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Cadre géologique et Structurale
Cadre géologique
L’histoire géologique et géodynamique du bassin Sénégalais s’intègre dans le contexte global du grand bassin MSGBC. Ce grand bassin comprend des unités triasiques à néogènes à faible pendage ouest reposant en discordance sur un substratum qui constitue en même temps les limites du bassin (figure 2). Ce substratum est constitué par le socle précambrien granitisé et métamorphisé de la dorsale de Réguibat au nord, la chaîne panafricaine et hercynienne des Mauritanides à l’est et le Siluro-Dévonien du bassin de Bové au sud, (NDIAYE, 2012) Le bassin est largement ouvert sur l’Atlantique avec une façade côtière longue d’environ
1400 km depuis le Cap Blanc au nord de la Mauritanie jusqu’au Cap Roxo au sud-est de la Guinée-Bissau. Le bassin est quelques fois recouvert par une formation sablo-argileuse du miocène ou par des calcaires lacustres et des sables éoliens du quaternaire (figure 4). Les affleurements sont rares mais existent dans le Cap-Vert, dans la région de Thiès, dans la vallé du fleuve Sénégal et dans le Ferlo.
Il comprend cinq sous-bassins ou compartiments alignés Nord-Sud :
Le compartiment RAS EL BAIDA – CAP TIMIRIS
Le compartiment de NOUACKCHOTT
Le compartiment DAKAR – BANJUL
Le compartiment CASAMANCE – BISSAU
Le compartiment ORANGO – CONAKRY
SERIGNE SALIOU MBACKE FALL Page 3
IST MéMoire d’ingénieur GEOLOGUE PETROSEN
Le bassin sénégalais, occupe les 3/4 du MSGBC et est à cheval sur deux compartiments : le compartiment de Dakar-Banjul et celui de Casamance-Bissau
Dakar-Banjul ; qui s’étend jusqu’à la frontière de la Gambie, où il est limité par la prolongation de la faille de Jacksonville. Il renferme la partie la plus large du bassin onshore recouverte par les sédiments du Mésozoïque et du Cénozoïque. Il se caractérise par la présence d’intrusions ignées issues de l’activité volcanique récente de la péninsule de Dakar, l’existence de failles normales listriques orientées NNESSW qui découpent le plateau continental adjacent en escaliers. A ces failles listriques s’ajoutent la faille transformante de Rufisque et celle de Cayar-Rosso qui limite le compartiment au Nord, toutes deux orientées Est-Ouest.
Casamance-Bissau : limité au Sud par la continuation de la zone de fracture des Bahamas et dans sa partie Nord par la faille de Jacksonville. Il se caractérise par l’existence d’une longue chaîne de diapirs de sel alignée NS et l’existence d’un système de failles normales listriques orientées SW ; auxquelles s’ajoute le linéament Bissau-Vélingara-Kidira orienté NE-SW.
Le bassin sénégalais est caractérisé par un système de horsts et de grabens, découlant d’une tectonique extensive liée à l’ouverture de l’atlantique centrale. Il s’est formé en trois phases :
• une première caractérisée par un bombement de la croûte continentale occasionnant la formation d’un système de horsts et grabens ;
• une seconde caractérisée par l’expansion de la croûte océanique ;
• une troisième correspondant au développement de bassins de type marge passive
Le remplissage du bassin sénégalais s’est effectué en trois phases successives.
La phase Pré-rift
La phase Pré-rift d’âge Protérozoïque supérieur-Paléozoïque comprend des sédiments d’àge Ordovicien à Dévonien. Les sédiments de cette série affleurent en guinée – dans le bassin de Bové – et se prolongent sous la couverture Méso-cénozoïque du bassin sénégalais. Ils remplissent un bassin intracratonique (NDIAYE, 2012).
Le cambrien n’a été rencontré dans aucun forage au Sénégal.
L’Ordovicien comprend des quartzites fracturés atteignant 525 m dans le forage de Diana Malari (Dm-1). Dépourvu de fossile, il a été corrélé avec les formations analogues du bassin de Bové datées de l’Ordovicien par des graptolites.
Le Silurien comprend des argiles schisteuses riches en matières organiques et des grès quartzites. Son épaisseur passe de 41m (à Diana Malari) à 164m (à Kolda). Les schistes atteignent 57m à Kolda.
