Les Systèmes Pétroliers en Algérie, en Lybie Et en Tunisie Dans Le Dévonien Et Le Silurien [PDF]

Zitiervorschau

Ministère de l’enseignement supérieur et de la Recherche Scientifique

Département BCP 2ème année Génie Pétrochimique

Rapport Projet Fin d’Année Sujet : Les systèmes pétroliers en Tunisie en Algérie et en Lybie dans le Silurien et le Dévonien. Réalisé par GAZANI ONDZE EULOGE DAVID Et encadré par Msr Hedi NEGRA

Année Universitaire : 2018/2019

Table des matières

Remerciements : ................................................................................................................................................4 INTRODUCTION : ..........................................................................................................................................6 I.1. Le Secteur d’étude .................................................................................................................................7 Le Bassin de Ghadamès .............................................................................................................................7 Le Potentiel de production – TOC .............................................................................................................8 I.2 Contexte structural des bassins de Ghadamès et de Jeffarah.............................................................8 I.3. Contexte géologique et géographique des bassins de Ghadamès.....................................................10 I.4. Paléogéographie du Sahara algérien (étage du silurien) ..................................................................10 II. Les Systèmes Pétroliers .............................................................................................................................12 II.1. Les Roches Mères Principales ...........................................................................................................12 II.1.1 La Roche Mère Silurienne ..............................................................................................................12 II.1.2. La Roche Mère Dévonienne ..........................................................................................................14 II.2. Les Roches Réservoirs ......................................................................................................................17 II.2.1 Les Roches Réservoirs Siluriennes ................................................................................................17 II.2.2 Les Roches Réservoirs Dévonienne ...............................................................................................18 II.3. ROCHES COUVERTURES .............................................................................................................21 III. Les Structures Pièges ...............................................................................................................................21 III.1. Les Piège Structuraux ......................................................................................................................22 III.2. Les Pièges stratigraphiques : ...........................................................................................................23 CHAP III : LE POTENTIEL PÉTROLIER DE CHAQUE SECTEUR ...................................................25 IV. Le Potentiel Pétroliers de chaque secteur ..............................................................................................26 IV.1. En Libye .............................................................................................................................................26 IV.2. En Algérie ..........................................................................................................................................26 Répartition géographiques des réservoirs d’hydrocarbures .....................................................................26 Répartition stratigraphiques des réserves d’hydrocarbures......................................................................28 IV.3. En Tunisie ..........................................................................................................................................30 Production et consommation d’hydrocarbures.........................................................................................30 CHAP IV : LES SYSTÈMES PRODUCTIFS .............................................................................................31 V. Les Systèmes Productifs ............................................................................................................................32 V.1.La Formation Acacus...............................................................................................................................32 V.2 Étude Litostratigraphique de la formation Acacus par les diagraphies différées ..............................33 V.3 Étude de Acacus A ............................................................................................................................34 1

V.4. Étude de l’Acacus B .........................................................................................................................34 V.6. Étude de l’Acacus C .........................................................................................................................35 V.7. Interprétation de la corrélation diagraphique .................................................................................36 V.7.1 Interprétation de la corrélation diagraphique de l’Acacus A .........................................................36 V.7.2 Interprétation de la corrélation diagraphique de l’Acacus B ..........................................................37 V.7.3 Interprétation de la corrélation diagraphique de l’Acacus C..........................................................37 V.8. DETERMINATION DES PARAMETRES PETROPHYSIQUES ...............................................38 Evaluation des possibilités de prospection dans le Sud-Ouest de la Tunisie et le nord du champ d'El Borma ..........................................................................................................................................................39 VI ÉTUDE DU BASSIN D’ILLIZI ...............................................................................................................41 VI.1 Les roches mères ..............................................................................................................................45 VI.2. Roches réservoirs ............................................................................................................................45 VI .3. Roches couvertures ........................................................................................................................45 VI .1. `La Roche mère silurienne ..............................................................................................................46 1.

La richesse en matière organique : ..................................................................................................46

2.

Le potentiel pétrolier résiduel (S2): .................................................................................................46

3.

Type de la matière organique ..........................................................................................................47

VI .2. La Roche Mère Dévonienne ............................................................................................................47 1.

La richesse en matière organique ....................................................................................................47

2.

Le potentiel pétrolier résiduel (S2) ..................................................................................................47

3.

Type de la matière organique (Diagramme IH / IO) .......................................................................48

Conclusion .......................................................................................................................................................49 Société canadienne des géologues pétroliers .................................................................................................50 Modélisation de la génération d'hydrocarbures et de leur expulsion ........................................................50 Formations Tannezuft et Aouinet Ouinine ...................................................................................................50 Mounir Ferjaoui, Abdelaziz Meskini et Mohamed Hedi Acheche .............................................................50 Références bibliographiques ..........................................................................................................................50 AISSAOUI N., ACHECHE M. H., BEN YAGOUB J., M’RABET A., NEHDI T., PEZZINO F. & SMAOUI J. (1996).- Silurian Acacus new play in Southern Tunisia.- Mem. Entreprise Tunisiennes d’Activités Pétrolières, n° 10, 1996, pp. 1-14. ................................................................................................50 Convention Rock the Foundation, du 18 au 22 juin 2001 ...........................................................................50 Société canadienne des géologues pétroliers .................................................................................................50

2

Liste des figures Figure 1 : Carte général pour notre étude ( Bassins producteurs )....................................................... 6 Figure 2 : Localisation du secteur d’étude ........................................................................................... 7 Figure 3 : contexte géologique de la zone a étudier (Mise en évidence des Bassins de Ghadamès et de Jeffarah)................................................................................................................................... 9 Figure 4 : Diagramme explicatif des systèmes pétroliers dans le bassin de Ghadamès, montrant des chronostratigraphies régionales, les migrations, et les intervalles de roches mères du Silurien inférieur (Formation de Tanezuft) et du Dévonien moyen (These_Adel_JABIR) .................... 16 Figure 5 : Isopaques, maturation et COT dans les argiles radioactives du Frasnienhttp( le développement des hydrocarbures en chiffres géologie de l’algérie) ........................................ 17 Figure 6 : Nomenclature stratigraphique et datation des séries sédimentaires du Paléozoïque définies au Nord du bassin de Ghadamès (Région tripolitaine et sud de la Tunisie) et au Sud du bassin de Ghadamès (Section géologique de la zone d’Al Qarqaf) d’après Massa (1988). ................. 20 Figure 7 : Roches couverture dans le Silurien et le Dévonien ........................................................... 21 Figure 8 : Bassin de Ghadamès et Arc Al Qarqaf(These_Adel_JABIR)........................................... 23 Figure 9 : Profil N-S depuis le Bassin de Ghadamès au Nord jusqu’au Bassin de Murzuq au Sud (d’après Galeazzi et al., 2009). .................................................................................................. 24 Figure 10 : Réserves pétrolières prouvées ......................................................................................... 26 Figure 11 : Sections simplifiées à travers des parties choisies de la plate-forme saharienne. La grande exagération est nécessaire pour donner un point de vue de la création régionale de ces bassins.S. Galeazi & al., (2010), modified ................................................................................ 28 Figure 12 : Pourcentage de répartition selon les bassins ................................................................... 29 Figure 13 : Carte synthétique de la zone a étudier ............................................................................. 33 Figure 14 : Description des unités gréseuses de l’Acacus A dans le puits P2 ................................... 34 Figure 15 : Description des unités gréseuses de l’Acacus B dans le puits P2 ................................... 35 Figure 16 : Stratigraphie du bassin de Ghadamès et corrélation de la formation l’Acacus(Réservoirs et piéges 2009/2010SoussiMohammed) .................................................................................... 36 Figure 17 : Localisation de la zone à étudier ..................................................................................... 40 Figure 18 : Log représentant les structures et l’emplacement géologique du bassin......................... 42 Figure 19 : Carte isopaque silurienne, basée sur les données des puits, exception le bassin de berkine les épaisseurs sont estimés par les données sismiques, TOTAL (2010). ...................... 43 Figure 20 : Vue d’ensemble sur les différents et les failles qui les composent ................................. 44

3

Remerciements : Je veux présenter mes vis remerciements a Mr Hedi Negra pour son soutien, ses conseils et son encadrements durant le déroulement de ce projet. Également un grand merci a toutes les personnes qui m’auront été de près ou de loin a la réalisation de ce travail.

