Rap de Stage Onhym [PDF]

Zitiervorschau

Direction de l’Exploration Pétrolière Division des Laboratoires Pétrole Division Géophysique Pétrolière Division Evaluation des Bassins Division Promotion et Suivi des partenariats

Stage d’initiation Sous le thème

Initiation aux techniques de l’exploration pétrolière

Encadré par : Mme. Asmae BENARCHID Réalisé par : Laila AIT ABBOU.

2016

REMERCIEMENTS

Au terme de ce travail, je tiens à exprimer ma reconnaissance à Mme BENKHADRA Amina, Directeur Général de l’ONHYM, de m’avoir offert l’opportunité de faire un stage à l’ONHYM et de découvrir son monde professionnel. Je me fais un agréable devoir d’adresser mes vifs remerciements à M. NAHIM Mohamed, Directeur de l’Exploration Pétrolière pour les moyens nécessaires qu’il a mis à ma disposition à la DEP. Mes vifs remerciements à mon encadrante Mme Asmae BENARCHID, qui m’a accompagné tout au long de cette expérience professionnelle avec beaucoup d’attention. Un grand merci aux chefs des divisions pour leur accueil, leur aide ainsi leur gentillesse et Je cite : M. CHAKOR ALAMI Abdelwahid, chef de la Division des Laboratoires Pétrole. M. AIT SALEM Abdallah, chef de la Division Evaluation des Bassins. M. DAKKI Mohamed, chef de la Division Géophysique Pétrolière. M. HADDOU Jabour, chef de la Division Promotion et Suivi des partenariats. Je voudrais remercier chaleureusement tout le personnel de la Direction de l’Exploration Pétrolière, ingénieurs, cadres, techniciens pour le temps fourni pour m’expliquer leurs tâches, leur esprit de collaboration et leurs serviabilités. Enfin, je remercie toutes les personnes qui ont participé de près ou de loin à la réalisation de ce travail.

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Sommaire

INTRODUCTION GENERALE……………………………………..……………………..………………..………………..5 Historique et statut actuel ONHYM………………………………………………………………….….………….….6 Partie I : Généralités INTRODUCTION………………………………………………………………………………………………………………….9 I.

Système pétrolier……………………………………………………………………………………………………9

1.

Définition………………………………………………………………..………………………………………..9

2.

Roche mère……………………………………………………………………………..………………………10 Répartition des roches mères au Maroc……………………………………………….11

3.

Roche réservoir ………………………………………..……………………………………………………..13 Répartition des roches réservoirs au Maroc……………………….…………………13

4.

Roche couverture …………………………………………………………………………………………….15 Répartition des roches couvertures au Maroc……………………………………….15

5.

Migration et piégeage des hydrocarbures dans les réservoirs……………………..……15 5.1 Migration des hydrocarbures……………………………………………………………….………15 5.2 Les différents « pièges à pétrole » …………………………………………………….………..17 II. Exploration pétrolière des bassins sédimentaires………………………………………………………..19 INTRODUCTION……………………………………………………..……………………………………………………19 1. Etudes géologiques ………………………………….……………………………………………….………19 2. Méthodes géophysiques ……………………………………...…………………………………………..20 2.1 Notion et principe de la sismique de réflexion………………………………………………21 2.2 Acquisition sismique……………………………………………………………………………………..24 3. Méthodes de Diagraphies ……………………………………….……………………..…………………29 4. Interprétation sismique…………………………………….………………………………………..……..32 Partie II : Activités d’exploration pétrolière à l’ONHYM et techniques appliquées

I.

Caractérisation des roches mères et réservoirs au sein des laboratoires pétrole…...34 1. Géochimie organique………………………….........................................................34 2. Biostratigraphie………………………………………………………………………………………….36 3. Pétrographie sédimentaire et analyse pétrophysique ……………………………….37

II.

Géophysique pétrolière…………………….…………………....................................................40

3

1. Centre de transcription des données géophysiques…………………………………….40 2. Centre de vectorisation ……………………………………………………………………………...42 3. Centre Géomatique et topographie …………………………………………………………...45

III. IV. V.

Caractérisation des réservoirs par les diagraphies……………………………………………………45 Interprétation sismique …………………………………………………………………………………………..48 Promotion des bassins sédimentaires………………………………………………………………………56

CONCLUSION GENERALE…………………..……….……………………………………………………………………….57 LISTE DES FIGURES………………..……………….…………………………………………………………………………..58 REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES……….…………….……………………………………………………………….59

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INTRODUCTION GENERALE Le présent travail est réalisé dans le cadre d’un stage de 2 mois à la Direction d’Exploration Pétrolière, dans le but de connaitre et se familiariser avec les techniques et méthodes utilisées dans l’exploration pétrolière ainsi voir l’étroite relation entre les différentes divisions au sein de la DEP. Ce rapport comporte deux parties : La 1ère partie est consacrée essentiellement à la description des mécanismes généraux qui conduisent à la genèse des hydrocarbures et leur concentration en gisement dans le cadre d’un système pétrolier, et en particulier le système pétrolier marocain, ainsi des généralités sur les techniques d’exploration pétrolière des bassins sédimentaires. La 2ème partie traite les points suivants :  Techniques de caractérisation des roches mères et réservoir aux laboratoires pétrole.  Présentation des centres de transcription, vectorisation des données sismiques et le centre de topographie et géomatique.  Caractérisation des réservoirs par les diagraphies.  Interprétation sismique de quelques lignes sismiques au niveau du bassin d’Essaouira.  Présentation des activités de promotion.

Historique et statut actuel ONHYM L’Office National des Hydrocarbures et des Mines est un établissement public représentant les intérêts du royaume du Maroc dans le domaine de l’exploration, la production des hydrocarbures, l’extraction et la commercialisation des métaux. L’ONHYM est l’organisation de référence dans le domaine de la recherche minière et d’hydrocarbures, il a aussi pour objectif l’évaluation et la promotion des bassins sédimentaires de notre pays dans un cadre légal, et avantageux. L’ONHYM est fruit de la fusion de l’Office National de Recherches et d’Exploitations Pétrolières (ONAREP) crée en 1981 et du Bureau de Recherche et de Participation Minière(BRPM) dont la création remonte à 1928, il est régi par le dahir n°1-03-203 du 16 Ramadan 1424(11 novembre 2003) dont le siège est à Rabat 5, Avenue Moulay Hassan . L’ONHYM est administré par un conseil d’administration présidé par le premier ministre et un comité de direction présidé par le ministre de l’énergie et des mines. Et sa gestion est assurée par un Directeur Général. Actuellement ce poste est assuré par Madame Amina BENKHADRA.

 Organisation interne de l’ONHYM L’organigramme de l’ONHYM au niveau des directions se présente comme suit : (voir figure.1)

Figure 1: Organigramme de l'ONHYM.

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 Organigramme de la Direction d’Exploration Pétrolière

Figure 2 : Organigramme de la Direction d’Exploration Pétrolière.

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Partie I Généralités

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Introduction L’exploration pétrolière se fonde sur un cheminement complexe comportant toute une suite d'études scientifiques et techniques dans le but d’identifier et d'exploiter au mieux un gisement d’hydrocarbures (pétrole et/ou gaz naturel). La formation des hydrocarbures est un phénomène tout à fait exceptionnel qui nécessite des conditions bien particulières, les réserves actuelles sont le résultat d’une série de longs processus successifs : accumulation de matière organique, préservation, enfouissement et sédimentation, puis formation de pétrole ou de gaz et migration. Au cours de cette longue histoire, les composés subissent de multiples transformations physiques et chimiques.

I.