Le Dévonien se présente sous forme de grès feldspathiques qui atteint 47 m Diana Malari. A Kolda nous avons des grès quartzites surmontant des grès grossiers. Il est argileux à son toit.
Le Carbonifère et le Permien n’ont pas été traversés par un forage au Sénégal.
Cette phase pré-rift s’est formée lors d’une série de transgressions-régressions. Les grès de l’Ordovicien se sont déposés dans un contexte continental à fluvio-déltaïque. Ils sont suivis par les argiles siluriennes riches en matières organiques et déposés lors d’une transgression rapide. Puis, viennent complétés la séquence, les grès et les argiles du Dévonien.
La phase syn-rift :
La phase de rifting (figure 3) serait datée du Pérmo-Trias (Ndao, 2014). Les dépôts de cette phase n’ont pas été traversés par les forages onshores. La séquence syn-rift est uniquement décrite par analogie avec d’autres régions dans un contexte géologique similaire. On la trouve au Cap-Vert, au large de la Casamance et en Mauritanie. Les dépôts sont considérés comme continentaux grossiers, intercalés avec des schistes lacustres noirs riches en matière organique, déposés dans des grabens (Ndiaye, 2012).
La phase post-rift (Jurassique moyen-Actuel)
La phase post-rift de l’histoire géologique du bassin sédimentaire sénégalais correspond à son remplissage conforme et continue par des sédiments méso-cénozoïque du Jurassique à l’Actuel. Les unités stratigraphiques post-rift restent les mieux connues surtout grâce aux forages pétroliers qui l’ont traversée jusqu’au Jurassique Supérieur sur une épaisseur totale supérieure à 5000 mètres. La série atteint et dépasse probablement 10000 mètres dans la région du Cap-Vert. Les dépôts sont des carbonates du Jurassique (Malm et Dogger) et du Crétacé Inférieur(Néocomien). Le Tertiaire est formé en majorité d’argiles et de sables fins avec des intercalations de carbonates peu épais.
L’histoire tectonique du bassin sédimentaire sénégalais est affectée par plusieurs évènements tectoniques dont les orogenèses Panafricaines (I et II) Hercynienne et l’ouverture de l’Atlantique. Ces évènements ont créé deux principales directions de failles dans le bassin :
• Subdivisons transversales à partir des failles transverses et transformantes (Est-Ouest);
• Subdivisions longitudinales à partir des failles méridionales le long de la zone de suture (Nord-Sud)
Les subdivisions transversales séparent le bassin en compartiments : Nord et Sud ;
Dans le compartiment nord de Dakar-Banjul, l’influence des Mauritanides est très ressentie et se traduit par une tectonique compressive et chevauchante. Par un jeu de failles transformantes, ce domaine est subdivisé en deux sous bassins : Toundou/Louga dominé par la faille N-S et Diourbel/Saloum, où la série du Paléozoïque (Carbonifère, Cambro-Ordovicien au Dévonien) est bien différenciée.
En revanche, dans le compartiment du Sud Casamance-Bissau l’influence des Mauritanides est moindre et nous avons des failles normales qui délimitent des horsts et grabens. Dans ce compartiment la tectonique est souple et nous avons un amincissement de la croute continentale évoluant de façon halocinétique, donnant naissance aux diapirs de sel qui évoluent de l’Albo-Aptien à l’Actuel (Villeneuve, 1990). La faille de la Casamance contenant le fleuve Casamance sépare le sous bassin de la Gambie et celui de la Casamance.
Les failles méridionales (Nord-Sud) aussi délimitent le bassin en deux grands domaines structuraux séparés par une zone de flexure.
Le domaine oriental, situé à l’est du bassin à l’est du méridien 15°30’W où Les sédiments sont épais de quelques centaines de mètres au maximum et surmontent un socle faiblement incliné, métamorphique et granitique.
Le domaine occidental s’étend à l’ouest du méridien 16°30W avec un pendage Ouest. Son socle n’a jamais été atteint et il est enfoui sous une couverture dépassant 8000 m d’épaisseurs à Dakar et 10000 à 12000m en basse Casamance.
