DEPARTEMENT INGENIERIE PETROLIERE

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MEMOIRE DE FIN D’ETUDES

En vue de l’obtention du Diplôme d’Ingénieur Pétrolier

Intitulé

Présenté par :

RANDRIANASOLO Nasandratra Minosoa

PROMOTION 2013

UNIVERSITE D’ANTANANARIVO

ECOLE SUPERIEURE POLYTECHNIQUE

D’ANTANANARIVO

DEPARTEMENT INGENIERIE PETROLIERE

« TRAITEMENT DES DONNEES DIAGRAPHIQUES EN VUE DE L’EVALUATION

DU POTENTIEL PETROLIER DU BLOC 3108 DE MANJA »

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MEMOIRE DE FIN D’ETUDES

En vue de l’obtention du diplôme d’Ingénieur Pétrolier

Intitulé

Présenté et soutenu publiquement le 30 Avril 2014 par :

RANDRIANASOLO Nasandratra Minosoa

Devant le Jury composé de :

Président : Mr. ANDRIANARY Philippe Antoine

Rapporteurs : Mr. RAFARALAHY

Mr. RANJATOELINA Willy

Examinateurs : Mme. RAKOTOVAO Soatsitohaina Ravaonjalitera

Mr. RAHARIJAONA Tovo Robin

Promotion 2013

UNIVERSITE D’ANTANANARIVO

ECOLE SUPERIEURE POLYTECHNIQUE

D’ANTANANARIVO

DEPARTEMENT INGENIERIE PETROLIERE

« TRAITEMENT DES DONNEES DIAGRAPHIQUES EN VUE DE L’EVALUATION DU

POTENTIEL PETROLIER DU BLOC 3108 DE MANJA »

~ i ~

REMERCIEMENTS

Je ne saurais exprimer ma profonde gratitude à DIEU Tout Puissant pour son amour

incomparable en me révélant chaque jour : « Je t’instruirai et te montrerai la route à suivre ;

Je te conseillerai, j’aurai le regard sur toi » Psaume 32,8

C’est également avec joie que je veux adresser mes plus vifs remerciements à toutes

les personnes et organisations suivantes :

Monsieur ANDRIANARY Philippe Antoine, Directeur de l’Ecole Supérieure

Polytechnique d’Antananarivo (ESPA), de m’avoir autorisé à présenter ce mémoire

et d’avoir accepté de présider le jury ;

Monsieur RAJEMIARIMIRAHO Manitriniaina, Chef de Département Ingénierie

Pétrolière ;

Monsieur RAFARALAHY, Enseignant Chercheur à l’ESPA, mon encadreur

pédagogique, pour m’avoir accompagné non seulement pour la réalisation de ce

mémoire mais aussi durant mes années universitaires à l’Ecole Supérieure

Polytechnique d’Antananarivo (ESPA). Vos commentaires, vos encouragements et

ainsi que votre patience m’ont permis d’accomplir ce travail dans les meilleures

conditions ;

Monsieur RANJATOELINA Willy, Directeur de la société MOCOH , mon encadreur

professionnel, de m’avoir prêté toute son attention et d’avoir consacré son précieux

temps pour me guider et m’instruire ;

Les examinateurs Madame RAKOTOVAO Soatsitohaina Ravaonjalitera et Monsieur

RAHARIJAONA Tovo Robin d’avoir accepté à compter parmi les membres de jury,

ainsi que d’apporter des remarques et des suggestions visant à l’amélioration de cet

ouvrage ;

Tous les Enseignants de l’Ecole Supérieure Polytechnique d’Antananarivo, en

particulier ceux du Département Ingénierie Pétrolière, ainsi que le Personne

Administratif et Technique de l’Ecole ;

L’OMNIS et l’ensemble du groupe MOCOH ;

En terminant, je tiens à dire à mes parents que ces quelques lignes de remerciements

sont si peu à côté de ceux qu’ils ont faits pour moi, leurs sacrifices, leur amour et leur

soutien. Mais également à Miora et Nambinina d’avoir toujours cru en moi. Je veux aussi

dire merci à toute ma famille sans exception et à ceux qui ont contribué de près ou de loin à

l’élaboration de ce présent mémoire. Enfin à mes ami(e)s, qui se reconnaîtront, votre

présence était pour moi un réconfort immense, merci beaucoup.

~ ii~

SOMMAIRE

REMERCIEMENTS

SOMMAIRE

LISTE DES ABREVIATIONS

LISTE DES FIGURES

LISTE DES TABLEAUX

INTRODUCTION

PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE

CHAPITRE I: QUELQUES NOTIONS SUR LE PETROLE

CHAPITRE II: GENERALITES SUR LA FORMATION DE MADAGASCAR

CHAPITRE III: PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE

PARTIE II : BASES METHODOLOGIQUES ET DISPONIBILITES DES DONNEES DE REFERENCES

CHAPITRE I: LA METHODE DIAGRAPHIQUE

CHAPITRE II: ETUDE PRELIMINAIRE DES PUITS

PARTIE III : TRAITEMENTS ET INTERPRETATION

CHAPITRE I: LOCALISATION DES ROCHES A CARACTERE DE RESERVOIRS

CHAPITRE II: LE POTENTIEL DES PUITS RESPECTIFS

CHAPITRE III: INTERPRETATION

CONCLUSION

REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES

~ iii~

REFERENCES WEBOGRAPHIQUES

ANNEXES

TABLES DES MATIERES

RESUME

~ iv ~

LISTE DES ABREVIATIONS

API : American Petroleum Institute

BD : Base de Données

C : conductivités

DH : Direction des Hydrocarbures

DST : Drill Stem Test

EDBM : Economic Development Board of Madagascar

FTM : Foiben-Taosaritanin’I Madagasikara

GR : Gamma-ray

IDE : Investissements directs étrangers

Kbbls/j : kilobarils par jour

LWD : Logging While Drilling

m : Mètre

Ma : Million d’année

Mg : Magnésium

NGS : Natural Gamma Ray Spectrometry

NNE : Nord Nord Est

OMNIS : Office des Mines Nationales et des Industries Stratégiques

PCIAC : PETRO-CANADA INTERNATIONAL Assistance Corporation

PS : Polarisation Spontanée

R : Résistivités

RAN : Radioactivité naturelle

RAN-S : Radioactivité naturelle sélective

SERP : Syndicat des Etudes et Recherches Pétrolières

SP : Spontaneous Potential

~ v~

SPM : Société des Pétroles de Madagascar

SQC : Schisto-Quartzo-Calcaire

SWC : Sidewall cores

~ vi~

LISTE DES FIGURES

Figure 1 : Début de l’exploitation de pétrole en Pennsylvanie ............................................ 4

Figure 2 : Activités d’exploration à Madagascar durant la période coloniale ..................... 6

Figure 3 : Activités d’exploration à Madagascar de 1960 à 1975 ........................................ 7

Figure 4 : Les blocs pétroliers depuis 2009 ........................................................................ 11

Figure 5 : Principales étapes de la formation des hydrocarbures ..................................... 17

Figure 6 : Piège anticlinal ................................................................................................... 20

Figure 7 : Piège par faille .................................................................................................... 21

Figure 8 : Piège par discordance ........................................................................................ 21

Figure 9 : Piège entourant un dôme de sel ........................................................................ 22

Figure 10 : L’ensemble de Gondwana, incluant Madagascar dans la zone centrale,

d’après BESAIRIE....................................................................................................................... 23

Figure 11 : Démantèlement de Gondwana entre 170 ma à 60 Ma ..................................... 24

Figure 12 : Situation des sutures possibles entre l’Est et l’Ouest-Gondwana (d’après

Abdelsalam et Stern) ................................................................................................................ 25

Figure 13 : Les systèmes de fractures de Madagascar, d’après Norbert Rabe en 1956 ...... 26

Figure 14 : Hypothèse sur l’origine de Madagascar, d’après Kovisars ................................ 27

Figure 15 : Carte géologique de Madagascar, d’après Besairie ........................................... 31

Figure 16 : Les bassins sédimentaires malgaches ................................................................ 32

Figure 17 : Le Bassin de Morondava .................................................................................... 34

~ vii ~

Figure 18 : Localisation de la zone d’étude .......................................................................... 35

Figure 19 : Reconstruction schématique de l’évolution structurale de la zone d’étude ..... 36

Figure 20 : Schéma général d’un matériel de diagraphie .................................................... 42

Figure 21 : La radioactivité de quelques roches en unité A.P.I ............................................ 45

Figure 22 : Exemple de diagraphies de radioactivité naturelle sur plusieurs forages ......... 46

Figure 23 : Exemple d’enregistrement sonique en signal complet ...................................... 48

Figure 24 : Sonde de résistivité normale .............................................................................. 50

Figure 25 : Exemple d’un film de résistivité à un graphe ..................................................... 50

Figure 26 : Exemple de film de résistivité à trois graphes ................................................... 51

Figure 27 : Les cinq (05) puits du bloc 3108 ......................................................................... 52

Figure 28 : Résistivités de quelques roches ......................................................................... 96

Figure 29 : Axe principale du bloc 3108 ............................................................................... 98

Figure 30 : Distance en mètre (m) entre les puits ................................................................ 97

Figure 31 : Inventaire des réservoirs pétrolifères dans les puits………………………………………99

~ viii ~

LISTE DES TABLEAUX

Tableau 1 : Les activités de l’exploration à Madagascar de 1 976 vers l’année 2 000 ........... 9

Tableau 2 : Age des unités géologiques de Madagascar ...................................................... 30

Tableau 3 : Les coordonnées Laborde des cinq puits du bloc 3108 ..................................... 53

Tableau 4 : Liste des carottes dans le puits SIKILY-1 ............................................................. 54

Tableau 5 : Liste des « log » dans le puits Sikily-1 ................................................................ 58

Tableau 6 : Liste des « log » dans le puits Manja-1 .............................................................. 61

Tableau 7 : Type de « log » dans le puits Kazo-1 .................................................................. 63

Tableau 8 : Types de « log » dans le puits West Kirindy-1 .................................................... 66

Tableau 9 : Types de « log » dans le puits Betsimba-1 ......................................................... 67

Tableau 10 : Les déflexions dans le puits Sikily-1 ................................................................ 83

Tableau 11 : Les déflexions dans le puits Kazo-1 ................................................................ 85

Tableau 12 : Les déflexions dans le puits West Kirindy-1 ................................................... 87

Tableau 13 : Les déflexions dans le puits Betsimba-1 ......................................................... 87

Tableau 14 : Les réservoirs dans le puits Sikily-1 ................................................................ 90

Tableau 15 : Les réservoirs dans le puits Kazo-1 ................................................................. 91

Tableau 16 : Les réservoirs dans le puits West Kirindy-1 .................................................... 93

Tableau 17 : Les réservoirs dans le puits Betsimba-1 ......................................................... 94

Tableau 18 : Les intervalles porteurs d’hydrocarbures pour les puits ................................ 95

1

INTRODUCTION

Le monde pétrolier amont est en perpétuelle évolution dans la Grande Ile. Depuis des

années, divers travaux ont été effectués dans le but d’extraire de l’or noir du sous-sol

malgache. Quelques résultats de ces études antérieures révèlent un avenir prometteur pour

le secteur pétrolier. L’ambition de devenir un des pays producteurs de pétrole favorise les

recherches et attire de plus en plus l’attention des experts à viser loin dans le domaine.

Au cours des dernières décennies, l’exploration et la prospection se font en

proportion croissante tant en offshore qu’en onshore sur le plan international. La demande

de pétrole ne cesse d’augmenter du fait qu’il reste un produit stratégique et qu’il a un poids

important sur les équilibres commerciaux. En effet, l’usage du pétrole dans la vie

quotidienne reste incontestable. Ce qui justifie le fait que les recherches pétrolières

connaissent toujours des essors.

Plusieurs étapes sont à franchir depuis l’exploration jusqu’à la phase de production,

dont la justification de l’existence d’un gisement en est la plus importante. Malgré

l’avancement des technologies, il n’existe jusqu’ici aucune méthode qui permet d’identifier

avec certitude la présence d’un gisement sur une zone vierge d’exploration. Seul le forage

donnera le diagnostic sur la présence d’une accumulation de pétrole ou de gaz. La méthode

diagraphique effectuée comme méthode d’investigation permettra d’avoir un aperçu sur

l’aspect probable du gisement.

De ce fait, pour cette étude les données utilisées sont essentiellement celles

provenant des mesures faites par diagraphie. Ainsi, en se fixant sur les données disponibles,

les résultats dégagés se focaliseront sur des hypothèses corrélatives. Le présent ouvrage

s’intitule alors : « Traitement des données diagraphiques en vue de

l’Evaluation du potentiel pétrolier du bloc 3108 DE MANJA ». L’objectif

principal est de localiser les roches à caractères de réservoirs pétrolifères dans l’ensemble du

bloc.

Pour ce faire, le travail se divise en trois grandes parties :

2

La première partie se consacrera tout d’abord sur la notion de pétrole, de son

historique mais surtout de son origine jusqu’à son accumulation dans un réservoir. Ensuite

on parlera des généralités sur Madagascar en passant par sa formation, sa géologie et ses

bassins sédimentaires. Enfin on parlera de la zone d’étude monographiquement et

géologiquement ;

Dans la deuxième partie, l’étude entrera dans les détails de la méthode utilisée et

aussi décrira les diverses opérations pour les puits ;

La dernière partie s’étalera sur le traitement et les interprétations au terme

desquelles les perspectives et intérêts de notre zone d’étude seront révélés.

PARTIE I : CONCEPT GENERAL ET

PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE


4

CHAPITRE I: QUELQUES NOTIONS SUR LE PETROLE

I.1. Historique du pétrole [22]

I.1.1. Les grandes phases de découvertes

L’usage du pétrole remonte à l’Antiquité (3ème millénaire avant Jésus Christ jusqu’à

environ 500 ans après). Le pétrole avait eu déjà sa place dans la vie des hommes à cette

époque. Il était employé comme produits pharmaceutiques ou cosmétiques, matériaux

d’étanchéité, lubrifiant pour les roues des chars romains et armes de guerre (feu grégeois,

mélange enflammé de bitume, soufre et salpêtre en Byzance, Grèce). L’approvisionnement

était limité aux affleurements naturels de pétrole et au pétrole trouvé en creusant des

puits pour trouver de l’eau potable ou de la saumure.

C’est seulement à partir des années 1850, suite à l’industrialisation, que le pétrole

fait l'objet d'une exploitation et d'une utilisation industrielle aux États-Unis, dans l'État de

Pennsylvanie.

Figure 1 : Début de l’exploitation de pétrole en Pennsylvanie

C’est en 1901 que le premier puits dans le gisement de Spindletop au Texas inaugura

une ère nouvelle. Creusé dans un réservoir profond et non indiqué par des affleurements, il

produisit 80 kbbls/j après son percement. Vers la même époque, le moteur à explosion se

http://fr.wikipedia.org/wiki/Puits_%C3%A0_eau

http://fr.wikipedia.org/wiki/Eau_potable

http://fr.wikipedia.org/wiki/Saumure


5

généralise, créant une nouvelle demande pour les carburants liquides. La production

augmente de façon soutenue jusqu’à la Seconde Guerre Mondiale.

La période entre 1920 et 1970 est imprégnée d’une série de grandes découvertes de

gisements, principalement au Moyen-Orient, qui font la convoitise des grands pays

consommateurs de notre ère. De plus, mis à part les carburants comme l'essence et le diesel

qui génèrent l'essor des transports dans leur ensemble, l'industrie pétrolière engendre une

multitude de produits dérivés, parmi lesquels il y a les matières plastiques, les textiles et le

caoutchouc artificiel, les colorants, ainsi que les intermédiaires de synthèse pour la chimie et

la pharmacie. Ces différents marchés permettent d’utiliser la totalité des composants du

pétrole.

La période 1973-1980 est marquée par les premier et deuxième chocs pétroliers

caractérisés par l’envolée sans précédant des cours mondiaux du pétrole. Cependant, à

partir de 1985, avec le contre-choc pétrolier, c’est plutôt un effondrement du prix du baril de

pétrole qui se produit.

En 2003, à cause de la spéculation sur les matières premières, le prix du baril

remonte, et ce, malgré une production soutenue et une relative paix internationale. Lorsque

cette spéculation s'arrête subitement en 2008, le prix du baril chute avant de se stabiliser en

2009 et 2010.

I.1.2. Historique de l’exploration à Madagascar [9] [14]

Le sous-sol malgache a connu les premiers indices de l'existence de pétrole au début

du XXème siècle. L’historique de l’exploration pétrolière de notre pays se fait de façon

chronologique suivant les régimes politiques rencontrés depuis la première découverte

jusqu’à nos jours.

De 1900 à 1975

Cette période est surtout marquée par la période coloniale et l’indépendance en

1960.


6

Au début, plus exactement entre 1902 et 1906, les premières concessions pétrolières

furent ouvertes dans la région de Tsimiroro. Puis les compagnies britanniques firent les

premiers forages en 1909-1918.

Après, Madagascar est entré dans la période de colonisation française, les

compagnies britanniques ont été remplacées par les opérateurs français du Service des

Mines et du Syndicat des Etudes et Recherches Pétrolières (SERP) entre 1920 et 1930.