4

CHAP I : INTRODUCTION (SECTEUR D’ÉTUDE GÉOGRAPHIQUEMENT ET GÉOLOGIQUEMENT)

5

INTRODUCTION : Exploré depuis le début des années 50, le bassin de Ghadamès, dans le sud de la Tunisie, est l’un des bassins tunisiens matures en matière d'exploration d'hydrocarbures. Au début des années soixante, la découverte du gisement géant d’El Borma, doté de réserves récupérables de plus de 1 milliard de barils de pétrole dans les grès TAGI du Trias moyen ont stimulé l’exploration dans la surface. Récemment, la re entry d’un ancien puit a testé le pétrole et le gaz provenant du Silurien supérieur caractérisé par une faible résistivité grès Acacus. Durant cette étude on s’est donc proposé d’étudier les systèmes pétroliers en Tunisie en Algérie et en Libye dans le Silurien et le Dévonien. Pour réaliser notre étude, on a donc commencé par recenser les systèmes pétrolier possible situé dans ses trois pays. Puis nous nous sommes intéressés sur les systèmes pétrolier dit « productif ». Nous essayerons de comprendre pourquoi la production varie d’un pays a l’autre qu’ils ont le même bassin en commun. De même il sera utile de rechercher les systèmes pétroliers en détaillant les caractéristiques de chacune de leurs roches principales. Notre étude sera donc subdivisée en 3 parties ; dans la première nous étudierons la roche mère silurienne et dévonienne dans son ensemble ; dans la seconde partie, nous parlerons des systèmes pétroliers dans le Silurien et le Dévonien et enfin dans la 3eme partie nous étudierons les systèmes pétroliers productifs. Cette partie sera finalisée par une synthèse composé d’une étude comparé ou nous répondrons a la question concernant les différences de production entre les régions.

Figure 1 : Carte général pour notre étude ( Bassins producteurs ) 6

I.1. Le Secteur d’étude

Nous étudierons les régions qui ont en commun le bassin de Ghadamès a savoir la Tunisie, la Libye et l’Algérie.

Le Bassin de Ghadamès Localisation : Il fait partie de la plate-forme saharienne. Il s'étendait sur plus de 200 000 km² de l’Algérie orientale à l’ouest de la Libye et au sud de la Tunisie. Le bassin de Ghadamès est limité au nord de l'Ouest vers l’Est, l’arche de Telemzane et à l’est du bassin de Jeffara. Au Sud-Ouest et au Sud-Est, il est séparé des bassins d'Illizi et de Murzouk par des sommets structurels de longue vie Le bassin des Ghadamès est une province pétrolière établie, comme en témoigne les nombreux champs de production.

Figure 2 : Localisation du secteur d’étude

7

Du pétrole a également été découvert dans le Dévonien inférieur et récemment dans les grès du Silurien supérieur. Les empreintes géochimiques indiquent que le pétrole et le gaz découverts dans le bassin de Ghadamès sont issus de deux roches mères principales : la partie médio-supérieure Schistes chauds dans le Dévonien et le basal Silurien. Ils ont été déposés pendant des événements transgressifs associés à l'élévation du niveau de la mer. Leur distribution latérale est étroitement contrôlée par le soulèvement hercynien et l’érosion associée.

Le Potentiel de production – TOC Les deux (roches mères principales) ont un excellent potentiel de production de pétrole :

-Teneur en COT allant de 2 à 15% -Indices d’hydrogène compris entre 350 et 700 mg HC / g de COT. Les limites aériennes des parties génératives du bassin se déplacent de la partie la plus profonde du bassin du Sud jusqu’au Nord. Génération et expulsion associée d'hydrocarbures de la roche source du Silurien a commencé pendant carbonifère avec des épisodes importants de Jurassique et du Crétacé, tandis que la roche source dévonienne est restée à maturité marginale sur de vastes étendues d’hydrocarbures importants à expulser. Cependant, dans le Sud de la zone étudiée, le Dévonien est entré dans la fenêtre pétrolière du Jurassique supérieur et a Crétacé supérieur. Les hydrocarbures générés sont déversés dans les pièges potentiels par la verticale des failles, des lits porteurs paléozoïques d’étendue régionale et en particulier du Trias basal sables au-dessus de la discordance hercynienne fournissant ainsi un chemin efficace sur une longue distance de migration latérale. L'évaluation de la génération et du timing des hydrocarbures de la migration ont des implications cruciales en termes de développement du Paléozoïque.

I.2 Contexte structural des bassins de Ghadamès et de Jeffarah

Les évènements tectoniques dans la zone d’étude, pour la plupart mineurs, sont enregistrés par des discordances reflétant l'inclinaison, le soulèvement et l'érosion des axes structuraux intracratoniques à différentes périodes du Phanérozoïque.

8

Figure 3 : contexte géologique de la zone a étudier (Mise en évidence des Bassins de Ghadamès et de Jeffarah)

9

I.3. Contexte géologique et géographique des bassins de Ghadamès

S’étendant en Tunisie, en Algérie, et jusqu’au Nord-Ouest de la Libye, le Bassin de Ghadamès est situé dans le Bouclier africain. Géologiquement, il est delimité , au Nord par les hauts structuraux de Nafusah, au Sud par les structures d’Al Qargaf et à l'Ouest par les hauts structuraux d’Amguid–El Biod. À l'est, la limite du bassin n'est pas clairement définie car elle s’étend jusqu’au flanc Ouest du Bassin de Syrte en Libye. Les formations sédimentaires identifiées dans les bassins de Ghadamès présentent des âges allant du Cambrien au Paléocène. Les dépôts sédimentaires deviennent de plus en plus épais et montrent un enregistrement plus continu au centre du bassin. Les données de sub-surface indiquent que le plancher (délimité́ par la discontinuité́ panafricaine) du bassin de Ghadamès plonge vers l’ouest (la limite se situant entre la Libye et l’Algérie). C’est là que l’on enregistre un maximum d’épaisseur des séries sédimentaires autour de 5 000 m (Goudarzi et Smith, 1978). Ces dépôts sédimentaires sont composés principalement d’alternance de sédiments argileux et de formations sableuses en accord avec les cycles de transgression et de régression marins. Les formations sédimentaires les plus anciennes dans la zone d'étude sont datées au Cambrien. Elles sont composées de conglomérats, de grès à matrice argileuse avec des passages silteux et de quartzites appartenant à la Formation dite d’Hasawnah. La transgression postglaciaire du Silurien inférieur a entrainé́ la mise en place de dépôts d’argiles profondes très épaisses « hot shales » (identifiées dans la Formation de Tannezuft). Un intervalle de 20 à 100 m d’épaisseur de cette formation est particulièrement riche en matière organique et constitue une excellente roche mère pour le système pétrolier de ce bassin. Les formations supérieures alternées avec des séries d’argiles profondes du Silurien supérieur ont été́ déposées lors de la régression à la fin du Silurien. Les grès et les argiles continentaux du Dévonien inférieur sont recouverts par une alternance de grès et d’argiles marines peu profondes. (Klitzsch, 1981).

I.4. Paléogéographie du Sahara algérien (étage du silurien) Vers la fin de l’Ordovicien, le Sahara algérien se trouve relativement près du pôle Sud. De ce fait, la paléogéographie de la région à cette époque et au Silurien inférieur est parti- culièrement intéressante. Un cadre bio stratigraphique ayant été établi auparavant, basé principalement sur les graptolites Diplograptides [Legrand, 1999], on a tenté de reconstituer étage par étage, l’évolution de la région. Il est suggéré qu’il convient de distinguer, la transgression glacio-eustatique qui se développe globalement selon toute vraisemblance du nord vers le sud pour s’achever à l’Ashgillien supérieur, voir terminal, de la transgression « silurienne ». Celle-ci, due à des mouvements épirogéniques, au jeu de la sédimentation et de la subsidence, celle ci commence à l’Ashgillien terminal et se développe globalement du sud-est vers le nord-ouest à partir d’un bassin hoggarien hypothétique améliorant progressivement ses communications avec des mers plus septentrionales à l’est puis à l’ouest.