Système pétrolier 1. Définition Le système pétrolier peut être défini comme un ensemble naturel susceptible de

prendre en compte l'ensemble des processus de formation et d'accumulation des hydrocarbures. Ainsi, définir le système pétrolier d'une zone d'exploration consiste à préciser les éléments suivants (Figure 3) : 

La nature et l'âge des roches mères;



La nature, les propriétés pétrophysiques et l'âge des faciès réservoirs;



Le mécanisme de migration des hydrocarbures depuis la roche mère jusqu'au réservoir;



La nature des pièges et de la couverture qui favorisent l'accumulation de ces hydrocarbures.

La définition du système pétrolier suppose aussi la détermination de l'ordre temporel du développement des différentes composantes de ce système. Cette notion de temps est indispensable dans une perspective d'exploration pétrolière car elle permet d'intégrer une dimension quantitative dans le processus d'accumulation des hydrocarbures.

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Figure 3: Représentation simplifiée d’un système pétrolier.

2. Roche mère La formation du pétrole est le fruit d'un lent processus de métamorphose de la matière organique sous l'action principale de la température. Cette matière organique est associée à une composante minérale particulière pour former ce que l'on appelle la roche mère. Il s'agit généralement de sédiments fins de nature argileuse, très favorables à la préservation de la matière organique. La conservation de la matière organique au sein des sédiments dépend notamment de la profondeur du dépôt, de la granulométrie du sédiment, du taux de sédimentation et des conditions d’oxydoréduction. Une très faible quantité de cette matière organique, de l’ordre de 0.1% seulement, rencontrant des conditions de dépôt favorables à la conservation, peut prendre part à la formation de kérogène puis à la production de pétrole et de gaz. Au cours de l'enfouissement sédimentaire, la matière organique (MO) se dégrade progressivement en raison de l’augmentation de la pression et de la température. Les modifications physico-chimiques qu’elle subit permettent de distinguer 3 principaux stades (Figure 4) : 

La diagenèse : ou phase de dégradation biochimique à l'interface eau-sédiment où la MO subit principalement une action biologique. C'est durant cette phase que se forme notamment le méthane biogénique lié à l'action des bactéries méthanogènes.

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

La catagenèse : C'est la phase de formation des hydrocarbures, d'abord du pétrole, puis du gaz humide. La phase principale de formation d'huile est qualifiée de fenêtre à huile.



La métagenèse : correspond à la phase de formation du gaz sec (méthane), thermogénique, par craquage des hydrocarbures précédemment formés et du kérogène résiduel.

Figure 4 : Evolution de la matière organique pendant les stades de diagenèse, catagenèse et métagenèse.

Répartition des roches mères au Maroc 

Paléozoïque

Les formations riches en matières organiques de l’Ordovicien, du Silurien et du Dévonien sont caractérisées par des matières organiques sapropéliques (Kérogène de Type II). Par endroits, ces matières organiques deviennent lipidiques (Kérogène de type I). Ces formations sont présentes dans plusieurs bassins marocains et constituent généralement la continuité de celles rencontrées en Algérie et en Afrique du Nord. La roche mère silurienne, avec des valeurs de TOC allant jusqu’à 12% dans le bassin de Tadla, constitue la principale roche mère paléozoïque bien que les séquences ordoviciennes et dévoniennes, présentent

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également des niveaux de roches mères intéressants avec des valeurs de TOC atteignant 4% au niveau dudit bassin. La matière organique du Carbonifère est cependant à prédominance humique (Kérogène de type III). Dans les bassins des Hauts Plateaux et de Tadla, les formations du Viséen et du Namurien contiennent des intervalles argileux riches en matière organique humique avec des valeurs de TOC atteignant 1.5%. Dans les Hauts Plateaux à l’Est et la vallée d’Argana à l’Ouest, les roches mères du Westphalien et du Stéphano-Autunien montrent fréquemment des niveaux charbonneux (houilleux) et ligniteux avec des valeurs de TOC supérieures à 30%. Des échantillons d’huile (huiles de gisements et d’indices) rencontrées dans les bassins de Prérif (champ de Tselfat), de Doukkala, de Tadla et d’Essaouira ont été analysés et interprétés comme des hydrocarbures générés à partir des roches mères paléozoïques. 

Trias

Dans les bassins côtiers atlantiques, la sédimentation synrift, au niveau des grabens et demi-grabens pourrait renfermer d’excellentes roches mères lacustres (Kérogène de type I). Dans le bassin de Doukkala, ces roches mères ont été rencontrées avec des valeurs de TOC allant jusqu’à 1.00%. 

Jurassique

Les études géochimiques récentes montrent que les domaines structuraux du Rif-Prérif, du Moyen Atlas et du Haut Atlas contiennent, au niveau du Jurassique inférieur (Lias), des roches mères riches en matière organique amorphe de type II, avec des valeurs de TOC atteignant 10%. Ces roches mères sont généralement dans la fenêtre à huile et ont généré de l’huile dans le Prérif et sont à l’origine de plusieurs suintements dans le Prérif et le Moyen Atlas. Le caractère pétroligène de cette roche mère jurassique pourrait avoir une grande extension. En effet, l’huile produite au niveau du champ de Sidi Rhalem, situé dans le bassin d’Essaouira, a été générée par les roches mères de l’Oxfordien (TOC allant jusqu’à 4%) et l’huile lourde rencontrée dans la structure du Cap Juby, dans le bassin de Tarfaya, est probablement d’origine jurassique. Dans le bassin de Tarfaya-Laayoune-Dakhla, La roche mère du Jurassique inférieur et moyen montre aussi des valeurs de TOC allant de 1.47 à 2.49%.

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

Crétacé

Les facies organiques marins de l’Aptien, Albien et Cénomano – Turonien, sont de loin les séquences les plus riches en matière organique avec un TOC atteignant jusqu’à 20%. Ces faciès sont largement répartis dans les bassins sédimentaires marocains. Si les conditions d’enfouissement sont optimales, les roches argileuses et marneuses du Crétacé pourraient constituer d’excellentes roches mères. Les études récentes confirment ce potentiel au niveau des bassins du Rif, de Tadla, ainsi que dans les bassins atlantiques marocains. 

Néogène

Les argiles et les marnes néogènes (Oligocène et Miocène) montrent des valeurs de TOC allant jusqu’à 7% dans les bassins atlantiques et jusqu’à 2% dans l’offshore méditerranéen. Cette roche mère a produit du gaz biogénique dans le bassin de Gharb, mais elle pourrait également générer du pétrole, si elle est suffisamment enfouie.

3. Roche réservoir La roche-réservoir se définit comme une roche où des hydrocarbures s’accumulent. De densités plus faibles que l’eau, les hydrocarbures de la roche-mère migrent vers la surface à travers les strates de roches sédimentaires. Au cours de cette migration, les hydrocarbures peuvent rencontrer une couche imperméable. Ils se retrouvent piégés en dessous de ce « toit » (appelé roche-couverture), au sein d’une roche poreuse et perméable qui devient la roche-réservoir. Celle-ci est capable de concentrer de grandes quantités d’hydrocarbures, aboutissant à des gisements de pétrole et/ou de gaz. Répartition des roches réservoirs au Maroc 

Paléozoïque

Au sein des séries carbonifères, la plupart des réservoirs ont été rencontrés au niveau du Westphalien, du Namurien et du Viséen. Ceci dans les bassins des Haut-Plateaux, de Missour et le bassin de Zag-Bas Draa. Ces niveaux sont généralement deltaïques à turbiditiques et représentés par des formations siliciclastiques. Les valeurs de porosité sont voisines de 11% et peuvent atteindre 15% notamment dans le bassin de Missour et de Zag-Bas Draa. Des réservoirs carbonatés du Viséen et du Dévonien (Récifs) sont également connus dans les bassins des Haut-Plateaux, de Tadla, d’Essaouira, de Doukkala, de Boudnib et de Zag-Bas

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Draa. Les réservoirs gréseux d’âge ordovicien présentent également un potentiel dans le bassin d’Essaouira. 