A partir de 1945 et durant la période de l'après seconde Guerre Mondiale, des cartes

complètes de la géologie de Madagascar furent établies. En 1950, l'entreprise française

Société des Pétroles de Madagascar (SPM) succéda au SERP et assuma l'exploration durant

15 ans dans la région de Morondava et jusqu'à Toliara.

Figure 2 : Activités d’exploration à Madagascar durant la période coloniale


7

Après la prise de l’indépendance, de 1966 à 1975 l'intérêt des multinationaux

pétroliers prit de l’ampleur. Le secteur a connu des réalisations au moyen des technologies

de pointe à cette époque comme la prospection sismique digitalisée. Ce qui a permis de

déterminer d’importants prospects de gaz et de pétrole. Puis, tout fut mis en « stand-by »

pour une longue durée car les compagnies occidentales s’étaient trouvées face à un régime

socialiste perçu comme hostile.

Figure 3 : Activités d’exploration à Madagascar de 1960 à 1975

Depuis 1976 à 2000

En 1976, c’est avec la création de l'Office Militaire National pour les Industries

Stratégiques (OMNIS) que commencèrent de vastes programmes de travaux d'exploration.

En 1980, l'OMNIS recevait l’aide de la Banque Mondiale pour le développement d’un

programme de promotion de l’exploration pétrolière. Ainsi, fut mises en place des bases de

données d'informations techniques, un nouveau code pétrolier ainsi que de nouveau cadre

fiscal et légal pour attirer les investisseurs étrangers. Dans cette optique, la rédaction du


8

rapport géologique des prospections pétrolières et de gaz fut confiée à l'entreprise suisse

PETROCONSULTANTS.

En 1980, le premier appel d'offre international s'adressa à plus de 50 compagnies

pétrolières et concernait l'octroi de 40 000 km² de concessions. A cette époque, l'OMNIS

était aussi disposé à envisager des accords d'exploration visant des régions non inclues dans

cette superficie.

En 1981, MOBIL OIL et OCCIDENTAL OIL signèrent chacune un contrat d'exploration.

La zone revenant à la compagnie MOBIL, intéressée autant par l'exploitation du gaz que par

les différents types de pétrole, se situait dans la partie Nord et offshore du Bassin de

Morondava (36 000 Km²).

Le bloc d'OCCIDENTAL, exploré en consortium avec UNOCAL et selon des techniques

onshore, se trouvait au sud de Morondava (21 500 Km²).

En avril 1982, AGIP CORTEMAGGIORE signa un contrat d'exploration offshore et

onshore de la zone de Mahajanga.

La quatrième compagnie qui arriva à Madagascar fut AMOCO, qui s'engagea, la

même année, à prospecter en onshore dans la partie centrale du bassin de Morondava. Elle

avait pour sous-traitant BAWDEN et GEOSOURCE.

Après 1982, l'OMNIS procède à un second appel d'offres international concernant les

zones on shore du centre et du sud de Morondava ainsi qu'une région offshore, mais aucune

nouvelle compagnie n'y répondit. AMOCO étendit ses travaux à un des blocs onshore de

Morondava. Jusqu'en 1987, les résultats de l'exploration restèrent confidentiels. Puis,

subitement, toutes les compagnies plièrent bagages après avoir foré huit (8) puits. PETRO-

CANADA INTERNATIONAL Assistance Corporation (PCIAC) réalisa des travaux de forage pour

l'OMNIS dans l’ancien bloc d’AMOCO et y rencontra du gaz à West-Manambolo.


9

Tableau 1 : Les activités de l’exploration à Madagascar de 1 976 vers l’année 2 000

PETROLE NON CONVENTIONNEL

Bemolanga

Sondage de puits carottés

Etudes pilote extraction

Etude de préfaisabilité & faisabilité syncrude (25000 à 50000bbl/j)

Tsimiroro

Sismique conventionnel

Sismique haute résolution

21 puits carottés

PETROLE CONVENTIONNEL

1er Code pétrolier 80-001 (06 Juin 80) : Convention d’association

Acquisition de données par AMOCO

Sismiques 2 321 km (onshore) et 23 310 km (offshore)

Aéromagnétisme 32 774 km

Magnétisme 6 947 km

02 Puits forés dont 01 découverte du GAZ WEST-MANAMBOLO 1(1987)

CONTRAT D’ASSOCIATION

MOBIL OIL (1983): PERMIS MORONDAVA offshore

Indice de gaz: 01 Puits MORONDAVA-1

AGIP(1985) : PERMIS MAJUNGA Offshore & Onshore

OCCIDENTAL OIL (1983): PERMIS SAKARAHA

Indice d’huile: 02 Puits VOHIBASIA-1 & AMBANASA-1

AMOCO(1983): PERMIS MORONDAVA central

Indice d’huile et de gaz: 01 Puits MANAMBOLO 1

SHELL(1988):PERMIS MANANDAZA

Indice d’huile: 01 Puits MAROVOAY-1

MAXUS(1990) : PERMIS AMBILOBE Offshore

BHP (1990) : PERMIS CAP SAINT ANDRÉ Offshore

2ème Code pétrolier 96-018 du 04 SEPT 1996 : Contrat de Partage de Production ou toute autre

GULFSTREAM (1996) : PERMIS MAHAJAMBA ET ANTONIBE Offshore

HUNT (1997): PERMIS TSIMIRORO, BEMOLANGA et MAJUNGA Central

TRITON ENERGY(1997 ): PERMIS AMBILOBE Offshore & CAP STE MARIE

Offshore


10

Source : Historiques OMNIS 2010

En 1997, l’OMNIS est devenu Office des Mines Nationales et des Industries

Stratégiques. Ce changement de statut s’avérait nécessaire pour se conformer aux réalités

vécues par l'Office dans ses activités et s'adapter à ses nouvelles fonctions : « Promotion et

valorisation des ressources minières à Madagascar ». En l’an 2000, cinq compagnies

pétrolières travaillaient avec l’OMNIS : TRITON Energy Inc., VANCO Energy Company, HUNT

Oil Company, ANADARKO Petroleum Corporation, XPRONET Canal Profond Ltd, toutes ayant

leur siège à Houston ou à Dallas au Texas.

De 2002 à 2009

Après quelques années d’accalmie et par suite des évènements politiques de 2002,

c’est vers 2004 que les compagnies pétrolières sont revenues et de plus en plus nombreuses.

20 blocs onshore et 7 blocs offshore étaient alors explorés à Madagascar, opérés par les

compagnies suivantes (du Nord-Ouest au Sud-est) : EAX/CANDAX, STERLING Group,

MADAGASCAR NORTHERN Petroleum, EXXONMOBIL Group, WILTON Petroleum Ltd,

MAJUNGA OIL Sarl, MADAGASCAR PETROLEUM INTERNATIONAL Ltd, VARUN PETROLEUM

Sarl, ESSAR ENERGY, MADAGASCAR OIL Sarl, MAREX/ROC OI,

AMICOH,TULLOWMADAGASCAR SOUTHERN PETROLEUM, et PETROMAD.


11

Source : Historiques OMNIS 2010

Figure 4 : Les blocs pétroliers depuis 2009


12

De 2009 à aujourd’hui

En 2009, on peut compter 266 blocs pétroliers dans le cadre de l’exploration

pétrolière à Madagascar. Les blocs terrestres sont au nombre de 20 ; tandis que pour les

activités en Offshore, on dénombre 246 blocs dont la répartition est comme suit :

- Bassin d’Ambilobe : 1 bloc

- Cap d’Ambre : 24 blocs

- Bassin de Majunga : 4 blocs

- Bassin de Morondava : 96 blocs

- Cap Sainte Marie : 97 blocs

- Côte Est Nord : 23 blocs

- Côte Est Sud : 1 bloc

I.2. Nature, origine et genèse du pétrole [7] [21]

I.2.1. La nature du pétrole

Le pétrole est un produit constitué d'une multitude de molécules composées

d'atomes de carbone et d'hydrogène uniquement. On parle aussi d'hydrocarbures. Il se

forme au sein de certaines assises sédimentaires par transformation de la matière organique

qui y est incorporée lors du dépôt.

Au même titre que les minéraux des roches sédimentaires, le pétrole se distingue des

autres éléments par trois (03) caractères remarquables qui sont : sa nature complexe, sa

mobilité et le fait qu’il peut se décomposer par la chaleur.

a. Composition chimique

Hydrocarbures naturels

Ils sont essentiellement formés par des chaînes d’atomes de carbone et d’hydrogène.

Ces principaux éléments mais également l’oxygène O et l’azote N, présents dans le pétrole

sont aussi ceux des organismes biologiques. Une grande partie de l’oxygène O a été

transformée par des bactéries en CO2 ou H2O, progressivement expulsés lors de


13

l’enfouissement. Il en est de même, pour une partie de l’azote N donnant du N2 et des

oxydes d’azote. Le soufre S proviendrait de sels de sulfate dissous dans la mer.

Il existe trois grandes familles d’hydrocarbures naturels :

(1) Les hydrocarbures acycliques saturés ou paraffiniques ou alcanes : CnH2n+2

Un exemple est le Propane C3H8 : CH3 – CH2 – CH

Pour n compris entre 1 et 4, nous avons du gaz et pour n compris entre 5 et 12, du

liquide, et il se présente sous forme pâteux ou solide pour n compris entre 16 et 70.

(2) Les hydrocarbures cycliques saturés ou naphténiques : CnH2n

Exemple : Cyclohexane C6H12

(3) Les hydrocarbures cycliques non saturés (ou aromatiques) : CnH2n-6

Exemple : Benzène C6H6

Les pyrobitumes

Les pyrobitumes sont des composés organiques de nature chimique qui se

présentent au microscope sous forme d’inclusions solides de teinte jaune intimement

associées à la trame minérale des roches qui les contiennent. Ils sont insolubles dans le

chloroforme et le tétrachlorure de carbone. Par distillation, ils fournissent des huiles brutes

de pétrole non saturées et l’on note la présence notable de phénols.

Les roches pyrobitumineuses sont des sédiments dans lesquels la matière organique

a évolué dans un sens différent de celui des huiles de pétrole soit par suite de la nature

propre de cette matière organique, soit par suite de conditions particulières de

sédimentation et de milieu.


14

Autres constituants

D’autres éléments peuvent également être présents en petites quantités avec les

hydrocarbures. Ce sont essentiellement :

- l’azote sous forme dissoute ou à l’état de composés organiques ;

- le phosphore ;

- quelques substances minérales comme Ca, Mg, Si, Fe, Ni, V ;

- le soufre sous forme d’hydrogène sulfuré.

b. Propriétés chimiques

Comme on l’a déjà énuméré ci-dessus, le pétrole est formé de mélanges complexes

d’hydrocarbures presque en exclusivité. La composition fractionnée du pétrole s’établit par

distillation et dégagement de fractions s’évaporant à des intervalles de température bien

définies à :

- 100 °C, on a de l’essence de première qualité,

- 110 °C de l’essence spéciale,

- 130 °C de l’essence de deuxième qualité,

- 260 °C du kérosène ou météor,

- 270 °C du pétrole lampant.

c. Caractères physiques

La densité figure parmi l’une des caractères physiques la plus importante pour les

pétroles bruts. Certains bruts sont très légers, tandis que d’autres plus denses. « Plus un

pétrole est léger, plus son pouvoir calorifique est élevé ».

Les hydrocarbures peuvent se rencontrer sous différents états :

Gazeux : Ce sont les gaz naturels difficilement liquéfiables ou non liquéfiables ou gaz

secs comme le méthane et les gaz humides facilement liquéfiables comme le propane.


15

Liquide : Ce sont les huiles brutes qui sont fluorescentes par réflexion dont leur

densité peut varier entre 0,83 et 0,96. Elles distillent généralement en dessous de 200 °C

Pâteux souvent appelé malthes : Ce sont les huiles qui ont perdu une partie de leurs

fractions légères et commençant à s’oxyder. Leur teneur en huile se situe entre 45 à 65 %.

Solide : Ce sont les bitumes et correspondent soit à des produits d’oxydation d’huiles

brutes comme les asphaltes et asphaltites que l’on rencontre soit à l’état libre, soit sous

forme d’imprégnation dans des roches poreuses comme le grès, sable, calcaire et dolomie,

ou bien des produits non oxydés tels que les paraffines naturelles se présentant sous forme

cristallisée assez rare nommée hatchettite, soit microbiologique plus fréquente l’ozocérite.

I.2.2. L’origine du pétrole

La présence de molécules caractéristiques d’une origine biologique a été constatée

dans tous les gisements de pétrole comme la porphyrine, dérivée de la chlorophylle. Ces

molécules, appelées fossiles géochimiques ou biomarqueurs, se retrouvent presque

inchangées dans des organismes biologiques (plancton, algues marines ou lacustres,

bactéries, plantes…). Elles permettent d’associer roches-mères et roches-réservoirs. Elles

caractérisent le pétrole d’une roche-mère en indiquant sa principale origine biologique et de

là son environnement (par ex. algue d’eau douce caractéristique d’un lac). Elles permettent

même de situer le début de l’enfouissement de la matière organique ; suivant les âges

géologiques les espèces dominantes ont changé. Les plantes ne sont apparues qu’au début

de la période carbonifère (360 à 285 millions d’années) et sont devenues majoritaires il y a

plus de 100 millions d’années. Ces données se recoupent bien avec l’étude de la formation

des différentes roches d’un bassin.

En effet, il y a plusieurs millions d'années, les restes de nombreux organismes marins

se sont déposés au fond des océans. Avec le temps, ils se sont accumulés et se sont

mélangés à la boue et au limon pour former des couches de sédiments riches en matière

organique : « le kérogène ». La matière organique est essentiellement constituée par le

plancton qui est un être vivant unicellulaire microscopique des milieux marins ou lacustres ;

ajoutés des végétaux terrestres apportés par les cours d’eau, surtout dans les zones de


16

delta ; mais également des micro-organismes. Le plancton peut être d’origine animal ou

végétal, on parle de zooplancton et de phytoplancton.

Le kérogène est le résidu insoluble provenant de la décomposition des matières

organiques des sédiments marins ou lacustres par des bactéries. Il est disséminé dans une

masse minérale appelée la "roche mère" sous forme de petits filets. Les sédiments

s'enfoncent lentement dans le sol, sous l'effet de la tectonique des plaques. Sous l'effet de la

compression due aux fortes profondeurs, ces couches de sédiments se sont transformées en

roche. Avec l'augmentation de l'épaisseur de ces couches de sédiments et des apports de

chaleur géothermique, la température s'est élevée et a entraîné une décomposition des

matières organiques en substances plus simples : les hydrocarbures. Cette décomposition

d'origine thermique est nommée la pyrolyse. Le pétrole brut est formé.

I.2.3. Processus de transformation de la matière organique

Le kérogène se forme par dégradation thermique de la matière organique pendant

l’enfouissement au cours des temps. Il va tout d’abord perdre ses constituants oxygénés puis

s’appauvrir en hydrogène et produire alors les hydrocarbures. Ce processus se résume en

trois phases : la diagenèse, la catagenèse et la métagenèse.


17

Source : Tissot et Welte, 1984

Figure 5 : Principales étapes de la formation des hydrocarbures

a. La diagenèse

La diagenèse se produit au-delà des premiers mètres de profondeur d’enfouissement

de la matière organique, environ 1 000 m. Les bactéries méthanogènes y ont été dissoutes

afin de donner du méthane biogénique. C’est aussi au cours de cette étape que l’on peut

remarquer la naissance de l’eau et du gaz carbonique.

b. La catagenèse

Pendant cette phase, deux choses importantes ont été mises en évidence. La

première est la formation d’huiles à une fourchette de température et de profondeur

correspondant à ce que l’on appelle « fenêtre à huile ». Ces huiles sont du pétrole liquide

situées à une profondeur inférieure à 3 000 m et à une température comprise entre 60 et

120 °C. Puis, viennent des hydrocarbures plus légers qui sont essentiellement composés de

gaz dits « gaz humides ».


18

c. La métagenèse

Cette dernière est liée à des profondeurs et à des températures plus élevées. Les

grosses molécules d’hydrocarbures précédemment formés ont subi un craquage, processus

thermique, en les cassant, tout en augmentant leur teneur en produits plus légers. Il se

forme surtout du méthane (gaz sec).

I.3. Gisements d’hydrocarbures [7] [23]

Par définition, on appelle gisement une réserve pratiquement exploitable et

économiquement rentable voire viable. Ceci dit, pour avoir un gisement d’hydrocarbure qui

répond à ces derniers, des conditions géologiques bien précises doivent être présentes. Ces

conditions géologiques se présentent sous la forme d’une série sédimentaire composée

d’une roche mère, roche magasin, roche couverture ainsi qu’un piège. Ce type de série

sédimentaire est appelée aussi séries pétrolifères.

I.3.1. Les séries pétrolifères [25] [26]

a. La roche mère

Les roches mères sont des roches riches en matière organique dans lesquelles cette

dernière a pu se conserver et se transformer sans être détruite par des actions oxydantes.

