aux cartographies précédentes, autrement dit, à l'extension de la roche-mère et aux zones de maturation (fenêtre à huile et à gaz) de la roche mère.
5) Carte structurale du réservoir
Dès que l'explorateur a identifié et carté l'extension du réservoir potentiel (un réservoir couvert), il doit:
- Faire la carte structurale du réservoir(fig. 21.6), afin de mettre en évidence les pièges structuraux les plus probables capables de concentrer les hydrocarbures générés par les roches mère ;
- Déterminer l'âge des pièges (ils doivent être antérieurs à la migration des hydrocarbures) ;
- Carter les voies de migration (fig. 21.7).
Figure 21.6- La carte structurale du réservoir a permis de mettre en évidence quatre pièges potentiels. De ces pièges potentiels, trois sont structuraux, autrement dit avec une fermeture propre et un est morphologique et associé aux biseaux d'aggradation de l'intervalle riche en roches-réservoir contre le substratum.
6) Cartographie des voies de migration
Dans cet exemple (fig. 21.1), les hydrocarbures migrent latéralement le long du réservoirs vers les pièges, où ils vont créer des accumulations à potentiel économique.
Une cartographie schématique de la migration des hydrocarbures pourrait ressembler à celle illustrée dans la fig. 21.7.
Il est important d'identifier les voies de migration qui permettent aux hydrocarbures de se concentrer plutôt que de se disperser après leur expulsion des roches-mères.
L'évaluation de la migration est une étape critique pour savoir si dans un bassin le drainage a tendance à concentrer ou à disperser les hydrocarbures. La migration étant contrôlée par :
(i) Le style tectonique et
(ii) La stratigraphie du bassin,
En partie, elle peut être prédite si l'explorateur connaît le contexte géologique global du bassin.
Une fois de plus, dans l'étude des systèmes pétroliers :
"Une bonne connaissance de l'évolution des bassins sédimentaires" est indispensable.
Figure 21.7- Les directions les plus probables de la migration horizontale des hydrocarbures ont été superposées aux cartes précédentes. Elles montrent que celle-ci est assez favorable à l'a accumulation des hydrocarbures dans les pièges potentiels.
En fonction du type de migration les systèmes pétroliers peuvent se classer en deux grands groupes (G. Demaison et Huizinga, 1991) :
a) Systèmes pétroliers à migration latérale, et
b) Systèmes pétroliers à migration verticale.
Un système pétrolier à migration latérale requiert une couverture régionale continue (comme celle de notre exemple), des réservoirs à extension latérale importante et un faible degré de déformation. Ce type de migration est beaucoup plus fréquent dans les bassin de la classe A (bassins de type-rift, bassins cratoniques et marges divergentes) que dans les bassins de la classe B.
Ces derniers se développent dans un contexte tectonique globalement compressif. Par conséquent, il est normal qu'une migration latérale se trouve surtout dans les bassins à faible impédance.
L'impédance d'un bassin exprime la résistance que celui-ci oppose à la dispersion des hydrocarbures, lesquels tendent naturellement à migrer vers la surface. Ainsi, d'après le style du piégeage, les systèmes pétroliers peuvent se classer en:
(i) Systèmes à forte impédance et
(ii) Systèmes à faible impédance.
- Les premiers sont, en général, associés aux régimes tectoniques compressifs, alors que ceux à faible impédance sont, plus fréquents, dans les régimes tectoniques extensifs.
- Un système pétrolier à migration verticale est associé à une déformation importante du bassin soit dans un régime tectonique compressif (bassin de Falcon, bassin de Los Angeles, etc.), soit dans un régime tectonique extensif (bassin de Campeche-Reforma, bassin de type-rift de la Mer du Nord, offshore Nigeria, etc.).
- Ce qui est important, c'est que la déformation des sédiments, qu'elle soit par raccourcissement ou par allongement, produise des fractures pour que les hydrocarbures puissent migrer.
- Comme l'ont signalé plusieurs auteurs, une couverture épaisse et continue est indispensable dans un système à migration horizontale.
- Dans les systèmes à migration verticale les couvertures sont également nécessaires pour acheminer les hydrocarbures vers les failles ou les fractures afin qu'ils puissent après migrer verticalement.