Trias

Les grès et les conglomérats triasiques sont présents dans la plupart des bassins sédimentaires mésozoïques. Ils ont été généralement déposés dans des environnements fluviatiles et deltaïques. Les porosités moyennes sont de l’ordre de 10% dans les bassins de Tadla et les Haut-Plateaux et pourraient atteindre 15% dans le bassin de Doukkala et 22% dans le bassin d’Essaouira. 

Jurassique

Plusieurs types de réservoirs ont été connus dans la série jurassique. Il s’agit de : Récifs du bassin de Missour, avec une porosité allant jusqu’à 10%. Carbonates du bassin de Tarfaya-Laayoune. Dolomies sableuses et carbonates du Callovo-Oxfordien dans le bassin d’Essaouira, avec une porosité variant entre 5 et 20%. Grès arkosiques du Jurassique moyen de la zone de Haricha avec une porosité allant jusqu’à 30%. Grès du Jurassique moyen dans le bassin de Tadla (porosité allant jusqu’à 10%) ; Carbonates du Jurassique inférieur dans le bassin de Guercif, récifs dans le bassin des Haut-Plateaux, calcaires oolitiques de Tselfat et grès grossiers de Sidi Fili. Les valeurs de porosités du Jurassique inférieur se situent entre 10 et 30%. Carbonates récifaux et de plateforme en offshore atlantique avec des porosités allant jusqu’à 25% en offshore Agadir et Tarfaya. 

Crétacé

Les réservoirs d’âge Crétacé supérieur ont été rencontrés dans le bassin de Tadla. Ils incluent les carbonates du Cénomanien-Turonien et les grés du Sénonien, avec des porosités voisines de 10%. Des intervalles avec des porosités comprises entre 10 et 30%, ont été rencontrés dans les formations d’âge crétacé dans le bassin de Tarfaya-Laayoune. En offshore atlantique, les réservoirs crétacés gréseux et carbonatés ont été rencontrés par plusieurs puits et ont montré une bonne porosité avec une moyenne de 10 à 30%.

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

Néogène

Au niveau des bassins onshore et offshore, la séquence néogène montre des intervalles réservoirs, essentiellement gréseux d’âge oligocène et miocène, avec de bonnes caractéristiques pétro-physiques et des porosités pouvant atteindre jusqu’à 30% ; Exemples des bassins de Gharb onshore et offshore au Nord du Maroc.

4. Couverture C'est une roche imperméable située au-dessus des roches réservoirs. Il s'agit de roches argileuses ou d'évaporites (sel massif, anhydrite …). Son rôle est de confiner et de préserver les hydrocarbures générés par les roches mères et accumulés dans les roches réservoirs. L'absence de cette roche se traduit dans le système pétrolier par une migration des hydrocarbures vers la surface (dismigration).

Répartition des roches couvertures au Maroc Des couvertures étanches ont été déposées dans les différents bassins sédimentaires marocains en onshore et en offshore. Elles sont représentées par: Des argiles et des marnes du Tertiaire. Des argiles, des marnes et par endroits du sel et des anhydrites du Crétacé. Des argiles, des anhydrites et du sel du Jurassique. D’épaisses formations argileuses et salifères du Trias. Cette couverture est la plus adéquate pour tous les réservoirs situés sous le sel et représente ainsi le concept de "sub-salt reservoirs". Des intervalles argileux du Paléozoïque pourraient jouer le rôle de couverture pour les réservoirs infra-paléozoïques.

5. Migration et piégeage des hydrocarbures dans les réservoirs : 5.1 Migration des hydrocarbures Le pétrole est une matière première facilement exploitable lorsqu’il se concentre dans un réservoir par des phénomènes de migration.  Migration primaire : Le pétrole brut est initialement contenu dans la roche-mère, compacte et imperméable. Par un mécanisme encore mal élucidé (certainement lié à 15

une augmentation de pression dans la roche-mère au cours de son enfouissement) l’eau, le pétrole et le gaz issus du kérogène peuvent être expulsés de leur formation d’origine, migrant alors vers la future roche-réservoir (figure 5).  Migration secondaire : De faible densité, le pétrole expulsé (mélangé à de l’eau et du gaz dissous) a tendance à remonter jusqu’à la surface de la Terre. Il s’échappe très lentement à travers les couches sédimentaires perméables qui jouxtent la rochemère ou par les failles (figure 5). En général, la migration secondaire du pétrole n’est pas arrêtée par un obstacle. Le pétrole finit par atteindre les premiers mètres du sol, où il est dégradé en bitumes sous l'action de bactéries. Les combustibles fossiles produits sont alors des pétroles dits « lourds » ou « extra-lourds » et des sables bitumineux. Ils peuvent être utilisés comme des indices de surface pour détecter un bassin sédimentaire susceptible de contenir du pétrole, lors de la prospection. Parfois, la migration du pétrole brut vers la surface est empêchée par une formation géologique imperméable appelée « roche-couverture ». Une accumulation de pétrole, associé à de l’eau et du gaz, se forme dans la couche perméable sous-jacente créant ainsi une roche-réservoir en dessous de la roche-couverture. Dans ce réservoir poreux, le gaz s’accumule au-dessus du pétrole brut, lequel se retrouve au-dessus de l’eau en raison des densités respectives de ces produits (le gaz naturel est plus léger que le pétrole, lui-même plus léger que l’eau).

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Figure 5: Migrations primaire et secondaire du pétrole conduisant à la formation d'un gisement.

Dans certains cas, seule une faible quantité de pétrole brut est concentrée dans les roches réservoirs et environ 98% du pétrole produit reste piégé dans la roche-mère, de manière disséminée. Le pétrole de roche-mère est alors plus connu sous le nom d’« huile de schiste » ou de « pétrole de schiste ». Moins facile à extraire que le pétrole sous forme de gisements, il requiert des techniques d’exploitation particulières et notamment la fracturation hydraulique. 5.2 Les différents « pièges à pétrole » L’ensemble roche-réservoir/roche-couverture forme une structure dite de « piège à pétrole ».

Plusieurs types de pièges sont décrits, principalement en fonction de la

déformation des roches au cours de phénomènes géologiques (Figure 6).  Pièges structuraux : Le plus courant est le piège anticlinal, structure où les roches ont été plissées en forme de voûte par les mouvements terrestres. Pour le géologue, la présence d’un anticlinal dans un milieu propice à la formation des hydrocarbures est un indice de la présence de gisements. En effet, environ 80% des gisements de pétrole sont de ce type. Une faille peut présenter un drain aux hydrocarbures ou une couche imperméable et arrêter la migration du pétrole. Et les blocs contre la faille peuvent constituer une structure de piégeage.

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 Pièges stratigraphiques et combinés : Les dômes de sel (appelés diapirs) sont des masses de sel formées en profondeur qui remontent sous l’effet de la température et de la pression. En s’élevant, elles traversent des couches perméables et subdivisent les réserves de pétrole. En surplombant les roches réservoirs, les dômes de sel imperméables constituent des roches-couvertures. Les mouvements terrestres sont susceptibles de modifier les gisements formés. Le pétrole peut être enfoui plus profondément, il subit à nouveau un craquage thermique et donne alors un gisement de gaz naturel. Le pétrole peut migrer vers la surface ou vers un autre piège.