La zone de flexure s’étend entre le méridien 15°30 et 16°30, sépare le domaine oriental de celui occidental. Cette zone semble correspondre à la limite de la base du mésozoïque (Gladima-SIBY, 2013). Son socle plonge vers l’ouest avec un pendage croissant, plus de 4000 m d’au-delà de Diourbel. Ce domaine est traversé par des venues magmatiques en relation avec l’ouverture de l’océan atlantique ( SARR).
La maturation des hydrocarbures :
La matière organique est la matière première des hydrocarbures. Elle contient les débris de microorganismes d’origine végétale (phytoplancton) et/ou animale (zooplancton). Les constituants de la matière organique sont appelés macéraux (par analogie à minéraux pour les roches) et sont classés par les pétrographes (Annexe 2). Pour que la matière organique soit préservée et transformée en hydrocarbure, elle doit se déposer dans les environnements où des conditions minimales doivent régner telles que :
o Un milieu pauvre en oxygène ou un milieu anaérobie : c’est un milieu réducteur et fermé donc protégé de l’action des bactéries aérobies ;
o Un milieu calme : c’est un milieu peu remanié de sorte à préserver la matière organique.
Une partie de la matière organique lorsqu’elle se dépose est détruite par l’action des bactéries aérobies existantes dans le milieu. L’autre partie qui subsiste subit des modifications physico-chimiques est progressivement transformée en kérogène qui sous l’action de la température et de la pression va générer des hydrocarbures et ceci durant de longue période.
La diagenèse C’est la première phase de la transformation de la matière organique à la fin de laquelle le kérogène est généré. La matière organique subit une dégradation biochimique, et des réactions d’hydrolyse et de condensation se produisent. La matière organique, initialement constituée d’éléments C, H, O et N, va progressivement perdre O et N. Le gaz formé à cette phase est dit immature (uniquement du méthane). Les transformations se déroulent dans les premiers 1000 m sous les températures inférieurs généralement à 65° C La catagenèse où « fenêtre à huile »
A cette phase, encore appelée phase mature, se produisent des réactions de craquage thermique. Les hydrocarbures liquides sont générés en grande partie et du gaz humide ou condensât est aussi formé.
Les températures se situent entre 65 et 150°C et la profondeur se situera entre 2000 et 3000 m de profondeur selon les gradients géothermiques locaux. La métagenèse où « fenêtre à gaz »,
La température augmente avec la profondeur, les réactions hydrothermales se poursuivent. Du gaz sec est formé de façon abondante par craquage du pétrole. C’est la sur maturation de la matière organique (Température supérieure à 150°C) qui se poursuit jusqu’au métamorphisme. A des températures très élevées, le kérogène produit un résidu carboné et ne peut donner des hydrocarbures.
La migration des hydrocarbures
C’est l’ensemble des déplacements auxquels sont soumis les hydrocarbures une fois générés.
On distingue 2 types de migration que sont : la migration primaire et la migration secondaire.
La migration primaire ou expulsion :
Elle correspond au drainage des hydrocarbures de la roche mère vers le réservoir. Elle se fait en deux étapes : (1) expulsion des hydrocarbures hors du kérogène et (2) leurs déplacements à travers la roche mère jusqu’au contact avec des roches plus poreuses et plus perméables. En effet, la génération des hydrocarbures à l’intérieur de la roche mère entraine une augmentation du volume des fluides présents ce qui en plus du poids des sédiments sus-jacents entraine une augmentation de la pression. Cette surpression va générer la naissance des microfissures à l’intérieur de la roche mère par lesquelles les hydrocarbures seront expulsés vers les zones à faible pression comme les roches réservoirs. Après l’expulsion des hydrocarbures, la pression se relâche et les microfissures se referment rendant ainsi la roche mère de nouveau imperméable.
La migration secondaire :
C’est le déplacement des hydrocarbures à l’extérieur de la roche mère et sous l’effet de la poussée d’Archimède. En effet, Une fois expulsés de la roche mère, les hydrocarbures auront tendance à se déplacer vers les points de plus basse pression et s’accumulent dans les pièges pétroliers, par le jeu de la poussée d’Archimède. Les voies de drainage des hydrocarbures sont nombreux et parmi eux on peut citer : (1) un lithofacies clastique, (2) un lithofacies carbonaté,
(3) une faille perméable, (4) une discordance et (5) une variation latérale de lithofacies. Lorsque les hydrocarbures rencontrent une couverture étanche lors de cette seconde migration , celles-ci sont piégés et les phases hydrocarbures gazeux, les hydrocarbures liquides et l’eau coexistent séparément (figure 14).