10

CHAPITRE II : SYSTÈME PETROLIERS POSSIBLE ET PRODUCTIFS (ROCHE MÈRE, RESERVOIRS, COUVERTURE ET STRUCTURE PIÈGE)

11

II. Les Systèmes Pétroliers II.1. Les Roches Mères Principales II.1.1 La Roche Mère Silurienne

La roche mère silurienne avec des valeurs de TOC allant jusqu’a 12% dans certains Bassins, constitue la principale roche mère Paléozoïque bien que les séquences Ordoviciennes et Dévoniennes, présentent également des niveaux de roches mères intéressants avec des valeurs de TOC atteignant 4% au niveau du Bassin. En Algérie par exemple cette période est caractérisée par une sédimentation terrigène fine, argileuse en milieu marin. Cette série d'apparence homogène (environ 600m) est représentée par des argiles noires à graptolites et des argiles à passées gréseuses et rares bancs carbonatés. Les argiles noires constituent un repère stratigraphique connu sur l'ensemble de la plate-forme saharienne. En Tunisie, il s’agit de :

-Fegueguira -Tannezuft Localisation : Au niveau du bassin de Ghadamès, Compositions : Ces formations correspondent à des alternances de centaines de mètres de grés et argile formant des complexes argilo-gréseux jouant le rôle d’une couverture. La formation Tannezuft est constituée par des argiles marines profondes, définies à sa base par des argiles à graptolites et des argiles intercalées avec des grés à stratifications entrecroisées et ondulées. Elle comprend toute la séquence des argiles qui se dépose sur les sables de Mamouniyat d'âge Ordovicien supérieur et sous-jacente à la Formation d'Acacus d'âge Silurien moyen a supérieur. Les séries sédimentaires les plus profondes de cette formation ont tendance à être des argiles riches en matière organique, probablement déposées sous une colonne d'eau stratifiée avec des eaux de fond anoxiques (Klitzsch, 1968). Les grés siluriens sont affectés juste après leur dépôt par plusieurs phases de cimentation : silicieuse, argileuse décarbonatée, suivi d’une dissolution qui a engendré une forte porosité ce qui favorise la formation des réservoirs. Epaisseur : présente jusqu’à 700m Potentialité : Le carbone organique total le plus élevé (COT) dans les argiles du Silurien inférieur et du Dévonien moyen-supérieur se situent dans l'intervalle de « hot shales » radioactives du contexte général des bassins de Ghadamès et de Jeffarah. Dans le Bassin de Ghadamès, on a la formation Tannezuft, le faciès de « hot shales » de cette Formation est une excellente roche mère. Le type de matière organique est celui d’un kérogène amorphe de type II ; pour un COT d’environ 7%. 12

Dans le bassin de Jeffarah, cette roche mère est d’épaisseur de 10 à 70m avec une moyenne de 30 m (Mejri et al., 2006). Ils sont considérés comme étant d'excellentes roches mères. Le type de matière organique est celui d’un kérogène de type II (Bouaziz et al., 2015) ; pour un COT allant de 2% à 16%.

En Algérie, cette roche mère comprend des argiles radioactives : Localisation : Totalité de la plate forme saharienne. Quelques régions en sont dépourvues par suite de l’érosion hercynienne. Composition : composé d’argiles à Graptolites traduisant la généralisation d'un milieu franchement marin à toute la plate forme saharienne. Épaisseur : 240 à 450 m, d’apparence homogène, appelée argiles à Graptolites traduit la généralisation d'un milieu franchement marin à toute la plate forme Saharienne. Type de matière organique : Kérogène à gaz sec et condensât dans le centre et le Nord des bassins de Reggane et Tindouf, dans le centre du Bassin de Ghadamès et de l'Oued Mya ,dans le centre et le Nord Ouest du sillon de Sbaa et enfin dans les bassins de Timimoun, Ahnet, Béchar, Mouydir. Ce même kérogène est en phase à huile dans le reste de la province triasique, dans le bassin d'Illizi, dans la partie Sud des bassins de Reggane et Tindouf, dans la partie Est du bassin de Reggane aux abords de l'Ougarta et enfin dans le Sud Est du sillon de Sbaa. Ce kérogène est souvent immature comme c'est le cas pour le Sud Est du sillon de Sbaa, aux abords de la voûte d’Azzène. COT : On distingue trois zones : - Une zone moyenne, à l’Est où le COT varie de 0.62% à 1%. - Une zone riche, située au centre avec des valeurs de COT de 1 à 2%. - Une zone très riche, à l’Ouest, autour des puits présentant des valeurs de COT allant de 2 à 3.89%.

En Libye : Localisation : Région de Ghadamès, en Libye Épaisseur : 0 à 30 m d'épaisseur. Cette valeur augmente sensiblement vers l'ouest et vers le nord, où des épaisseurs allant jusqu'à 150 m se produisent dans la région de Berkine dans la partie centrale au nord. L'épaisseur de « hot shales » du Frasnien est réduite en raison de l'érosion hercynienne le long des flancs nord et ouest (Underdown et Redfern, 2008). Composition : faciès d’argile et calcaire mixte COT : 2 - 4% Type de matière organique : kérogène de Type I et II (Hrouda et al., 2002). 13

II.1.2. La Roche Mère Dévonienne

Généralités

Le Dévonien, période de l’ère primaire, est à la charnière de deux cycles orogéniques : sa base marque la fin de l’orogenèse calédonienne avec la phase ardennaise et la mise en place des bassins sédimentaires du cycle hercynien ou varisque, dont l’évolution géodynamique se poursuivra jusqu’à la fin du Permien. Le sommet du Dévonien est marqué par la phase orogénique bretonne ou ligérienne qui constitue les prémices des autres déformations du cycle hercynien. Un des traits majeurs du Dévonien est la naissance du continent des vieux grès rouges, du Sud des îles britanniques à la Pologne, bordé au Sud par un domaine marin. Le Dévonien est marqué par de nombreux évènements catastrophiques ainsi que le développement des vertébrés aquatiques, l’apparition des plantes vasculaires et l’émergence des vertébrés à respiration aérienne (Tucker et al., 1998). Sur le plan biologique. Au Dévonien, la sédimentation est de 1000 à 1500 m de puissance, sa durée oscille entre 56 et 66 Ma (estimation selon plusieurs auteurs). Le dévonien est présent en Libye sur les bords ouest et sud du Gargaf ou Djebel Fezzan, le long des flancs ouest et est du bassin de Mourzouk et dans le bassin de Koufra : Dohone, Djebel Aouenat et Djebel Hauaisc. Le Dévonien est connu pour ses puits dans le sud de la Tunisie, dans le bassin de Ghadames en Libye, dans l'est de la Tripolitaine, dans le Zegher et autour du bassin de Mourzouk. Le Dévonien est subdivisé en unités lithologiques qui sont fréquemment extrapolées d’un bassin à l’autre mais dont la position par rapport aux étapes de référence est encore imprécise. Les interlits argilo-sableux du haut Acacus pourraient représenter, en partie, l'équivalent de la zone de passage post-LudlowGedinnienne. Le Dévonien lui-même est subdivisé en trois unités principales : La formation de Tadrart, la Formation Emgayet, la formation Aouinet-Ouenine.

-Le Dévonien inférieur : Les réservoirs gréseux du Dévonien inférieur contiennent les réserves de gaz les plus importantes des gisements découverts à ce jour dans les Bassins de l’Ahnet et Timimoun. Les données bio stratigraphiques indiquent des discontinuités entre le Siégénien et le Gédinnien et au sein de l’Emsien. Durant le Dévonien inférieur et moyen, le bassin de l’Ahnet apparaît comme une large synéclise à faible relief. Il existe de nombreuses zones à forte épaisseur, cependant la tendance régionale est claire : l’épaississement se fait vers le Nord dans le bassin de Timimoun et l’Ahnet. Le Dévonien inférieur n’est pas sismiquement cartographiable et les données de puits indiquent que son épaisseur est relativement constante, ce qui suppose que de nombreuses structures actuelles ont connu de faibles mouvements pré-givétiens et étaient rajeunis à l’Hercynien. Les affleurements des différents récifs étudiés se situent dans les zones les moins épaisses, ils coïncident avec la marge occidentale du bassin.(https://pastel.archives-ouvertes.fr/pastel-00002484)

-Le Dévonien moyen : L’axe du Nord du bassin de l’Ahnet est NW-SE, presque en conformité avec ce qui a précédé. Un autre axe s’individualise dans le sens E-W avec un maximum d’épaisseur, vers l’Est, de 200 m (Fig. I.5). Les événements tectono-sédimentaires ont pour origine des mouvements 14

épirogéniques qui ont affecté le Gondwana. La plate-forme dévonienne émerge progressivement et bascule vers le NW. Durant le Dévonien moyen, une période de régression très courte est suivie par une transgression pendant laquelle les conditions marines se sont réinstallées sur toute la région et une séquence essentiellement argileuse s’est déposée avec une série de carbonate.

-Le Dévonien supérieur : De subsidence rapide, l’épaisseur du Dévonien supérieur est de l’ordre de 2000 m. Les dépôts marins s’étendent plus au Sud. Ils sont représentés par des argiles et forment également une roche-mère dans la région. Les axes des directions de bassins sont conservés, le dépocentre le plus important se situe approximativement au Sud du bassin et au Nord de la région d’étude. La Formation Aouinet-Ouenine : Localisation : Tunisie, dans le bassin de Ghadamès Composition : Elle correspond à des dépôts silliciclastiques et des dépôts terrigènes de carbonates d’âges Dévonien. En Algérie, les assises qui séparent les réservoirs du Dévonien, représentent de bonnes roches- mères.