La roche mère se trouve toujours dans un bassin sédimentaire. Elle a, en général, alimenté

des roches sédimentaires plus poreuses. Quelques roches ignées ou métamorphiques

suffisamment poreuses et proches ont pu recueillir du pétrole. La présence de la roche

mère est la première condition à l’existence d’hydrocarbures.

b. La roche réservoir

La fluidité et la mobilité des hydrocarbures rendent la nécessité de la présence d’une

roche poreuse et perméable dite roche magasin ou roche réservoir dans lesquelles ils

pourront venir se loger. C’est une condition nécessaire à son accumulation en gisement,

mais cette condition n’est pas suffisante pour autant à une formation de gisement. La

qualité d’un réservoir dépend essentiellement de sa porosité qui régit la quantité totale


19

d’huile et de gaz en place dans la roche, de sa granulométrie où découle la quantité d’huile

pouvant être extraite du gisement compte tenue de la viscosité de l’huile et du mécanisme

de drainage, ainsi que sa perméabilité qui régit le rythme de production du gisement.

c. La roche couverture

La roche couverture est une roche imperméable, plastique et suffisamment épaisse

superposée à la roche réservoir et qui empêche le pétrole et le gaz de poursuivre leur

remontée vers la surface du sol. Ce sont les horizons argileux ou schisteux qui fournissent les

meilleures couvertures dans la plupart des séries pétrolifères.

I.3.2. La migration

Le passage du fluide à travers ces catégories de roches peut se présenter en plusieurs

étapes indépendantes les unes des autres.

Migration primaire : appelée parfois migration transverse due aux déplacements des

hydrocarbures entre la roche mère et la roche magasin qui sont généralement contigües.

Cette migration a pour cause principale, le tassement des sédiments et des phénomènes de

tension superficielle entre l’eau et l’hydrocarbure.

Migration secondaire : c’est la migration de l’hydrocarbure au sein même de la roche

réservoir. Cette nouvelle migration a pour cause, la différence de densité de tous les fluides

de formation qui se trouvent dans le réservoir, le tassement des sédiments, ainsi que la

capillarité.

Dysmigration primaire : arrivant à l’état diffus dans les roches magasin, les

hydrocarbures peuvent ne jamais rencontrer sur leur chemin de piège provoquant leur

accumulation, ils migrent ainsi jusqu’à la surface du sol où ils seront plus ou moins fortement

oxydés et détruits.

Dysmigration secondaire : c’est le cas particulier de migration des hydrocarbures,

cette dysmigration secondaire est due principalement à la fracturation ou à la diminution

d’épaisseur de la couverture du réservoir. Ainsi, les hydrocarbures déjà accumulés dans une

structure pourraient s’en échapper.


20

I.3.3. Les pièges

La présence d’un piège par lequel l’hydrocarbure en voie de migration se trouvera

arrêté est la dernière condition nécessaire pour l’accumulation en quantités suffisantes de

ce dernier pour donner un gisement commercial. Ces pièges font suite à la combinaison de

plusieurs facteurs physiques qui favorisent l’accumulation et la conservation du pétrole.

Les géologues pétroliers ont globalement classé les pièges à pétrole en trois grandes

catégories qui sont fonction de leurs caractéristiques géologiques.

a. Les pièges structuraux

Ces types de pièges sont créés suite aux déformations des strates de roches dans la

croûte terrestre.

Les pièges anticlinaux

Pièges pliés en forme d’arche, les anticlinaux sont les pièges les plus courants. L'huile

qui trouve son chemin dans la roche réservoir ira à la crête de l'arc et sera piégée.

Source : Microsoft Encarta

Figure 6 : Piège anticlinal


21

Les pièges par failles

La rupture et le déplacement des roches stratifiées se produisent en raison de la

contrainte verticale et horizontale. C’est alors que le piège est formé suite au déplacement

ou glissement des roches le long de la ligne de faille.


Figure 7 : Piège par faille

b. Les pièges stratigraphiques

Ce sont des pièges dont l’une au moins de leurs fermetures latérales est constituée

par un changement de faciès. Contrairement aux pièges structuraux, ces pièges ne se

produisent pas comme un résultat du mouvement des strates. On note parmi ces pièges le

piège par discordance.


Figure 8 : Piège par discordance


22

c. Les pièges mixtes

Ce sont des pièges qui résultent de la conjonction de facteurs structuraux,

lithologiques et stratigraphiques. Un des exemples est celui des pièges liés aux dômes de sel.

La formation de ce type de piège se passe comme suit : au cours des temps, durant

leur phase de maturation ou diagenèse, les roches sédimentaires augmente en densité, ce

qui n’est pas le cas pour les roches salines ou sel gemme qui conservent leur densité. Ainsi,

ce déséquilibre permet aux roches salines de monter au travers de la colonne

stratigraphique et redresse à son contact les couches traversées et créent ainsi des failles.


Figure 9 : Piège entourant un dôme de sel


23

CHAPITRE II: GENERALITES SUR LA FORMATION DE

MADAGASCAR

II.1. Tectonique et hypothèse sur l’origine de Madagascar [10] [12]

Madagascar est une vaste île située au cœur de l’Océan Indien qui occupait une

position largement tributaire au centre du paléo-continent Gondwana avant son

démembrement entre 170 et 60 Ma. Le Gondwana est le supercontinent qui comprenait

l'Amérique du Sud, l'Afrique, l'Antarctique, l'Inde et l’Australie. D’après plusieurs travaux, on

arrive à conclure que Madagascar appartenait à ce continent.

Figure 10 : L’ensemble de Gondwana, incluant Madagascar dans la zone centrale,

d’après BESAIRIE

De ce fait, avant la situation géographique respective actuelle des continents et celui

de Madagascar, le Gondwana a connu un démantèlement durant des millions d’années.


24

Figure 11 : Démantèlement de Gondwana entre 170 Ma à 60 Ma

Les fractures et déplacements que l’île a connue sont à l’origine de sa formation, de

sa position actuelle jusqu’à même la détermination de sa géologie et sa datation. Les divers

paramètres caractérisant les structures de l’île découlent des facteurs ci-dessus.

II.1.1. La tectonique

L’importance qu’on attache actuellement à la tectonique aussi bien dans la recherche

des gîtes minéraux que dans la délimitation des zones favorables aux éventuelles

accumulations d’hydrocarbures ne cesse de s’accroître. En se basant sur ce domaine et en se

référant à quelques idées mises en place par des chercheurs auparavant, on aboutit aux

idées suivantes pour définir le détachement de Madagascar du Gondwana.

Dans le cadre de l’histoire tectonique du Gondwana oriental et son évolution,

l’ouverture du Canal de Mozambique (150 Ma), côté Afrique, s’est effectué progressivement,

avec formation de la marge active de la partie Ouest de Madagascar depuis le Karroo

(Permien), de grands bassins sédimentaires épicontinentaux. L’ouverture de l’Océan Indien

(80 Ma) a été brutale et avait provoqué une trace d’une faille affectant le socle cristallin

dans la côte Est subrectiligne de Madagascar.


25

La loi de MOODY et HILL [11]

Cette loi stipule que, quand la croûte terrestre est soumise à une force de direction

bien déterminée, elle se fracture et se plisse suivant une certaine loi très simple de

compression et de traction. Une relation mathématique existe entre la direction des forces

et les directions des fractures et des plissements qui en résultent.

En observant la carte ci-après et en tenant compte de la loi de MOODY et HILL citée

ci-dessous comme concept de base, on peut dire que quatre (04) grandes directions de

fracture jaillissent sur la tectonique de l’île :

- La direction COTE EST

- La direction BONGOLAVA

- La direction EST-OUEST de TSIRIBIHINA

- La direction RANOTSRA-AMBOHIBOLA

Figure 12 : Situation des sutures possibles entre l’Est et l’Ouest-Gondwana (d’après

Abdelsalam et Stern)


26

Dans cette hypothèse, on arrive à dresser la carte suivante, qui montre les systèmes

de fractures de Madagascar, avec les différents déplacements latéraux. Ces derniers sont liés

aux sources de la position de Madagascar ainsi que ses diverses compositions géologiques et

structurales.

Figure 13 : Les systèmes de fractures de Madagascar, d’après Norbert Rabe en 1956


27

II.1.2. Origine de Madagascar

Sur son système de fracture, sa séparation avec l’Afrique peut être une hypothèse de

base pour déterminer son origine. Dans une forme plus simple, ce phénomène se définit

comme dans la figure suivante.

Figure 14 : Hypothèse sur l’origine de Madagascar, d’après Kovisars

A partir de ces concepts, l’origine de l’île peut être définie :

Au CALEDONIEN, Madagascar serait rattachée à l’Afrique par la côte orientale

et la côte méridionale somalienne ;

Flanquée de l’Inde, elle se serait déplacée vers le NNE, le long de la côte

somalienne, pour se trouver à la hauteur de la Somalie au JURASSIQUE, c'est-

à-dire à la fin de l’influence du Système ANTE-HERCYNIEN ;

Au début du CRETACE MOYEN, elle se serait séparée de la Somalie en se

déplaçant vers le Sud, en même temps que l’Inde se serait détachée d’elle en

se déplaçant vers le nord. En d’autres termes, la séparation de Madagascar


28

avec l’Afrique (la Somalie) et le début de la séparation de l’Inde avec la côte

orientale seraient synchrones ;

Le Deccan Indien aurait terminé sa séparation avec Madagascar au début du

TERTIAIRE, il y a 84 Ma environ ;

Madagascar aurait atteint sa position d’équilibre à l’EOCENE ;

Le Système POST-HERCYNIEN qui aurait commencé à agir au CRETACE MOYEN

se serait terminé à l’EOCENE, période qu’on peut considérer comme étant

celle où l’île avait touché sa position actuelle ;

La détente finale de l’île se serait passée au PLEISTOCENE.

II.2. La géologie de Madagascar [13]

Depuis l’hypothèse sur son origine, la géologie de Madagascar résulte de plusieurs

facteurs. Les dispositions géologiques de Madagascar se rassemblent essentiellement en

trois (03) groupes de roches :

- Le Socle Précambrien

- Les Roches Volcaniques

- Les séries Sédimentaires

II.2.1. Le Socle Précambrien

Le Socle Précambrien occupe essentiellement les deux tiers (2/3) orientaux de l'île

soit environ 400 000 km2 et constitue le substratum. Il représente l'extrémité orientale d'une

chaîne orogénique panafricaine édifiée entre 800 et 500 Ma, le long de la marge orientale du

Continent Africain : la Chaîne Mozambicaine.

D'après la remise à jour de Hottin et Vachette (1976) sur la géochronologie du socle

cristallin malgache, la formation géologique cristalline malgache se regroupe autour de trois

périodes :

a. Le Katarchéen

D’âge supérieur à 3 000 Ma constitue le bouclier le plus ancien et comprend le

système Antogilien.


29

b. L'Archéen

D’âge compris entre 3 000 - 2 600 Ma, comprend le système Manampotsy-

Andriamena constitués par :

- Les formations de Sahantaha-Ambatolampy-Manampotsy à dominance silico-

alumineuse.

- Les formations d'Andriamena-Alaotra à dominance calco-ferro-magnésienne.

- Des formations migmatitiques sont mises en évidence dans celles Archéennes.

- Le complexe basique et ultrabasique de type Andriamena-Alaotra-Ambodilafa.

c. Le Protérozoïque

D’âge compris entre 2600-550 MA comprend :

- Le groupe de Fort-Dauphin.

- Le groupe d'Ampandrandava.

- Les séries d'Amborompotsy et d'Ikalamavony.

- La série schisto-quartzo-calcaire (SQC).

II.2.2. Les Roches Volcaniques

Les Roches Volcaniques ne représentent qu'une fraction mineure de la superficie de

Madagascar dont la distribution est contrôlée par des centres d'émission, de la montagne

d'Ambre, Ankaratra et quelques autres, recoupant les 2 ensembles précédents. Elles sont

d'affinité alcaline ou intermédiaire alcaline à tholéiitique. La mise en place de ces édifices

volcaniques est récente, débutant à l'Oligocène et jusqu'au Pléistocène.

Les phénomènes volcaniques malgaches se sont produits à deux époques :

- Le volcanisme du Crétacé

- Le volcanisme du Tertiaire à Actuel


30

II.2.3. Les séries sédimentaires

La plus grande partie de Madagascar a vu son accrétion se réaliser au travers de

plusieurs phases orogéniques sur plus de 3 milliards d'années, avant le dépôt des séries

sédimentaires continentales du Karoo de la fin du Paléozoïque au Jurassique.

Elles recouvrent presque la totalité de la partie Ouest de l’île. Les terrains

sédimentaires qui, à leur tour, sont constitués par une succession de couches, non plissées

et faiblement inclinées. Les pendages varient de 20° à 30° au contact du socle pour atteindre

moins de 1° prés du canal de Mozambique. Au cours de leur dépôt, le socle a subi des

mouvements, de surélévation et d’affaissement qui ont entraîné des régressions marines

avec alternance de sédimentations continentales et marines. Mais encore, l’ampleur inégale

de ces mouvements se traduit par des variations d’épaisseur souvent brusques.

Le tableau ci-dessous résume de façon simple les unités géologiques et leurs âges

respectifs dans la géologie de Madagascar.

Tableau 2 : Age des unités géologiques de Madagascar

UUnniittéé ÂÂggee

BBaassaalltteess PPlliiooccèènnee-- QQuuaatteerrnnaaiirree

SSééqquueennccee ssééddiimmeennttaaiirree ((KKaarrrroooo iinncclluuss)) PPeerrmmiieenn--MMiiooccèènnee

BBaassaalltteess CCrrééttaaccéé ssuuppéérriieeuurr

SSooccllee ccrriissttaalllliinn PPrrééccaammbbrriieenn

Ceci dit, la géologie de Madagascar, que nous résumons par la figure ci-après, connaît

plusieurs types de structures. Le fait que l’île s’est rattachée au Gondwana avant d’avoir sa

position actuelle implique qu’elle a subi plusieurs fractures et des traces de faille qui

pourront expliquer d’autant plus la diversité de sa formation géologique.


31

Figure 15 : Carte géologique de Madagascar, d’après Besairie


32

II.3. La division des bassins sédimentaires malgaches

Une étude pétrolière se passe essentiellement dans les terrains sédimentaires, d’où

la connaissance de ces derniers serait un atout pour bien assimiler le vif du sujet.

Les terrains sédimentaires malgaches occupent quatre (04) bassins posés au massif

cristallin central. Participant à la même histoire géologique, ces bassins présentent

néanmoins des caractéristiques distinctes.

Au Nord : Le Bassin d’Antsiranana occupe l’extrême nord de Madagascar. Il est limité

à l’ouest par la Presqu’île d’Ampasindava qui le sépare de Mahajanga et à l’Est par

l’Océan Indien.

Au Nord-Ouest : Le bassin de Mahajanga s’étend entre la Presqu’île d’Ampasidava et

à l’anticlinal cristallin du Cap St André.

A l’Ouest : Le bassin de Morondava s’allonge sur 1000 km2 entre le Cap St André et le

Cap Ste Marie au Sud

A l’Est : Le bassin de la Côte orientale

Figure 16 : Les bassins sédimentaires malgaches


33

CHAPITRE III: PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE [3] [24]

Afin de mener à bien les recherches et de bien situer le contexte de notre sujet de

mémoire une brève présentation du Bassin de Morondava est nécessaire.

III.1. Structuration et cadre géologique du Bassin de Morondava

Le Bassin de Morondava est, du point de vue de l’exploration, l’un des bassins les

plus attrayants de Madagascar. Il offre une large opportunité pour l’avenir de l’industrie

extractive de l’ile, autant dans le secteur pétrolier que dans le secteur minier. Du point de

vue géographique, il se trouve au Sud, séparé du Bassin de Mahajanga par le dôme cristallin

et volcanique du Bekodoka, au droit du Cap St André.

Dans le Bassin de Morondava, les séries sédimentaires sont présentes depuis le

Carbonifère Supérieur. Elles constituent deux principaux ensembles litho stratigraphiques :

Les formations Karoo : Les différents dépôts dans le Bassin de Morondava

présentent un pendage faible orienté vers l’Ouest. La première phase de mise

en place des sédiments s’est faite durant le Karoo. L’épaisseur totale des

dépôts est d’environ 7 000 m. L’ensemble des formations du Karoo est adossé

au socle cristallin et est constitué de bas en haut par : la Sakoa, la Sakamena

et l’Isalo.

Les formations post-Karoo : qui vont du Jurassique à l’Actuel. Des caractères

marins y dominent dans les dépôts. Les faciès, bien développés tant au Nord

qu’au Sud du bassin, sont constants et peuvent être suivis sur des dizaines de

kilomètres.

La carte ici présente nous montre la localisation du bassin de Morondava et ses

environnants.


34

Source : BD 500 (FTM)

Figure 17 : Le Bassin de Morondava


35

III.2. Monographie du bloc 3108 de MANJA

Le bloc 3108 de Manja, un des 96 blocs situés dans le Bassin de Morondava, est un

bloc « onshore » qui se trouve dans la région de Menabe sur la zone côtière occidentale de

Madagascar.

En 2005, OMNIS, le représentant de l’Etat Malgache dans le secteur pétrolier amont a

accordé une licence à Amicoh Resources pour l’exploration du bloc 3108 à Manja. Si au

départ, Amicoh était détenue à parts égales entre Aminex et Mocoh, depuis juin 2008

Mocoh possède 100 % des intérêts d’Amicoh Resources.