Selon la perméabilité d’une formation, le drainage peut s’opérer sur quelques mètres voir sur plusieurs kilomètres au cours des temps géologiques.
Roche réservoir :
Le réservoir à l’instar de la roche mère joue aussi un rôle important dans le système pétrolier.
C’est le lieu de stockage des hydrocarbures générés puis expulsés par la roche mère.
Il s’agit généralement des sables (ou grès), carbonates, dolomites, ou des roches fracturées contenant des failles et des fractures qui permettent le déplacement des fluides des roches mères vers les zones d’accumulation ou la surface. La porosité des roches réservoirs est comprise entre 5 à 30% du volume total de la roche. Les hydrocarbures (liquides et gazeux) formés dans les roches mères se déplacent dans ce système de drains jusqu’à trouver des zones favorables à leur accumulation. Et dans ces zones d’accumulation on doit y voir :
• Une accumulation naturelle d’hydrocarbures avec un régime de pression naturel (saturation)
• Une couverture ou fermeture par une barrière rocheuse ou étanche.
• Et une bonne porosité et une bonne perméabilité (primaire ou secondaire)
La porosité est le pourcentage de vides par unité de volume dans une roche. Elle est exprimée en pourcent (%). La porosité est plus grande lors d’un tassement cubique de la roche que lors d’un tassement de type rhomboédrique (figure 15)
La perméabilité se réfère à la capacité de la roche à laisser circuler les fluides qui se trouvent dans les pores. Elle est exprimée en Darcy.
Ces deux paramètres, bien qu’ils soient différents, sont étroitement liés. En effet la perméabilité et la porosité diminuent avec l’enfouissement sédimentaire (subsidence). On distingue 2 principales catégories de roches réservoirs (Biteau, 2017)
Les réservoirs gréseux
Ils sont formés des grains de silice et ont une origine principalement détritique. Lorsque les grains sont libres, il s’agit de sable mais quand ils sont liés par un ciment on parle de grès. Selon la nature du ciment on peut avoir des grès argileux ou carbonatés.
Les réservoirs carbonatés
Ils sont constitués de calcaire et/ou de dolomie. Selon la nature du ciment on peut avoir par exemple des carbonates argileux qui sont d’origine :
• Détritiques : formés essentiellement de débris (grains de calcaire, des coquilles, etc.)
• Chimiques : formés par précipitation chimiques de minéraux carbonatés
• Récif : Accumulation de tests calcaires d’organismes marins ou de débris ou fragments de roches calcaires
Toutefois, on peut avoir des réservoirs de socles fracturés, roches volcaniques, granites, gneiss, micaschistes.
Roche couverture
La roche couverture d’un réservoir d’hydrocarbure est aussi importante autant que le réservoir lui-même et la source. C’est une roche imperméable généralement de nature argileuse ou évaporitique (sel massif, anhydrite …). Son rôle est de bloquer et de préserver les hydrocarbures générés par les roches mères et accumulés dans les roches réservoirs. Elle peut avoir :
o une extension régionale de nature évaporitique ou carbonaté micritique diagénisé ou argilo-silteuse (appelée surface condensée)
o ou une extension moindre ou locale souvent de nature argilo-silteuse moins fiable pour une extrapolation
L’absence de cette roche se traduit dans le système pétrolier par une migration des hydrocarbures vers la surface (dis-migration) avec pour conséquences la transformation du pétrole en un résidu solide sous l’effet de l’altération météorique (lessivage par les eaux météoritiques, oxydation abiotique et biodégradation) et la perte des gaz dans l’atmosphère.
Pièges pétroliers
Le piégeage des hydrocarbures est une étape importante dans la formation d’un gisement d’hydrocarbures. L’existence d’un réservoir nécessite la présence d’un piège qui empêche la dispersion du pétrole et du gaz en direction de la surface. Un piège pétrolier est une structure capable d’arrêter les hydrocarbures dans leur migration et limitée en amont ou latéralement par une barrière étanche de roches imperméables. Ils sont normalement identifiés par les méthodes sismiques.