Les Séries argileuses

Localisation : Bassin d’Illizi Composition : Séries argileuses, de teinte gris- brune à gris- noire, souvent indurées, silteuses, à fréquentes passées de calcaires argileux gris- bruns ou blanchâtres. La répartition des argiles montre que dans les Bassins de Ghadamès, d'Illizi, du Mouydir, d'Ahnet, de Timimoun, du sillon de Benoud, on trouve des niveaux riches en matière organique. Épaisseur : 170 m. La plus grande épaisseur est localisée au Sud- Est de la région, avec une valeur 200,5m. Le Dévonien est l'étage du Paléozoïque qui a le plus grand intérêt des géologues pétroliers pour sa richesse relative en Hydrocarbures en Algérie. Type de matière organique : Kérogène de type II et de type III, correspondent à un milieu continental à tendance marin. Le kérogène est immature au Sud Est du sillon de Sbaa. Il est en phase à huile dans les bassins d'Illizi, de Ghadamès (excepté au centre), le sillon de Sbaa (sauf le SE) et la bordure sud des bassins de Tindouf et Reggane. En revanche, dans les bassins de Timimoun, de l'Ahnet, dans le centre des bassins de Tindouf, de Reggane et de Ghadamès, le kérogène est en phase à gaz (gaz sec à condensât).

15

Figure 4 : Diagramme explicatif des systèmes pétroliers dans le bassin de Ghadamès, montrant des chronostratigraphies régionales, les migrations, et les intervalles de roches mères du Silurien inférieur (Formation de Tanezuft) et du Dévonien moyen (These_Adel_JABIR)

16

Figure 5 : Isopaques, maturation et COT dans les argiles radioactives du Frasnienhttp( le développement des hydrocarbures en chiffres géologie de l’algérie) II.2. Les Roches Réservoirs

II.2.1 Les Roches Réservoirs Siluriennes

Le Silurien La retraite de la calotte glaciaire à la fin de l'Ordovicien, fut suivie d'une grande transgression marine, due en partie à la fonte des glaces, et qui s'étend sur une grande partie de l'Afrique du Nord et de l’Arabie. La Formation Acacus

Localisation : dans le Bassin de Ghadamès, où elle a été divisée en trois unités : unités inférieure, moyenne et supérieure.

17

Evénement tectonique : Cette formation a été mise en place suite à un soulèvement (la structure d’Al Qarqaf) et une érosion post-silurienne généralisée autour de la marge du bassin, laissant les sables de l’Acacus progressivement plus âgés, sous les sédiments du Dévonien. L’Acacus inférieur est le mieux développé sur le flanc sud du bassin, au nord de la structure d'Al Qarqaf. Composition : Les grés de l’Acacus se composent de grès ferrugineux, fin à grossier, avec des structures ondulées, et des grès grossiers à structures ondulées et entrecroisées, intercalés avec des lits mineurs d’argiles grises et vertes. Teneur en sable : comprise entre 60 et 80 %. Elle diminue régulièrement vers le nord où elle est d'environ 20 %. Porosité : moyenne de 20 à 25% dans le sud diminue de 12 % à 15% dans le nord. Perméabilité : Les valeurs de perméabilité sont généralement autour de 100 mD. L’Acacus inférieur est la principale unité de production de la Formation Acacus en Libye. La Formation réservoir de Mamouniyat Localisation : Dans le secteur libyen du bassin de Ghadamès Composition : Il se compose principalement de grès fins et de grès conglomératiques, avec une faune rare, contenant des brachiopodes ashgilliens (Hirnantia et Plectothyrella). Elle représente le deuxième cycle glacio-marin, et est recouverte par l’argile de Tanezuft du Silurien (Klitzsch, 1981). Les sables deltaïques et périglaciaires qui caractérisent la Formation de Mamouniyat dans le bassin de Murzuq et dans la structure d'Al Qarqaf passent vers le nord à des faciès marins ouverts avec des faciès carbonatés et avec une augmentation de la teneur en argile. Dans le nord du bassin, ces séries manquent totalement. La qualité du réservoir dans les sables de Mamouniyat diminue avec la profondeur, mais elle est améliorée dans certaines zones par la présence de failles et de fractures (Hallett, 2002).

II.2.2 Les Roches Réservoirs Dévonienne La Formation de Tadrart (Lochkovien – Praguien)

Localisé en Algérie, le Tadrart a une large extension sur le bassin et les caractéristiques du réservoir sont liées à la profondeur de l'enfouissement.Cette Formation est constituée de grès d’épaisseur variable (environ 400 m) appartenant à des environnements continentaux et marins. Elle est composée de grès massif à structures entrecroisées avec des passages argileux ferrugineux. La partie supérieure est caractérisée par de minces stratifications de grès fins, riche en débris de plantes fossiles (Mamgain, 1990). Des surcroissances de quartz se produisent dans les grès de Tadrart à faible teneur en chlorite. Cependant, lorsque le chlorite est abondant, la sillicification secondaire est inhibée. Les grès de Tadrart sont fréquemment cimentés par les ciments carbonatés, et la porosité peut être augmentée là où le ciment est carbonaté ensuite peut être éliminé par lessivage. 18

Les événement tectoniques rencontrés sont une large extension dans le Tadrart sur le Bassin et les caractéristiques du réservoir sont liées à la profondeur de l'enfouissement. La porosité varie de 15 à 20 % au sud, de 8 à 10 % au centre du bassin et de 11 à 14 % au nord (Hallett, 2002). La Perméabilité est réduite par le blocage des seuils de connexion des pores du a la présence d’illite. La Formation Emgayet Elle est composé d’une séquence conformable argileuse-sableuse plus marine est attribuée à Emsien de la Formation Emgayet dans le bassin de Ghadamès (cette séquence se poursuit dans la partie inférieure du Dévonien moyen dans le bassin de Mourzouk), Formation de Ouan Kasa sur le flanc ouest et Emi Magri sur le flanc est. La Formation d’Ouan Kaza (Emsien) D’épaisseur de 10 à 120m ; elle se caractérise par une succession de silts intercalés, de grès argileux et de grès fins qui reposent de manière conforme sur la Formation de Tadrart. Les meilleures caractéristiques du réservoir se trouvent sur le flanc sud du bassin, où l’Ouan Kaza inferieur montre un bon développement des sables côtiers et deltaïques. Plus au nord, il passe à un faciès plus calcaire et argileux. La Formation d'Ouan Kasa s’est déposée lors d'une modeste transgression des premières mers Dévoniennes dans les bassins de Murzuq et de Ghadamès. La présence d'oolites ferrugineuses et de structures ondulées à différents niveaux de la séquence suggèrent une agitation du milieu. Une faune marine complète est préservée, avec de nombreux horizons oolitiques. Elle a également été́ plus affectée par la tectonique du Dévonien moyen et l'érosion subséquente. Les roches réservoirs dans la Formation Awaynat Wanin Elle se trouve a l'Ouest de Jabal Al Qarqaf. Cette formation est constituée d’alternances d’argiles, silts et de grès. Elle contient à la fois des éléments radioactifs et du calcaire, et est datée de l’Eifelien au Famennien définie sur la base de la microfaune, de la macrofaune et de la microflore (Bellini et Massa, 1980; Banerjee, 1980; Belhaj, 1996). Elles sont plus variables que dans le Dévonien inferieur. Les sables individuels sont généralement minces, localement restreints et la qualité́ du réservoir est généralement médiocre, sauf près de la source d'apport de sables.

19

Les niveaux réservoirs sableux d'Eifelien Ils sont mieux développés en Algérie. Cette unité́ n'est pas bien développée en Libye. Un deuxième horizon de réservoir est identifié dans la séquence d’Eifelien- Givétien, connu sous le nom de réservoir F3 en Algérie. Il s'étend sur le territoire libyen. Composition : Contient de grandes accumulations de condensats de gaz dans des pièges stratigraphiques à Alrar en Algérie et Al Wafaa en Libye (Hallett, 2002). Les sables de Tahara Situées en Algérie, leurs extensions est très marquées sur une grande partie des champs gaziers en Algérie, et des champs de pétrole en Libye. Le réservoir de Tahara a été́ alimenté par la migration à travers les sables d'Awaynat Wanin et l'huile a été piégée par les argiles situées entre le Dévonien et le Carbonifère. Des réservoirs moins développés ont été trouvés dans les grès carbonifères, mais ces unités sont peu profondes et généralement insignifiantes (Hallett, 2002).