Avec une superficie de 7 180 km² après le rendu de 30 % effectué au mois de

novembre 2009, le bloc 3108 semble intéressant au vu des résultats obtenus à ce jour. L’aire

de prospection est située à l’Ouest, à 40-50 km des régions côtières.

Figure 18 : Localisation de la zone d’étude

III.3. La géologie de la zone d’étude

Placé dans le Bassin de Morondava, le bloc 3108 présente à peu près la même

géologie que ce dernier.


36

La sédimentation est essentiellement marine. Ces faciès, bien développés tant au

Nord qu’au Sud du bassin, sont constants et peuvent être suivis sur des dizaines de

kilomètres. Très variés dans l’espace, les sédiments sont d’origine marine ou continentale

suivant les régions.

Sources : AMICOH/ARCHIVES

Figure 19 : Reconstruction schématique de l’évolution structurale de la zone d’étude


37

CONCLUSION PARTIELLE

Cette première partie nous a permis de comprendre l’importance pour Madagascar

du potentiel pétrolier de son vaste domaine sédimentaire et particulièrement celui

mondialement connu du Bassin de Morondava, dont notre zone d’étude en fait partie.

Depuis l’implantation du premier puits pétrolier en 1 901 au Texas, les recherches et

les méthodes d’investigations utilisées dans l’exploration pétrolière n’ont cessé de se

développer. L’exploration à Madagascar a bénéficié de ces progrès techniques.

En se référant aux principes sur l’origine de Madagascar, nous pouvons avancer que

le sous-sol malgache possède un réel potentiel pétrolier mais le pays reste notoirement

sous-exploré. Le fait que des autres pays avec lesquels il a été rattaché sont actuellement

des pays ayant fait des découvertes d’hydrocarbures accrédite cette hypothèse.

PARTIE II : BASES METHODOLOGIQUES

ET DISPONIBILITES DES DONNEES DE

REFERENCES

PARTIE II : BASES METHODOLOGIQUE ET DISPONIBILITE DES DONNEES DE REFERENCES

39

CHAPITRE I: LA METHODE DIAGRAPHIQUE [16] [17] [18]

Les diverses mesures faite en forage permettent de caractériser les réservoirs. Par

méthodes combinées, dont la méthode diagraphique en fait partie, on peut évaluer la

porosité, la saturation, la perméabilité, le contenu en hydrocarbures et la géométrie des

structures. Ceci se fait à partir des mesures de la résistivité, de la densité, du potentiel

naturel, de la radioactivité naturelle, de la température et de la pression.

I.1. Historique [6]

C'est le 5 septembre 1927, à Pechelbronn, en Alsace que, pour la première fois dans

le monde, des mesures géophysiques furent effectuées dans un sondage afin d'identifier les

formations traversées et de détecter les niveaux pétrolifères. Cette première diagraphie,

fruit des travaux de deux frères, Conrad et Marcel Schlumberger, consista en une succession

de mesures ponctuelles, espacées d'un mètre, de la résistivité des formations géologiques.

Ses auteurs lui donnèrent le nom évocateur et combien annonciateur, de « carottage

électrique », indiquant par là que cette méthode remplaçait en quelque sorte le carottage

des formations, opération coûteuse et dont le succès n'était pas toujours assuré, des pertes

de carotte pouvant intervenir par suite de la non-consolidation ou de la fracturation des

formations traversées. Aujourd'hui, les paramètres mesurés sont très nombreux et

concernent à peu près tous les domaines de la physique. L'utilisateur dispose ainsi d'une

grande quantité d'informations qui vont lui permettre d'analyser au mieux les formations

traversées par un forage, et cela de façon quasi continue.

I.2. Définitions et objectifs

On entend par diagraphies connues aussi sous le terme « logging », la technique des

enregistrements surtout dans les forages pétroliers. Ce sont des opérations d’investigation

qui consistent à mesurer continuellement les variations des propriétés physiques de roches

traversées afin de définir des propriétés pétrophysiques telles que la nature et les propriétés

pétrophysiques comme, la porosité et la perméabilité des roches ainsi que la nature et la

saturation de fluides de formation.


40

Le terme diagraphie est justifié par le fait que dans les toutes premières applications,

la plupart des résultats sont enregistrés sous forme de graphes dont l’étude permet les

interprétations visées même si avec l’évolution de la technologie, cette méthode comprend

d’autres formes de représentation.

En général, les méthodes diagraphiques consistent à étudier la variation en fonction

de la profondeur, d’une ou de plusieurs propriétés physiques des formations. De ces

derniers on déduit les propriétés pétrophysiques nécessaires aux interprétations

géologiques ou aux calculs d’exploitation et sont appelées diagraphies de recherche-

évaluation. Et puisque les propriétés pétrophysiques recherchées sont dérivées à partir de

propriétés physiques, les diagraphies se présentent comme des méthodes d’investigation

indirecte.

Les mesures diagraphiques permettent alors d'estimer le contenu en eau et

en hydrocarbures des réservoirs traversés. Dans certains cas, elles permettent également de

déterminer le pendage des couches, la détermination des caractéristiques du puits de

forage, la comparaison des différents puits entre eux, et de repérer les couches productrices

des couches isolantes (non-productrices). Une fois le puits tubé et cimenté (cased hole), la

mesure diagraphique la plus fréquemment effectuée est celle de la qualité de l'étanchéité

verticale obtenue grâce au ciment. Elle est effectuée dans le but d'isoler les zones poreuses

(ou réservoirs) les unes des autres.

Les principaux objectifs des enregistrements diagraphiques sont :

le contrôle du processus de forage : mesure de déviation, vérification de la

qualité du ciment, localisation du point libre du train de sonde coincé,

la recherche-évaluation : étude du profil géologique, échantillonnage,

détermination de la productivité d’un gisement.

la mise en communication réservoir-puits : perforation du tubage-ciment.

D’autres opérations sont éventuellement restituées dans les diagraphies, à savoir les

échantillonnages, comme le carottage latéral et les opérations de perforation du tubage-

ciment de production d’un puits à mettre en production ou à soumettre à un test de

productivité.

http://fr.wikipedia.org/wiki/Hydrocarbure

http://fr.wikipedia.org/wiki/Pendage


41

I.3. Principes et outillages

Pour le principe de la méthode diagraphique, en se basant sur notre thème,

la « recherche-évaluation» reste le principal objectif de ce travail. De ce fait, le principe

fondamental d’une méthode diagraphique de recherche-évaluation appliquée en forage est

la différenciation des diverses formations traversées par le puits, du point de vue d’une ou

de plusieurs propriétés pétrophysiques telles que la nature, la porosité et la perméabilité des

roches ainsi que la nature et la saturation de fluides de formation. En l’absence

d’échantillons de la roche étudiée, très peu de ces caractéristiques peuvent être mesurées

directement.

En diagraphies, la plupart des propriétés pétrophysiques doivent être dérivées à

partir de propriétés physiques facilement mesurables comme la résistivité, le potentiel

électrique, la radioactivité, la vitesse de propagation du son, etc. Ce qui suppose une relation

entre les propriétés pétrophysiques recherchées et les propriétés physiques mesurées.

Les diagraphies sont réalisées à partir d’une sonde nommée aussi outils, conçue dans

le but d’être le matériel de base opérant pour les enregistrements des mesures. Elle est

descendue dans le forage et reliée à la surface du sol par l’intermédiaire d’un câble

s’enroulant autour d’un treuil en passant par une poulie posée sur un trépied à l’aplomb du

forage.

Généralement, on peut retrouver les matériels ci-dessous :

Un câble qui supporte le poids de la sonde pour pouvoir la faire descendre dans le

trou et assure ainsi la liaison avec les instruments de surface commandant les

opérations. Sa longueur doit être ajustée à la profondeur de l’investigation avec une

précision meilleure que 0,5 %. Le câble est un organe essentiel dont le rôle est à la

fois mécanique et électrique.

Un treuil volumineux et puissant, sur le tambour duquel sont enroulés plusieurs

milliers de mètres de câble. Il doit dans ce cas pouvoir enrouler et dérouler le câble

de manière continue à vitesse régulée ; il peut également comporter un dispositif de

mesure de la longueur du câble, sinon c’est la poulie qui porte un capteur « roue

codeuse ».


42

Une poulie qui sert juste à la descente du câble

Un laboratoire mobile ou camion laboratoire fréquemment une cabine qui englobe

les appareils de surface, les groupes électrogènes et les ensembles informatiques.

Figure 20 : Schéma général d’un matériel de diagraphie

Le film diagraphique est considéré parmi ces matériels, parce qu’il contient

l’enregistrement des données. C’est le support sur lequel sont accouchées les données

diagraphiques, graphe en général, obtenues lors d’une opération d’enregistrement.

I.4. Classification

Par type d’enregistrement et en dépit de la différence des objectifs visés, on

distingue deux catégories. Une diagraphie instantanée qui enregistre les caractéristiques de

la formation pendant le forage (logging while drilling soit LWD) et une diagraphie différée

qui détermine les caractéristiques de la formation après le forage, la garniture de forage

ayant été retirée du puits. Les outils de mesures sont alors connectés à un câble électrique

et descendus dans le sondage, la stabilité étant assurée par le fluide de forage.


43

I.4.1. Diagraphies instantanées

Les diagraphies instantanées peuvent enregistrer, lorsqu'elles traversent un

matériau :

la teneur en hydrocarbures et/ou eau du matériau ;

la vitesse d'avancement du trépan qui fore ;

la porosité et la densité des roches ;

la perméabilité des roches ;

Elles sont réalisées pendant le forage : durant le processus même du forage, on

réalise des mesures dont le résultat est fonction de la profondeur de l’outil de forage. Les

diagraphies instantanées sont soit l’enregistrement des paramètres de forage, soit des

diagraphies géophysiques.

a. La diagraphie de vitesse d’avancement

Elle se trouve être la plus fréquemment utilisée, elle donne une information sur les

propriétés mécaniques du terrain traversé par le forage. Plus le terrain est facile à forer, plus

le forage peut se réaliser rapidement. Naturellement, cette vitesse dépend aussi du type

d’outil, de la machine utilisée pour le forage et de la manière dont le foreur règle sa

machine. C’est pourquoi, la diagraphie de vitesse d’avancement doit être calibrée en

fonction du type de machine et d’outil utilisés.

b. Measurements while drilling (diagraphies en cours de foration)

C’est un autre type de diagraphies instantanées. Elle est employée dans le domaine

de l’exploration pétrolière et est actuellement en cours de mise au point pour la

reconnaissance dans d’autres domaines tel que le génie civil.

I.4.2. Diagraphies différées [27]

Les diagraphies différées peuvent enregistrer lorsqu'elles traversent un matériau :

la résistivité et le potentiel spontané ;

http://fr.wikipedia.org/wiki/Conductibilit%C3%A9


44

la radioactivité naturelle (contenu en Potassium, Thorium et Uranium radioactifs) à

différentier de celles d'éventuels traceurs radioactifs ajoutés dans la boue de forage ;

la vitesse du son dans ce matériau ;

la densité de la formation, sa porosité, sa perméabilité ;

la température de la boue de forage ;

des paramètres géométriques, comme le diamètre du sondage ainsi que la

déviation ;

le pendage (angle fait avec l'horizontale) de la formation ;

la constante diélectrique ;

les principaux minéraux constituant la matrice de la formation...

Elles consistent donc à mesurer depuis l’intérieur du forage l’une des grandeurs

physiques caractéristiques. Dans cette technique, on peut rencontrer des différents types de

diagraphies.

a. La diagraphie de radioactivité naturelle (RAN) ou gamma-ray

C’est la technique de diagraphie la plus largement utilisée et qui est d’ailleurs à

recommander systématiquement.

Dans le cadre de son application, la diagraphie de radioactivité naturelle met en

évidence les matériaux plus ou moins radioactifs naturellement. Parmi les matériaux

sédimentaires, l’argile est le matériau courant le plus radioactif ; c’est pourquoi la diagraphie

de radioactivité naturelle s’appelle parfois, un peu abusivement, « diagraphie d’argilosité ».

Parmi les matériaux cristallins, le granite (ou la rhyolite) est le plus radioactif. La

méthode RAN permet ainsi de distinguer le granite d’autres matériaux et, par exemple, lors

de la reconnaissance d’un gisement de roches massives destinées à être exploitées en

carrière, de distinguer entre différents types de granites.

Dans les séries sédimentaires de type alternances de calcaires, marnes,

marnocalcaires, argiles, etc., les différentes couches sont caractérisées par un profil de

radioactivité particulier nommé signature, que l’on retrouve d’un forage à l’autre à

l’intérieur du massif. La juxtaposition des diagraphies dans les différents forages, aide à

http://fr.wikipedia.org/wiki/Radioactivit%C3%A9

http://fr.wikipedia.org/wiki/Potassium

http://fr.wikipedia.org/wiki/Thorium

http://fr.wikipedia.org/wiki/Uranium

http://fr.wikipedia.org/wiki/Traceurs_radioactifs

http://fr.wikipedia.org/wiki/Boue_de_forage

http://fr.wikipedia.org/wiki/Vitesse_du_son

http://fr.wikipedia.org/wiki/Densit%C3%A9

http://fr.wikipedia.org/wiki/Porosit%C3%A9

http://fr.wikipedia.org/wiki/Perm%C3%A9abilit%C3%A9

http://fr.wikipedia.org/wiki/Boue_de_forage

http://fr.wikipedia.org/wiki/Constante_di%C3%A9lectrique

http://fr.wikipedia.org/wiki/Min%C3%A9raux


45

comprendre la structure géologique du massif (variation de l’épaisseur des couches, failles,

etc.).

Figure 21 : La radioactivité de quelques roches en unité A.P.I

L’exploitation de gisements de granulats alluvionnaires peut aussi être guidée par la

mesure de la RAN, qui peut servir d’indicateur en « propreté » de granulats. Dans les massifs

rocheux fissurés, les fissures sont ou non remplies d’argile. Lorsqu’elles le sont, la RAN les

met bien en évidence ; lorsqu’elles ne le sont pas, elles sont mises en évidence par d’autres

types de diagraphies qui lui sont donc complémentaires.

La RAN donnera des résultats contrastés si le terrain présente des contrastes de

radioactivité, mais cette absence de contraste est déjà un renseignement utile.

Une technique voisine est la diagraphie de radioactivité naturelle sélective (RAN-S)

encore appelée gamma-ray spectral. Elle permet de mesurer la radioactivité suivant

plusieurs bandes d’énergie et donc de différentier différents éléments des roches.


46

Figure 22 : Exemple de diagraphies de radioactivité naturelle sur plusieurs forages

Pour le graphe de la RAN, le graphe standard GR est le plus fréquent. C’est la

variante standard de la diagraphie de radioactivité gamma naturelle qui est enregistré sur la

plage de gauche du film diagraphique de résistivité, lorsqu’elle est enregistrée en guise de

corrélation. Mais on note aussi les graphes spectrométriques NGS qui constituent la

variante spectrométrique de la diagraphie de radioactivité gamma naturelle. Dans ce cas, le

film diagraphique est entièrement occupé par des graphes de radioactivité gamma naturelle

qui sont au nombre variables.

Le graphe GR peut être remplacé par un graphe SP (Spontaneous Potential) dite de

potentiel naturel qui consiste à mesurer la différence de potentiel électrique (potentiel

naturel) entre une électrode mobile se trouvant dans le trou et une électrode fixe implantée

à la surface.

b. Diagraphies acoustiques

C’est la technique de l'enregistrement des ondes soniques utilisée en diagraphie

différée depuis 1950 (SUMMERS & BRODING en 1952 ; VOGEL en 1952 et BOYER & MARI en

1994) afin de qualifier la lithologie, la porosité des terrains, les propriétés mécaniques, la

fracturation, et la cimentation des tubages. Elle enregistre" les ondes totales " et est équipée

de trois récepteurs nécessaires à l'interprétation des différentes méthodes applicables aux

multiples paramètres suscités.

Elle consiste à mesurer en place la vitesse de l’onde mécanique de compression,

celle-ci étant très sensible à l’état du rocher et à ses propriétés mécaniques en général.


47

La propagation du son dans les roches est régie par les lois générales relatives aux

ondes. En outre, cette propagation permet de détecter les fractures dans la formation qui

pourrait être un piège pétrolifère.

L'utilisation de la diagraphie acoustique pour déterminer la vitesse de l'onde de

compression dans les formations géologiques est une pratique courante. Les mesures du

temps de transit entre deux récepteurs permettent d'évaluer la vitesse de l'onde acoustique

P dans la formation ou leur lenteur ∆t.

Côté matériel, la sonde doit comporter deux sources symétriques par rapport au

couple de récepteurs. Ces deux sources fonctionnent alternativement et c’est la moyenne

des deux différences de temps de trajet entre les récepteurs qui constitue le résultat de la

mesure. Ce dispositif sert à compenser les éventuelles variations du diamètre du forage.

Le pointé des temps doit se faire en surface sur des signaux enregistrés. Le pointé

automatique, fondé sur la détection d’un seuil d’amplitude, est en effet une importante

source d’erreur, l’amplitude des signaux pouvant varier au cours de la remontée de la sonde.