Figure 6: Principaux types de pièges à pétrole.

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II. Exploration pétrolière des bassins sédimentaires Introduction L’exploration pétrolière a pour but la découverte d'accumulations d'hydrocarbures liquides et gazeux éventuellement solides, techniquement et économiquement exploitables. Ces gisements se rencontrent plus ou moins profondément dans les bassins sédimentaires où ils sont reconnus par des forages. Le pétrole et le gaz ne peuvent généralement être détectés directement à partir de la surface. Aussi la localisation des forages d'exploration est précédée d'une série d'opérations de reconnaissance aboutissant à la définition d'une implantation de sondage. Cette préparation met en œuvre des techniques géologiques, géophysiques et des méthodes de diagraphies de plus en plus complexes et coûteuses.

1. Etudes géologiques L’exploration pétrolière fait fondamentalement appel aux études géologiques de base : stratigraphie, sédimentologie, tectonique, auxquelles il faut impérativement ajouter aujourd’hui des études thermiques et géodynamiques à l’échelle des bassins sédimentaires.

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Les études stratigraphiques : • Elles ont pour objectif l’établissement d’un cadre chronologique dans lequel pourront s’insérer les différents événements géologiques et pétroliers. Elles s’appuient sur l’analyse des microfaunes, nannofaunes et nannoflores, c’està-dire sur l’étude de micro-organismes. Elles se traduisent par l’établissement de coupes et des cartes figurant des lignes et des surfaces isochrones. Les études sédimentologiques : • Elles visent d’abord à reconstituer les anciens paysages qui se sont succédés dans un bassin sédimentaire. Elles se fondent sur l’examen pétrographique et minéralogique, sur l’observation aux rayons X ou au microscope électronique, sur l’analyse géochimique, mais aussi sur l’interprétation des enregistrements des diagraphies ou de sections sismiques. Ces études permettent de préciser les caractéristiques et la situation des réservoirs, aussi bien que des roches mères et, dans certains cas, les conditions de piégeage (pièges dits stratigraphiques). Les études structurales : • Elles permettent de définir l’architecture actuelle des couches, et notamment des pièges pétroliers, aussi bien que de reconstituer l’histoire des déformations successives du bassin. Elles se font par l’observation géologique sur le terrain, par la télédétection, par les corrélations entre forage et surtout par la sismique réflexion. Les études géochimiques : • Elles sont menées en étroite liaison avec des études géothermiques, intéressent plus directement le pétrole et le gaz. Elles s’effectuent par l’analyse chimique des constituants organiques, et plus spécialement des hydrocarbures, qu’ils soient emprisonnés dans la matrice des roches mères ou en liberté dans les réservoirs. Ces résultats permettent de préciser les caractéristiques du pétrole, et, grâce à l’analyse isotopique, celles des gaz, d’apprécier leur degré d’évolution, de formuler des hypothèses sur leur relation avec leurs roches mères. C’est une approche fondamentale aujourd’hui pour avoir une première estimation du potentiel pétroligène d’une zone.

2. Méthodes géophysiques Les méthodes géophysiques s’efforcent de donner une description de l’ensemble sédimentaire tel qu’il existe actuellement, en mesurant l’effet des différents paramètres physiques caractéristiques des roches qui le constituent. Il existe donc autant de méthodes géophysiques que des paramètres physiques mesurables depuis la surface.

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2.1 Notion et principe de la sismique de réflexion La sismique réflexion est la méthode privilégiée de la prospection terrestres/ou marine. Elle consiste à provoquer, en surface ou à faible profondeur, un ébranlement du sol. Des sismographes, disposés en surface, recueillent les ondes acoustiques réfléchies par les différentes couches de terrain dans lesquelles les ondes se propagent (figures 7 et 8).

Figure 7 : Dispositif du terrain.

Figure 8 : Phénomène sismique.

Les signaux acoustiques, transformés par les sismographes en signaux électriques, sont enregistrés sur bande magnétique par le laboratoire de terrain. Des mesures répétitives sont exécutées le long de lignes rectilignes ou "profils", dont le maillage plus ou moins dense est adapté à l'objectif géologique recherché. Le traitement des bandes magnétiques sur ordinateur, dans un centre spécialisé, conduit à des "sections" donnant une coupe détaillée des terrains dans le plan vertical de chaque profil (figure 9).

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Figure 9 : Exemple de section sismique.

Les différents niveaux réfléchissants sont appelés des "horizons". Ils représentent également l’interface entre 2 couches. Le suivi d'un horizon particulier le long d'un maillage de profils permet d'établir les cartes donnant le relief de cet horizon. 

coefficient de réflexion (r1-2)

La réflexion est due à la différence de vitesse et de densité entre deux milieux de faciès différents. A l’interface des deux milieux, la réflexion est quantifiée par un paramètre appelé coefficient de réflexion. La formule générale du coefficient de réflexion est donnée par la relation suivante :

R1-2 est le rapport de l’amplitude de déplacement de l’onde réfléchie sur celle de l’onde incidente à l’interface 1-2. R varie entre -1 et +1. Avec : Vi : Vitesse du milieu i ; i : Densité du milieu i ; i : Angle de réflexion dans le milieu 1 ; r : Angle de transmission dans le milieu 2. 22

En pratique, les inclinaisons sont faibles (i varie entre 0° et 15°) ainsi la formule utilisée du coefficient de réflexion est la suivante : R varie toujours entre -1 et +1 

Impédance acoustique (z) L’impédance acoustique est donnée par l’expression suivante : Z=V Où :

 = Densité du milieu V = Vitesse du milieu

Le coefficient de réflexion peut être donc exprimé comme suit :

Avec : Z1 = Impédance acoustique au milieu 1 ; Z2 = Impédance acoustique au milieu 2 

Angle critique (ic)

Appelé également angle de réflexion totale, c’est l’angle seuil à partir duquel on commence à enregistrer la réfraction et la réflexion en même temps. L’angle critique est donné par la formule suivante :

Avec : V1 = Vitesse du milieu 1 V2 = Vitesse du milieu 2 ic n’existe que si V2 est supérieure à V1 ic est le critère de différenciation des différentes méthodes de sismique :

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- i ic, il y’a réflexion totale dans le milieu 1, c’est la sismique réflexion grand angle. 2.2 Acquisition sismique L’acquisition sismique (figure 10) a pour but d’enregistrer le plus de réflexions primaires possible (signal) et le moins d’ondes parasites (bruit). A ce stade, on peut éliminer l’effet des ondes directes et de surface en augmentant la distance entre l’émetteur et le premier point d’enregistrement (offset).

Figure 10 : Schéma montrant le mode de propagation des multiples et des fantômes.



Acquisition de la sismique 2D

L’étude 2D se compose en général de plusieurs lignes ou "profils" répartis sur une zone de prospection. L’ensemble de ces profils constitue « un maillage » (figure 11).

Figure 11 : Maillage 2D. 24

La taille du maillage varie selon le type d'étude:  Maillage très large (ex 20 km x 20 km) pour une étude dite de reconnaissance.  Maillage large (ex 10 km x 10 km) pour une étude un peu plus fine.  Maillage serré (ex 2 km x 2 Kms) pour une étude détaillée.

Le dispositif (2D) d’enregistrement et le dispositif d’émission sont placés le long d’une même ligne de mesure, généralement rectiligne (figure 12).

Figure 12: Dispositif d’enregistrement 2D.



TIRS EN BOUT - TIRS AU CENTRE – FENETRE: Le tir peut être comme suit : TIR EN BOUT

La source est placée en bout de dispositif.