Figure 6 : Nomenclature stratigraphique et datation des séries sédimentaires du Paléozoïque définies au Nord du bassin de Ghadamès (Région tripolitaine et sud de la Tunisie) et au Sud du bassin de Ghadamès (Section géologique de la zone d’Al Qarqaf) d’après Massa (1988). 20

II.3. ROCHES COUVERTURES

En Tunisie :

Figure 7 : Roches couverture dans le Silurien et le Dévonien En Algérie :

Le Silurien : Les formations Siluriennes de la Plate-Forme Saharienne sont considérées d’une part comme roches mères composées d’horizons argileux et d’autre part comme roches couvertures pour les réservoirs de l’Ordovicien supérieur. On les rencontre à Moukhag El Kebach ainsi que dans le Bassin de l'Oued Mya ou à Guaret El Gueffoul et Hssi Msari dans le bassin de l'Ahnet. Le Dévonien : Il s'agit surtout des argiles frasniennes et Famenniennes, situées dans l'ouest saharien (bassin de Teguentour et bassin de In Salah) et dans les bassins du sud-est saharien.

Argiles situées entre le Dévonien et le Carbonifère : constitue un piège pour le réservoir de Tahara en alimentant la migration à travers les sables d'Awaynat Wanin et l’huile.

III. Les Structures Pièges

Les gisements pétroliers ou gaziers exploitables occupent des volumes fermés créés par des déformations des couches géologiques. Ces volumes, appelés pièges, doivent être suffisamment grands pour que l’exploitation du gisement soit économiquement viable. Suivant les limites de notre étude on aura donc noté plusieurs structures piège allant de piège structuraux au piège stratigraphique, au cours de notre étude, on aura constater la présence de plusieurs pièges structuraux potentiel et d’un anticlinal jouant un rôle important dans le développement des bassins principaux : 21

III.1. Les Piège Structuraux

Discordance calédonienne Localisation : formation Acacus Les formations supérieures alternées avec des séries d’argiles profondes du Silurien supérieur ont été́ déposées lors de la régression à la fin du Silurien (Klitzsch, 1981). Elles constituent la Formation Acacus. Cette discordance calédonienne délimite les dépôts sédimentaires du Silurien de la succession des formations du Dévonien qui les recouvre.

- La discordance hercynienne Localisation : Bassin de Ghadamès Les hydrocarbures générés sont déversés dans les pièges potentiels par la verticale des failles, des lits porteurs paléozoïques d’étendue régionale et en particulier du Trias basal sables au-dessus de la discordance

hercynienne

fournissant ainsi

un

chemin

efficace

pour

une

longue

migration

latérale. L'évaluation de la génération et du timing des hydrocarbures de la migration ont des implications cruciales en termes de développement du Paléozoïque. La sédimentation du Dévonien supérieur au Carbonifère était principalement marine peu profonde avec des influences fluvio-deltaïques. La phase hercynienne a produit une érosion étendue, des mouvements verticaux du sous-sol et de larges structures anticlinales.

Formation Assedjeffar : Plus au Sud du Bassin du Ghadamès le Carbonifère correspond à sa base aux argiles et intercalations de calcaires ou de dolomie en plaquettes de la Formation Assedjeffar, qui a été traversée dans les puits du bassin de la Jeffara.

- Discordance régionale Les séries sédimentaires du Dévonien sont exposées le long de la bordure du Bassin de Ghadamès. Dans la partie centrale du Bassin, on peut trouver une séquence presque complète de séries sédimentaires dévoniennes. La limite inferieure de cette séquence est une discordance régionale majeure, la discordance ardennaise qui est présente dans la plupart des Bassins du Paléozoïque en Afrique du Nord (Belhadj, 1996). Dans le Bassin de Ghadamès, les facies changent progressivement de dépôts détritiques côtiers à deltaïques au sud pour s’ouvrir à des faciès marins au nord, constitués principalement d’argiles, de grès fin et de quelques minces couches carbonatées constituées d’ammonites, et d’ostracodes (Weyant et Massa, 1991). Près de la limite Frasnien-Famennien, des argiles radioactives noires sont présentes. Les formations

22

Dévoniennes de la Libye ne sont pas particulièrement adaptées à la recherche de conodontes et à la définition des biozones. Seules quelques couches carbonatées donnent un petit nombre de faunes isolées.

- Une discordance régionale Présente au sommet du Silurien en raison des mouvements épeirogéniques de la phase calédonienne.

III.2. Les Pièges stratigraphiques :

On trouve des Failles stratigraphiques a Alrar en Algérie et Al Wafaa en Libye. Ils s'étendent sur le territoire libyen et contient de grandes accumulations de condensats de gaz.

Anticlinal : - Structure haute d’Al Qarqaf La structure haute d’Al Qarqaf localisée au Sud du bassin de Ghadamès présente une orientation structurale OSO-ENE et sépare le bassin de Murzuq du bassin de Ghadamès en Libye.

Figure 8 : Bassin de Ghadamès et Arc Al Qarqaf(These_Adel_JABIR)

23

Figure 9 : Profil N-S depuis le Bassin de Ghadamès au Nord jusqu’au Bassin de Murzuq au Sud (d’après Galeazzi et al., 2009).

24

CHAP III : LE POTENTIEL PÉTROLIER DE CHAQUE SECTEUR

25

IV. Le Potentiel Pétroliers de chaque secteur IV.1. En Libye Dans le secteur Libyen, le potentiel pétrolier est très élevée, la Lybie étant le pays d’Afrique dotée des réserves de pétroles les importantes. Depuis plus d’un an, la production, qui s’équilibre autour de 1 million de b/j, est certes très en deçà des capacités, mais plutôt satisfaisante compte tenu de la situation politique. Total ( 31000 B/J en 2017, contre 14000 en 2016 et en 2015 ) a ainsi annoncé en mars le rachat des 16,33% des parts détenues par Marathon dans le joint-venture Waha Oil Company.

Figure 10 : Réserves pétrolières prouvées IV.2. En Algérie

Répartition géographiques des réservoirs d’hydrocarbures La presque totalité des réserves découvertes à ce jour se situe dans la partie est du Sahara. Si nous analysons cette répartition géographique sur la base d'un découpage du domaine minier en plusieurs provinces pétrolières plus ou moins homogènes, nous constatons ce qui suit:

26

• 67% des réserves initiales en place en huile et en gaz sont renfermées dans les provinces de Oued Mya et de Hassi Messaoud, où sont situés les deux gisements géants de Hassi Rmel (gaz) et Hassi Messaoud (huile) • Le bassin d'Illizi occupe la 3ème position avec 14% des réserves initiales en place • Puis viennent les bassins de Rhourde Nouss (9%), Ahnet Timimoun. Si nous associons maintenant à cette analyse la nature des hydrocarbures, nous constatons ce qui suit : • la province de Hassi Messaoud-Dahar correspondant à l'un des plus importants événements tectoniques du Sahara, renferme 71% des réserves en huile • la province d’Oued Mya correspondant à un bassin essentiellement Mésozoïque, renferme surtout du gaz (50% des réserves) et une partie d’huile (6%). • le bassin d'Illizi lui, essentiellement Paléozoïque, renferme, en pourcentage, autant d'huile (15%) que de gaz (14%). • les provinces de Rhourde Nouss et de Ghadamès correspondant à des bassins dont l'histoire géologique est un peu complexe (Paléozoïque et Mésozoïque) renferment 19% du gaz (essentiellement à Rhourde Nouss) dont presque la moitié probable ou possible et 8% huile; • le bassin de l'Ahnet-Timimoun, essentiellement Paléozoïque ne renferme que du gaz (13%) dont la moitié est encore classée probable et possible. Les réserves découvertes renfermées dans les autres provinces sont actuellement négligeables (moins de 4%) mais souvent très significatives quand on les situe par rapport au degré de maturité de l'exploration et par conséquent indicatrices d'un certain potentiel pétrolier non négligeable.

Légende

27

Figure 11 : Sections simplifiées à travers des parties choisies de la plate-forme saharienne. La grande exagération est nécessaire pour donner un point de vue de la création régionale de ces bassins.S. Galeazi & al., (2010), modified .

Répartition stratigraphiques des réserves d’hydrocarbures Cette analyse de la répartition verticale va nous permettre de retrouver comme pour la répartition géographique les deux anomalies créées par les deux gisements géants de Hassi Messaoud et de Hassi Rmel. • Le Cambrien, qui est le seul réservoir productif de Hassi Messaoud et dans quelques gisements voisins à lui seul, renferme 68% des réserves initiales en huile • L'Ordovicien ne contient que 6% de l'huile (en majorité dans le Bassin d'Illizi) et 18% du gaz (dont le tiers environ vient aussi du Bassin d'Illizi). • Les réservoirs Siluro-Dévonien renferment en pourcentage à peu près autant d'huile (12% en majorité dans le Bassin d'Illizi) que de gaz (13% en majorité dans les Bassins de l'Ahnet Timimoun et d'Illizi). • Le Trias, quant à lui, ne renferme que 10% d'huile, essentiellement dans les Bassins de Oued Mya et Rhourde Nouss, et 64% du gaz en majorité dans le gisement de Hassi Rmel (Oued Mya). 28

• Enfin les autres réservoirs du Carbonifère et du Méso-cénozoïque ne renferment pour le moment que des quantités négligeables d'hydrocarbures.