Les pièges stratigraphiques
Ils se forment à partir des variations de faciès c’est-à-dire des variations de la composition minéralogique des couches sédimentaires. La roche devient latéralement imperméable emprisonnant les hydrocarbures sous forme de lentilles, de biseaux ou de récifs.
On peut avoir par exemple des lentilles de grès dans un ensemble argilo-gréseux, IV.2. Les pièges structuraux
Ils se forment lors d’évènements tectoniques qui sont à l’origine de la déformation des couches géologiques. Les pièges structuraux sont:
– Les plis souvent anticlinaux : qui sont des déformations tectoniques souples ou des plissements d’amplitude quelconque dont leurs courbures est tournée vers le haut du fait de la pression latérale exercée par les couches avoisinantes.
– Les pièges par failles : sont des déformations tectoniques cassantes qui naissent de jeux de failles au sein d’une série sédimentaire fracturant les couches réservoirs et les mettent au regard des couches imperméables.
Ces types de pièges, structuraux ou sédimentaires constituent les objectifs classiques de l’exploration. Cependant, il existe d’autres types de pièges.
Pièges mixtes :
C’est la combinaison des pièges stratigraphiques et structuraux. On a principalement des pièges associés à des discontinuités et des pièges associés aux dômes de sel (les diapirs). Discordances :
Elles résultent d’évènements géologiques majeurs ayant affectés toute ou une partie d’une période géologique à l’échelle d’une région et marquée par une absence partielle ou totale de dépôts. Sur une succession stratigraphique, on observe une absence ou une troncature de certains dépôts marqués par les surfaces d’érosion. Les pièges par discordance comprennent les discordances angulaires, les discontinuités et les inconformités.
Les diapirs ou dôme de sels :
Ce sont des Dépôts sédimentaires ayant un comportement plastiques. Ils sont composés de sels ou d’anhydrides, qui, du fait de la compression exercée par les couches avoisinantes, se plissent donnant lieu à des montées de sel par endroit. Ces montées de sels entraînent la formation de dômes qui sont à l’origine de différents types de pièges.
Les pièges à hydrocarbures sont très visés par les explorateurs et ils constituent les zones de prédilection pour la recherche du pétrole.
La séquence complète et durable dans le temps des composants principaux du système et du déroulé temporel associé au déroulement des hydrocarbures depuis la roche mère jusqu’au piège est appelé Chaine pétrolière.
COMPARAISON DES SYSTEMES PETROLIERS DU SENEGAL, DE L’ALGERIE ET DES USA
Présentation du système pétrolier paléozoique du Sénégal
Les analyses des puits qui ont travérsé le Paléozoïque, dans le bassin senegalais de même que dans les provinces voisins (figure 20), et l’étude globale de l’évolution depuis la phase pré-rift, montrent la possiblité de l’existance d’un important bassin Paléozoïque sous l’épaisse formation Méso-cénozïque. La surface prospective des cibles du Paléozoïque s’étend du nord au Sud du pays, au méridien 16° Est, suivant une bande qui s’étand sur 100km de large. Les anomalies cartographiées vont de 40km² à 350km², et sont localisées sur :
Le bloc de Louga qui couvre une supérficie de 27000 km² sur la partie nord du pays.
Le bloc de Diourbel qui s’étant sur 17000km².
Le bloc de Saloum qui s’étant sur 14000km².
Le bloc de Casamance situé au sud du pays avec une surface de 15000km².
Dans ces quatre blocs ciblant le Paléozoïque, seul le bloc de Casamance a eu des forages qui ont atteint les sédiments de l’anté-rift. Ces forages sont Diana-Malari 1 et Kolda 1 (tableau 1 & 2)
Comparaison du système pétrolier du Paléozoïque du Sénégal avec celui de l’Algérie et celui des USA
Le système pétrolier paléozoïque de l’Afrique du Nord : cas de l’Algérie
Le système pétrolier du Paléozoïque nord-africain compte cinq (5) très grands gisements (supérieur à 1 milliard de barils de pétrole) et 24 grands gisements (supérieur à 250 millions de barils de pétrole) de pétrole et de gaz avec plus de 46 milliards de barils des réserves qui sont récupérables.