Les diagraphies acoustiques où le signal sismique complet est enregistré dans un

intervalle de temps (à peu prés 10 minutes) sont dites «full waveform» (ou à signal sismique

complet).

Le résultat se présente sous la forme d’une coupe-temps où les signaux sismiques

sont juxtaposés. Ce type de diagraphie permet, en particulier, de mesurer la vitesse des

ondes de cisaillement en plus de celles des ondes de compression et de suivre des fractures

à l’intérieur même du terrain et par là d’avoir une idée de leur direction. L’interprétation est

assez délicate. Dans tous les cas, la sonde émet un type spécifique d'onde sonique qui

pénètre son environnement via un support aqueux (eau ou boue de forage).


48

Figure 23 : Exemple d’enregistrement sonique en signal complet

c. Diagraphies de résistivités ou « Lateralog »

C’est le type le plus utilisées à Madagascar dans le secteur pétrolier. La résistivité des

formations a été mesurée pour la première fois dès 1927 par Schlumberger.

L’opération se déroule en envoyant un courant d'intensité I dans un milieu considéré

à notre échelle comme isotrope et infini. Le courant se propage dans la formation plus ou

moins facilement en fonction de ses caractéristiques physiques.

Comme les roches aquifères sont conductrices, les roches sèches sont donc

résistantes. Dans les formations humides, les argiles sont les plus conductrices grâces à leurs

nombreuses liaisons intermoléculaires.

Les mesures de différence de potentiel permettent d'apprécier cette susceptibilité à

laisser passer le courant électrique :


49

La polarisation spontanée ou PS.

La résistivité mono électrode mesure la résistivité électrique entre une électrode de

surface et l’électrode de mesure descendue dans le forage et mesure donc la

résistivité globale des terrains.

Les résistivités normales : des points de mesure plus précis à distances variables

permettent d'intéresser une plus ou moins grande épaisseur de terrain. Ce sont les

8", 16", 32" et 64" qui permettent le mieux d'avoir une idée de la perméabilité du

matériau en place.

Comme avec la radioactivité naturelle, la juxtaposition de diagraphies de résistivité

réalisées dans un ensemble de forages dans un même massif géologique renseigne sur la

structure de ce massif, tant du point de vue de la stratigraphie que des accidents

tectoniques qui peuvent l’affecter.

Le matériel est assez simple : la sonde de diagraphie de résistivité est un cylindre fait

dans un matériau isolant qui porte des électrodes en forme d’anneaux métalliques.

Cette sonde peut être de type varié comme focalisant, inductifs, microsondes ou

duales en fonction des objectifs visées et le principe de mise en œuvre.

Dans les diagraphies de résistivité normales, la sonde porte une électrode d’injection

de courant A et deux électrodes de mesure de potentiel M1 (AM1 = 40 cm) et M2 (AM2=

1,60 m). L’autre électrode de courant B se trouve en surface à plus de 50 m de la tête du

forage, l’électrode de référence du potentiel N est aussi en surface à plus de 50 m du forage

dans une direction très différente de celle de B. Si I est l’intensité du courant et V1 et V2 les

potentiels mesurés respectivement en M1 et M2, on mesure deux résistivités apparentes R1

et R2 tel que :

R1=

≈

et R2 =

≈


50

Figure 24 : Sonde de résistivité normale

Pour le graphe, le support est appellé « film de résistivités » qui est agencé en deux

catégories selon leurs nombres :

Film à un graphe

Ce film présente un graphe de résistivité sur les plages de droite et un graphe de

corrélation sur la plage de gauche. Le graphe de résistivité s’appelle graphe principal, étant

donné que le film est enregistré dans le but d’étudier ce paramètre. Le graphe de corrélation

se rapporte soit au potentiel naturel (SP) soit à la radioactivité gamma naturelle (GR). Son

principal rôle est celui de corriger les éventuels défauts du graphe de résistivité.

Figure 25 : Exemple d’un film de résistivité à un graphe


51

Film à multigraphe

La différence se passe dans la plage de droite du film qui contient deux ou plusieurs

graphes de résistivité obtenus avec des sondes de longueurs différentes

Figure 26 : Exemple de film de résistivité à trois graphes


52

CHAPITRE II: ETUDE PRELIMINAIRE DES PUITS

II.1. Localisation des puits dans le bloc 3108 [3] [9]

Comme il a été noté dans la partie I, le bloc 3108 comprend 5 puits dont les études

respectives serviront de bases fondamentales. La figure ci après nous donne une vue globale

de leur localisation.

Sources : AMICOH/ARCHIVES

Figure 27 : Les cinq (05) puits du bloc 3108

Le choix de l’emplacement de ces puits a été décidé durant les études de

reconnaissance faite pour chaque puits tels que :

Reconnaissance régionale : étude aéromagnétique et étude géologique

Reconnaissance semi-détaillée : étude sismique 2D et étude géologique

Etude détaillé : étude sismique 2D détaillé et étude sismique 3D (Optionnel)


53

Ces études ont mis en évidence les différentes structures intéressantes à forer. En

complément de la carte ci-dessus, le tableau ci après nous donne une localisation exacte des

puits par l’intermédiaire des coordonnées Laborde qui constituent le système le plus utilisé à

Madagascar.

Tableau 3 : Les coordonnées Laborde des cinq puits du bloc 3108

NOM DU PUITS

CORDONNEES LABORDE

(Km)

X Y

SIKILY-1 471.240 162.750

MANJA-1 527.925 168.830

ANKAZOFOTSY/ KAZO-1 570.498 192.295

W.KIRINDY-1 560.787 167.306

BETSIMBA-1 211.467 590.449

Sources : OMNIS/DH/ARCHIVES

II.2. Travaux effectués et données disponibles par puits

II.2.1. Sikily-1

C’est une révision de l’exploration du puits Sikily-1, foré initialement le 18 Juin 1954

par la compagnie SPM et complété plus tard le 17 Mai 1955. Avec une profondeur totale de

2 832 mètres (9 289 feet), le puits présente des diverses caractéristiques.

Plusieurs travaux ont été effectués dans le but de faire des descriptions sommaires

des couches.


54

a. Carottage

C’est une opération qui consiste au prélèvement d’échantillons dit intacts de roches

appelé « carottes ». Cette méthode est classifiée selon la direction et la continuité des

prélèvements. L’opération est applicable dans tous les domaines d’activités liées aux études

du sol et du sous-sol.

Depuis le début du forage jusqu’à sa fin, on a pu prélever 45 carottes dans le puits qui

sont cités ci-dessous avec les profondeurs de prélèvement respectives ainsi que des

descriptions sommaires :

Tableau 4 : Liste des carottes dans le puits SIKILY-1

CAROTTES PROFONDEUR (m) DESCRIPTION SOMMAIRE

Carotte n°01 55.70 – 56.20 Grès argileux

Carotte n°02 70.80 – 72.30 Grès calcaire

Carotte n°03 72.80 – 74.80 Grès et calcaire

Carotte n°04 87.80- 90.20 Grès

Carotte n°05 110.40 – 111.40 Argile schisteuse

Carotte n°06 124.90 – 125.50 Calcaire gréseux

Carotte n°07 134.60 – 135.60 Calcaire gréseux

Carotte n°08 194.30 – 195.30 Calcaire gréseux et argileux

CAROTTE n°09 263.30 – 264.30 Grès calcaire et argileux


Carotte n°11 357.10 – 358.80 Marne calcaire


Carotte n°13 432.00 – 433.00 Grès

Carotte n°14 504.35 – 505.35 Grès

Carotte n°15 582.60 – 583.60 Argile indurée


55


Carotte n°16 et n°17 614.15 – 615.90 Marne indurée

Carotte n°18 670.60 – 671.80 Grès et argile

Carotte n°19 et n°20 724.50 – 727.00 Marne

Carotte n°21 et n°22 800.30 – 801.30 Argile

Carotte n°23 901.50 – 902.50 Argile indurée

Carotte n°24 938.00 – 940.00 Grès

Carotte n°25 964.40 – 966.40 Grès argileux et argile

Carotte n°26 1 012.75 – 1 014.75 Argile et Grès

Carotte n°27 1 083.50 – 1 084.40 Argile et pélite (de quartz)

Carotte n°28 1 163.40 – 1 164.30 Argile

Carotte n°29 1 231.70 – 1 233.20 Argile, pélite et grès

Carotte n°30 1 349.70 – 1 350.10 Argile

Carotte n°31 1 419.70 – 1 422.50 Grès et argile

Carotte n°32 1 486.00 – 1 488.00 Grès

Carotte n°33 1 707.40 – 1 708.70 Argile et grés

Carotte n°34 1 876.00 – 1 878.00 Argile, pélite et grès

Carotte n°35 1 896.70 – 1898.30 Argile et pélite

Carotte n°36 2 464.60 – 2466.60 Argile et marne

Carotte n°37 2 581.30 – 2 583.00 Grès fissuré et argile

Carotte n°38 Pas de prélèvement

Carotte n°39 2 584.90 – 2 588.00 Grès

Carotte n°40 2 588.00 – 2 591.40 Grès argileux




56


Carotte n°43 2 594.60 – 2 596.60 Grès argileux

Carotte n°44 2 606.60 – 2 608.00 Grès calcaire

Carotte n°45 2 704.80 – 2 707.40 Grès et schistes argileux

Sources : MOCOH/ARCHIVES

Au total, on a pu prélever 61,85 m de carottes dans le puits entre 55,70 m et 2 707,40

m de profondeur.

b. Test de productivité

Le test de productivité ou Drill Stem Test (DST) est une opération d’investigation qui

consiste à vérifier les hypothèses selon lesquelles une ou plusieurs formations seront jugées

éventuellement productives. On peut aussi dire que c’est une simulation de production de

courte durée.

Le travail se déroule d’habitude en quatre (04) étapes dont deux (02) phases

d’ouverture et deux (02) phases de fermeture.

Pour le puits Sikily-1, on a effectué 27 DST entre 936,10 m et 1 456 m de profondeur.

Ces tests ont pu révéler le potentiel gazeux du puits.

c. Etude stratigraphique

Elle consiste à la modélisation d’un bassin ou d’un bloc pétrolier. Ceci dit, l’étude

stratigraphique et l’établissement d’un log stratigraphique pour un puits foré permet

d’accéder aux relations géométriques et chronologiques à l’intérieur du bloc.

Ainsi un log stratigraphique est disponible pour le puits Sikily-1 qui définit les unités

sédimentaires limités par des surfaces et qui correspondent à des périodes particulières de

variation de niveau marin à l’échelle mondiale.


57

d. Opérations diagraphiques

Etant donné que ce travail se base sur l’interprétation des donnés diagraphiques,

l’accumulation de ces données semble en toute évidence très importante pour nous. Pour le

cas du puits Sikily-1, quelques travaux de diagraphie ont été élaborés spécialement afin de

combiner plus de détails pour l’interprétation.

Le diametrage

C’est l’enregistrement continu du diamètre d'un sondage en fonction de la

profondeur. On emploie fréquemment la diagraphie de diametrage pour calculer la quantité

de ciment nécessaire à la cimentation d'une colonne de tubage.

Pour le puits Sikily-1, le diametrage est réalisé 10 fois dans un intervalle de temps et

dans des sections de profondeurs différentes.

La thermométrie

Elle consiste à mesurer la température dans le puits en fonction de la profondeur.

Dans la plupart des cas, l’opération consiste à localiser les intervalles producteurs de gaz

dans le puits foré, on note ainsi la diminution de température due à la détente du gaz ; à

localiser les intervalles de perte de circulation ou de venues de fluide. Mais la thermométrie

sert aussi à étudier le profil d’injectivité car le changement du gradient de température

pendant l’injection peut être reliée au taux d’injection.

Elle se divise en deux (02) parties pour le puits Sikily-1, c'est-à-dire la thermométrie

de cimentation et de formation. De ce fait, deux différents logs ont été établis dont le

nombre total est de 11 logs.

La micrologie

Lors des études du puits Sikily-1, cinq (05) micrologs ont été réalisés. Les micrologs

sont des types de log de résistivités obtenus avec des microsondes.

La diagraphie de potentiel naturelle


58

Elle est représentée par le graphe SP dite de potentiel naturel dans le cas du puits

Sikily-1 et enregistrée en tant que graphe de corrélation.

La diagraphie de résistivité

L’étude de la diagraphie de résistivité plus précisément son graphe sera pour le puits

Sikily-1 l’objet des interprétations au dénouement de ce travail.

Tableau 5 : Liste des « log » dans le puits Sikily-1

Type de log Date Profondeur (m) Run

Diametrage 30.01.55 2 100 – 2 586 8

Diametrage 21.09.54 115 – 1 400 4

Diametreur 28.07.54 130 – 456 2

Diametreur 08.07.54 08 – 131 1

Diametrage 02.11.54 1 460 – 2 274 6

Diametreur 21.08.54 420 – 901 3

Diametrage 28.12.54 02 – 2 585 7

Diametrage 21.09.54 900 – 1450 4

Diametrage 09.10.54 1 235 – 1496 5

Diametrage 17.05.55 2 575 – 2 832 9

Microlog 17.05.55 2 575 – 2 832 5

Microlog 09.10.54 1 370 – 1 495 2

Microlog 21.09.54 900 – 1 150 1

Microlog 28.12.54 2 320 – 2 584 3


59


Microlog 25.04.55 2 375 – 2 609 4

Thermométrie de formation 28.07.54 25 – 455 3



Thermométrie de formation 29.01.55 1 215 – 2 568 5

Thermométrie de formation 11.10.54 1 225 – 1 511 4

Thermométrie de cimentation 10.07.54 25 – 131 1

Thermométrie de cimentation 02.03.55 1 815 – 2 325 4

Thermométrie de cimentation 25.09.54 1 176 –410 2

Thermométrie de cimentation 05.09.55 1 423 – 150 5

Carottage électrique 09.10.54 1 471 – 1 495 5

Carottage électrique 21.09.54 900 – 1 150 4



Log électrique 0 – 2 832 0

Carottage électrique 22.09.54 338 - 400 4



Thermométrie de cimentation 06.03.55 70 – 1 418 6


60


Thermométrie de cimentation 09.02.55 1 315 – 2 354 3

Log stratigraphique 0 – 2832

Log synthétique 17.05.55 0 – 2832


II.2.2. Manja-1

C’est un puits foré le 30 septembre 1957 toujours par la SPM. Sa profondeur totale

est de 2 670 mètres (8 758 feet). D’octobre 1957 jusqu’au 27 février 1958, des divers travaux

ont été effectués dans ce puits. Malheureusement les données ne sont pas disponibles.

Même ceux de la diagraphie de résistivité qui fera la base de ce travail.

a. Carottage

Comme pour le puits Sikily-1, des prélèvements de carottes on été faits pour le puits

Manja-1. Au total, on a pu retirer 21 carottes dans l’intervalle de profondeur de 130 m à

2 522 m.


On a pu effectuer six (06) tests entre 1 027 m et 2 387 m. Ces tests ont été élaborés

dans le but de recueillir des échantillons de fluides de formation afin d’évaluer le débit de

production et la pression de gisement.

c. Etude stratigraphique

Comme toute étude stratigraphique, celle du puits de Manja-1 avait aussi pour but

d’établir un log stratigraphique. Ceci permet d’étudier la succession des dépôts

sédimentaires qui sont organisés en couches de différentes épaisseurs, rencontrées dans le

puits foré.


61

d. Opérations diagraphiques

Des travaux tels que la diametrage et micrologie ont été faits dans le puits Manja-1.

On a pu établir quelques logs et même des coupes pour le puits Manja-1 que nous allons

citer dans le tableau ci-dessous.

Tableau 6 : Liste des « log » dans le puits Manja-1


Log synthétique Février 1958 0 – 2 670 1

Log électrique 01.10.57 30 – 128 1

Log électrique 12.10.57 145 – 1 009 2

Log électrique 31.10.57 980 – 1 512 3

Log électrique 02.12.57 1 480 – 1 920 4

Log électrique 05.02.58 1 900 – 2 364 5

Log électrique 21.02.58 2 340 – 2 575 6

Diametreur 01.10.57 20 – 125 1

Diametreur 12.10.57 145 – 1 008 2

Diametreur 31.10.57 980 – 1 512 3

Diametreur 02.12.57 1 300 – 1 919 4

Microlog 12.10.57 350 – 1 008 1

Microlog 31.10.57 980 – 1 512 2

Microlog 05.02.58 1 500 – 2 325 5

Microlog 21.02.58 2 300 – 2 546 6


62


Log synthétique habillé Février 1958 35 – 2 575

Coupe lithologique 0 – 2 670

Source : OMNIS/DH/ARCHIVES

Ainsi, l’évaluation du potentiel du puits Manja-1 par méthode diagraphique ne sera

pas possible, pour cela on se contentera des données par les quatre (04) autres puits.

II.2.3. Kazo-1

Le forage de ce puits date de 1958 par la SPM avec une profondeur totale de 2 346

mètres (7 695 feet). Plus exactement, le puits a été foré le 16 Mars 1958 et complété le 08

Juin 1958.

Comme les puits précédents, le puits Ankazofotsy noté Kazo-1 a été implanté à la

suite de travaux de prospection et d’investigation géophysique.