Example sismique
A partir de quelques lignes sismiques régionales, n'importe quel géoscientiste peut se faire une idée du potentiel pétrolier d'un bassin. Pour cela, il doit avoir une bonne connaissance du contexte géologique global et régional du bassin, et être capable de pouvoir interpréter les données sismiques non seulement en termes de stratigraphie séquentielle, mais aussi en termes pétroliers. La mise en évidence et l'évaluation des paramètres pétroliers est a ce sujet indispensable.
Les figures suivantes résument le premier approche d'évaluation d'un offshore. Dans cet exemple, nous traiterons de l'offshore Est du Vietnam (Sud du bassin de Yinggehai):
1) Contexte Géologique Régional
L'offshore Est du Vietnam correspond à une marge non-Atlantique.
- Cette marge s'est développée suite à la rupture de la lithosphère (bassin d'arrière-arc) et la formation de la mer de Chine (mer marginale).
- Les régimes tectoniques prédominants sont extensifs. Cependant, des régimes tectoniques compressifs alternent avec les régimes prédominants.
- A priori, sur les lignes sismiques, le géoscientiste doit pouvoir mettre en évidence :
(i) Le socle pétrolier (très probablement des sédiments plus au moins métamorphisés du Paléozoïque).
(ii) Le bassin d'arrière-arc, où il doit différentier:
a) la phase d'étirement, avec ces grabens et demi-grabens, et
b) la phase de sag, avec l'empiétement sédimentaire des intervalles transgressifs et régressifs.
(iii) La marge non-Atlantique.
2) Ligne Sismique
La ligne sismique de l'offshore Est du Vietnam que nous avons choisie pour faire cet exercice, autrement dit, un premier approche du potentiel pétrolier de cet offshore, est illustrée ci-dessus sur la fig. 21.8.
Figure 21.8- Les hypothèses à priori que l'explorateur doit avancer et tester avant de commencer à interpréter cette ligne sismique, c'est-à-dire la présence (i) d'une marge non-Atlantique, (ii) d'un bassin d'arrière-arc, (iii) des graben et demi grabens de la phase d'étirement, et (iv) d'intervalles transgressives de la phase de sag, sont facilement corroborées. L'identification de ces corps géologiques sur cette ligne est simple, comme on peut le constater sur la fig. 21.9.
Les grabens et demi-grabens crées par l'étirement de la croûte continentale, en arrière de l'arc volcanique, sont bien visibles dans la partie gauche de la ligne. Les failles bordières sont soulignées par des surfaces sismiques définies par les terminasions des reflétions. Ces structures extensives composent la phase de rift, ou la phase d'étirement des bassins d'arrière-arc. C'est dans cette phase qui se trouvent normalement le sous-système pétrolier générateur.
L'intervalles sédimentaires, à configuration interne parallèle, sus-jacents au sédiments de la phase d'étirement forment la phase de sag du bassin d'arrière-arc. Leur configuration interne souligne une subsidence régionale. Elle contraste avec celle des sédiments qui remplissent les grabens, qui caractérise une subsidence différentielle. C'est dans la phase de sag qu'on retrouve les réservoirs potentiels (sables ou carbonates, récifs) avec les meilleures caractéristiques pétrophysiques, et mes meilleures roches de couverture.
Les sédiments de la marge surmontent ceux de la phase de sag. Ils se reconnaissent facilement par leur géométrie progradante.
NB- Ces données géologiques ne sont pas déduits par induction de la ligne sismiques. Ils sont des hypothèses géologiques à priori que le géoscientister doit essayer falsifier (réfuter) sur la ligne. C'est l'approche hypothético-déductive, ou pragmatique de l'exploration pétrolière.
2) Tentative d'interprétation de la ligne sismique
Dans la fig. 21.9, il est proposée une tentative interprétation géologique de la ligne sismique illustrée sur la fig. 21.8. La calibration sismique a été faite à partir de la signature stratigraphique proposée par P.Vail.