L’histoire géologique des bassins sédimentaires algériens s’inscrit dans le processus de géodynamique globale notamment la tectonique des plaques qui a structuré l’Algérie en deux domaines:
Au nord, l’Algérie alpine;
Au sud, la Plateforme saharienne.
Les systèmes pétroliers du Paléozoïque sont pour la majeure partie localisée dans la Plateforme Saharienne.
Les roches mères :
Les principales roches mères du Paléozoïque algérien qui sont la source des hydrocarbures mis en évidence dans les différents réservoirs de la couverture sédimentaire du Paléozoïque sont datées du Silurien inférieur et du Dévonien supérieur (Frasnien inférieur):
o Le Silurien Inférieur:
Le Silurien inférieur est constitué d’argiles gris-noir à noires, radioactives à la base. Ces argiles sont présentes sur toute la plateforme Saharienne (figure 33, 34) sauf dans les régions ou elles sont érodées par l’orogénèse Hercynienne.
Les épaisseurs varient de 10 m à 100 m avec des maxima situés dans les bassins de l’Ahnet, de Ghadamès, d’Illizi, de l’Oued Mya, du Mouydir, au nord du bassin de Timimoun (Guern El Mor) et dans les sillons de Benoud et Sbaa.
La teneur en carbone organique total (COT) oscille entre 1% et plus de 11% et dépasse localement 20%. La matière organique est d’origine marine (Algues, Chitinozoaires, Graptolites, matière organique amorphe sapropélique). La roche mère engendrée est d’excellente qualité et son potentiel pétrolier peut localement dépasser 60 Kg HC/t. L’état de cuisson du kérogène est à gaz sec et condensat 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.
En revanche, 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. Le kérogène est souvent immature comme c’est le cas pour le Sud Est du sillon de Sbaa, aux abords de la voûte d’Azzène.
Selon la 132eme publication spéciale de geological society, cette roche mère silurienne est la source de 80 à 90% des hydrocarbures du paléozoïque nord-africain au moment où les shales du Frasnien (début Dévonien supérieur) sont la source des 10% supplémentaires.
o Le Frasnien Inferieur (début du Dévonien Supérieur):
Le Frasnien inférieur est constitué d’argiles organiques radioactives noires. Elle est rencontrée dans beaucoup de bassins de la plateforme Saharienne (figure 33) avec des épaisseurs variables entre 10 et 240 m (Des épaisseurs supérieures à 100 mètres sont enregistrées dans les bassins de Ghadamès, du Mouydir, de Béchar et surtout sur la bordure méridionale du bassin de Timimoun et de l’Ahnet où le seuil de 250m est atteint). Ces argiles frasniennes sont riches en matiere organiques avec un COT qui atteint 10% et un potentiel de 52 Kg HC/t. Le kérogène est immature au SE du sillon de Sbaa. Il est en phase à huile dans les bassins d’Illizi (figure 34), 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 condensat).
Les roches réservoirs
Les roches réservoirs du Paléozoïque de l’Algérie sont nombreuses et se trouvent dans le cambrien, dans l’Ordovicien, dans le Silurien, dans le Dévonien et dans le Carbonifère. Mais les réservoirs actuellement productifs sont situés dans le cambrien, dans l’Ordovicien et dans le Dévonien inférieur :
o Le Cambrien :
Les réservoirs du cambrien sont constitués essentiellement de grés hétérogènes, fin à très grossiers, entrecoupés de silstones argilo-micacés. Leurs porosités sont secondaires (c’est-à-dire liées à la fracturation) (figure). Le cambrien est productif dans les champs de la province triassique et dans les bassins d’Illizi et de Timimoun. Les réservoirs productifs dans le bassin Timimoun sont surtout liés à la fracturation.