Cependant, les études faites dans le puits Kazo-1 avaient à cette époque des objectifs

tels que la reconnaissance en aval pendage de la zone de changement de faciès dans l’étude

du Jurassique Supérieur. Cela afin de repérer les éventuels magasins, les indices et aussi la

nature des eaux associées.

a. Carottage et étude stratigraphique

Le carottage est en quelque sorte utilisé comme un moyen de surveillance, avec la

prise de déblais de forage et le prélèvement de carottes.

Ces opérations ont visées l’étude stratigraphique et l’étude des magasins rencontrés

afin de les confronter avec les résultats ultérieurs.

Au total, 21 carottes ont été prélevées entre 150 m et 2 250 m de profondeur. Les

détails de ces carottes ne sont pas disponibles.


63


Pour le puits Kazo-1, on a effectué cinq (05) tests entre 1 007 m et 1 892,6 m dont les

détails ne sont pas disponibles.

c. Opérations diagraphiques

Concernant les opérations diagraphiques, le puits Kazo-1 a connu plusieurs de ces

travaux.

Diametrage : le puits avait été affecté deux (02) fois par cette opération.

Micrologie : effectuée six (06) fois au cours des investigations.

Une autre opération a été réalisée spécialement pour le puits Kazo-1 vue l’objectif

visé pour ce puits qui est la pendagemétrie.

Pendagemétrie

C’est un enregistrement continu dans la paroi du trou qui permet une interprétation

quantitative des diagraphies de micro-résistivité plus ou moins décalées en termes de

pendage des structures.

Plus exactement, la pendagemétrie est la mesure dans les puits du pendage

(inclinaison et azimuth) des interfaces entre couches ou des fractures ou même des

discontinuités recoupées par un forage.

Pour compléter les travaux, des études électriques ont été aussi réalisées dans le

puits Kazo-1. Une diagraphie de résistivité et une diagraphie de radioactivité naturelle,

toujours en guise de corrélation, ont été élaborées.

Tableau 7 : Type de « log » dans le puits Kazo-1


Diametreur 19.03.58 10 – 187 1

Diametreur 31.05.58 1 975 – 1 830 5


64


Log de sonde 29.05.58 0 – 2 400 1-24

Log électrique 24.04.58 910 – 1 651 3

Log électrique 30.05.58 2 015 – 2 333 5

Log électrique 31.03.58 175 – 934 2

Log électrique 30.05.58 2 015 – 2 333 5

Log électrique 19.03.58 25 – 187 1

Log électrique 13.05.58 1 625 – 2 939 4

Log électrique 24.04.58 910 – 1 651 3

Log électrique 31.03.58 175 – 934 2

Log synthétique 08.05.58 100 – 2 300 0

Microlog 31.03.58 175 – 934 2

Microlog 24.04.58 905 – 1 650 3

Microlog 13.05.58 1 625 – 2 038 4

Microlog 31.003.58 175 – 934 1

Microlog 24.04.58 905 – 1 650 3

Microlog 13.06.58 1 625 – 2 038 4

Pendagemétrie 31.05.58 182 – 2 346 1



65

II.2.4. West kirindy-1

West Kirindy-1 a été foré le 21 Mars 1975 par la société CHEVRON puis complété le

04 mai 1975. Sa profondeur totale est de 2 783 mètres (9 128 feet). Durant cette durée, le

puits a connu plusieurs travaux.

a. Carottage

Des carottages latéraux notés aussi SWC (Sidewall cores) ont été effectués. On a pu

prélever 98 carottes entre 70 m et 2 746 m de profondeur.

b. Etude stratigraphique et géochimiques

Pour le puits West Kirindy-1, ces études ont été faites pour des raisons pas très

distinctives. A vraie dire, les études stratigraphiques du puits avaient pour principal objectif

l’établissement d’un log stratigraphique pour les corrélations avec les autres puits du bloc

plus tard.

Des études géochimiques ont été faites afin d’analyser les caractéristiques des

sédiments du puits West kirindy-1 prospectés, mais aussi de déterminer les hydrocarbures

au cours des travaux dans l’histoire du bassin comprenant le puits.


Pour les études diagraphiques, des diagraphies de résistivité et de radioactivité

naturelle ont été menées à bien pour le puits West Kirindy-1.


66

Tableau 8 : Types de « log » dans le puits West Kirindy-1


Borehole compensated sonic caliper 03.04.75 63 – 847 1

Borehole compensated sonic caliper 04.05.75 2 450 – 2 752 3

Borehole compensated sonic caliper 04.05.75 63 – 2 752 123

Compensated formation

Density log gamma gamma

04.05.75 849 – 2 753 12

Compensated formation

Density log gamma gamma

04.05.75 2 450 – 2 752 2

Composite log

Diameter dip and azimuth dispaly

05.05.75 0 – 2 782 1

Diameter quality control Mai 1975 0 – 2 500 1

Gamma ray 04.04.75 70 – 848 1

Induction electrical log 03.05.75 63 – 846 1

Induction electrical log 04.04.75 63 – 846 1 bis

Induction electrical log 03.05.75 2 423 – 2 753 3

Sidewall neutron 04.06.75 849 – 2 752 1


Pour le test de productivité, cette opération n’était pas au programme pour le puits

West kirindy-1.


67

II.2.5. Betsimba-1

C’est le puits le plus récent des cinq (05) puits forés dans le bloc pétrolier 3108. Il

date de 1986, le début de forage était le 26 Novembre 1986 qui est complété le 02 janvier

1987 avec une profondeur totale de 2 440,83 mètres (8 008 feet).

Pendant ces 38 jours de travaux sur le puits Betsimba-1, le puits a connu des travaux

comme ceux des quatre (04) puits précédents.

a. Carottage

Des carottages latéraux ont été effectués également pour le puits Betsimba-1. On a

pu prélever 62 carottes entre 1 489,2 m et 2 400 m de profondeur.

b. Etudes stratigraphiques et géochimiques

On a pu prélever 410 échantillons de cutting pour les analyses de suivies

géochimiques du puits Betsimba-1 par méthode rock-eval. Les buts de l’étude consistent en :

- L’établissement du niveau de maturité des sections stratigraphiques

- L’identification et la quantification du potentiel pétrolier des formations

- La caractérisation des roches-mères possibles


Des opérations diagraphiques ont été effectuées pour le puits Betsimba-1.

Tableau 9 : Types de « log » dans le puits Betsimba-1

Type de log Date Profondeur (feet) Run

Composite well log 02.01.87 0 – 8 000 1

Coupe lithologique 02.01.87 0 – 9 000 1

Siderall cores 31.12.86 4 964 – 8 000 1



68


La généralité sur la méthode diagraphique rencontrée dans le premier chapitre de

cette deuxième partie nous fournit la base pour la suite de cette étude. La connaissance des

différents types de diagraphies ainsi que leurs objectifs respectifs a permis de mieux cerner

les orientations prises pour le résultat visé au terme de ce travail. Dans le second chapitre de

cette partie, les études préliminaires des puits nous montrent que la méthode diagraphique

peut être prise en compte pour la suite de notre étude.

Ainsi, on a pu voir dans cette partie les différentes études effectuées pour les cinq (5)

puits et surtout spécifier les données diagraphiques dont nous sommes en possession afin

de continuer les traitements et les interprétations, objet principal de la troisième partie.



70

CHAPITRE I: LOCALISATION DES ROCHES A CARACTERES DE

RESERVOIR [1] [26]

La localisation se base sur l’interprétation des graphes de résistivités ou des valeurs

de tensions prises lors de la descente des appareils de mesures diagraphiques dans les puits.

Pour ce faire, la lecture des graphes s’avère indispensable. Mais la connaissance des

propriétés et des spécificités des roches à caractère de réservoirs est capitale.

I.1. Les roches à caractères de réservoir

Comme on l’a déjà vu, les roches à caractères de réservoirs sont des roches poreuses

et perméables où les hydrocarbures peuvent venir se loger. En d'autres termes, ces roches

doivent être douées de porosité et de perméabilité. La porosité, qui exprime la quantité de

vide dans une roche, en quelque sorte définit la quantité d’huile ou de gaz contenue dans le

réservoir tandis que sa perméabilité permet d’avoir un aperçu sur le débit de production

plus tard. La granulométrie des roches joue aussi un rôle important, vu que la capacité des

réservoirs en dépend. La saturation est aussi un des paramètres importants à étudier pour la

reconnaissance d’une réserve.

Pour constituer un réservoir exploitable, les roches doivent présenter les

qualités citées ci-dessus. Offrir conjointement aux hydrocarbures l'espace nécessaire pour

en accueillir un volume suffisant et la possibilité pour ces fluides de se mouvoir sans perte de

charge excessive.

Les deux grandes familles de roches réservoirs sont les grès et les roches carbonatées

(calcaires et dolomites). Sables et grès plus ou moins grossiers, calcaires fissurés plus ou

moins dolomitisés sont des cas typiques. Le volume intérieur, soit intergranulaire, soit

matriciel, est toujours occupé à la fois par les hydrocarbures et par de l'eau. Cette eau

interstitielle est minéralisée. Elle est fossile et généralement contemporaine des

hydrocarbures qu'elle accompagne. La roche est imprégnée par ces fluides, comme l'est une

éponge par l'eau. Il n'existe pas de poches indépendantes.


71

Un réservoir peut être formé d'une seule couche imprégnée, mais il est souvent

constitué de plusieurs couches qui, alternativement le sont ou ne le sont pas. Outre l'eau

interstitielle, la plupart des gisements comportent un ou plusieurs niveaux aquifères. Ces

derniers sont dits ouverts ou fermés suivant qu'ils sont ou non en communication avec des

eaux de surface. Ces eaux peuvent entourer la base du réservoir ou être sous-jacentes à ce

dernier.

Ces deux dispositions sont souvent présentes simultanément. La partie supérieure de

certains réservoirs pétrolifères comporte une zone imprégnée exclusivement d'hydrocarbure

à l'état gazeux : c'est une calotte de gaz libre. Ce dernier est à distinguer du gaz qui, sous les

conditions de température et de pression du gisement, se dissout dans le pétrole.

Afin de détecter ou de localiser ces roches à caractères de réservoirs par

l’intermédiaire de la diagraphie, il est indispensable de bien maîtriser le décryptage des

graphes. Comme la plupart sont des graphes de résistivité, la relation étroite entre la

résistivité et les roches réservoirs doit être assimilée.

Par définition, la résistivité (R) d’un corps est sa résistance spécifique. Elle mesure la

capacité du corps d’empêcher ou d’atténuer le passage du courant électrique. Elle est donc

l’inverse de la conductivité (C).

R = 1 / C

La résistivité est un paramètre clé pour la mise en évidence des réservoirs et la

détermination de la saturation en hydrocarbures de ces roches.

La plupart des formations étudiées pour l’évaluation de leur potentiel pétrolier sont

constituées de roches sédimentaires qui ont une conductivité nulle (une résistivité infinie)

lorsqu’elles sont sèches.

Pour chaque log de résistivité, cette étape de localisation est la plus importante afin

d’éviter les fausses interprétations.


72

I.2. Déchiffrement des graphes par puits [2] [4]

Dans le bloc 3108, on est en présence de cinq (05) puits mais comme on l’a déjà

mentionné en haut, pour le puits Manja-1, les données diagraphique dont nous avons besoin

ne sont pas disponibles.

Ainsi, les quatre (04) puits Sikily-1, Kazo-1, West Kirindy-1 et Betsimba-1, dont on

peut lire et interpréter les graphes, seront traités dans la suite de ce travail.

Généralement, les graphes dans les logs sont partagés par tranche de 50 m. Mais

pour raison de continuité et pour les calculs plus tard, des tranches de 150 m voire 200 m

peuvent être classés ensemble.

I.2.1. Sikily-1

Suite à des études faites antérieurement, les enregistrements diagraphiques ne

commencent qu’à partir d’une certaine profondeur. Même si le puits a une profondeur

totale de 2 832 m, les enregistrements se passent entre 900 m à 2 600 m environ pour des

raisons techniques prises par les responsables.

Trois (3) sondes de mesure ont été utilisées pour mesurer dans les différentes zones,

zone envahie, zone de transition et zone vierge.

900 m à 950 m

Dans cette première portion, de 900 m à 930 m les courbes progressent

parallèlement sans aucune variation remarquable et c’est à partir de 930 m que les courbes

connaissent une certaine déflexion.

950 m à 1 000 m

On a deux (02) déflexions majeures dans cette partie entre 955 m et 967 m puis entre

974 m et 983 m.

1 000 m à 1 050 m


73

De 1 005 m à 1 010 m, les graphes connaissent des légers changements, c'est-à-dire

des déflexions sont vues dans cette partie. Puis entre 1 035 m et 1 045 m, deux pics distincts

sont notés avec une grande déflexion.

1 050 m à 1 100 m

Cette partie comporte le plus de variation de déflexions. On peut les subdiviser en

quatre (04) lots, entre 1 050 m à 1 058 m, entre 1 059 m à 1 065 m, entre 1 067 m à 1 085 m

et entre 1 088 m à 1 100 m. On remarque que les trois (03) premières tranches peuvent

avoir une certaine continuité, c'est-à-dire qu’elles peuvent être représentées ensemble voire

appartenir à une même couche.

1 100 m à 1 150 m

C’est seulement entre 1 100 m et 1 113 m qu’on remarque des petites déflexions qui

peuvent aussi être considérés comme la suite de la dernière tranche précédente. A partir de

1 114 m, les graphes restent presque collés et ne présentent aucune déflexion.

1 150 m à 1 400 m

Dans cette partie qui est assez longue, les graphes ne présentent aucune déflexion.

C’est une zone que l’on peut dire « sèche » dans le puits.

1 400 m à 1 450 m

Pour cette partie, on note la plus grande déflexion entre 1 415 m et 1 440 m. Mais

des petites déflexions pas très remarquables se situent entre 1 400 m et 1 415 m.

1 450 m à 1 500 m

De 1 440 m à 1 485m, les graphes restent inchangés avec aucune variation ni

déflexion. Entre 1 485 m et 1 500 m, des déflexions sont présentes.

1 500 m à 1 850 m

Comme sur l’intervalle 1 150 m à 1 400 m, les graphes restent inchangés dans cette

partie de 350 m, on ne note aucune déflexion.


74

1 850 m à 1 900 m

On note deux (02) déviations des graphes entre 1 868 m et 1 875 m et entre 1 878 m

et 1 885 m. Ces déviations ne sont pas importantes.

1 900 m à 1 950 m

On note aussi une légère déviation comme les deux (02) intervalles précédents entre

1 907 m et 1 916 m. Dans cette partie, c’est entre 1 921 m et 1 932 m que la grande

déflexion est notée.

1 950 m à 2 100 m

A partir de 1 916 m, les graphes restent plus au moins constants. Dans une certaine

tranche de profondeur ils peuvent se présenter comme des oscillations surtout entre 1 954

m et 2 000 m, mais ces variations ne sont pas assez notables.

2 100 m à 2 150 m

De 2 123 m à 2 132 m, on remarque une grande déflexion pour cette partie.

2 150 m à 2 550 m

Dans cette portion qui est de 400 m, les graphes ne montrent aucun intérêt pour

notre étude. Comme on l’a déjà retrouvé dans les tranches ci-dessus, les graphes restent

inchangés dans cette partie.

2 550 m à 2 600 m

Cette partie constitue la dernière portion des enregistrements dans le puits Sikily-1.

On note une grande déflexion des graphes entre 2 575 m et 2 600 m. Mais le plus

remarquable se situe entre 2 577 m et 2 587 m.


75

I.2.2. Kazo-1

Pour le puits Kazo-1 de profondeur totale de 2 346 m, les enregistrements se passent

dans tout le puits, c'est-à-dire, depuis la surface jusqu’au fond. On note dans ce passage de

diverses variations des graphes. Ceci dit, on espère y rencontrés de nombreuses roches à

caractères de réservoir.

Comme celui du puits Sikily-1, trois (3) sondes de mesure ont été utilisées pour

mesurer dans les différentes zones du puits Kazo-1, zone envahie, zone de transition et zone

vierge.

Surface à 50 m

Dans ce premier enregistrement, on ne voit pas de déflexions majeures. Les graphes

sont biens distincts entre eux et présentent tout de même des légères déviations entre 30 m

et 50 m.

50 m à 100 m

De même pour cette partie, la position des graphes restent invariables. On ne note

aucune variation importante.

100 m à 150 m

C’est entre cette tranche que se voient les premières déflexions qui ne sont pas très

remarquables mais quand même on remarque le grand changement de l’allure des graphes.

Ceci se situe entre 116 m et 131 m.

150 m à 200 m

Aucune variation de 150 m à 180 m.

200 m à 250 m

A partir de 180 m jusqu’à 225 m, on note une déflexion de taille moyenne dont la

plus grande se situe entre 210 m et 215 m. Puis de 230 m à 250 m, on remarque de nouveau

une légère déflexion.


76

250 m à 300 m

On ne note aucune variation des graphes qu’à partir de 285 m et qui est suivie d’une

grande déflexion.

300 m à 400 m

Depuis la surface, on rencontre entre 285 m et 380 m la plus grande déflexion qui

peut être jugée à priori comme un grand réservoir. Mais seuls les calculs nous le prouveront

plus tard.

400 m à 450 m

De 405 m à 422 m, on a une déviation des graphes, plus exactement, une graphe

s’éloigne plus des autres et crée une grande déflexion.