TIR AU CENTRE La source est placée au milieu du dispositif (tir symétrique lorsqu'il y a le même nombre de traces de part et d'autre du dispositif, tir asymétrique dans le cas contraire).

FENETRE

Remarque : -En Onshore, le tir au centre est le plus souvent utilisé. -En offshore, seul le tir en bout est utilisé.

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

Acquisition de la sismique 3D

La sismique 3D est une acquisition avec plusieurs lignes de récepteurs (figure 13) qui permet d'obtenir non plus une coupe à la verticale d'un profil (2D), mais un cube à la verticale d'un dispositif étalé sur une surface. Cette technique plus onéreuse permet d'obtenir une image continue du sous-sol dans toutes les directions. Par rapport à la sismique 2D, la sismique 3D présente les avantages suivants : - Positionnement correct de l’information ; - Redondance de l’information ; - Meilleure résolution verticale. Ces trois avantages permettent respectivement la précision, la fiabilité et la finesse de l’interprétation. En plus, la sismique 3D permet la cohérence spatiale de l’information. Cependant, cette méthode reste plus coûteuse que la sismique 2D et elle est également limitée par l’atténuation des ondes Hautes Fréquences en profondeur qui diminue le pouvoir de résolution.

Figure 13: Dispositif 3D.

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

Comparaison entre l’acquisition sismique en onshore et en offshore Onshore Source

Offshore

- Les explosifs, plus coûteux puisqu’il faut -La source est sous forme forer avant de les mettre en place ; de canons à air. - Les vibrosis, fréquemment utilisés (moins chers). Généralement, on utilise plusieurs vibrosis dont le centre de gravité correspond au point de tir (Erreur ! Source du renvoi introuvable.) ; - Chute de poids, non utilisés actuellement

Récepteurs



-Des géophones

-Des hydrophones (plus

N.B :l’ensemble des géophones constitue sensibles à la pression). une trace.

Notion de point miroir, plan miroir et de couverture Le "point miroir" est le point de l'interface considérée, sur laquelle se réfléchit l'onde

incidente (figure 14). Le "plan miroir" ou "miroir" est le plan défini par l'ensemble des "points miroirs" (figure 14). La "couverture" est le nombre de fois dont le point miroir réfléchira une onde incidente. Le point miroir s’appelle alors un CDP (Common Depth Point).

Figure 14 : Point miroir et le plan miroir.

Couverture simple Les géophones sont placés par groupes en un point que l'on appelle "trace" (figure 15). L'intervalle entre deux "traces" s'appelle l'inter-trace.

27

Figure 15 : Couverture simple.

L’énergie sismique émise au point de tir et réfléchie par le miroir, est détectée par les récepteurs correspondant à un groupe de géophones. L'ensemble des récepteurs actifs à chaque point de tir constitue le dispositif d’enregistrement. En profil continu, les récepteurs sont équidistants. Après enregistrement de chaque acquisition, l'ensemble du dispositif est déplacé de manière à ce que les points d'impact sur le miroir soient régulièrement répartis sur tout le profil. La suite des enregistrements, convenablement assemblés, constitue une section "temps" du profil exploité: en abscisse, la distance repérée sur le profil et en ordonnée, le délai de retour de l'énergie.

Couverture multiple Principe : Observation d'un même « point miroir » par des trajets différents (figure 16). Le nombre de trajets distincts que l'on peut additionner constitue le "degré de couverture". L'exemple représente une couverture d'ordre 3.

Figure 16 : Couverture multiple. 28

3. Méthodes de Diagraphies Après avoir repéré

un réservoir potentiel souterrain par des méthodes de surface

géologiques et des méthodes géophysiques, il faut en étudier ses qualités qui conditionnent le rendement potentiel d'un réservoir, on note : 

Son volume.



Sa porosité.



Son taux de saturation.



Sa perméabilité.



Les différents fluides qu'il renferme (huile, gaz, eau).

La diagraphie est un outil indispensable dans l’exploration pétrolière. Elle est définie comme une mesure ou un enregistrement continu des variations d'un paramètre donné en fonction de la profondeur. Par opposition aux diagraphies instantanés qui permettent d’acquérir des informations au cours de forage, les diagraphies différées sont enregistrées lors d'un arrêt ou en fin de forage, et les paramètres mesurés ne sont accessibles qu'avec un certain retard sur l'exécution du forage d'où le nom de diagraphies différées. Des outils, ou sondes, conçus dans ce but, sont descendus dans le trou de forage à l'extrémité d'un câble qui assure la liaison avec les instruments de surface commandant les opérations, et groupés soit dans un camion, soit dans une cabine fixe pour les forages en mer (figure 17).

29

Figure 17 : Procédé de mesure.

L’étude des diagraphies est essentielle dans les différentes étapes de l’exploration et également l’exploitation des gisements pétroliers; notamment concernant: Les conditions de trou : (Diamètre ; température ; caves ...) (La pose des tubages, Le contrôle de la cimentation et de l’état technique du tubage). La reconstitution précise de la lithologie des différentes formations traversées : (La localisation des roches réservoirs, Le type de roches réservoirs, L’approche des problèmes stratigraphiques et sédimentologies). L’évaluation des caractéristiques pétrophysiques (La porosité, La perméabilité, Les saturations). La complétion :(Délimitation et contrôle des perforations, Diagraphies de production). Travaux de corrélations entre plusieurs puits. 

Différents types de diagraphie

Le tableau suivant présente les différents types de diagraphie avec leurs principe et leurs champs d’application.

30

Figure 18 : Différents types de diagraphie avec leurs principes et l’application (SERRA O. 1979).

31

4. Interprétation sismique Introduction Après traitement sismique des données brutes de terrain, sommation des points de tir, annulation du bruit et analyse de vitesses, une section sismique dite « stack » en est le produit. Cette section connaitra par la suite une interprétation sismique basée sur les étapes suivantes :  Calage sismique Le but du calage sismique est de définir sur la section sismique les limites et les âges des différentes formations à partir des données de forage existantes. Pour faire le calage, on utilise plusieurs méthodes : vitesses de stack (vitesses moyennes, vitesses d’intervalles, Vrms,…), sonic, carottage sismique et VSP (Vertical Seismic Profil).  Pointé des horizons Cette opération consiste à faire une corrélation entre les différents horizons et tracer leurs continuités.  Chronométrage Consiste à lire les valeurs temps des horizons interprétés dans chaque ligne sismique et de les reporter sur un tableau avant de procéder à la phase de cartographie.  Cartographie A pour but d’établir des cartes en isochrones, isobathes, isopaques ou autres en joignant les points ayant les mêmes valeurs.

32

Partie II Activités d’exploration pétrolière à l’ONHYM et techniques appliquées

33

I.

Caractérisation des roches mères et réservoirs au sein des laboratoires pétrole

La caractérisation des roches mères et réservoirs se fait au sein des laboratoires pétrole de l’ONHYM qui comporte les disciplines suivantes : -

La géochimie organique.

-

La biostratigraphie.

-

La pétrographie sédimentaire et l’analyse pétrophysique.

1. Géochimie organique Le laboratoire de géochimie organique est équipé d’un Rock Eval 6 Standard entièrement automatisé (figure 19). Il permet de caractériser les roches mères pétrolières en déterminant leur potentiel pétrolier, leur type de kérogène, leur stade de maturation et leur teneur en carbone organique et carbone minéral. Le système d’analyse Rock-Eval 6 Standard se compose d'un automate qui effectue les mesures et d'une station de travail qui utilise les logiciels de contrôle et de tests.

Figure 19: Composantes internes du Rock Eval. 34

L’analyse par Rock Eval 6 standard est réalisée en deux étapes distinctes et successives qui sont : La pyrolyse et l’oxydation ; les deux phases permettent ainsi d’acquérir et d’interpréter l’ensemble des paramètres fournis au fur et mesure de l’analyse (figure 20).