Figure 12 : Pourcentage de répartition selon les bassins Le département d’état à l’énergie précise dans sa note, que les réserves pétrolières algériennes sont estimées officiellement à 12,2 milliards de barils. La même situation a été relevée pour le gaz en révélant un déclin dans la production sans en fournir les chiffres mais en rappelant que les réserves officielles sont de l’ordre de 159 trillions de pieds cubes. Ces chiffres sont loin des potentialités réelles algériennes en la matière, selon l’Administration américaine pour l’Information en Énergie (EIA) qui estime que les réserves méconnues et inexploitées sont de l’ordre de 9,8 milliards de barils de pétrole et de 49 trillions de pieds cubes de gaz naturel. La même agence estime les réserves algériennes en d’hydrocarbures de schiste à 6 milliards de barils récupérables et à 700 trillions de pieds cubes de gaz naturel.

29

IV.3. En Tunisie La Tunisie est relativement un petit producteur d’hydrocarbures. La production est en régression continue, chutant d’un pic de 120 000 Baril/Jour dans les années 1985-1990, à seulement 67 000 Baril/Jour en 2012. En 2011, la Tunisie a produit 1 925 Millions de mètres cubes de gaz naturel sec. • La Tunisie a deux formations significatives pour le pétrole et le gaz de schiste dans la région du sud. La Tunisie possède : 651 milliards de métres cubes de gaz de schiste techniquement extractible. 1.5 milliard de barils de pétrole de schiste techniquement extractible. A ce jours, la Tunisie refermerait dans ses entrailles un potentiel de l’ordre de : 150 milliards USD soit prés de 250 milliards TND. Ces chiffres sont une réalité et non pas des purs effets d'annonce.

Production et consommation d’hydrocarbures Selon le ministère Tunisien de l’industrie, la production d’hydrocarbures en 2012 étaient d’environ 70.000 b/j. Les principaux gisements sont essentiellement compris dans deux réservoirs, qui fournissaient 85% de la production du pays :

- Trias : El Borma - Eocène : Ashtart Le pétrole tunisien quasiment sans soufre et sans plomb est considéré comme l’un des meilleurs au monde du point de vue qualité. Le gouvernement table sur une hausse de 9,5% de la production de pétrole brut, au cours de l’année 2019, pour atteindre 2080 mille tonnes, contre des estimations de 1900 mille tonnes prévues en 2018. Selon les données fournies par le gouvernement concernant la balance économique, la production de gaz naturel qui devra atteindre 1940 tonnes équivalent pétrole, mobiliseront des investissements de l’ordre de 1700 millions de dinars, selon l’agence TAP. Au cours de l’année 2018, la Tunisie a produit près de 1900 mille tonnes de pétrole brut, soit une régression de 3,8% par rapport à 2017, sur la base de prévisions tablant sur un prix de 75 dollars le baril sur le marché international.

30

CHAP IV : LES SYSTÈMES PRODUCTIFS

31

V. Les Systèmes Productifs A la lumière des informations trouvées, on peux relever quelques systèmes pétroliers productif, notre étude nous auras permis de déterminer les roches mères, réservoirs et couverture dans les 3 secteurs que nous désirons étudions. Nous commencerons donc notre étude par la Tunisie. Cette étude sera basée sur les données de précédents puits dans les formations observées plus hauts.

- Roches Mère Tannezuft : Dans la zone d'étude, le Tannezuft décrit comme englobant un excellent niveau de roche source mince qui peut charger des couches sableuses minces, tel qu’il a été rencontré à l’est dans les gisements d’hydrocarbures connus.

- Roches réservoirs Acacus : La découverte dans Acacus de petits gisements d'hydrocarbures en Libye, ainsi que l'amélioration de base et de nouveaux outils de diagraphie, ainsi que la récente et les tests positifs de la formation Acacus dans différents puits, ont évidemment relancé l'exploration tout au long de la période récente. Réservoirs de grès Acacus siluriens dans le sud de la Tunisie (par exemple, Oued Zar Hammouda, Adam, Nawara…). Ces minces ensembles de lits sableux sont généralement scellés par le haut et latéralement par du schiste intra-formation. Le membre Acacus -A situé au-dessus de la formation de Tannezuft est la cible d'hydrocarbures la plus prolifique décrite à ce jour vers le sud de la zone étudiée et présente une bonne porosité allant de 10 à 15%.

- Roche Couverture de la formation Tadrart V.1.La Formation Acacus On se propose d’étudier en se servant de données recueillis dans au préalable d’étudier le système pétrolier qui a pour roche mère « Tannezuft » roche réservoir « Acacus » et roche couverture la formation « Tadrart ». Pour mener cette étude, on a disposer des données diagraphies de trois puis répartis dans le gisement de El Borma . Les enregistrements diagraphiques mis à notre disposition sont les suivants :

-GR : gamma ray -TNPH : Thermal neutron porosity in selected lithology (m3/m3) -RHOZ : standard résolution formation density (g/m3) -DT : Interval transit time ( us/ft ) -AT10, AT20, AT30, AT60, AT90 : Array introduction two feet resistivity -Cali :caliper (in) Toutes ces données sont rassemblés dans un fichier numérique sous format M à S. Ce fichier est basé sur la digitalisation de toutes les données diagraphiques enregistrer tous 0,1524m. Ce fichier sera intégré dans le logiciel IP et va être lu et interprété par la suite . 32

Le type de forage est celui de Garat Ben Sabeur situé a 80km au SW de Borj Bourguiba ou il présente une épaisseur de 710m. Elle repose normalement sur les argiles principales de la formation Tanezuft et elle est supporté par la discordance majeure des grés de Tadrart. Milieu de dépôt : Cette formation consiste en des alternances de greset d’argiles, des complexes argilo-greseux ou greso-argileux. Dans certaines carottes de puits, ces grés montrent une bioturbations fréquente, des laminations planes et des stratifications obliques. La formation Acacus pour cette étude a été subdivisé en 3 unités.

V.2 Étude Litostratigraphique de la formation Acacus par les diagraphies différées On se propose dans cette partie d’étudier les trois partie de la formation Acacus dans les puits suivant P1, P2, et P3. Cette étude est basé essentiellement sur les données diagraphiques mises à notre disposition.

Figure 13 : Carte synthétique de la zone a étudier

33

V.3 Étude de Acacus A Dans le puits P2, l’Acacus A est épais de 109m. Composition : Il se caractérise par une alternance régulière degrés et d’argile. C’est une séquence de six unités gréseuse et les cinq unités argileuses. Les unités gréseuses sont actualisé par les valeurs assez élevées de Gamma ray. Gamma ray : Valeurs maximale est de 92,828, preuve de leur enrichissement en argile. Une valeur moyenne de Gamma ray de l’ordre de 120 API une résistivité d’environ 15 home. Au fur et à mesure que l’on monte dans ma série, les unités argileuse peuvent atteindre une épaisseur maximale de 10 m.

-La résistivité : Médiocre et peut atteindre une valeur de 0,370ohm/m. -Porosité : La partie sommitale est caractérisé par une faible porosité plutôt qu’au niveau de la partie basale ( 7,6 a 18%). Les unités argileuses montrent une variation vertical d’épaisseurs et présente les caractéristiques petro physique suivantes : Le tableau montre une description détaillée des unités gréseuses qui constituent le niveau de l’Acacus A dans la concession d’El Borma.

Figure 14 : Description des unités gréseuses de l’Acacus A dans le puits P2 V.4. Étude de l’Acacus B Dans ce puits, l'épaisseur de membres B de la formation Acacus est de 177m.

-Composition : Cette série est constitué essentiellement par les argiles avec l'intercalation de quatre unités gréseuse dans leurs caractéristiques sont mentionnés dans le tableau 2.

-Porosité : de l’ordre de 14 %. -Gamma ray : Les argiles sont caractérisées par des valeurs élevées de GR qui peuvent atteindre les 150 API a la cote 3300.

34

-Résistivité : Moyenne de l’ordre de 20 ohm /m dans la partie sommitale, tandis que la partie basale est formé par les origines plus résistantes (30 Ohm.m).