Figure 21.9- Cette interprétation géologique et, tout particulièrement, l'âge des discordances principales, est basée dans la signature stratigraphique régionale, puisque aucun puits d'exploration a été foré dans ce secteur. Elle permet de faire une premièer pronostique sur l'existence ou non d'un système pétrolier dans ce secteur. Cette pronostique ne doit pas être poussée à l'extrême. Il n'est valable que pour la région où la ligne sismique est représentative.
Du bas vers le haut, les discordances suivantes sont probables:
- SB. 30 Ma ; - SB. 21 Ma ; - SB. 15.5 Ma ; - SB. 10.5 Ma ; - SB. 9.2 Ma ; - SB. 8.2 Ma, et - SB. 5.5 Ma.
Ces discordances limitent trois sous-cycles d'empiétement continental:
(i) SB. 30 Ma - SB. 21. Ma, (ii) SB. 21 Ma - SB. 10.5,
(iii) SB. 10.5 Ma - SB. 5.5 Ma, (iv) SB. 5.5 Ma - SB. 0 Ma
A l'intérieur de chacun de ces sous-cycles d'empiétement, une sous-phase régressive surmonte un phase régressive. En générale, dans cette partie du globe, les phases transgressives néogènes sont carbonatées. Des récifs y sont assez fréquents, en particulier, dans le sous-cycle du Miocène Supérieur, où il forment des réservoirs et pièges morphologiques importants.
Les anomalies sédimentaires visibles dans la phase de sag du bassin d'arrière-arc (secteur Est de la ligne, à environ 1 s t.w.t.) ne réfutent pas l'hypothèse de la présence de récifs et des pièges morphologiques.
3) Système Pétrolier Spéculatif
La ligne sismique, illustrée sur les figures 21.8 et 21.9, est représentative de la partie sud du bassin de Yinggehai (offshore Est du Vietnam). De ce fait, suivant la terminologie de Magoon, on peut dire qu'aucun système pétrolier spéculatif est possible dans cette région.
Le schéma illustré sur la fig. 2.10 montre le pourquoi de la presque impossibilité de l'existence d'un système pétrolier.
Figure 2.10- Sur ce schéma, la ligne sismique est représentée par la droite Ouest-Est. L'extension des roches mères potentielles, la zone de maturation des zones mères, les réservoirs potentiels, qui forment les pièges,et la migration des hydrocarbures sont imagés sur cette figure.
1) Les roches-mères potentielles les plus probables se sont déposé dans les grabens de la phase d'étirement du bassin d'arrière-ar ;
2) La cartographie probable des roches-mères potentielles est montrée par la surface colorée en jaune ;
3) Tenant compte de l'enfouissement des roches-mères potentielles déduit, grossièremen,t de la ligne sismique, uniquement une petite partie de ces roches ont été, suffisamment, enfouies pour que leur matière organique atteigne la maturation.
4) Les réservoirs potentiels, les plus probables, sont les trois anomalies sédimentaires reconnues dans la phase de sag (éffondrement). Elles sont interprétés comme des récifs.
5) Les pièges, les plus probable,s sont définis par les récifs eux-mêmes. Ils forment des magnifiques pièges morphologiques. Leur couverture est assurée par les argiles transgressives du Miocène Supérieur.
6) Malheureusement, comme on peut le déduire du comportement structural du remplissage des grabens où se sont déposées les roches-mères potentielles, la migration des hydrocarbures, éventuellement, générés est défavorable. Les hydrocarbures ont tendance à migrer vers l'Ouest, autrement dit vers le continent, alors que les réservoirs potentiels se localisent à l'Est près de la bordure de la plate-forme continentale.
Avant de terminer ces notes, je vous demanderai de bien vouloir de remplir la planche suivante et de nous la retourner. Ceci nous aidera à améliorer la la prochaine version de ces notes sur les Bassins Sédimentaires et Systèmes Pétroliers. Pour cela, en fonction de votre expérience personnelle, pour chaque type de bassin, indiquez les facteurs positifs (+) et négatifs (-) de chaque paramètre pétrolier. Merci beaucoup.
Amicalement,
Carlos Cramez
Remplissez cette planche et faite nous la parvenir, merci
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Dernière modification : Juin, 2014