Figure 20: Courbes et paramètres fournis par RE 6 standard.

 En phase de pyrolyse La pyrolyse Rock Eval 6 standard permet lors de la phase de pyrolyse de fournir les différents paramètres suivants : 

La quantité d’hydrocarbures libres (huile et gaz) : pic S1.



Le potentiel pétrolier ou quantité d’hydrocarbures issue de la phase de pyrolyse : pic S2.



Les quantités de CO et CO2 obtenues au cours de la phase de pyrolyse: pics S3CO, S3CO2 et S’3 CO2.

 En phase d’oxydation Lors de la phase d’oxydation, les paramètres suivants sont déterminés : 35



Les quantités de CO et CO2 obtenues au cours de la phase d’oxydation : pics S4CO, S4CO2 et S5.

 Paramètres usuels Aux paramètres précédents, le logiciel Rock Eval 6 permet également de calculer un nombre de paramètres usuels qui permettent l’interprétation géochimique des différents échantillons analysés. 

La quantité totale de carbone organique : TOC.



La quantité totale de carbone minéral : Min C.



Les indices d’oxygènes OI (OI= (S3/TOC)*100).



L’indice d’Hydrogène IH (IH= (S2/TOC)*100).



La température mesurée au sommet du pic S2 (paramètre de maturité) Tmax.

L’interprétation des résultats des analyses se fait à l’aide du logiciel Rock Int.

2. Biostratigraphie. Deux disciplines de la biostratigraphie sont utilisées au laboratoire pétrole : la micropaléontologie et la palynologie pour bien établir l'âge et la succession des couches sédimentaires ainsi l’environnement de dépôts. Micropaléontologie : La micropaléontologie est la science qui étudie les restes fossiles des foraminifères (protozoaires unicellulaires), ostracodes (crustacées bivalves) et d’autres microfossiles comme les radiolaires et diatomées. Les Foraminifères sont d’une grande importance en tant que marqueurs. Palynologie : La palynologie est l'étude des microfossiles à paroi organique (palynomorphes). Elle concerne à la fois les groupes marins (Kystes de Dinoflagellés, Acritarches, Chitinozoaires) et les groupes continentaux (Pollens, Spores).

36

3. Pétrographie sédimentaire et analyse pétrophysique. La caractérisation d’un réservoir, ainsi que l’évaluation de ses réserves, résultent de l’extrême précision des observations pétrographiques et des mesures pétrophysiques. De ce, l’analyse conventionnelle des carottes est obligatoire, elle se fait en deux étapes distinctes mais complémentaires : l’étude géologique et l’analyse pétrophysique (figure 21). Avant de procéder aux mesures pétrophysiques, il est indispensable de faire une description détaillée de la carotte ou le levé banc par banc sur le terrain (Levé de coupes). Cette étude va permettre d’élaborer un log lithostratigraphique et sédimentologique complet à partir des observations macroscopique et microscopique.

Figure 21 : Analyse conventionnelle des carottes.

Mesures pétrophysiques Les mesures pétrophysiques sont réalisées sur des échantillons cylindriques (Plugs) prélevés à l’aide d’une plugueuse en utilisant un fluide (eau ou gasoil). Une fois que les plugs sont prêt pour les mesures des poro-perméabilités, il est indispensable de mesurer leurs poids, leurs longueurs et leurs diamètres. Ces paramètres

37

seront inscrits par la suite dans des fichiers « info » qu’exigent les appareils pour effectuer les mesures pétrophysiques (perméabilité /porosité). Mesure de porosité

L’appareil utilisé est le prosimètre à Hélium (figures 22 et 23) composé de trois parties : Une console : qui renferme deux chambres de références, des électrovannes, des manomètres capteurs de pression et de température. matrix cup: il s’agit de portes-échantillon permettant de mettre en œuvre des échantillons de formes cylindriques (Plugs) de 1 et 1.5 pouce de diamètre ou de forme quelconque. Un ordinateur (Hardware) avec un Software, (Applilab) qui permet de faire toutes les opérations de calcul et de fermeture automatique des électrovannes.

Figure 22: Porosimètre à Hélium.

38

Figure 23 : Interface du logiciel APPLILAB.

Mesure de perméabilité

L’appareil utilisé est le Perméamétre à hélium et azote (figure 24) composé de trois parties : Une console : qui renferme deux chambres de références, des électrovannes, des manomètres capteurs de pression et de température. core holder : il s’agit de porte-carottes permettant de mettre en œuvre des échantillons de formes cylindriques (Plugs) de 1 et 1,5 pouce de diamètre. Un ordinateur (Hardware) avec un Software, (Applilab) qui permet de faire toutes les opérations de calcul et de fermeture automatique des électrovannes. Le Hardware est relié à la console par une interface qui permet l’affichage des différentes composantes de la console et la réalisation des opérations de calcul et de contrôle. Le perméamétrie possède un jeu de deux cylindres pour chaque diamètre pour l’étalonnage de l’appareil. Les gaz utilisés sont l’hélium pour le volume de référence et l’azote pour la pression de confinement (300 Psi).

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Figure-24: Le Perméamétre.

Le stockage des échantillons pris lors de la réalisation des travaux liés à la recherche pétrolière au Maroc se fait dans la cartothèque attribuée à la Division des Laboratoires Pétrole. Il s’agit des échantillons récoltés lors des études géologiques de terrain, des déblais de forage et des carottes extraites lors des opérations des forages.

Géophysique pétrolière

II.

Au niveau de la Division Géophysique Pétrolière, trois centres sont disponibles et qui sont en étroite relation afin de pouvoir réaliser toutes ses activités relatives essentiellement à l’acquisition et traitement sismiques, à savoir : 

Le centre de transcription des données géophysiques.



Le centre de vectorisation des sections sismiques.



Le centre de géomatique et topographie.

1. Centre de transcription des données géophysiques Le centre de transcription est chargé des activités suivantes : 40



La Réception des bandes magnétiques.



Le Contrôle de qualité des données des campagnes sismiques (QC) onshore et offshore, acquises soit par l’ONHYM ou par ses partenaires.



Le Démultiplexage des données sismiques.



La Transcription des données d’un ancien média à un nouveau média selon les exigences technologiques dans l’industrie pétrolière actuelle (figure 25).



la réponse aux demandes interne et/ou externe (ONHYM et partenaires) en matières des données géophysiques (données brutes, traitées, document de support, gravimétrie, magnétométrie,…)

OUTILS DE TRAVAIL

Figure 25: Matériel du centre de transcription.

41

LOGICIEL DE TRANSCRIPTION

Tous les logiciels utilisés dans le CTG sont livrés par la société DPTS. Ils font partie de la suite DIPLOMAT (Digitizing, Plotting, Management & Transcription). *MTC4 est un programme qui assure l’opération de copie (transcription) des données sismiques sur bandes magnétiques, cartouches ou disque dur. *SEGDCHCK permet de vérifier les données terrains démultiplexées sous format SEGD, en générant un rapport contenant les données de contrôle de qualité et un fichier CSV. *SEGYSPLIT C’est un programme qui permet de convertir les données sous format ARC à un autre format exploitable par d’autres systèmes. *YVU C’est un outil qui permet de visualiser les données Sismiques (plots) sur l’écran ou les enregistrer sous format image exemple «.TIFF ». *DMX5 est un programme de:  Démultiplexage des données terrains.  Conversion des données du format SEGD en SEGY.