Figure 15 : Description des unités gréseuses de l’Acacus B dans le puits P2 V.6. Étude de l’Acacus C Dans le puits P2, le membre C de la formation Acacus est le plus épais. D’une épaisseur de 425m l’Acacus C est formé dans trois parties : La partie sommitale qui s’étend de 2775m jusqu'à 2900m, est formée par une alternance argilo-gréseuse. Les argiles, avec des épaisseurs importantes par rapport aux bancs gréseux, sont fortement radioactives moyenne de l’ordre de 8 Ohm.m. Avec leurs faibles épaisseurs, les niveaux gréseux sont caractérisés par des résistivités de l’ordre de 2 Ohm.m et une valeur moyenne de gamma ray d’environ 90API. La partie intermédiaire est a dominance gréseuse. Cette partie est épaisse de 175m. Les grés de cette partie sont plus résistants que la partie sommitale. La partie basale qi s’étend de 3075m jusqu'à 3200m est formée par une alternance argilo-gréseuse. Les grés et les argiles montrent une variation verticale d’épaisseur. Cette variation n’est pas accompagnée par une variation importante des paramètres pétrophysiques qui restent généralement le même tout en descendant dans la série.

35

Figure 16 : Stratigraphie du bassin de Ghadamès et corrélation de la formation l’Acacus(Réservoirs et piéges 2009/2010SoussiMohammed) V.7. Interprétation de la corrélation diagraphique V.7.1 Interprétation de la corrélation diagraphique de l’Acacus A La corrélation diagraphique de direction NW-SE des puits P1, P2, et P3 au sein du secteur d’étude montre les résultats suivants : De point de vue épaisseur, l’Acacus A ne montre pas un changement notable. Toutefois un léger épaississement de ce membre a été observé au niveau de puits P2. De point de vue facies, l’Acacus A montre une variation latérale. En effet la série s’enrichie en argiles en allant de SE vers le NW. L’unité gréseuse A5, sommitale de l’Acacus A est formé par trois sous unité A5-a,A5-b e tA5-c. Cette unité est bien corrélable entre les trois puits montre une diminution d’épaisseur dans le puits P2.

36

L’unité A4 qui garde presque la même épaisseur latéralement avec un léger épaississement au niveau de puits P2, montre une variation claire de facies en allant vers le Nord-Ouest ou elle devient argileuse. Les unités A2 et A3 sont corrélables entre les trois puits avec une épaisseur maximale observée au niveau de puits P2. Vers le NW, ces deux unités s ‘enrichissent en argiles. L’unités A1, formée par deux niveaux A1-a et A1-b, montre une épaisseur maximale au niveau de P2. De part et d’autre de ce puits, l’épaisseur de cette unité diminue graduellement jusqu'à la disparition de A2-b au niveau de P2. L’unité A0 est bien corrélable entre les trois puits. En effet, elle montre une épaisseur maximale au niveau de P2. L’unité A0 a dominance gréseuse dans les puit P1 et P2 s’enrichie en argiles dans les puits P3. La corrélation de l’Acacus A nous permet d’identifier des corps gréseux qui pourraient être des lentilles en observant leurs variations latérales d’épaisseurs, leurs formes et aussi par le biseautage de quelques niveaux (exemples : biseautage de niveau A1-b dans les puits P3).

V.7.2 Interprétation de la corrélation diagraphique de l’Acacus B Dans cette partie, la tentative de corrélation était effectuée sur le membre intermédiaire de la série silurienne à partir de trois puits bien repartis dans la concession d’El Borma. En effet, si nous avons tenté de corréler le membre B de l’Acacus dans les puits : P3, P2 et P1 avec les enregistrements diagraphiques mis à notre disposition, c’était principalement pour avoir une idée sur la variation latérale des unités gréseuses précédemment définies. Cette variation latérale présente le double intérêt d’être une variation d’épaisseur ainsi qu’une variation de faciès. A partir de cette corrélation on a pu identifier quatre unités gréseuses bien corrélables entre les trois puits. Le membre B de la formation Acacus garde la même épaisseur dans tous les puits avec un léger épaississement au niveau de puits P1. Ce membre qui débute par un niveau argileux important, s’enrichie en argile vers le Nord de la concession. Cet enrichissement est beaucoup plus net dans le puits P3 que dans les deux autres puits. L’unité B0, essentiellement gréseuse dans le puits P1 et P2 devient à dominance argileuse au niveau de P3. Du point de vue épaisseur, cette unité garde la même épaisseur en allant du NW vers le SE. L’unité B1 s’amincit en allant du SE vers le NW avec toutefois un changement de facies dans cette direction. L’unité B2 garde la même épaisseur dans les trois puits.

V.7.3 Interprétation de la corrélation diagraphique de l’Acacus C Avec les données diagraphiques de trois puits (P1, P2 et P3) nous avons tenté de corréler le membre C de la formation Acacus.

37

Ainsi pour mieux comprendre la variation latérale d’épaisseur et de facies des différents corps argilo-gréseux dans la partie sommitale de la formation Acacus, on va se référer à la variation litho stratigraphique de la série silurienne sommitale. Cette corrélation de direction générale NW-SE nous permet de tirer les résultats suivants : L’Acacus C, essentiellement argileux dans la partie septentrionale de la concession (P3), montre une variation remarquable d’épaisseur au contraire de membre A et B qui gardent presque la même épaisseur. En effet, le puits P3 est situé vers l’amont pendage. C’est l’effet de la phase Calédonienne qui a eu lieu pendant le Silurien et qui se manifeste par le soulèvement de la partie sommitale de la concession. De ce fait, on trouve l’Acacus C beaucoup moins épais dans le puits P3 que dans les autres puits. La corrélation montre aussi des niveaux argileux et gréseux bien corrélable entre les trois puits. Cette continuité latérale, accompagné parfois par des épaississements de niveaux argileux et gréseux surtout dans le puits P2, ne concerne que la partie basale et intermédiaire de l’Acacus C. En effet la partie sommitale montre une variation importante d’épaisseur et de faciès. Du point de vue faciès, l’Acacus C présente une tendance détritique très accentuées surtout dans le SE de la concession (P2 et P1). Vers le NW l’apport détritique diminue rapidement et la série devient a dominante argileuse. Cette diminution de l’apport détritique du Sud vers le Nord annonce la mise en place d’un complexe détritique progradant. L’interprétation des corrélations diagraphiques entre les trois puits précédemment définis dans la concession d’El Borma a permis de mettre en évidence et d’une façon claire les résultats suivants : La partie SE de la concession montre un enrichissement des dépôts en fraction détritique témoignant d’un retrait progressif de la mer des bordures vers le centre du bassin. Cette tendance détritique annonce le début d’une progradation littorale de direction Sud-Nord. La formation des alternances argilo-gréseuses (formation Acacus) s’amincit vers les bordures du bassin, a savoir la zone de puits P3.

V.8. DETERMINATION DES PARAMETRES PETROPHYSIQUES L’interprétation quantitative de la formation Acacus a été effectuée en utilisant le logiciel IP « Interactive Petrophysics » afin de déterminer avec détails les caractéristiques pétrophysiques des différents niveaux réservoirs dans les trois puits. Cette interprétation a été basé en premier lieu sur la détermination des paramètres suivants : la saturation en eau (Sw), la porosité effective () et le volume d’argile (Vcl). Le volume des accumulations est fourni en tenant compte des « cutoffs » recueilli via des données d’études précédentes : , Sw et Vcl. Le cutoff est la valeur en dessous de laquelle l’intervalle est éliminé pour les calculs d’hydrocarbures en place. Dans notre cas, on a adopté les valeurs suivantes :

-Porosité effective : ≥ 10% -Saturation en eau : Sw ≤ 60% -Volume d’argiles : Vcl ≤ 45% 38

Détermination du volume d’argiles (Vcl) On considère dans l’interprétation que seule l’argile pure intervient, les impuretés n’étant pas différents de la roche matricielle du point de vue conductivité électrique. On détermine Vcl a l’aide de plusieurs indicateurs qui donnent chacun une valeur. La valeur minimale est retenue comme étant probablement la plus vrai. Dans notre cas, on a utilisé comme indicateur le Gamma ray. L’opération consiste d’abord, a la détermination par la lecture sur le log de Gamma ray, des valeurs de GRmax et GRmin. Ces variables correspondent aux déviations maximale et minimale de la courbe de Gamma ray a la rencontre des niveaux respectivement imperméables et totalement dépourvus d’argiles. Le volume d’argiles est ensuite calculé a partir de la formule suivante : Vcl = ( GRlue – GRmin ) / ( GRmax – GRmin ) Avec :

-GRlue = Gamma ray dans la formation -GRmax = Gamma ray maximale d’argiles -GRmin = Gamma ray minimale de grés Perméabilité La perméabilité est évaluée à l’aide des diagraphies par plusieurs méthodes, la plupart utilisant la notion de saturation irréductible. On appelle saturation irréductible en eau d’une roche (Sw)irr, l’eau résiduelle qui reste dans les pores quand un balayage prolongé a l’huile ou au gaz a été fait. (Sw)irr dépend de la porosité et de ka perméabilité, elle varie entre 10% et 50%. On considère que les diagraphies donnent (Sw)irr au dessus de la zone de transition dans un réservoir.