450 m à 500 m

Dans cette partie, on note un grand écart entre les graphes avec des variations

notables. Ceci se passe dans presque la totalité de cette portion.

500 m à 650 m

Les déflexions continuent dans cette portion mais avec une allure assez faible

jusqu’en 530 m environ. A partir de 532 m, des déflexions majeures viennent ensuite et ne

prennent fin qu’à 620 m.

650 m à 700 m

On ne note pas assez de déflexion dans cette partie.

700 m à 750 m

De 710 m à 725 m, on est en présence d’une grande déflexion.

750 m à 800 m

Pas de variation notable.


77

800 m à 850 m

Une grande déflexion se situe entre 825 m et 844 m pour cette partie.

850 m à 900 m

De 860 m à 887 m, on remarque des évolutions majeures des graphes. Une grande

déflexion est notée pour cette partie.

900 m à 950 m

Dans cette partie, on a une déflexion des graphes au début, entre 900 m et 918 m

environ.

950 m à 1 000 m

Dans cette partie, on a une grande déflexion. Ce qui peut être interprété comme un

important réservoir de 30 à 40 m d’épaisseur à peu près. Les plus grandes variations se

passent aux alentours de 940 m à 982 m.

1 000 m à 1 050 m

Pas trop de variation mais les graphes ne restent pas tout de même collés à

l’extrémité de la colonne d’enregistrement mais présentent des légers changements entre

1 015 m à 1 020 m.

1 050 m à 1 100 m

Une déflexion se passe dans seulement 3 m d’épaisseur de 1 091 m à 1 094 m. Mais

on remarque que malgré cette petite transition, les changements d’allure des graphes sont

très frappants.

1 100 m à 1 150 m

Les déflexions dans cette partie sont importantes. Les graphes présentent des

variations modérées. Les plus remarquables se situent entre 1 120 m et 1 124 m et entre

1 144 m et 1 150 m.


78

1 150 m à 1 200 m

C’est entre 1 175 m et 1 200 m que les changements d’allure des graphes sont plus

remarquables dans cette tranche. Vers 1 190 m, on note les déflexions majeures.

1 200 m à 1 250 m

De 1 204 m à 1 212 m, on a deux (02) déflexions qui pourraient être jugées comme

une même couche. Entre 1 215 m à 1 230 m, les graphes sont presque confondues et

présentent les mêmes allures pour marquer une grande déflexion.

1 250 m à 1 300 m

La déflexion se situe entre 1 260 à 1 275 m.

1 300 m à 1 350 m

Pas de très grand changement dans cette partie.

1 350 m à 1 400 m

Les graphes restent très serrés et ne présentent aucunes déflexions majeures.

1 400 m à 1 600 m

La déflexion des graphes se passe entre 1 424 m et 1 453 m. Puis les graphes restent

sans variation majeure ou même sans déflexion jusqu’à 1 600 m.

1 600 m à 1 650 m

Les déflexions reprennent naissance dans cette partie. De 1 600 m à 1 619 m, on a la

première déflexion de cette partie qui est assez grande. Puis entre 1 620 m à 1 627 m il y a

une petite déflexion. Et vient ensuite une troisième déflexion entre 1 628 m et 1 645 m.

1 650 m à 1 750 m

L’écart entre les graphes est considérable dans cette partie qui est assez longue, qui

marque une déflexion entre eux.


79

1 750 m à 1 800m

Pour cette tranche, c’est entre 1 770 m et 1 800 m que l’on note une grande

déflexion.

1 800 m à 1 950 m

Dans cette partie qui est assez longue, des déflexions majeures sont présents. De

1 845 m à 1 910 m, des grandes variations affectent les graphes.

1 950 m à 2 220 m

Aucune variation ni déflexion n’est présente dans cette longue section.

2 200 m à 2 250 m

Entre 2 226 m et 2 235 m on a une petite déflexion qui peut témoigner un petit

réservoir.

2 250 m jusqu’au fond du trou

Les graphes restent presque constants tout au long de cette partie. On ne note

aucune déflexion mais des petites oscillations sont présentes.

I.2.3. West Kirindy-1

Pour le puits West Kirindy-1 de profondeur de 2 783 m, les enregistrements se

passent de 100 m à 2 700 m.

Deux (02) sondes de mesure ont été utilisées et qui ont donné deux graphes pour les

résultats.

Pour le cas du puits West Kirindy-1, les données diagraphiques de résistivité se

présentent différemment que ceux des puits précédents. De ce fait, les descriptions ne se

feront pas par des tranches de 50 m.

Tout au long du puits, les graphes donnés suite aux enregistrements sont plus ou

moins collés. Ils prennent la même allure mais on y rencontre des écarts entre eux qui se


80

présentent rarement. A première vue, on est en présence d’une alternance de roche

imperméable et de roche perméable. Une très longue distance est affectée par cette

alternance. On ne peut constater une déflexion nette qu’au-delà de 2 500 m par corrélation

avec le graphe SP.

100 m à 2 500 m

Pour cette partie assez longue, les graphes restent très serrés sauf dans quelques

tranches et se superposent même dans certains cas. Ce qui peut être interpréter par un

passage de couche d’argile. Entre 530 m et 561 m on remarque que les graphes se décollent

un peu.

Suite à la corrélation avec le graphe SP, on peut dire que cette tranche montre une

alternance de réservoirs avec des intercalations argileuses de puissance faible. Dans le terme

technique, on dit qu’il y a décalage de la ligne d’argile (par rapport à la ligne de base).

2 500 m à 2 600 m

Dans cette portion de 100 m, on note deux (02) déflexions. La première déflexion se

situe entre 2 545 m et 2 558 m et la deuxième est entre 2 584 m et 2 595 m.

2 600 m à 2 700 m

Entre 2 623 m et 2 665 m, un grand écart existe entre les deux graphes. Ceci est

accompagné d’une déflexion, cette partie peut être considéré comme un aquifère.

I.2.4. Betsimba-1

Pour le puits Betsimba-1, les enregistrements diagraphiques de résistivité se passent

à partir de 1 500 m vue que le puits est tubé jusqu’à cette profondeur.

Pour une raison de commodité, la lecture des graphes se fera par tranche de 100 m à

200 m pour le puits Betsimba-1.


81

1 500 m à 1 600 m

On a une grande déflexion entre 1 526 m et 1 536 m. Puis les graphes se retirent

entre 1 536 m et 1 537 m mais la déflexion continue après jusqu’a 1 586 m. Entre 1 537 m et

1 586 m la déflexion n’est pas continue, elle présente une certaine oscillation.

1 600 m à 1 700 m

Dans cette partie, de 1 606 m à 1 634 m on note une déflexion des graphes avec

quelques variations d’allure. De 1 635 m à 1 680 m on note une déflexion nette qui pourrait

présenter un réservoir.

1 700 m à 1 800 m

De 1 682 m à 1 713 m, on remarque que les graphes ne présentent aucune déflexion.

Mais entre 1 714.5 m et 1 738 m on note une déflexion de taille moyenne avec des légers

oscillations. De 1 739 m à 1796 m, on n’a aucune déflexion.

1 800 m à 1 950 m

De 1 800 m, ou même à 1 798 m, à 1 808 m on a une déflexion nette pour cette

tranche. La prochaine déflexion, moins accentuée vient ensuite entre 1 871 m et 1 911 m.

1 950 m à 2 000 m

On ne note aucune déflexion majeure sur cette partie. Les graphes restent serrés

entre eux, voire superposés avec quelques variations d’allure.

2 000 m à 2 100 m

De 2015 m à 2 050 m, on a une déflexion nette. En dehors de cette portion de 35 m,

les graphes restent sans variation notable.


82

2 100 m à 2 200 m

On ne remarque aucune déflexion.

2 200 m à 2 300 m

La déflexion dans cette tranche se situe entre 2 220 m et 2 245 m. C’est une déflexion

suffisamment grande qui pourrait bien être un réservoir gréseux.

2 300 m jusqu’au fond du trou :

Dans cette partie, la déflexion est presque absolue. De 2 303 m à 2 440 m, on est en

présence d’une déflexion nette.


83

CHAPITRE II: LE POTENTIEL DES PUITS RESPECTIFS

Pour arriver à notre objectif final qui est une évaluation pétrolière du bloc 3108,

l’évaluation des puits respectifs est tout d’abord la principale tâche à achever.

L’évaluation des puits respectifs consiste principalement à repérer les déflexions

rencontrées dans les puits lors des enregistrements diagraphiques, plus précisément celui de

la résistivité. Les déflexions rencontrées dans les enregistrements indiquent les caractères de

roche réservoir.

L’amplitude de cette déflexion joue un rôle prépondérant dans l’interprétation. Plus

cette déflexion est énorme, plus on espère être en présence d’un réservoir de bonne

caractéristiques pétrophysiques.

II.1. Sikily-1

Pour le puits Sikily-1, les profondeurs où l’on a remarqué les déflexions dite

« nettes » sont les suivantes :

Tableau 10 : Les déflexions dans le puits Sikily-1

PROFONDEUR PUISSANCE DES INTERVALLES (m) TAILLE DE LA DEFLEXION

930 m à 950 m 20 MOYENNE



1 005 m à 1 010 m 5 PETITE

1 035 m à 1 045 m 10 MOYENNE

1 050 m à 1 058 m 8 MOYENNE

1 059 m à 1 065 m 6 MOYENNE


84


1 067 m à 1 085 m 18 MOYENNE

1 088 m à 1 100 m 12 PETITE

1 100 m à 1 113 m 13 PETITE

1 415 m à 1 440 m 25 GRANDE

1 485 m à 1 500 m 15 GRANDE

1 868 m à 1 875 m 7 MOYENNE

1 878 m à 1 885 m 7 MOYENNE

1 907 m à 1 916 m 9 GRANDE

1 954 m à 2 000 m 46 MOYENNE

1 921 m à 1 932 m 11 MOYENNE

2 123 m à 2 132 m 9 GRANDE

2 575 m à 2 600 m 25 GRANDE

Ces intervalles présentent les roches qui peuvent être classées comme des réservoirs

dans le puits Sikily-1. Par classification, on note parmi eux cinq (05) intervalles remarquables

dite de bonnes caractéristiques en termes de déflexion.

Potentiellement, ces cinq (05) intervalles présentent pour le puits Sikily-1 les plus

grands roches à caractères de réservoirs. Trois (03) d’entre elles sont assez puissantes (15 m

à 35 m). Les deux (02) autres le sont moins (9 m). Mais le potentiel réel dépend encore des

valeurs de porosité, de saturation et de la perméabilité.


85

II.2. Kazo-1

Pour le puits Kazo-1, les déflexions des graphes rencontrées en profondeur sont les

suivantes :

Tableau 11 : Les déflexions dans le puits Kazo-1


116 m à 131 m 15 PETITE


285 m à 380 m 95 GRANDE

405 m à 422 m 17 GRANDE

532 m à 620 m 88 GRANDE

710 m à 725 m 15 GRANDE

825 m à 844 m 19 GRANDE

860 m à 887 m 27 GRANDE


940 m à 982 m 42 GRANDE

1 015 m à 1 020 m 5 PETITE

1 091 m à 1 094 m 3 PETITE

1 120 m à 1 124 m 4 MOYENNE

1 144 m à 1 150 m 6 MOYENNE

1 190 m à 1 204 m 14 MOYENNE


86

Pour le puits Kazo-1, en se référant aux amplitudes des déflexions, on note plusieurs

intervalles qui peuvent être jugés comme des roches réservoirs mais dont la quantité et la

nature reste à déterminer.

II.3. West Kirindy-1

Pour le puits West Kirindy-1 les déflexions des graphes rencontrés en profondeur

sont un peu particulières. On a des grandes déflexions presque dans toute la totalité des

enregistrements, mais les écarts entre les graphes ne sont pas fréquents.


1 260 m à 1 275 m 15 MOYENNE

1 424 m à 1 453 m 29 MOYENNE

1 600 m à 1 619 m 19 GRANDE

1620 m à 1 627 m 7 PETITE

1628 m à 1 645 m 17 PETITE

1 650 m à 1 750 m 100 GRANDE

1 770 m à 1 800 m 30 GRANDE

1 845 m à 1 910 m 65 GRANDE

2 226 m à 2 235 m 9 PETITE


87

Tableau 12 : Les déflexions dans le puits West Kirindy-1


100 m à 2 500 m 2 400 PETITE

2 545 m à 2 558 m 13 GRANDE

2 584 m à 2 596 m 12 GRANDE

2 623 m à 2 665m 42 GRANDE

On note dans le puits West Kirindy-1 trois (3) intervalles remarquables en terme de

taille de la déflexion.

II.4. Betsimba-1

Comme pour les puits précédents, on a les déflexions des graphes pour le puits

Betsimba-1 dans le tableau suivant :

Tableau 13 : Les déflexions dans le puits Betsimba-1


1 526 m à 1 536 m 10 GRANDE

1 537 m à 1 586 m 49 GRANDE

1 606 m à 1 634 m 28 MOYENNE

1 635 m à 1 680 m 45 GRANDE

1 714.5 m à 1 738 m 23.5 MOYENNE

1 798 m à 1 808 m 10 GRANDE


88


1 871 m à 1 911 m 40 MOYENNE

2 015 m à 2 050 m 35 GRANDE

2 220 m à 2 245 m 25 MOYENNE

2 303 m à 2 440 m 137 GRANDE

D’après le tableau, on note pour le puits Betsimba-1 six (6) intervalles avec des

déflexions de grandes amplitudes qui donnent des indications sur la roche du point de vue

qualitative que quantitative. Il reste à distinguer la nature des réservoirs afin de les classifier

comme étant un réservoir pétrolifère ou aquifère.


89

CHAPITRE III: INTERPRETATION [5] [15]

III.1. INTERPRETATION PAR ROCHES [16] [20]

Parmi les roches qui sont à caractères de réservoir, on distingue des réservoirs

aquifères et pétrolifères. Ces deux types de réservoirs se différencient par la saturation en

eau ou en huile dans les roches.

Dans ce chapitre, nous allons distinguer ces deux (02) types de réservoirs que l’on

peut rencontrer dans les puits respectifs. Ceci afin d’éliminer les réservoirs purement

aquifères.

En terme de résistivité, les eaux sont conductrices tandis que les huiles ne sont pas

bonnes conductrices. Ces deux caractères opposés facilitent la distinction entre réservoirs

aquifères et réservoirs pétrolifères.

Soit les différentes résistivités suivantes

Rxo : Résistivité de la zone envahie

Rt, R0 : Résistivités de la zone intacte (dont Rt pétrolifère et R0 propre aquifère)

Deux (02) cas peuvent se présenter pour la détermination de type de réservoir à

partir de ces résistivités.

1er cas : Rxo ˂ R0 ou Rt ; on est en présence d’un réservoir pétrolifère

2ème cas : Rxo ˃ R0 ou Rt ; on est en présence d’un réservoir aquifère

En se référant à la distribution radiale de l’envahissement, Rxo est toujours mesuré par

la sonde la plus courte vue qu’elle est la résistivité de la zone envahie, zone la plus proche du

trou, et les deux autres Rt ou R0 par la sonde la plus longue vue qu’elles représentent les

résistivités de la zone intacte, plus éloigné du trou.


90

III.1.1. Sikily-1

Pour le puits Sikily-1, Rxo est donné par AM1 avec 0,25 m et Rt ou R0 par AM2 avec 1

m. Dans le film diagraphique, Rxo est représenté par un trait continue et Rt ou R0 par un trait

discontinu.

Tableau 14 : Les réservoirs dans le puits Sikily-1

PROFONDEUR COMPORTEMENT DES RESISTIVITES TYPE DE RESERVOIR

930 m à 950 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE



1 005 m à 1 010 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE







1 415 m à 1 440 m Rxo ˂ Rt PETROLIFERE






91






Pour le puits Sikily-1, parmi les roches à caractères de réservoirs rencontrés, on a cinq

(05) couches qui possèdent les critères de réservoirs pétrolifères.

III.1.2. Kazo-1

Pour le puits Kazo-1, la résistivité Rxo est portée par la « micro inverse » représenté

par un trait continu, et Rt ou R0 par la « micro normal » représenté par le trait discontinu

dans le film diagraphique.

Tableau 15 : Les réservoirs dans le puits Kazo-1



180 m à 225 m Rxo ˂ Rt PETROLIFERE


405 m à 422 m Rxo ˂ Rt PETROLIFERE






92

Pour le puits Kazo-1, on a neuf (09) réservoirs jugés être des réservoirs pétrolifères de

tailles très différentes.












1620 m à 1 627 m Rxo ˃ R0 AQUIFERE







93

III.1.3. West Kirindy-1

Pour le puits West Kirindy-1, Rxo est représenté par un trait continu et Rt ou R0 par un

trait discontinu.

Tableau 16 : Les réservoirs dans le puits West Kirindy-1





2 623 m à 2 665m Rxo ˂ Rt PETROLIFERE

Pour le puits West Kirindy-1, on a deux (02) réservoirs pétrolifères d’après les

comparaisons des résistivités dans les graphes.

III.1.4. Betsimba-1

Pour le puits Betsimba-1, Rxo est représenté par un trait continu et Rt ou R0 par un

trait discontinu.