2. Centre de vectorisation Le centre de vectorisation comporte les activités relatives à la vectorisation des données sismiques et celles des diagraphies enregistrées dans les puits (partie qui sera traitée par la suite). En ce qui concerne les données sismiques, la vectorisation se fait pour les sections sismiques dont on n’a pas un support numérique et dont le but est d’obtenir un fichier numérique exploitable à partir d’un document papier ou d’une image. Cette opération se fait en utilisant le logiciel VARSCAN de DPTS. LA DEMARCHE A SUIVRE POUR LES SECTIONS SISMIQUES 

Scannage

Avant de commencer la vectorisation, on doit d’abord scanner la section sismique (figure 26). Le résultat du scannage sera une image TIF, BMP, PNG ou JPG ; généralement on charge des images de format TIF avec une haute résolution supérieure ou égale à 400 dpi. 42



Préparation de la section sismique

Le but est de traiter l’image (en utilisant le software PIX EDIT) pour qu’elle soit adaptée au software de numérisation et pour enlever de l'image n'importe quelle information non-sismique qui peut compromettre le processus de digitalisation.

Figure 26: Section sismique scannée.

Après le scannage du document et le traitement de l’image obtenue, vient la phase de digitalisation de la section sismique sur Varscan (figure 27).

43

Figure 27: Section sismique digitalisée.

 Le contrôle de qualité La digitalisation des sections sismiques donne lieu à des fichiers sous format SEGY qui seront exportés et contrôlés en utilisant le logiciel SeiSee qui consiste à contrôler la conformité de la section de format SEGY avec l’image d’origine (figure 28).

Figure 28: Contrôle des fichiers SEGY par SeiSee. 44



Archivage Après le processus de contrôle, les données sont stockées dans deux supports informatiques (CD, DVD,…) un on le garde et le deuxième on le rend au service de documentation, sans oublier une sauvegarde de la section vectorisée sur le serveur.

3. Centre Géomatique et topographie La topographie et la cartographie sont des outils de représentation et de réalisation de projets, de gestion du patrimoine et d'exploitation. Ainsi, si la topographie est principalement utilisée lors de la localisation, la construction ou la modification des ouvrages, la cartographie est quant à elle utilisée pratiquement dans tous les domaines d'activités : planification de réseaux, études d'impact, exploitation, hydraulique, transports exceptionnels, communication, environnement, exploitation du sol et sous-sol, . . . etc. A cet égard, les compétences de la topographie et de la cartographie ont été utilisées et développées depuis la création de l'ONHYM principalement en raison des vocations diverses des différents domaines dont l'activité est liée à la topographie. Les tâches réalisées par le centre géomatique et topographie sont entre autres : -

La préparation des cartes du Domaine Minier

-

La préparation pour les campagnes sismiques (reconnaissance topographique de la zone d’étude et préparation des fichiers des coordonnées)

-

La préparation des données nécessaires à la réalisation des différents projets réalisés au sein de la Direction de l’Exploration Pétrolière.

III.

Caractérisation des réservoirs par les diagraphies L’évaluation pétrophysique des niveaux réservoirs, en utilisant les diagraphies, à la Division

Evaluation des bassins se fait à l’aide du logiciel « Interactive Petrophysics » (figure 29).

45

Figure29 : logiciel interactive petrophysics.

Pour s’initier à l’interprétation diagraphique en particulier l’interprétation lithologique, nous avons fait l’exemple ci-dessous en utilisant le logiciel interactive petrophysics. L’interprétation des diagraphies Gamma Ray, porosité, densité,…. dans ce cas montre la présence de deux bancs de carbonates : calcaire et dolomie ayant respectivement des épaisseurs de 15 et 10 m avec un GR faible, une densité respectivement de l’ordre de 2,6 et 2,3 G/C3 et une faible porosité. On note également que le premier faciès présente une saturation en eau faible par rapport au deuxième avec la présence du gaz.

46

Figure 30 : Exemple d’interprétation diagraphique faite sur le logiciel interactive petrophysics.



Vectorisation des diagraphies

Dans certains cas surtout lorsqu’il s’agit des forages anciens, les diagraphies existent sous format papier et afin de constituer une base de données numérique et pouvoir utiliser ces diagraphies par la suite au niveau des logiciels d’interprétations diagraphique et sismique, la vectorisation des diagraphies se fait au niveau du centre de vectorisation à l’aide du logiciel Neuralog+ pour obtenir un fichier numérique exploitable (sous format ASCII) à partir d’un document papier ou d’une image (figure 31).

47

Figure 31 : vectorisation d’une diagraphie à l’aide du logiciel Neuralog+.

IV.

Interprétation sismique L’interprétation sismique à la Division Evaluation des Bassins, se fait au niveau du centre

d’interprétation sismique en utilisant les deux logiciels d’interprétation : Petrel (acquis de chez la société Schlumberger) et Kingdom (acquis de chez la société IHS). Ces logiciels facilitent l’interprétation sismique qui prend moins de temps que l’interprétation manuelle. En effet, les résultats de l’interprétation sismique sont la cartographie des niveaux réservoirs et roches mères potentiels dans la zone d’étude et l’identification des prospects à moindre risque qui seront proposés pour le forage. Toutes les étapes de l’interprétation sismique 2D et 3D depuis le chargement des données sismiques et de forages jusqu’à la cartographie ont été revues sur les deux plateformes d’interprétation sismique Petrel et Kingdom ainsi que la corrélation lithostratigraphique entre les puits qui se fait au niveau de Petrel. Dans le but de s’initier à l’interprétation sismique, nous avons choisi d’interpréter les profils sismiques (figure 32) suivants dans le bassin d’Essaouira :

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Profil A : composé des lignes sismiques Es 344, Es 213, Es 229. Profil B : composé des lignes sismiques Es 122-2DS et Es 106-2DS. Ligne Es 19. Ligne ESG-301. Ces lignes sismiques donnent une vision globale sur le contexte géologique régional du bassin d’Essaouira et présente en mieux son évolution géodynamique. Le bassin d’Essaouiraest parmi les bassins les plus prospectifs au Maroc et qui présente un potentiel pétrolier prouvé et englobe plusieurs champs producteurs de gaz, condensat et huile (Meskala, Toukimt, Zelten, N’Dark, Sidi Rhalem, Jeer et Kechoula).

Figure 32 : Plan de position des profils sismiques et des puits projetés sur la section sismique.

L’examen général et l’interprétation de ces lignes sismiques nous a permis de mettre en évidence deux séries principales qui reposent sur le paléozoïque : La série post-rift qui est limitée à la base par la discordance de fin de rift (Break up unconformity). Cette série est formée d’un ensemble de réflecteurs parallèles entre eux,

49

continus et concordants et est affectée par l’inversion atlasique (alpine) qui a débuté au Crétacé terminal et a continué jusqu’à l’actuel sous un champ de contrainte orienté NordSud. La discordance de fin de rift « break up unconformity » est une discordance angulaire d’âge lias inférieur caractérisée par des «toplap érosif», son réflecteur a une amplitude moyenne. Elle scelle la série triasique-liasique affectée par le rifting. La série synrift comporte toute la série triasique composée du sel, argiles et grès qui constituent le réservoir triasique à partir duquel on produit du gaz et condensat dans le champ de Meskala. En plus de deux niveaux de dolérites représentées sur la sismique par des doublés : dolérite supérieure qui est limitée au sommet par la discordance de fin de rift qui la tronque par endroit, elle représente la limite inférieure du réservoir supra doléritique lorsqu’il est présent. Cette formation se caractérise par deux réflecteurs de fortes amplitudes. La dolérite inférieure est plus épaisse que la dolérite supérieure et se caractérise également par deux réflecteurs de fortes amplitudes. Cette dolérite n’était pas rencontrée dans le champ de Meskala. De point de vue structural, l’intervalle Trias-Lias est caractérisé par la distension liée au rifting de l’Atlantique central. Cette phase de distension est marquée par un système de failles normales et une série de demi-grabens allongés Nord-Sud, horsts et grabens (figures 33 et 35). Le début du Jurassique (Lias) a été caractérisé par un calme tectonique relatif et une subsidence thermique, à partir du «Break Up Unconformity », marqué par le dépôt des carbonates de plateforme interne du Lias Supérieur. Cependant, dans la partie Ouest du bassin, la tectonique salifère, accompagnée par des failles listriques, est active induisant un épaississement de part et d’autre des diapirs salifères (figure 34 et 36). Sous l’effet de la compression Alpine qui a débuté au Crétacé supérieur, le bassin a subi une légère inversion marquée par des failles inverses attachées à des plans de décollement au niveau du sel inférieur et des argiles, certaines de ces failles sont à l’origine des failles normales du rift qui ont été réactivées et ont rejoué en décrochements.