Evaluation des possibilités de prospection dans le Sud-Ouest de la Tunisie et le nord du champ d'El Borma La zone d'étude est située dans la partie sud-ouest du prolifique Bassin de Ghadames et au Nord du champ pétrolifère El Borma. Cette plate-forme saharienne stable, située sur le flanc sud de l'arc de Telemzane-Bounemcha, est une province pétrolière à fort potentiel entourée du principal producteur d'hydrocarbures du sud de la Tunisie et de la frontière est de l'Algérie, avec un approvisionnement bien défini. Cette zone fait partie du bassin de retenue intra-cratonique formé au début du Paléozoïque. Elle s'étend de l'Est de l'Algérie (Berkine) à la traversée du Sud de la Tunisie et du Nord-Ouest de la Libye (Bassin de Hamra). Dans le Sud de la Tunisie, il est donc limité au Nord par Telemzane.

39

Figure 17 : Localisation de la zone à étudier

Le Bassin de Ghadamès, depuis ses débuts, a été affecté par de nombreux mouvements tectoniques. En conséquence, son architecture structurelle interne est dominée par des phases tectoniques répliquées tels que les événements tectoniques, calédoniens, hercyniens et autrichiens. Evaluation : Trois systèmes de jeu majeurs existent dans la région :

- Le grès triasique classique - Les grès émergents ordoviciens - Les grès émergents siluriens. Le schiste chaud silurien inférieur représente la principale roche source prouvée de ces jeux. Cette source a une épaisseur variant de 10 à 30 m.

- COT variant de 1,56 à 6,7% de roche 40

- Un potentiel pétrolier maximal allant jusqu’à 23,77 kg / tonne de roche (données de la PR n ° 1bis). En outre, il est classé comme une source bonne à très bonne en termes de COT et de rendement en hydrocarbures. Il est dans la fenêtre d'huile et est plus mature à l'ouest. De plus, une source d'ordovicien très potentielle peut se trouver dans les schistes d'Azel (prouvée dans le bassin du Chott et en Algérie). Jeu Triasique Les réservoirs triasiques de grès ladiniens sont le principal producteur d’hydrocarbures dans le sud du bassin tunisien de Ghadames et dans la région algérienne de Berkine. Dans cette zone, la formation de TAGI est finalement bien dispersée et peut correspondre à la cible d'hydrocarbures principale. Au nord de la zone d'étude, une trajectoire de migration ascendante pourrait être envisagée puisque cette unité est localement inconfortable et située au-dessus de la formation de Tannezuft / schiste chaud. Les réservoirs TAGI ont d'excellents paramètres pétro physiques avec une porosité comprise entre 15 et 20% dans les réservoirs d'hydrocarbures voisins. Ils sont généralement bien scellés latéralement par l'anhydrite et l'argilite Azizia, ainsi que par l'évaporite Liasique bien développé.

VI ÉTUDE DU BASSIN D’ILLIZI La seconde zone d’étude se localise dans la partie centrale du bassin d’Illizi, qui se situe au Sud du Sahara Algérien. Le Silurien et le Dévonien de ce bassin constituent les principales sources d’hydrocarbures. Situation géographique du Bassin d’Illizi Le bassin d'Illizi est situé dans la partie Sud-Est du Sahara algérien, entre 26 °30' et 29030 de l'altitude Nord et entre 6 et 10 degré de longitude Est. Il s'étend sur une superficie de 108 424km2. Présentant une longueur Nord-Sud d'environ 700 km et une largeur EstOuest qui dépasse 300 km.(SONATRACH. 2007). Contexte géologique Du point de vue géologique, le bassin d'Illizi correspond à un bassin de plateforme stable. Épaisseur : La couverture sédimentaire d'une épaisseur moyenne de 3000 m Composition : Il est essentiellement constituée de dépôts paléozoïques. L'individualisation du bassin s'est faite à la fin du Silurien et au cours du Dévonien inférieur. Localisation : Le bassin d'Illizi est limité au Nord par le bassin de Berkine, à l'Est par le môle de Tihemboka, au Sud par le massif du Hoggar, et à l'Ouest par la dorsale d'Amguid El Biod.

41

Figure 18 : Log représentant les structures et l’emplacement géologique du bassin 42

Figure 19 : Carte isopaque silurienne, basée sur les données des puits, exception le bassin de berkine les épaisseurs sont estimés par les données sismiques, TOTAL (2010).

43

Figure 20 : Vue d’ensemble sur les différents et les failles qui les composent 44

Sur le plan Stratigraphique La couverture sédimentaire du Bassin d'Illizi repose en discordance majeure sur la surface InfraTassilienne qui nivelle un socle plissé constitué de roches sédimentaires métamorphiques, cristallophylliennes et volcaniques.

Situation géographique du Bassin d’Illizi Le Bassin d'Illizi est situé dans la partie Sud-Est du Sahara algérien, entre 26 °30' et 29030 de l'altitude Nord et entre 6 et 10 degré de longitude Est. Il s'étend sur une superficie de 108 424km2. Présentant une longueur Nord-Sud d'environ 700 km et une largeur EstOuest qui dépasse 300 km.(SONATRACH. 2007).

VI.1 Les roches mères Les Bassins d'Illizi et de Berkine présentent essentiellement deux roches mères :

- Le Silurien (argiles radioactives) - LeFrasnien (argiles du Dévonien moyen et supérieur) Dans le bassin d'Illizi, le dépôt des argiles radioactives Frasniennes est contrôlé par la paléotopographie, existant au début du Frasnien. L'épaisseur maximale se trouve vers le nord-est du Tinhert et le sud-ouest de la plate-forme d'Illizi. Un amincissement des épaisseurs est à noter vers l'est. Le Frasnien possède une bonne richesse en matière organique sur tout le bassin (2,4 à 10% de COT). Les valeurs de COT (carbone organique total) initial excèdent les 7% au nord du môle d'Ahara et vers la partie sud-occidentale du bassin d'Illizi.

VI.2. Roches réservoirs

-Réservoirs du Cambro-ordoviciens -Réservoirs du Siluro- dévonien

VI .3. Roches couvertures

-Les argiles de la base du Silurien assurent la couverture des réservoirs du complexe terminal. -Les argiles intercalées du Dévonien inferieur et du Dévonien moyen. -Les argiles du Dévonien supérieur. -Les argiles du Carbonifère. 45

I.Caractérisation géochimiques des niveaux roches mères Cette partie consiste à l’identification et la caractérisation des niveaux roches mères dans le silurien et le dévonien en définissant : la richesse en matière organique, le potentiel pétrolier résiduel, et le type de la matière organique.

VI .1. `La Roche mère silurienne La formation de l'Oued Imirhou : Épaisse de 240 à 450 m, d'apparence homogène, appelée argiles à Graptolites traduit la généralisation d'un milieu franchement marin à toute la plate forme Saharienne.L'intervalle d'intérêt majeur est la série argileuse du Silurien inférieur. A la base de ces argiles, se développe un niveau à radioactivité́ naturelle élevée (Gamma Ray), dépassant parfois 300 API, et très riche en matière organique, d'une épaisseur de plus de 30 m. Talus à Tigillites: Son épaisseur varie de 40 à 50 m. Cette unité est formée d'alternances d'argiles silteuses et de grés fins argileux, associés à des terriers. Les argiles à graptolites s'étendent globalement à l'échelle de toute la plateforme saharienne et fournissent l'une des plus importantes roches mères.

1. La richesse en matière organique : On constate que la richesse en matière organique (COT) augmente d’une façon générale d’Est à l’Ouest, le sondage situé à l’Ouest recèle la plus grande teneur en carbone organique totale (3.89 %), qui peut atteindre 14.70. On distingue trois zones : - Une zone moyenne, à l’Est, où le COT varie de 0.62% à 1 %. - Une zone riche, située au centre avec des valeurs de COT de 1 à 2%. - Une zone très riche, à l’Ouest présentant des valeurs de COT allant de 2 à 3.89%. (Chaouche, 1992).

2. Le potentiel pétrolier résiduel (S2): On remarque d’une façon générale une augmentation du potentiel pétrolier résiduel(S2) du Nord- Est vers l’Ouest, trois zones sont a ressortir : Une zone orientale divisée en deux parties :

-Une partie nord-orientale caractérisée par un faible potentiel pétrolier résiduel (S2