Exemple de Hassi Messaoud : Le réservoir de « Hassi Messaoud » se situe dans le Cambrio-Ordovicien vers 3300m, il est de forme anticlinale (figure 35). La roche couverture est constituée par le complexe argilo-gréseux et salifère du trias. La structure développée suit une direction générale nord et sud est. Ce sont des sédiments du cambrien, saturés en huile, constitués essentiellement de grès hétérogènes fins à très grossiers argentés. Le réservoir est constitué de 4 zones superposées R1 (Ri+Ra), R2 et R3, ayant différentes caractéristiques physiques et pétrographiques (Annexe 4).
o L’Ordovicien :
Les réservoirs Ordoviciens, relativement nombreux, sont essentiellement gréseux et présentent des porosités moyennes de 5 à 10%. Dans les bassins algériens ils sont situés dans les formations suivantes :
• les grès argileux de l’Oued Mya et les grès d’El Atchane ;
• les quartzites de Hamra ;
• les grès d’Ouargla ;
• les grès de l’Oued Saret ;
• les grès de Ramade ou la dalle de Mkratt
L’Ordovicien est productif (gaz & huile) dans le champ de Tin Fouye Tabankort (TFT), situé au Sud-Est de Hassi Messaoud. Il a été découvert en 1961.
o Le Dévonien inférieur
Ces réservoirs sont des grès moyens à grossiers avec de bonnes caractéristiques pétrophysiques. Ils sont présents et épais dans les bassins de Timimoun, d’Ahnet, de Reggane et de Ghadamès et complètement érodé ailleurs. Il est généralement producteur partout où il est présent. On peut citer : le champ d’Alrar dans le bassin d’Illizi de nature gazeux à condensat et le champ d’huile de Zarzaitine à proximité de la frontière lybienne.
Les roches couvertures
Les roches couvertures du paléozoïque (Ordovicien à Dévonien) sont essentiellement des argiles et sont situées sur la Plateforme Saharienne. Les formations ordoviciennes sont plus répandues sur la plateforme que celles datant du Silurien et du Dévonien.
o Les roches couvertures de l’Ordovicien
Les roches couvertures d’âge Ordovicien sont présentes sur la quasi-totalité de la Plate-forme
Saharienne et sont toutes des argiles. On distingue ainsi :
– l’Ordovicien inferieur – argiles d’el- Gassi : Il s’agit d’argiles gris-noir à noires, elles assurent la couverture des réservoirs cambriens. Ce faciès est réparti sur tout le Sahara (Ain Romana dans le bassin de Ghadamès).
– L’Ordovicien Moyen – argiles D’azzel Et Tiferouine : Ces argiles gris-noir silto-micacées, assurent l’étanchéité des quartzites de Hamra et des grès de Ouargla.
– L’ordovicien Supérieur. – argiles Micro-Conglomératiques : Il s’agit d’argiles noires et grises (50 à 150 m) à grains de quartz roulés d’origine périglaciaire. Ce niveau peut reposer en discordance sur plusieurs réservoirs cambriens et ordoviciens
o Les roches couvertures du 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
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Table des matières
TABLE DES MATIERES
Introduction
Chapitre 1 : CADRE GEOGRAPHIQUE GEOLOGIQUE ET TECTONIQUE DU BASSIN SENEGALAIS
I. Situation géographique
II.Cadre géologique et Structurale
II.1. Cadre géologique
II.2. Cadre Structurale
Chapitre 2 : LA NOTION DE SYSTEME PETROLIER
I. Roche mère, maturation et migration
I.1. Roche mère
I.2. La maturation des hydrocarbures :
I.3. La migration des hydrocarbures
II. Roche réservoir
III. Roche couverture
IV. Pièges pétroliers
IV.1. Les pièges stratigraphiques
IV.2. Les pièges structuraux
IV.3. Pièges mixtes
La notion de province pétrolière :
Chapitre 3 : COMPARAISON DES SYSTEMES PETROLIERS DU SENEGAL, DE L’ALGERIE ET DES USA
I. Présentation du système petrolier paleozoique du Sénégal
II. Roche mère
III. Réservoirs et Couvertures
IV. Les pièges
V. Comparaison du système pétrolier du Paléozoïque du Sénégal avec celui de l’Algérie et celui des USA
V.1. Le système pétrolier paléozoïque de l’Afrique du Nord : cas de l’Algérie
V.2. Le système pétrolier paléozoïque de la province des Appalaches
V.3. Comparaison
CONCLUSION
Recommandation 1
Recommandation 2
Bibliographie
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