50

L’inversion a été également marquée par le développement de plis plurikilométriques de direction Est-Ouest, déversés vers le nord à l’Est du diapir de Tidsi et vers le sud à l’Ouest.

51

52

Figure 33 : Profil A composé des lignes sismiques Es 344, Es 213, Es 229.

53

S

ESG-106-2DS

Figure 34 : Profil B composé des lignes sismiques Es 122-2DS et Es 106-2DS.

ESG-122-2DS

NE

54

SW

Figure 35 : Ligne Es 19

NE

55

S

Figure 36 : Ligne ESG-301.

N

A partir de l’interprétation des données sismiques, des cartes structurales peuvent être établies :  Cartes en isochrones.  Cartes en isobathes.  Cartes en isopaques (temps et profondeur).  Cartes des attributs sismiques.

Après avoir mené les différentes études géologiques et géophysiques, les experts déterminent l'emplacement théorique d'un piège à pétrole : le prospect dont la présence des hydrocarbures serait confirmée par un forage qui est une opération coûteuse, surtout en offshore, et qui se chiffre en millions de dollars.

V.

Promotion des bassins sédimentaires L’ONHYM a opté pour une stratégie dynamique de promotion des bassins sédimentaires

marocains tout en mobilisant ses moyens techniques et financiers dans le but d’attirer le maximum de sociétés pétrolières internationales et de drainer de nouveaux partenaires. Cette stratégie est assurée par : -

La participation régulière aux manifestations internationales par des présentations techniques et des stands d’exposition.

-

Des campagnes de promotion porte à porte et générales.

-

Des présentations techniques et datarooms organisés à l’ONHYM.

-

La préparation et l’actualisation du matériel de promotion dans le centre de promotion qui fait partie de la Division Promotion et Suivi des partenariats.

-

La capitalisation de l’ensemble des données sur les bassins sédimentaires marocains en intégrant les nouveaux plays concepts développés.

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CONCLUSION GENERALE La période de stage que j’ai passé en sein des différentes divisions de la Direction d’Exploration Pétrolière s’est avérée très importante où j’ai fait le passage entre la vie d’apprentissage et la vie de pratique au sein d’une équipe agréable. Plus vaste, ce stage était une opportunité pour pratiquer mes connaissances et ainsi l’occasion pour enrichir mon savoir dans le domaine d’exploration pétrolière qui se fonde sur un cheminement complexe et fait appel à plusieurs disciplines et études d’ordre scientifiques et techniques de la géologie et la géophysique. Toutes ces études ont un objectif principal qui est l’identification des prospects prêts pour être forés, par le biais d’une interprétation sismique précise faite par des experts. Finalement l'exploration pétrolière est une activité complexe et coûteuse qui présente un risque important car même après toutes ces études, le risque de trouver le pétrole en quantités commerciales reste élevé et le seul test pour le prouver est le forage, une opération qui se chiffre en million(s) de dollars. Ce qui explique la raison pour laquelle l'exploration pétrolière ne soit pas à la portée d'un simple prospecteur, mais qu'elle est faite plutôt par des sociétés et même, le plus souvent, par des consortiums de sociétés pétrolières d’où l’intérêt des activités de promotion menées à l’ONHYM qui visent à attirer le maximum de partenaires pour investiguer les bassins sédimentaires marocains.

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LISTE DES FIGURES Figure 2: Organigramme de l'ONHYM. Figure2 : Organigramme de la direction d’exploration pétrolière. Figure 3: Représentation simplifiée d’un système pétrolier. Figure 4 : Evolution de la matière organique pendant la diagenèse, catagenèse et métagenèse. Figure 5: Migrations primaire et secondaire du pétrole conduisant à la formation d'un gisement. Figure 6: Principaux types de pièges à pétrole. Figure 7 : Dispositif du terrain. Figure 8 : le phénomène sismique. Figure 9 : Exemple de section sismique. Figure 10 : Schéma montrant le mode de propagation des multiples et des fantômes. Figure 11 : Maillage 2D. Figure 12: Dispositif d’enregistrement 2D. Figure 13: Dispositif 3D. Figure 14 : Point miroir et le plan miroir. Figure 15 : Couverture simple. Figure 16 : Couverture multiple. Figure 17 : Procédé de mesure. Figure 18 : Différents types de diagraphie avec leurs principes et l’application (SERRA O. 1979). Figure 19: Composantes internes du Rock Eval. Figure 20: Courbes et paramètres fournis par RE 6 standard. Figure21 : Analyse conventionnelle des carottes. Figure-22: Prosimètre à Hélium. Figure-23 : Interface du logiciel APPLILAB. Figure-24: Perméamétre. Figure 25: Matériel du centre de transcription. Figure 26: Section sismique scannée. Figure 27: Section sismique digitalisée. Figure28: Contrôle des fichiers SEGY par SeiSee. Figure29 : Logiciel interactive petrophysics. Figure 30 : Exemple d’interprétation diagraphique faite sur le logiciel interactive petrophysics. Figure 31 : Vectorisation d’une diagraphie à l’aide du logiciel Neuralog+. Figure 32 : Plan de position des profils sismiques et des puits projetés sur la section sismique. Figure 33 : Profil A composé des lignes sismiques Es 344, Es 213, Es 229. Figure 34 : Profil B composé des lignes sismiques Es 122-2DS et Es 106. Figure 35 : Ligne Es 19. Figure 36 : Ligne ESG-301.

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REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES

BENERCHID, A. 2004. Cartographie de la séquence du Crétacé de la zone Dakhla-Boujdour, style tectono—sédimentaire et son impact sur le potentiel pétrolier de cette séquence. Mémoire du stage de titularisation. ONHYM. Berja, B. 2014. Etude de l’évolution spatiale et verticale des réservoirs liasiques dans la zone d’Essaouira onshore. Mémoire de Master. Université Mohamed V Rabat Agdal-Faculté des Sciences. Berja, B. 2014. Genèse, répartitions et méthodes d’exploration des gisements d’hydrocarbures. Université Mohamed V Rabat Agdal-Faculté des Sciences. CHARAF, M.2014. Application des techniques de préparations et d’analyses géochimiques (Rock Eval, PRV et IAT) à des échantillons de forages SMA-101et SMA-1. Mémoire du stage de titularisation. ONHYM. CHLIEH, W. 2015. Introduction aux techniques de l’exploration pétrolière. Rapport de stage de découverte. Université Sultan Moulay Slimane. SERRA O. (1979) : Diagraphie différées (Tome I) « Interprétation des données diagraphiques ».Edition. SNEAP ELF PAU-France.

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