94

Tableau 17 : Les réservoirs dans le puits Betsimba-1






1 714.5 m à 1 738 m Rxo ˂ Rt PETROLIFERE






Le puits Betsimba-1 comprend quatre (04) réservoirs pétrolifères au total.


95

III.2. INTERETS PETROLIERS DU BLOC [15] [17] [19]

III.2.1. Bases fondamentales

Compte tenue des distances entre les puits étudiés, et afin de voir l’intérêt pétrolier

du bloc à partir de ces puits, nous avons supposé la continuité des couches à travers ce bloc.

Pour l’étude de corrélation de la zone on se réfère aux données et interprétation

diagraphiques des puits afin de reconnaitre la dimension et l’étendue des couches dans la

zone. Par manque de données de pendagemétrie, on se contentera d’aligner les quatre (04)

puits et de corréler les roches à caractères de réservoirs sans tenir compte des autres

structures et aspects du sous-sol.

Suite aux résultats précédents, les intervalles porteurs d’Hydrocarbures sont :

Tableau 18 : Les intervalles porteurs d’hydrocarbures pour les puits

SIKILY-1 KAZO-1 WEST KIRINDY-1 BETSIMBA-1

INTE

RV

ALL

ES P

OR

TEU

R D

’HYD

RO

CA

RB

UR

ES

1 415 m à 1 440 m

1 485 m à 1 500 m

1 907 m à 1 916 m

2 123 m à 2 132 m

2 575 m à 2 600 m

180 m à 225 m

405 m à 422 m

1 015 m à 1 020 m

1 091 m à 1 094 m

1 120 m à 1 124 m

1 144 m à 1 150 m

1 190 m à 1 204 m

1 845 m à 1 910 m

2 226 m à 2 235 m

2 584 m à 2 596 m

2 623 m à 2 665m

1 606 m à 1 634 m

1 714,5 m à 1 738 m

1 871 m à 1 911 m

2 220 m à 2 245 m

La reconnaissance des différents types de roches s’avère indispensable pour la

corrélation des puits. Etant donné que le comportement des graphes change en fonction de


96

la roche rencontrée en profondeur, on peut s’appuyer sur cette hypothèse afin de définir les

roches et leurs positions dans le sous-sol.

Par combinaison de diverses méthodes, mais surtout de l’électromagnétisme, on a pu

tirer des valeurs de résistivités de quelques roches qui serviront de référence pour notre

étude.

Source : Palacky, dans « Le P'tit Vert »

Figure 28 : Résistivités de quelques roches

Mais comme les roches calcaires sont rencontrés rarement dans les formations que

les grés, on considère les réservoirs rencontrés ici comme des grés.

Vu que les quatre (04) puits ne sont pas alignés dans le bloc, on est obligé de faire une

projection orthogonale afin de mener à bien la suite de la corrélation sans tenir compte des

dénivellations et des différences d’altitudes.


97

III.2.2. La projection des puits sur un axe

L’objectif principal de cette projection est dans ce cas d’aligner les quatre (4) puits et

de connaître la distance entre eux afin de voir la possibilité de continuité de diverses

couches.

On prendra un axe principal qui passera par les puits Sikily-1 et Kazo-1, et les deux

(02) autres puits Betsimba-1 et West Kirindy-1 seront projetés sur cet axe.

Figure 29 : Axe principale du bloc 3108


98

III.2.3. Le résultat de la corrélation

Suite à la projection faite par l’intermédiaire du logiciel « ARCGIS 10» pour les puits

West Kirindy-1 et Betsimba-1, on a pu tirer les distances en mètre (m) entre les puits qui est

représenté dans la figure ci-dessous :

Figure 30 : Distance en mètre (m) entre les puits

D’après la figure ci-dessus, on remarque l’importante distance entre les puits

respectifs. Il est alors très difficile de miser sur la continuité des couches entre les puits

respectifs.


99

1 De ce fait, on peut dire que diverses formations sont présentes dans le sous-sol du

bloc mais que ces dernières ne sont pas déterminées par des méthodes diagraphiques

compte tenu du fait que les données stratigraphiques ne sont pas disponibles.

Figure 31 : Inventaire des réservoirs pétrolifères dans les puits


100

III.2.4. Recommandations

Bien que l’évaluation du potentiel pétrolier du bloc 3108 soit l’objectif visé dans cette

étude, force est de constater qu’elle n’a pas été atteinte à cause de l’insuffisance des

données nécessaires.

D’abord les puits sont très nombreux et très éloignés entre eux. En effet, il n’y en n’a

que cinq pour une surface totale de 7180 km² du bloc et la distance moyenne entre

les puits est de 44 km.

Ensuite, les données diagraphiques sont trop restreintes, certains enregistrements

étant d’ailleurs obtenus avec des méthodes anciennes et s’avèrent difficiles

d’interprétation.

Toutes ces lacunes limitent les possibilités de corrélation qui aurait permis une

évaluation fiable. Il serait trop hasardeux d’élaborer une estimation de réserve étant donné

que la configuration des structures n’est pas connue. Face à cette situation, afin d’atteindre

l’objectif visé, nous recommandons les points suivants :

Intensifier l’exploration du bloc en forant d’autre puits dans les secteurs les

plus prometteurs comme la zone des puits Sikily-1.

Etoffer les investigations en effectuant des enregistrements diagraphiques

plus complet dans les puits.


101


Suite aux hypothèses antérieures, les intervalles localisés en profondeur sont

considérés comme étant des grès. Pour l’interprétation structurale du bloc toute entier

conformément aux puits étudiés et les données disponibles, des données stratigraphiques

voir géologiques sont indispensables.

Au terme de cette dernière partie, on a pu dégager les roches à caractère de

réservoir, ceci constitue le dernier stade d’interprétation auquel on peut arriver sur la base

des données disponibles. Certes, cela est peu face à ce que l’un doit effectuer, mais on peut

dire que le traitement des données diagraphiques nous a conduits à affirmer que le bloc

3108 de Manja possède effectivement des réservoirs pétroliers. Ainsi, la probabilité que ce

bloc renferme un important gisement est raisonnablement établie.

102

CONCLUSION

Au terme de ce travail, on peut dire que l’étude a permis de passer en revue la

méthode diagraphique très utilisée en exploration pétrolière à grande échelle. Cette

méthode constitue un outil de prospection efficace et important. Les données scientifiques

et techniques exploitées au cours de cette étude pourront modestement contribuer et

apporter un peu de lumière à la recherche pétrolière à Madagascar.

L’approche abordée dans ce travail, par l’utilisation des données diagraphiques

disponibles peut être étendue dans d’autres zones que celle de Manja. On peut ainsi

réévaluer la potentialité en hydrocarbures des autres blocs pétroliers du Bassin de

Morondava pour faire un pas de plus dans l’amélioration de la connaissance du système

pétrolier malgache.

En particulier pour le bloc 3108, les résultats obtenus à travers ce mémoire de fin

d’étude constitueront des outils pour compléter les études antérieures et éclairer les travaux

et études complémentaires pour les prochaines étapes.

Ce travail a permis de conclure sur l’existence de réservoirs dans le périmètre de

Manja(3108). Mais il reste à y démontrer par d’autres travaux l’existence d’un système

pétrolier actif.

Par ailleurs, il est important de souligner que dans la recherche pétrolière une

méthode ne peut se suffire à elle-même pour donner des résultats définitifs. De ce fait, il est

indispensable de les confronter et de les combiner avec d’autres méthodes. Ceci dit, afin de

répondre à la demande mondiale de pétrole, la technologie de recherche et l’amélioration

des méthodes, que ce soit pour les enregistrements des données que pour leurs

interprétations, ne cessent de connaitre des innovations du fait que beaucoup de secteurs

restent largement dépendants des hydrocarbures.

La non-accessibilité de certains documents due à leur caractère confidentiel a

constitué pour nous un grand handicap. Cependant, afin de continuer et de compléter cette

étude vers la phase suivante ces données sont nécessaires. Néanmoins, cette étude nous a

ouvert une porte pour la suite des recherches dans le bloc 3108.

~ a ~

REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES

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~ b ~

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~ c ~

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http://www.mocoh.com/

http://www.gep-aftp.com/secteur/publicationsfiche.php?id=869

http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=4030

ANNEXES

~ e ~

ANNEXE I : ECHELLE GEOLOGIQUE

MORONDAVA BASIN STRATIGRAPHIC CHART

Period Epoch-Age Formation Lithology Lithology Reservoir Source Seismic Pick

Cretaceous

Neo

gen

e

Marine

Sediments

SeabedPliocene

Miocene

Oligocene

Palaeocene

Tithonian

Kimmeridgian

Oxfordian

Callovian

Bathonian

Bajocian

Aalenian

Toarcian

Pliensbachian

Sinemurian

Hettangian

Upper TriassicIsalo

FormationSandstone

Middle Tiassic

Lower Tiassic

Lower

Sakamena

Group

sandstone

and shaleR

Coal

Measures &

Red Beds

Basement

Duvalia Marl

Bemaraha

Formation

Andafia

Formation

Mudstone

Carbonate

Platform

Sandstone

and ShaleR

Middle &

Upper

Sakamena

Group

Black Shale &

Glacial Beds

Sak

oa

Gro

up

Jura

ssic

Per

mia

n

carb.

Tri

assi

c

Stephanian

Cre

tace

ou

s

Cretaceous

R

Marine

SedimentsN

eog

ene

Pal

eog

ene

Eocene

Permo-Triassic

Red Beds &

Black Shale

Middle

Jurassic

Permo-

Triassic

Unconformity

Marine

Sediments

Marine to

Continental

SedimentsBase

Cretaceous

Unconformity

Seabed

Base Tertiary

Unconformity



Cretaceous

Neo

gen

e

Marine

Sediments

SeabedPliocene

Miocene

Oligocene

Palaeocene

Tithonian

Kimmeridgian

Oxfordian

Callovian

Bathonian

Bajocian

Aalenian

Toarcian

Pliensbachian

Sinemurian

Hettangian

Upper TriassicIsalo

FormationSandstone

Middle Tiassic

Lower Tiassic

Lower

Sakamena

Group

sandstone

and shaleR

Coal

Measures &

Red Beds

Basement

Duvalia Marl

Bemaraha

Formation

Andafia

Formation

Mudstone

Carbonate

Platform

Sandstone

and ShaleR

Middle &

Upper

Sakamena

Group

Black Shale &

Glacial Beds

Sak

oa

Gro

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Jura

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n

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Tri

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c

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Cre

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ou

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Cretaceous

R

Marine

Sediments

Neo

gen

eP

aleo

gen

e

Eocene

Permo-Triassic

Red Beds &

Black Shale

Middle

Jurassic

Permo-

Triassic

Unconformity

Marine

Sediments

Marine to

Continental

SedimentsBase

Cretaceous

Unconformity

Seabed

Base Tertiary

Unconformity

Over-mature

Immature



Cretaceous

Neo

gen

e

Marine

Sediments

SeabedPliocene

Miocene

Oligocene

Palaeocene

Tithonian

Kimmeridgian

Oxfordian

Callovian

Bathonian

Bajocian

Aalenian

Toarcian

Pliensbachian

Sinemurian

Hettangian

Upper TriassicIsalo

FormationSandstone

Middle Tiassic

Lower Tiassic

Lower

Sakamena

Group

sandstone

and shaleR

Coal

Measures &

Red Beds

Basement

Duvalia Marl

Bemaraha

Formation

Andafia

Formation

Mudstone

Carbonate

Platform

Sandstone

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ANNEXE II : LOG STRATIGRAPHIQUE SYNTHETIQUE ET VARIATION DU REGIME DE DEPOT

DES SERIES SEDIMENTAIRES DU BASSIN DE MORONDAVA

~ g ~

ANNEXE III : LES ETAPES DE L’EXPLORATION PETROLIERE COURAMMENT UTILISEE A

MADAGASCAR

~ h ~

ANNEXE IV : LE CONTRAT DE PARTAGE DE PRODUCTION UTILISEE A MADAGASCAR

~ i ~

TABLES DES MATIERES

REMERCIEMENTS…………………………………………………………………………………………………………………..i

SOMMAIRE……………………………………………………………………………………………………………………………ii

LISTE DES ABREVIATIONS…………………………………………………………………………….……………………..iv

LISTE DES FIGURES…………………………………………………………………………………………….…………………vi

LISTE DES TABLEAUX…………………………………………………………………………………………………………viii

INTRODUCTION…………………………………………………………………………………………………………………….1


CHAPITRE I: QUELQUES NOTIONS SUR LE PETROLE ......................................................... 4

I.1. Historique du pétrole ............................................................................................... 4

I.2. Nature, origine et genèse du pétrole ..................................................................... 12

I.3. Gisements d’hydrocarbures ................................................................................... 18

CHAPITRE II: GENERALITES SUR LA FORMATION DE MADAGASCAR ............................... 23

II.1. Tectonique et hypothèse sur l’origine de Madagascar ......................................... 23

II.2. La géologie de Madagascar .................................................................................... 28

II.3. La division des bassins sédimentaires malgaches ................................................. 32

CHAPITRE III: PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE ........................................................ 33

III.1. Structuration et cadre géologique du Bassin de Morondava ............................ 33

III.2. Monographie du bloc 3108 de MANJA .............................................................. 35

III.3. La géologie de la zone d’étude ........................................................................... 35

PARTIE II : BASES METHODOLOGIQUES ET DISPONIBILITES DES DONNEES DE REFERENCES

~ j ~

CHAPITRE I: LA METHODE DIAGRAPHIQUE .................................................................... 39

I.1. Historique ............................................................................................................... 39

I.2. Définitions et objectifs ........................................................................................... 39

I.3. Principes et outillages ............................................................................................ 41

I.4. Classification .......................................................................................................... 42

CHAPITRE II: ETUDE PRELIMINAIRE DES PUITS ................................................................ 52

II.1. Localisation des puits dans le bloc 3108 ................................................................ 52

II.2. Travaux effectués et données disponibles par puits ............................................. 53


CHAPITRE I: LOCALISATION DES ROCHES A CARACTERES DE RESERVOIR ...................... 70

I.1. Les roches à caractères de réservoir .................................................................. 70

I.2. Déchiffrement des graphes par puits ................................................................. 72

CHAPITRE II: LE POTENTIEL DES PUITS RESPECTIFS ......................................................... 83

II.1. Sikily-1 ................................................................................................................ 83

II.2. Kazo-1 ................................................................................................................. 85

II.3. West Kirindy-1 .................................................................................................... 86

II.4. Betsimba-1 ......................................................................................................... 87

CHAPITRE III: INTERPRETATION ........................................................................................ 89

III.1. INTERPRETATION PAR ROCHES .............................................................................. 89

III.2. INTERETS PETROLIERS DU BLOC ............................................................................ 95

~ k ~

CONCLUSION…………………………………………………………………………………………………………………….102

REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES…………………………………………………………………………………………a

REFERENCES WEBOGRAPHIQUES…………………………………………………………………………………………c

ANNEXES

ANNEXE I : Echelle géologique……………………………………………………………………………e

ANNEXE II : Log stratigraphique synthétique et variation du régime de dépôt des

séries sédimentaires du bassin de Morondava……………………………………………………………..f

ANNEXE III : Les étapes de l’exploration pétrolière couramment utilisée à

Madagascar………………………………………………………………………………………………………………….g

ANNEXE IV : Le contrat de partage utilisé à Madagascar………………………………………h

TABLES DES MATIERES

RESUME

TITRE : « TRAITEMENT DES DONNEES DIAGRAPHIQUES EN VUE DE L’EVALUATION DU

POTENTIEL PETROLIER DU BLOC 3108 DE MANJA »

Nombre de pages : 102 Nombre de figures : 31 Nombre de tableaux : 18 Nombre des annexes : 04

RESUME L’objectif principal de cet ouvrage est de localiser les roches à caractères de

réservoirs pétrolifères du bloc 3108 de Manja dans le bassin de Morondava, permettant ainsi

d’avoir une image du sous-sol. Les données diagraphiques utilisées proviennent des mesures

faites par des compagnies pétrolières opérant entre les années 1950 et 1990.

Comme perspective, l’interprétation a permis d’éveiller des intérêts pétroliers dans

cette zone. Le présent mémoire pourrait donc être considéré comme guide de prospection

pétrolière pour tous travaux réalisés dans cette partie du bassin sédimentaire malgache.

Mots clés : bassin de Morondava, bloc, pétrole, diagraphie, corrélation.

ABSTRACT

The main objective of this work is to locate rocks characters petroleum reservoirs

3108 block Manja in the Morondava Basin, thus have a picture of the basement. Logging

data used come from measurements made by oil companies operating between 1950 and

1990.

As perspective, the interpretation has to awaken oil interests in this area. This

dissertation may be considered as a guide for all petroleum exploration work in this part of

the Malagasy sedimentary basin.

Key words: Morondava Basin, block, petroleum, logging, correlation.

Auteur :RANDRIANASOLO Nasandratra Minosoa Adresse :Lot II A 139 Ampandrana Ouest Téléphone :033 07 182 92 e-mail :[email protected]

Encadreurs : Dr. RAFARALAHY Mr. RANJATOELINA Willy

Documents

DEPARTEMENT INGENIERIE PETROLIERE